SCHLUMBERGER OILFIELD REVIEW

INVIERN

O DE 2001VOLUM

EN 12 N

UMERO 3

Invierno de 2001

Registros de resonancia magnética

Evaluación de riesgos económicos

Selección de barrenas de perforación

Registros para la perforación

Oilfield Review

Décadas de actividad cíclica en la industria del petróleo y el gas,y la economía cambiante de la perforación han conducido al de-sarrollo de barrenas rotativas más durables y capaces de perfo-rar un mayor metraje. Actualmente, como resultado de los avan-ces logrados en la ingeniería de los materiales, tanto las barre-nas de cortadores fijos como las de conos giratorios se utilizan,como nunca antes, en las más diversas aplicaciones de perfora-ción (véase "Bordes cortantes," página 38). Esta tecnología denueva generación ha incrementado también el número de clasesde barrenas y su disponibilidad. A pesar de que el costo de lasbarrenas de perforación constituye solamente una fracción delcosto total del pozo, la elección óptima de la barrena influye engran medida en el costo por metro perforado. El desarrolloactual de las barrenas tiende a reducir los costos de construc-ción del pozo, disminuyendo el número de viajes necesarios parareemplazar las barrenas y, por lo tanto, el tiempo de perforación.

Además de los usos tradicionales y ampliados de las barrenasde conos giratorios, un hecho importante de los últimos 25 añosfue la introducción de las barrenas de cortadores fijos de uncompuesto policristalino de diamante (PDC, por sus siglas enInglés). Esta tecnología ha evolucionado de las primeras aplica-ciones limitadas para perforar formaciones blandas y con lodode perforación a base de aceite (petróleo), a la perforación enambientes del subsuelo cada vez más difíciles. Gracias a mejoresdiseños de barrenas, a los modernos cortadores de PDC, a lastécnicas de fabricación de alta calidad y a un mejor entendi-miento de los procesos de perforación en las distintas formacio-nes, estas barrenas abarcan más de la mitad del mercado deperforación actual. En el futuro, las barrenas de PDC y de cortadores fijos se utilizarán en un rango de aplicaciones aún mayor.

La selección de las barrenas de perforación adecuadas parautilizar en un pozo es un proceso complicado que requiere deexperiencia de perforación, del entendimiento de los factoresmecánicos, hidráulicos y económicos, y del acceso a la mejortecnología actual de las barrenas. Inicialmente, las barrenas deconos giratorios y de cortadores fijos se seleccionan en base auna evaluación completa de las condiciones de perforación quese esperan encontrar. El siguiente paso consiste en elegir unabarrena específica de los diferentes subconjuntos de barrenasque se encuentran disponibles: con diente de acero, de insertos,de diamante natural, de PDC, híbridas o impregnadas de dia-mante. Finalmente, otras consideraciones definirán las caracte-rísticas específicas de la barrena.

Para un pozo dado, estas elecciones críticas se rigen por lascaracterísticas de la formación tales como la resistencia de laroca a la compresión, la abrasividad y la presión intersticial. Enconsecuencia, las formaciones a perforar deben estar plenamen-te caracterizadas. Los datos de registros del lodo de perforacióny los registros obtenidos por herramientas operadas a cable soninvalorables. Mediante el análisis y la interpretación de losregistros, puede determinarse cuán ardua será la perforación deuna formación en particular. Esta información, combinada conlos programas de análisis de resistencia de la roca permite quelas barrenas se agrupen en función de su capacidad para perfo-rar ciertas formaciones.

Conjuntamente con los registros del pozo, los registros de labarrena obtenidos en pozos vecinos son también extremadamen-te útiles para la selección de las barrenas y para determinar la

Visión de un usuario sobre las barrenas de perforación

capacidad de las mismas. La evaluación del rendimiento y el usoeficiente de las barrenas requiere una base consistente para lacomparación. Para evaluar el rendimiento de la perforación y al-canzar mejoras en la eficiencia de la misma, es necesario mante-ner un historial detallado de las barrenas. Las modernas basesde datos que incorporan la información, tanto de las barrenas deconos giratorios como de las barrenas de cortadores fijos son he-rramientas indispensables para la toma de decisiones.

Las decisiones relacionadas con la elección de la barrena confrecuencia deben tomarse en el momento en que los pozos estánsiendo perforados. Estos criterios se basan en la información ob-tenida en el piso del equipo de perforación, tales como el pesosobre la barrena, la velocidad de rotación y el esfuerzo de tor-sión. El análisis detallado de las barrenas utilizadas una vez ex-traídas a la superficie, conduce a una mejor, más exitosa y máseconómica selección de barrenas y de los parámetros de perfora-ción para los viajes subsecuentes. El éxito económico de la ba-rrena puede determinarse comparando viajes de barrenas en po-zos vecinos, analizando los registros de pozos y evaluando las ba-rrenas desgastadas. En el futuro, se espera que aquellas decisio-nes se sustenten en información sobre la barrena, obtenida entiempo real de herramientas y sensores de fondo.

La tecnología relacionada con la industria de la perforaciónha cambiado drásticamente. Los pozos horizontales, de alcanceextendido y de tramos laterales múltiples son ambientes de per-foración que proporcionan nuevos retos. La continua evoluciónde las tecnologías de construcción de pozos requiere barrenas aser utilizadas en aplicaciones no tradicionales, tales como lospozos con diámetro reducido.

Los nuevos diseños de las barrenas deben enfocarse a proble-mas específicos. Todas las partes involucradas deben compartirel conocimiento técnico y la experiencia a fin de agilizar el desa-rrollo de las barrenas diseñadas para nuevas aplicaciones deperforación. Los esfuerzos conjuntos entre los fabricantes de lasbarrenas y el personal del operador pueden dar como resultadoahorros importantes en los costos y mejoramientos en la eficien-cia; factores que son esenciales para el éxito de la perforación.¿Cuál es la barrena de perforación óptima? La que maximiza larentabilidad del pozo.

Alain Besson Jefe de la Sección de Herramientas de PerforaciónTotalFinaElfParís, Francia

Alain Besson es Jefe de la Sección de Herramientas de Perforación de To-talFinaElf y reside en París, Francia. Después de sus estudios en matemáti-cas avanzadas y de su capacitación y entrenamiento especializado a niveluniversitario, trabajó en la industria de la aviación. Ingresó a TotalFinaElf en1977 y permaneció ocho años en el área de investigación y desarrollo de lasbarrenas de perforación y del equipamiento asociado con las mismas. Alain,posteriormente trabajó durante cuatro años como ingeniero de perforaciónen Noruega. Desde 1989, ha estado involucrado en la creación de la secciónde Barrenas de Perforación y Equipamiento de Perforación, destinada a opti-mizar el rendimiento de la perforación para las filiales de TotalFinaElf.

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Syed A. AliChevron Petroleum Technology Co.Houston, Texas, EUA

Antongiulio AlborghettiAgip S.p.AMilán, Italia

Svend Aage AndersenMaersk Oil Kazakhstan GmbHAlmaty, República de Kazakhstán

Michael FetkovichPhillips Petroleum Co.Bartlesville, Oklahoma, EUA

George KingBPHouston, Texas

David Patrick MurphyShell E&P CompanyHouston, Texas

Richard WoodhouseConsultor independienteSurrey, Inglaterra

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Traducido y producido por LincED Int’l, Inc. y LincED Argentina, S.A.

Editor ejecutivoDenny O’BrienEditor senior de producciónLisa StewartEditor seniorMark E. TellEditoresRussel C. HertzogGretchen M. GillisMark A. AndersenColaboradoresSteve PrenskyMalcom BrownRana Rottenberg

DistribuciónDavid E. BergtIlustracionesTom McNeffMike MessingerGeorge StewartDiseñoHerring DesignSteve FreemanKaren MalnarImpresiónWetmore Printing CompanyCurtis Weeks

Invierno de 2001Volumen 12Número 3

Schlumberger

38 Bordes cortantes

La superior calidad de los materiales y las mejoras introducidas en losprocesos de manufactura, en los diseños y en la hidráulica de las barre-nas, permiten que hoy en día una sola barrena perfore varias seccionesdel hueco que anteriormente requerían múltiples viajes con distintasbarrenas. En este artículo se analizan las barrenas de conos giratorios ylas barrenas de cortadores fijos, así como también la realización de prue-bas a escala natural, el diseño asistido por computadora, y el monitoreode los datos de fondo para mejorar el rendimiento de la perforación yfabricar barrenas destinadas a aplicaciones y formaciones específicas.

2 Tendencias en registros de RMN

La generación actual de herramientas de registros de resonancia magnéticanuclear (RMN) proporciona información confiable con respecto a los flui-dos de la formación y a la porosidad. Los nuevos diseños de las herramien-tas y el mejor procesamiento de los datos han aumentado la eficiencia en lavelocidad de adquisición de datos y han reducido sustancialmente los cos-tos de adquisición de registros. Las nuevas aplicaciones utilizan las siner-gias entre las mediciones de RMN y otros registros para resolver los proble-mas relacionados con la evaluación de las formaciones, la terminación delos pozos, la caracterización geológica y la optimización de los yacimientos.

85 Colaboradores

88 Próximamente en Oilfield Review

89 Nuevas publicaciones

Oilfield Review

1

64 LWD en tiempo real: Registros para la perforación

La eficiencia en la perforación, el manejo del riesgo y la exacta coloca-ción del pozo son las claves para disminuir los costos de exploración ydesarrollo. La avanzada tecnología actual de adquisición de registrosdurante la perforación (LWD, por sus siglas en Inglés) proporcionamediciones e imágenes en tiempo real destinadas a evitar problemasde perforación, mediante la actualización de los modelos utilizadospara alcanzar los yacimientos y mantenerse dentro de los mismos.Ejemplos de campo demuestran cómo las mediciones de LWD, talescomo la inclinación de la barrena, la presión anular y el registro dedensidad-neutrón azimutal reducen los costos de E&P y mejoran losniveles de éxito de los pozos horizontales y de alcance extendido.

22 Riesgos medidos

El riesgo cobra demasiada importancia en casi todas las etapas del negociopetrolero, desde las etapas de exploración y producción hasta la fase decomercialización. La evaluación del riesgo y de la incertidumbre colabora en la toma de decisiones y puede contribuir a mejorar el rendimiento de laexploración y de la producción. Las herramientas utilizadas para manejarlos riesgos físicos y la incertidumbre pueden también utilizarse para com-prender el riesgo económico y la incertidumbre, sin embargo, son raramenteutilizadas. En este artículo se describen las herramientas más recientes uti-lizadas para la evaluación económica y para la evaluación de riesgos de lasinversiones propuestas en proyectos de la industria del petróleo y el gas,incluyendo el flujo de fondos descontado, el análisis de Monte Carlo, y lasteorías de la cartera de inversiones, de las opciones y de las preferencias.

2 Oilfield Review

Tendencias en registros de RMN

Se agradece la colaboración en la preparación de este artí-culo a Rob Badry, Calgary, Alberta, Canada; Kamel Benna-ceur, Dylan Davies, Robert Freedman y Bruce Kaiser, SugarLand, Texas, EUA; Dale Logan, Midland, Texas; Robert Klein-berg, Ridgefield, Connecticut, EUA; Don McKeon, Mon-trouge, France; LSD Onuigbo, Lagos, Nigeria; y Lee Ramseyy Frank Shray, Houston, Texas. CMR, CMR-200, CMR-Plus (herramienta Combinable deResonancia Magnética), DMR (Método de Interpretaciónque combina los datos de Densidad con los de ResonanciaMagnética), FracCADE, FMI (Imágenes Microeléctricas deCobertura Total), MDT (Ensayador Modular de la Dinámicade la Formación), OFA (Analizador Óptico de Fluidos),PowerSTIM y TLC (Perfilaje en Condiciones Difíciles) sonmarcas de Schlumberger. MRIL y MRIL-Prime son marcasde NUMAR Corporation.

La extraordinaria tecnología de adquisición de registros o perfilaje de resonancia magnética

nuclear (RMN) ha estado en continua evolución durante los últimos diez años. Las compa-

ñías petroleras utilizan las mediciones de RMN en una variedad de aplicaciones cada vez

más numerosa; por ejemplo, para caracterizar los fluidos de las formaciones durante la

evaluación de los yacimientos y determinar la producibilidad de la formación. Hoy en día,

las mediciones obtenidas con estas herramientas permiten transformar completamente los

diseños de las terminaciones de los pozos y el desarrollo de los yacimientos.

En la última década, los petrofísicos recibieroncon satisfacción la aparición de las herramientasde perfilaje de resonancia magnética nuclear porpulsos (RMN) por su capacidad de resolverproblemas difíciles en la evaluación de las for-maciones. Las compañías de servicios continúanrealizando importantes inversiones en tareas deinvestigación tendientes a perfeccionar las medi-ciones de RMN. El resultado de estos esfuerzosse ve reflejado en las continuas mejoras introdu-cidas en las herramientas y las nuevas aplicacio-nes para las mismas. Con la introducción detécnicas de pulsación a mayor frecuencia, amediados de la década del 90, se ampliaron lasposibilidades de estas herramientas con res-

pecto a la caracterización de la movilidad de losfluidos. Recientemente, se han obtenido extraor-dinarios adelantos en las posibilidades de adqui-sición de datos, lo cual ha significado unaumento importante en las velocidades de adqui-sición de registros o perfilaje.

Una ventaja fundamental que presenta la úl-tima generación de herramientas de RMN, es sucapacidad de proporcionar un espectro más am-plio de información acerca de los yacimientos,respecto de lo que se había podido lograr hastaahora. Los datos de RMN permiten respondermuchas preguntas clave a casi todos los profe-sionales relacionados con la exploración y pro-ducción, incluyendo los ingenieros de yacimiento,

David AllenCharles FlaumT. S. RamakrishnanRidgefield, Connecticut, EUA

Jonathan BedfordLondres, Inglaterra

Kees CastelijnsNueva Orleáns, Luisiana, EUA

David FairhurstSan Antonio, Texas, EUA

Greg GubelinNick Heaton Chanh Cao MinhSugar Land, Texas

Mark A. NorvilleMilton R. SeimKerns Oil and Gas, Inc.San Antonio, Texas

Tim PritchardBG Group plcReading, Inglaterra

Raghu RamamoorthyKuala Lumpur, Malasia

Invierno de 2001 3

los ingenieros de terminación, los geólogos y lospetrofísicos. Por ejemplo, los ingenieros de termi-nación ahora utilizan las mediciones de RMNpara diseñar los tratamientos de estimulación deyacimientos por fracturación hidráulica. Los inge-nieros de yacimiento, evalúan las cualidades dela roca con datos de RMN de alta resolución,para localizar barreras de permeabilidad verticaly mejorar el manejo de la producción. Los geólo-gos y los petrofísicos adquieren un mejor conoci-miento de la geometría del poro, para el análisisdepositacional a partir de las distribuciones deltiempo de decaimiento. La caracterización de loshidrocarburos también se ha perfeccionado gra-cias a la interpretación de registros de RMN,

combinados con otras mediciones. En definitiva,se obtiene una evaluación más precisa de la pro-ducibilidad del pozo.

En este artículo se examinan los avances másrecientes en la tecnología de las herramientas deRMN y se estudia de qué manera algunos deestos desarrollos, como el aumento de la preci-sión, la mayor velocidad de perfilaje y las medi-ciones de alta resolución, se traducen en nuevasaplicaciones de RMN. Por medio de ejemplos decampo, se describe cómo se utiliza esta informa-ción para diseñar terminaciones de pozos y semuestra que las mediciones de RMN y los datosobtenidos con ensayadores de formación opera-dos a cable, constituyen métodos sumamente efi-

cientes y de bajo riesgo para evaluar la producibi-lidad del pozo. Por último, se analizan los últimosdesarrollos relativos a la evaluación de las forma-ciones de carbonatos con herramientas de RMN.

Nuevos avances en las herramientasLa herramienta Combinable de Resonancia Mag-nética CMR, introducida por Schlumberger en1995, se opera apoyada contra las paredes delpozo por medio de un fleje descentralizador. Unaantena corta direccional, ubicada entre dos ima-nes optimizados, enfoca la medición de la herra-mienta CMR en una zona vertical de 6 pulgadas[15 cm] y hasta 1.1 pulgadas [2.8 cm] dentro de laformación. Estas características y los adelantos

4 Oilfield Review

Pared del hueco

Antena

Zona ciega

Zonainvestigada

Disco de desgaste

Imán permanente

Imán permanente

Flejeexentralizador

Patín CMR

HerramientaCMR-200

HerramientaCMR-Plus

6 pulg

15.6

pie

s

Zona investigada

Cartuchoelectrónico

12 pulg

30 pulg

Diseño de la herramienta CMR. La herra-mienta CMR-Plus utiliza una antena similar a laherramienta CMR-200; la configuración de losimanes y los elementos electrónicos tambiénson semejantes. Los dos imanes permanentescrean una zona sensible a un campo de reso-nancia en la formación (arriba a la derecha yabajo a la izquierda). No obstante, los imanesde la herramienta CMR-Plus (abajo a la dere-cha) tienen 30 pulgadas (76 cm) de largo parapermitir la prepolarización de los átomos delhidrógeno en rotación mientras se perfila enforma continua. Esta nueva característica deldiseño, le permite a la herramienta CMR-Plusoperar con mayor rapidez.

1. Allen D, Crary S, Freedman B, Andreani M, Klopf W,Badry R, Flaum C, Kenyon B, Kleinberg R, Gossenberg P,Horkowitz J, Logan D, Singer J y White J: “How to UseBorehole Nuclear Magnetic Resonance,” Oilfield Review9, no. 2 (Verano de 1997): 34-57.

2. Freedman, R: “Dual-Wait Time Processing for MoreAccurate Total and Bound Fluid Porosity,” Solicitud depatentamiento en los EUA 156,417, 1998.McKeon D, Cao Minh C, Freedman R, Harris R, Willis D,Davies D, Gubelin G, Oldigs R y Hurlimann M: “AnImproved NMR Tool for Faster Logging,” Transactions of the SPWLA 40th Annual Logging Symposium, Oslo,Noruega, Mayo 30-Junio 3, 1999, artículo CC.

3. Prammer MG, Bouton J, Chandler RN y Drack ED:“Theory and Operation of a New Multi-Volume NMRLogging System,” Transactions of the SPWLA 40thAnnual Logging Symposium, Oslo, Noruega, Mayo 30-Junio 3, 1999, artículo DD.

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Invierno de 2001 5

electrónicos incorporados en la herramienta quemejoran la relación señal-ruido en la secuenciade adquisición de datos, permiten obtener un altogrado de precisión en las mediciones de la for-mación con gran resolución vertical.1

Debido al aumento en el precio del crudo y alas altas tarifas de los equipos de perforación enáreas marinas, resulta cada vez más importantepoder tomar decisiones en forma rápida. Laúltima versión dentro del grupo de herramientasCMR, la herramienta CMR-Plus, contempla esteaspecto (página anterior). Esta nueva herra-mienta incluye varias mejoras con respecto a laversión anterior, la herramienta CMR-200, quecomprenden el nuevo diseño del imán con uncampo prepolarizado más extenso, que permiteaumentar las velocidades de perfilaje hasta 3600pies/hora [1097m/h] en ambientes de relajaciónrápida. Se trata de una herramienta compacta, debajo peso, y muy resistente que tiene 15.6 pies[4.8 m] de largo y pesa 450 libras [204 kg]. El dise-ño del patín con bajo perfil, permite operar enpozos con diámetros u orificios de sólo 5 7⁄8 pulga-das [15 cm] de diámetro. Cuenta con una nuevasecuencia de pulsos de adquisición, denominadamodo de precisión mejorada (EPM, por sus siglasen Inglés) que, sumada al paquete de adelantoselectrónicos, permite aumentar la relación señal-ruido y mejorar las mediciones de alta precisiónpara evaluar los yacimientos (arriba).2

La posibilidad de obtener mediciones de RMNde alta precisión en forma rápida, hace que losingenieros perciban la producibilidad de lospozos desde otra perspectiva. Por ejemplo, hayzonas que podrían haber sido consideradasimproductivas, debido a la elevada saturación deagua y la posibilidad de que produjeran agua enexceso. De hecho, estas zonas merecían un estu-dio para determinar si el agua era no movible(irreducible). En un pozo de desarrollo ubicado enAmérica del Sur, un registro obtenido con la he-rramienta CMR-Plus reveló que, en una zona, laaparentemente alta saturación de agua resultabaser irreducible y por lo tanto, tal zona produciríahidrocarburos libres de agua. Con anterioridad, eloperador había evitado disparar, (cañonear o pun-zar) esta zona durante el proceso de desarrollodel campo. A partir de la nueva información, seabrió la zona y produjo gas seco, con lo cual seagregaron 20,000 MMpc [566 millones de m3] alas reservas de gas.

Las mayores velocidades de perfilaje que se al-canzan con la herramienta CMR-Plus, les permitena los operadores adquirir datos en forma económicaen intervalos más prolongados que incluyen zonasque inicialmente no resultaban interesantes.

La Corporación NUMAR, subsidiaria deHalliburton, desarrolló la herramienta de Imáge-nes por Resonancia Magnética MRIL, que incor-pora un imán largo permanente para crear uncampo estático lateral en la formación. Esta he-rramienta se corre en la parte central del pozo y

> Modo de precisión mejorada (EPM). La medición en EPM es una nueva versión de la secuencia deadquisición por pulsos y ecos de Carr-Purcell-Meiboom-Gill (CPMG), destinada a aumentar la precisiónde la medición de T2 corta, o señal del fluido adherido. La medición en EPM comprende una secuenciade pulsos, con un tiempo de espera prolongado, que mide todos los componentes de T2, seguida de unaserie de secuencias con tiempo de espera reducido, optimizadas para los componentes tempranos deT2 correspondientes a los poros pequeños. Las secuencias de tiempo de espera corto se apilan o acu-mulan para disminuir el ruido de la medición, con lo cual se obtiene una mayor precisión en los datosde ecos tempranos. Esto aumenta la precisión en las mediciones del volumen de fluido adherido y laporosidad total CMR.

Una subsecuencia de tiempo de espera prolongado(para medir los componentes prolongados de T2)

Diez subsecuencias de tiempo de espera reducido(para medir los componentes reducidos de T2)

Tiempo de esperaprolongado

Tiempo de espera reducido CPMG prolongada

CPMG prolongada

CPMG reducida

el volumen de medición consiste de una cápsularesonante cilíndrica y concéntrica de 24 pulgadas[61 cm] de longitud y aproximadamente 0.04 pul-gadas [1 mm] de espesor. El diámetro promediode la cápsula resonante es de unas 15 pulgadas[40 cm] y se determina por la frecuencia de ope-ración de la herramienta. En un pozo de 10 pul-gadas [25.4 cm] puede alcanzar una profundidadde investigación de 2.5 pulgadas [7.6 cm].Cuando se cuenta con una elevada profundidadde investigación, es posible reducir la sensibili-dad a la rugosidad en muchos huecos.

La última versión de la herramienta deNUMAR es la MRIL-Prime, que incorpora mejorasque permiten aumentar la velocidad y la eficien-cia del perfilaje.3 Está equipada con imanesprepolarizadores de 3 pies [1 m] ubicados porencima y por debajo de la antena, lo cual permiteregistrar hacia arriba y hacia abajo, y ofrece unacapacidad de medición con multicápsulas denueve frecuencias. Cada cápsula de medición sepuede programar con una secuencia de pulsacióndiferente, y la medición se puede alternar entrelas distintas cápsulas a través del cambio de fre-cuencia. La variación total en la profundidad deinvestigación de las nueve cápsulas, es deaproximadamente 1 pulgada [2.5 cm]. La opera-ción multifrecuencia permite realizar una medi-ción de la porosidad total y adquirir datosmultiparámetros con diferentes secuencias depulsado en cada cápsula.

Esta herramienta se encuentra disponible endos tamaños. El diámetro estándar de la herra-mienta es de 6 pulgadas; mide 53 pies [16 m] delargo y pesa 1500 libras [680 kg]. Existe un mode-lo más liviano que tiene un diámetro de 47⁄8 pul-gadas [12 cm], mide 50 pies [15 m ] de largo ypesa 1300 libras [590 kg]. Estas herramientaspermiten obtener registros en pozos de 57⁄8 pulga-das hasta 121⁄4 pulgadas [31 cm] de diámetro. Lavelocidad de perfilaje en ambientes con tiempode polarización reducido, es de 1440 pies/hr [440m/hr] y de 700 pies/hr [213 m/hr] para la versiónreducida de la herramienta.

RMN de alta resoluciónLa identificación y cuantificación de la geometríade la roca y la movilidad de los fluidos, sobre labase de las características de la relajación de larotación nuclear del fluido, se encuentran entrelos aportes más importantes del perfilaje de RMN.La separación de la porosidad en los componentesde fluido adherido y fluido libre, resulta esencialpara evaluar la producibilidad del yacimiento.4 Enlas formaciones delgadas y laminadas, la produci-bilidad depende no sólo de la relación neta de losvolúmenes de fluido adherido y fluido libre, sinotambién de la ubicación relativa de los dos volú-menes de fluido dentro de los diferentes estratoslaminados. Las mediciones resultan útiles en esteaspecto, sólo si son sensibles a las variacionesespaciales sobre una escala de longitud compara-ble con el espesor de la laminación. El ingenierode producción puede hacer uso de los datos de

RMN de alta resolución para evaluar la pro-ducibilidad de las secciones de laminación del-gada, obtener en forma precisa el volumen porosocon hidrocarburos, e identificar las barreras depermeabilidad vertical, que pueden contribuir aevitar la producción de agua no deseada de lasnapas acuíferas cercanas. Por otra parte, el inge-niero de terminaciones puede utilizar los datos dealta resolución para posicionar con mayor preci-sión los diseños de las operaciones de disparo,fracturación y estimulación de la formación.

Producibilidad de alta resolución—La resolu-ción vertical de una medición de RMN está deter-minada por la longitud de la antena, la relaciónseñal-ruido en la secuencia de adquisición y lavelocidad de perfilaje. Por ejemplo, las medicio-nes de la herramienta CMR-200 combinan paressuperpuestos de fases alternadas (PAP, por sus si-glas en Inglés) de secuencias pulso-eco de Carr-Purcell-Meiboom-Gill (CPMG) y una antena corta,para resolver los estratos de hasta 6 pulgadas deespesor (véase "Fundamentos de los registros deRMN," página 12). El imán de prepolarizaciónlargo incluido en la herramienta CMR-Plus, per-mite la adquisición de mediciones PAP no super-puestas a velocidades de perfilaje de hasta 3600pies/hr, con una mínima reducción de la resolu-ción vertical. En la práctica, la resolución verticalpara la mayoría de las mediciones de RMN se vedisminuida por el apilamiento vertical efectuadoen cada nivel de profundidad; técnica utilizadapara mejorar la relación señal-ruido, lo cual esnecesario para el proceso de inversión de T2.

Los últimos desarrollos en el registro CMR dealta resolución espacial, se derivan de un nuevométodo de procesamiento optimizado para brin-dar respuestas de alta resolución y un esquemade adquisición de datos en EPM.5 En el procesa-miento de alta resolución, la inversión de T2 serealiza sin aplicar ningún promedio vertical de losdatos de eco. El procedimiento de inversión de al-ta resolución se diferencia de la inversión conven-cional en diversos aspectos. La inversiónconvencional, por lo general, utiliza entre 30 y 50componentes de T2, lo que comprende la totali-dad de los tiempos de relajación posibles propiosde la formación y los fluidos de perforación. Elproceso de alta resolución utiliza sólo entre dos ycinco componentes de T2 (abajo). Por otra parte,estos componentes se seleccionan analizando ladistribución de T2 estándar, obtenida a partir delos datos apilados en cada nivel de profundidad.

Por ejemplo, si el intervalo de apilamiento enuna profundidad en particular, está formado porarena limpia, donde se observa un solo pico en ladistribución de T2, centrado entre 50 y 300 milise-gundos, los componentes de T2 utilizados para lainversión de alta resolución estarán comprendidosdentro de este rango. Al utilizar un número redu-cido de valores de T2 "óptimos," la inversión dealta resolución proporciona la porosidad total conmayor precisión. Para garantizar la precisión y lacorrespondencia con el procedimiento convencio-nal, la porosidad de alta resolución se escala demanera tal que el valor medio coincida con el dela porosidad estándar. Esta estrategia es similar a

6 Oilfield Review

> Procesamiento de alta resolución de ventanas de datos en varios niveles. El apilamiento vertical (izquierda) de las trazas de ecos y la inversión, se utilizan para obtener la distribución de T2 (centro) de los datos promediados. Una distribución de T2 equivalente, está formada por un número reducido de casilleros de valores de T2 de aproximadamente igual amplitud (derecha). La porosidad total, φ, y el valor de la media logarítmica T2 de la distribución reducida, son idénticas a las de la distribución original.

Apilamiento verticalInversión estándar de T2

con datos apiladosInversión de T2 de alta

resolución con una sola secuencia CPMG

φ φ

Invierno de 2001 7

> Ejemplo de un pozo en Australia, con una secuencia de estratos delgados de arena y lutita. En elCarril 1 se observan los registros tradicionales de densidad (azul) y neutrón (rojo). Un valor de poro-sidad total CMR con apilamiento de cinco niveles de profundidad (AR, negro), se compara con laporosidad de los núcleos en el Carril 2. La porosidad total CMR de alta resolución (negro), se com-para con la porosidad de los núcleos en el Carril 3. Nótese la precisión con que la porosidad totalde alta resolución captura las marcadas variaciones de porosidad que se observan a lo largo de los datos de los núcleos. La permeabilidad CMR obtenida con apilamiento de cinco niveles (azul),se compara con los datos de los núcleos en el Carril 4, y la permeabilidad de alta resolución (azul)en el Carril 5. Una vez más, el registro CMR de alta resolución concuerda con las variaciones depermeabilidad (azul) observadas en los datos de los núcleos. En el Carril de profundidad aparece un registro de rayos gamma, mientras que las distribuciones de T2 de la herramienta CMR se presentan en el Carril 6.

4. Coates G y Denoo S: “The Producibility AnswerProduct,” The Technical Review 29, no. 2 (1981): 54-63.

5. Heaton N, Cao Minh C, Freedman R y Flaum C: “HighResolution Bound-Fluid, Free-Fluid and Total Porositywith Fast NMR Logging,” Transactions of the SPWLA41st Annual Logging Symposiu, Dallas, Texas, EUA, Junio 4-7, 2000, artículo V.

6. Galford JE, Flaum C, Gilchrist WA y Duckett S:“Enhanced Resolution Processing of CompensatedNeutron Logs,” artículo de la SPE 15541, presentado enla Conferencia Técnica y Exhibición Anual de la SPE,Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, Octubre 5-8, 1986.

XX80

XX90

X100

X110

X120

Prof,pies

Rayosgamma

Porosidaddel densidad

Porosidad neutrón

Porosidaddel núcleo

Permeabilidaddel núcleo

Permeabilidaddel núcleo

Distribución de T2Porosidaddel núcleo

30 0u.p. 30 0u.p. 30 0u.p.

TCMR, 5-NIV

0.1 1000mD

KTIM, 5-NIV

0.1 1000mD 0.3 3000mseg

KTIM-ARTCMR-AR

la utilizada en el método de procesamiento alfa,utilizado para derivar las mediciones de densidadde alta resolución.6

La separación de la porosidad de alta resolu-ción en los volúmenes de fluido adherido y fluidolibre es sencilla. Dado que la señal del fluido libredecae en forma lenta, aporta una gran cantidad deecos. En consecuencia, el volumen de fluido librese puede calcular con gran precisión, utilizando lainversión estándar sin apilar los datos. El volumende fluido adherido de alta resolución, es igual a ladiferencia entre la porosidad total de alta resolu-ción y el volumen de fluido libre de alta resolución.

Los datos de porosidad y permeabilidad deriva-dos de registros de RMN de alta resolución, cons-tituyen elementos fundamentales para evaluar losyacimientos con laminación delgada. Por ejemplo,

en Australia, en un pozo perforado en una secuen-cia de capas delgadas de arenas y lutitas, seobserva escasa correlación entre la porosidad delos núcleos (testigos) y la porosidad derivada delos registros de densidad-neutrón obtenidos ahueco abierto (arriba). La porosidad de los núcleospresenta grandes fluctuaciones en la zona inferior:hasta 20 u.p. en un intervalo de 1 pie [0.3 m], loque podría esperarse en una formación laminada.En dichas zonas, los registros tradicionales obte-nidos a hueco abierto y los registros tradicionalesde RMN, con promediado de tres a cinco niveles,a menudo proporcionan una resolución verticalinadecuada y tienen limitada capacidad paraseleccionar zonas aptas para los disparos. Laporosidad total CMR de alta resolución, registradaen el Carril (Pista) 3, captura las fluctuaciones pro-

nunciadas de la porosidad, y ésta coincide perfec-tamente con los datos de los núcleos. Los cálculosde permeabilidad de Timur-Coates de alta resolu-ción derivados de las mediciones CMR, tambiénconcuerdan con las permeabilidades de losnúcleos que se observan en el Carril 5. Los cálcu-los de permeabilidad de Timur-Coates se exami-narán más adelante en forma más detallada.

En Canadá, se corrió la herramienta CMR-Plus a1200 pies/hr [366 m/hr] en una formación de arenay lutita con laminaciones finas (abajo). Los registrosde alta resolución de volumen de fluido adherido yfluido libre, concuerdan con las laminaciones finasque se observan en el despliegue obtenido con laherramienta de Imágenes Microeléctricas deCobertura Total FMI en la zona inferior. En estepozo, los registros de fluido libre y adherido de altaresolución anticorrelacionan y se compensanmutuamente en tal medida, que el registro de altaresolución de porosidad total proporciona escasa

8 Oilfield Review

Permeabilidad en aumento con porosidad en aumento...

Ampl

itud

del e

co

Tiempo

...y aumento de T2 ó FFV/BFV

Permeabilidad y la señal de T2 de RMN. En la hilera superior se observauna serie de señales de RMN hipotéticas—envolventes del decaimiento dela amplitud del eco—para porosidades y permeabilidades en aumento, enlas cuales el tiempo de decaimiento de T2 permanece constante. La hilerainferior muestra una serie de señales en las cuales la porosidad se man-tiene constante, pero el tiempo de decaimiento de T2 y la permeabilidadcalculada aumentan de izquierda a derecha. El área comprendida bajo laenvolvente del decaimiento de la amplitud del eco y la permeabilidad calculada, aumentan con la porosidad y el tiempo de decaimiento.

Ecuación de Timur-CoateskTIM=aφm (FFV/BFV)n

m~4, n~2

Ecuación de SDRkSDR=bφm (T2LM)n

m~4, n~2

> Transformaciones de permeabilidad de RMN. Laecuación de Timur-Coates contiene la porosidadtotal, φ, y la relación entre el volumen de fluidolibre (FFV) y el volumen de fluido adherido (BFV).La ecuación de SDR (Schlumberger-Doll Rese-arch) también contiene la porosidad total, pero uti-liza una media logarítmica T2 (T2LM) en lugar de larelación entre FFV y BFV. Los exponentes típicosson 4 y 2, pero pueden variar de acuerdo con lascondiciones locales.

Correlación de un registro de NMR de altaresolución (AR) con imágenes FMI. En los Carri-les 1 a 3, los registros tradicionales de fluidoadherido, fluido libre y porosidad total, procesa-dos con apilamiento de cinco niveles de profundi-dad (negro), se comparan con curvas de alta re-solución (verde) y con las correspondientesestimaciones derivadas de CPMG (rojo). Los re-gistros de porosidad derivados del neutrón (azul)y la densidad (rojo) se observan en el Carril 4 ylos registros de resistividad profunda (rojo) ysomera (verde) se observan en el Carril 5. Porencima de la zona tope, entre XX90 y X100 pies,los registros de alta resolución no presentan ca-racterísticas especiales y se superponen con losregistros promediados. No obstante, en la zonainferior desde X100 a X120 pies, los registros dealta resolución muestran un aumento de activi-dad, debido a la presencia de laminaciones finasque aparecen en la imagen FMI del Carril 6.Nótese que los registros de fluido adherido y flui-do libre anticorrelacionan y se compensan entresí, lo cual origina un registro de porosidad totalque presenta poca indicación de las laminacio-nes. Las fluctuaciones sustanciales en el fluidolibre y el fluido adherido en la sección inferior,concuerdan con las laminaciones que aparecenen la imagen FMI.

XX90

Prof,pies

Rayosgamma

X100

X110

X120

Volumen defluido adherido

Una sola CPMG

5 niveles

AR

Volumen defluido libre

Una sola CPMG

5 niveles

AR

Porosidad total

Una sola CPMG

5 niveles

AR

u.p.40 0 u.p.40 0 u.p.40 0

Porosidad del densidad

Resistividad

Porosidadneutrón

u.p.40 0

Rxo

ohm.m0.2 2000

Fluido adherido de AR

u.p. mseg40 0.30 3000

Fluido libre de AR

FMI

90 pulg Distribución de T2

indicación de las laminaciones. Los cálculos indivi-duales de CPMG mejoran la resolución, lo queresulta más evidente en la sección comprendidaentre X100 pies y X120 pies. Los registros CMR dealta resolución en la zona superior entre XX90 piesy X100 pies se superponen con los registros proce-sados en forma tradicional y muestran poca evi-dencia de la existencia de estratos laminados.

Este ejemplo demuestra que, mediante estanovedosa técnica de procesamiento, se puedenobtener registros de RMN de alta resolución co-rriendo la herramienta CMR-Plus a altas veloci-dades de perfilaje. Las laminaciones de entre 4 y6 pulgadas [10 a 15 cm] son detectables y es po-sible localizar con precisión las zonas de produc-ción de alta porosidad, ubicadas entre losestratos de lutitas.

<

<

Invierno de 2001 9

> Indicador de permeabilidad de RMN de alta resolución. El nuevo indicador essimplemente la suma de las amplitudes del eco (arriba) y es directamente propor-cional al área de la envolvente de decaimiento del eco. El indicador de permea-bilidad de alta resolución por suma de ecos, se compara con las permeabilidadesmedidas en el laboratorio sobre 30 muestras de núcleos provenientes de cuatropozos de diferentes partes del mundo (centro). La correlación lineal (R2 = 0.95) esadecuada para más de seis órdenes de magnitud y concuerda con la de lastransformaciones de permeabilidad basadas en las mediciones de RMN conven-cionales. La curva de alta resolución que aparece en la gráfica fue calibrada parauna suma de 600 ecos. El prefactor y el exponente utilizados en el cálculo, seajustan de acuerdo con las condiciones locales. El aumento de la relación señal-ruido (RSR, abajo) y, por lo tanto, el número óptimo de ecos utilizados en el cál-culo, depende de la tasa de decaimiento de la señal de T2 propia de la formación.

7. Sezginer A, Cao Minh C, Heaton N, Herron M, FreedmanR y Van Dort G: “An NMR High-Resolution PermeabilityIndicator,” Transactions of the SPWLA 40th AnnualLogging Symposium, Oslo, Noruega, Mayo 30-Junio 3,1999, artículo NNN.

10,000

1000

100

10

1

0.1

0.011000

R2 = 0.95

10,000 100,000

Perm

eabi

lidad

med

ida,

mD

Suma de lo ecos

35

30

25

20

15

10

5

0100 1000 10,000

RSR

(sum

a de

los

ecos

)/RSR

(prim

er e

co)

Número de ecos

T2 = 0.01 seg

T2 = 0.05 seg

T2 = 0.1 seg

T2 = 0.2 seg

T2 = 0.4 seg

T2 = 0.6 seg

Indicador depermeabilidad

NΣeco(n)n = 1

Indicador de permeabilidad de altaprecisión—Otro aporte importante del perfilajede RMN, lo constituye su capacidad de obteneruna medición continua de la permeabilidad. Enlas formaciones con laminaciones delgadas, lapermeabilidad puede variar en órdenes de mag-nitud en pocos centímetros de distancia. En estascondiciones, es importante obtener un cálculocontinuo de la permeabilidad con la mayor reso-lución vertical posible. Las dos transformacionesde permeabilidad más utilizadas hoy en día basa-das en mediciones de RMN, son la ecuación deTimur-Coates y la ecuación de SDR(Schlumberger-Doll Research Center) (páginaanterior, arriba a la izquierda). La ecuación deTimur-Coates calcula la permeabilidad utilizandola porosidad total y la relación entre el volumende fluido libre y el volumen de fluido adherido(FFV y BFV, por sus siglas en Inglés respectiva-mente). La transformación de SDR se basa en lamedia logarítmica de T2 y la porosidad total.

Si bien se puede utilizar el método de poro-sidad de alta resolución comentado anteriormen-te para derivar la permeabilidad de SDR y deTimur-Coates de alta resolución, existe una formaalternativa que puede ofrecer mejores resultadosen ambientes con alto nivel de ruido. Se haobservado que la suma de todas las amplitudesde los ecos es proporcional al producto de laporosidad y el promedio de T2. Esta suma, a suvez, correlaciona con la permeabilidad (páginaanterior, al centro).7 Además, la suma de los ecostiene una relación señal-ruido elevada de mane-ra que se puede interpretar sin apilamiento, conlo cual se obtiene una medición con mayor re-solución vertical.

El nuevo indicador de permeabilidad RMN dealta resolución, se deriva de la suma de lasamplitudes de los ecos y es directamente propor-cional al área comprendida dentro de la envol-vente de decaimiento del eco (izquierda). Laresolución vertical alcanzable con esta técnicanovedosa es igual a la apertura de la antena dela herramienta, más la distancia recorridadurante una secuencia CPMG, más el tiempo depolarización. La resolución vertical así obtenida,por lo general, es de 7 a 9 pulgadas [18 a 23 cm]para la herramienta CMR-Plus.

proporciona una pequeña muestra que podría noser representativa de la zona de interés. Elmétodo preferido para el análisis de la presióntransitoria comprende un período de fluencia,seguido de un período de cierre y de restauraciónde la presión, lo que implica una dotación nume-rosa de personal y elevados costos de equipa-miento. Por otra parte, hay que considerar losgastos de bajar las tuberías de producción enpotenciales trabajos de reparación, además de lademora en la producción posterior a la estimula-ción a causa de una prueba de presión.

Dado que los datos de permeabilidad por logeneral son dispersos, el ingeniero responsablede la estimulación puede deducir una permeabili-dad compuesta. Esta es, por lo general, una per-meabilidad promediada volumétricamente, queen algunos casos se obtiene a partir de muestrasno representativas de zonas de interés o zonasde alta permeabilidad. Además, cuando no sedispone de datos de permeabilidad detallada y

continua, a menudo se opta por diseñar una frac-tura en una sola etapa, tomando como base elpromedio de la resistencia de la roca y lapermeabilidad de esa zona. Con frecuencia, elresultado es un diseño inadecuado de la fractura.

Por ejemplo, un diseño de estimulación pocoóptimo o incorrecto basado en la permeabilidadcompuesta, podría resultar en una fractura de lon-gitud insuficiente y con una gran extensión verti-cal y poco práctica. Un diseño óptimo requiere unconducto estrecho y profundo que penetra en laformación. Para perfeccionar los modelos de esti-mulación hidráulica y superar las limitaciones tra-dicionales inherentes a la obtención de datos depermeabilidad, los ingenieros de estimulación ylos operadores han investigado métodos para cal-cular los perfiles de permeabilidad en forma con-fiable con herramientas de perfilaje.8 Si secomprende la distribución de la permeabilidad dealta resolución en la zona de producción, se lograoptimizar el tratamiento de estimulación, porque

En un caso observado en la formación deyeso Ekofisk en el Mar del Norte, se puede apre-ciar la excelente resolución vertical del nuevoindicador de permeabilidad, obtenido por lasuma de amplitudes del eco (derecha). A pesarde la creencia generalizada de que las formacio-nes de yeso son homogéneas, las imágenesobtenidas en este pozo con la herramienta FMIrevelan la existencia de laminaciones sutiles.Tanto en los registros de rayos gamma, como enlos registros de densidad-neutrón y en el registroestándar de permeabilidad calculado con latransformación de SDR con cinco niveles deapilamiento y resolución de 30 pulgadas [76 cm],no se observa ninguna indicación de la existen-cia de estas laminaciones. Sin embargo, el regis-tro indicador de permeabilidad de altaresolución, presenta evidentes variaciones depermeabilidad que se corresponden con las lami-naciones observadas en las imágenes obtenidascon la herramienta FMI.

Mejoramiento de los tratamientos de estimulación de pozosLos pozos terminados en yacimientos de baja amoderada permeabilidad, con frecuencia requie-ren, estimulación por fracturación hidráulica paraasegurar la rentabilidad de la producción. Dadoque el tratamiento de fracturación por lo generalrepresenta el costo más alto asociado con la ter-minación, los operadores tratan de encontrar losmétodos de estimulación que resulten más efec-tivos desde el punto de vista económico.

La efectividad de un tratamiento de estimula-ción puede verse sumamente afectada por lapermeabilidad del yacimiento. Tradicionalmente,para diseñar las terminaciones de los pozos seutilizan datos de permeabilidad obtenidos a par-tir de núcleos completos, núcleos laterales (tes-tigos laterales, muestras de pared) rotativos ynúcleos de percusión, en combinación con laspruebas de presión transitoria y el ajuste de losdatos con la historia de producción. La documen-tación de las historias de producción es demo-rosa y sólo resulta de utilidad para terminacionesde remediación. Por otra parte, la adquisición denúcleos implica riesgos mecánicos, y a menudoresulta sumamente costosa. Con frecuencia, elanálisis de los núcleos en el laboratorio no repre-senta exactamente las condiciones de permeabi-lidad en el fondo y, en el mejor de los casos, sólo

10 Oilfield Review

8. Fairhurst DL, Marfice JP, Seim MR y Norville MA:“Completion and Fracture Modeling of Low-PermeabilityGas Sands in South Texas Enhanced by Magnetic Reso-nance and Sound Wave Technology,” artículo de la SPE59770, presentado en el Simposio de Tecnología del Gasde la SPE CERI, Calgary, Alberta, Canadá, Abril 3-5, 2000.

Prof,pies

Rayos gamma

(API)

FMI Permeabilidadde alta resolución

Permeabilidadestándar

Porosidaddel densidad

T2

Porosidadneutrón

Mapa depermeabilidades

de altaresolución

Indicador depermeabilidad

de alta resolución0 100 0.01 3000100 50 0.30mD u.p. mseg

X410

X420

X430

X440

X450

> Formación de yeso Ekofisk en el Mar del Norte. La imagen FMI en el Carril 2muestra la presencia de muchos estratos de yeso delgados y laminados entreX410 y X450 pies. En la imagen FMI, el color amarillo pálido indica un yeso de altaresistividad y baja porosidad y el marrón oscuro indica un yeso con mayor conduc-tividad y mayor porosidad. El registro del indicador de permeabilidad de alta reso-lución (azul) aparece en el Carril 4. La imagen de permeabilidad en el Carril 3 sederiva del registro del indicador de permeabilidad de alta resolución y concuerdacon la imagen FMI. En la imagen de permeabilidad, el color amarillo pálido indicayeso de baja permeabilidad y el marrón oscuro indica mayor permeabilidad. Lasdistribuciones de T2 se observan en el Carril 6. Tanto el registro de rayos gamma(negro) en el Carril 1, como los registros de porosidad derivada del densidad (rojo)y el neutrón (azul) en el Carril 5, y el registro convencional de permeabilidad deRMN con apilamiento de cinco niveles (líneas negras), que aparece en el Carril 4,presentan pocas indicaciones de la existencia de estas laminaciones.

Invierno de 2001 11

pueden mapearse las vetas de mayor permeabili-dad e incluirse correctamente en el diseño de lafracturación.

La permeabilidad derivada de mediciones deRMN puede proporcionar información precisa ycontinua en un programa de diseño de estimula-ción de múltiples capas, como el programa deestimulación FracCADE. La permeabilidad gobier-na el transporte de fluido que desaparece o sepierde dentro de la cara recién abierta o expuestade la fractura durante una operación de estimula-ción por fracturación. El parámetro que gobiernala pérdida de fluidos resulta crítico para el diseñode la fractura. Si se fija un parámetro demasiadoelevado, se bombea demasiado fluido, con lo cualse desperdicia apuntalante (agente de sostén) yfluido y, además, se incurre en costos innecesa-rios. Si, por el contrario, se fija un parámetro depérdida demasiado bajo, puede producirse untaponamiento o enarenamiento, con lo cual la lon-gitud de la fractura resultará insuficiente y la pro-ducción se verá reducida; además de los riesgosmecánicos para la integridad de la terminación yel desperdicio del apuntalante. Es importantecontar con los datos de permeabilidad correctos.La permeabilidad puede cambiar fácilmente porvarios órdenes de magnitud dentro de un mismoestrato de arena, aún cuando la porosidad semantenga constante.

La empresa Kerns Oil and Gas, Inc. ha utiliza-do mediciones de porosidad y permeabilidad to-tal, obtenidas con la herramienta CMR paraproporcionar parámetros críticos, como los datospara sus diseños de estimulación destinados aarenas cerradas (duras o de baja permeabilidad)de pozos de gas ubicados en el sur de Texas,EUA. Por ejemplo, se prepararon dos diseños deestimulación por fracturación realizados con elprograma FracCADE para un mismo pozo (dere-cha). En ambos diseños, se considera la mismaresistencia de la roca y cantidades equivalentes

Diseños de estimulación. Se utilizó el programaFracCADE para comparar dos diseños de estimu-lación por fractura en una formación cerrada dearena con gas. En el primer diseño (arriba) se uti-lizaron los datos de permeabilidad provenientesde las muestras de núcleos y el conocimientolocal. La permeabilidad estaba sobrestimada porun factor de 10, lo cual dio como resultado unafractura excesivamente alta y corta, no adecuadapara lograr una producción óptima. En el segundodiseño (abajo), basado en los datos continuos deregistros de permeabilidad de RMN, se obtuvouna fractura más larga, 800 pies [244 m], y dealtura limitada, más adecuada para mejorar laproducción de gas. En el segundo diseño el apun-talante penetró la formación el doble de la distan-cia prevista para el primer caso.

< 0.0 lbm/pie2 0.0-0.1 lbm/pie2 0.1-0.2 lbm/pie2 0.2-0.3 lbm/pie2 0.3-0.4 lbm/pie2 0.4-0.5 lbm/pie2 0.5-0.6 lbm/pie2 0.6-0.7 lbm/pie2 0.7-0.8 lbm/pie2 > 0.8 lbm/pie2

X4800

X4900

X5000

X5100

X5200

X4800

X5000

Prof

undi

dad,

pie

sPr

ofun

diod

ad, p

ies

X5100

X5200

X4900

3600 4400Esfuerzo, lpc Ancho de fractura en el pozo, pulg Largo de la fractura, pies

Largo de la fratura 800 pies

Mayor concentracióndel apuntalante

Mayor concentracióndel apuntalante

0.1 0 0.1 0 400 800 1200

3600 4400Esfuerzo, lpc Ancho de fractura en el pozo, pulg Largo de la fractura, pies

0.1 0 0.1 0 400 800 1200

< 0.0 lbm/pie2 0.0-0.1 lbm/pie2 0.1-0.2 lbm/pie2 0.2-0.3 lbm/pie2 0.3-0.4 lbm/pie2 0.4-0.5 lbm/pie2 0.5-0.6 lbm/pie2 0.6-0.7 lbm/pie2 0.7-0.8 lbm/pie2 > 0.8 lbm/pie2

Largo de la fratura 600 pies

Concentracióndel apuntalante

Concentracióndel apuntalante

(continúa en la página 14)

de fluido y de apuntalante. En el primer caso seincorporaron datos de permeabilidad tradiciona-les, obtenidos a partir de núcleos laterales ydatos publicados. Como resultado, se obtuvo eldiseño de una fractura alta y corta, no adecuadapara lograr una producción efectiva. La exten-sión lateral de la fractura es de 600 pies [183 m]dentro del yacimiento.

El segundo diseño, basado en los datos depermeabilidad de RMN obtenidos en forma con-tinua, presenta una fractura más larga que pene-tra en la formación hasta una profundidad de 800pies [244 m] con un apuntalamiento efectivodentro de la formación de por lo menos el dobledel obtenido en el primer diseño.

De no haber contado con los datos de per-meabilidad de RMN de alta calidad, el ingenieroencargado de la estimulación se habría enga-

ñado por los resultados de la simulación, comoocurrió en el primer modelo. Para alcanzar la lon-gitud deseada de la fractura, era necesario incre-mentar el programa de bombeo, es decir, utilizarmayores tasas (gastos, caudales) de bombeo ymayores volúmenes de fluido y de apuntalante,con lo cual el trabajo de estimulación resultaríamás costoso y menos eficiente. La posibilidad deque se produzca un taponamiento es mucho másalta cuando el trabajo se encuentra sobredimen-sionado. Gracias a los perfiles detallados de per-meabilidad versus profundidad de los registrosde RMN, la compañía Kerns Oil and Gas halogrado establecer un récord extraordinario de

<

12

Las modernas herramientas de registros de reso-nancia magnética nuclear (RMN) utilizan poten-tes imanes permanentes para crear un intensocampo magnético estático (B0) de polarizacióndentro de la formación. Los núcleos de los áto-mos de hidrógeno (protones) del agua y de loshidrocarburos, poseen una carga eléctrica positi-va que al rotar sobre sí mismos generan débilescampos magnéticos, comportándose como pe-queñas agujas imanadas. Cuando el intenso B0

de la herramienta atraviesa una formación quecontiene fluidos, sus protones se alinean a lo lar-go de B0, como lo hace la aguja de una brújula.Este proceso da origen a la magnetización, queaumenta en forma exponencial, alcanzando unvalor de equilibrio, con una constante de tiempoT1, y que se mantiene mientras continúe presen-te B0

1. El pulso de radiofrecuencia, que es tam-bién generado por la misma herramienta, produ-ce la rotación de los protones, que se traduce enidéntica rotación de la magnetización, hacia, porejemplo, el plano perpendicular o transversal aB0. Esta magnetización, inmediatamente luegode concluido el pulso, comienza un movimientode precesión alrededor de B0, de la misma mane-ra que un trompo adquiere el movimiento de pre-cesión en el campo gravitacional terrestre.

La frecuencia de precesión, denominada fre-cuencia de Larmor, es proporcional a la intensi-dad de B0. La precesión de la magnetizacióngenera un campo magnético oscilante que, aesta frecuencia, induce un pequeño voltaje—laseñal nuclear—que por lo general es de unospocos microvoltios, y que es convenientementeamplificada por la herramienta. La amplitudtotal de la señal mide el contenido total dehidrógeno, o porosidad, de la formación.

La velocidad o tasa de decaimiento de la señalse denomina tiempo de relajación transversal,T2, y es la segunda medición clave de RMN, por-que depende del ambiente en el que se encuen-tra el fluido, es decir, de la distribución de tama-ño de poros. La variable T2 es la constante de

tiempo que caracteriza el decaimiento de lacomponente transversal de la magnetización.Depende de tres factores: la relajación intrínse-ca del fluido; la relajación superficial, que es unefecto ambiental; y la relajación derivada de ladifusión en un gradiente de B0, que es unacombinación de efectos ambientales y de laherramienta.

Además, la componente transversal de la mag-netización desaparece rápidamente debido a lasinhomogeneidades de B0

2. Este proceso se cono-ce como el decaimiento de la inducción libre, yla secuencia de pulsos de Carr-Purcell-Meiboom-Gill (CPMG) se utiliza para compensar el rápidodecaimiento de la inducción libre, producida pordichas inhomogeneidades3.

Las tres contribuciones a T2 desempeñan unafunción importante en el uso de la distribuciónde T2 para su aplicación en registros de pozos.Por ejemplo, la contribución de la relajaciónintrínseca del fluido se debe principalmente a lainteracción magnética entre los protones de lasmoléculas del fluido, la que a menudo se deno-mina interacción espín-espín.

El movimiento molecular del agua y del petró-leo liviano es rápido, de manera que la relaja-ción es ineficiente y da origen a T2 largos. Sinembargo, a medida que los líquidos se tornanmás viscosos, los movimientos moleculares sehacen más lentos. Es por eso que los camposmagnéticos que fluctúan debido a su movimientorelativo, se acercan a la frecuencia de precesiónde Larmor y las interacciones de relajación mag-nética espín-espín se vuelven mucho más efecti-vas, dando origen a T2 cortos. De esta manera sepuede identificar el betumen y los petróleos vis-cosos, puesto que sus T2 son menores que los delpetróleo liviano o del agua.

Los fluidos que se encuentran cercanos o encontacto con la superficie de los granos, relajanmucho más rápido que aquellos alejados dedichas superficies. Debido a las complejasinteracciones magnéticas que ocurren entre los

protones de los fluidos y los átomos de impure-zas paramagnéticas en la superficie de los gra-nos, existe una alta probabilidad—caracteriza-da por el parámetro de relajación de la superfi-cie—de que el protón relaje rápidamente cuan-do se encuentra próximo a la superficie de losgranos. Para que el proceso de relajación super-ficial sea la contribución dominante a T2, losprotones deben interactuar con la superficie delporo, y esto lo logran gracias al proceso de difu-sión que se origina en el movimiento browniano.Es claro que a menor tamaño de poro en la for-mación, mayor es la frecuencia con la que losprotones "visitan" e interactuan con la superfi-cie del poro, dando origen de esta forma a T2

más cortos. Este es el fundamento en base alcual se puede afirmar que la distribución de T2

está estrechamente vinculada con la distribu-ción de tamaño de poros.

Tradicionalmente, la porosidad total que seobserva en las formaciones se origina en trescomponentes principales: la porosidad del fluidolibre, con T2 largos; el agua ligada a los capila-res, con T2 superior a 3 mseg y menor que el T2

de corte para el fluido libre; y, por último, elagua adherida a la arcilla con T2 cortos inferio-res a 3 mseg. Debido al perfeccionamiento tec-nológico de las herramientas de RMN que tuvolugar durante la última década, el menor espa-ciamiento entre los ecos permite determinarmás componentes de la porosidad, incluyendo la señal del agua adherida a la arcilla. Actual-mente, por ejemplo, las herramientas CMR-200y CMR-Plus pueden medir T2 desde 0.3 msegmientras se realiza la operación de perfilaje enforma continua, y desde 0.1 mseg durante medi-ciones estacionarias.

La relajación debida a la difusión en elgradiente del campo B0 es una técnica que seutiliza con frecuencia para diferenciar el petró-leo del gas4. Teniendo en cuenta que los proto-nes se mueven en forma aleatoria en el fluido, todo gradiente de un campo magnético

Oilfield Review

Fundamentos de los registros de RMN

Invierno de 2001 13

provocará una compensación incompleta con lasecuencia de pulsos y ecos de CPMG. Por ejem-plo, entre los pulsos de la secuencia CPMG, al-gunos protones se desplazarán—debido al movi-miento browniano—desde una región a otra dediferente B0, con lo cual se modificarán sus fre-cuencias de precesión y, en consecuencia, susfases relativas no podrán ser reajustadas correc-tamente. De esta forma se produce un incre-mento con el que se anula la componente trans-versal de la magnetización, es decir, la difusiónde los protones produce un acortamiento de T2.El gas tiene una alta movilidad comparado conel petróleo y el agua, y por lo tanto, la señal deRMN de los protones del gas muestra un mayorefecto de la difusión. Es importante saber queno se requiere un gradiente de campo magnéti-co uniforme para explotar el efecto de difusiónen el gradiente. Para poder diferenciar el gasdel petróleo y del agua, todo lo que se necesitaes un volumen de gradiente bien definido5.

> Utilización de la distribución de T2 (abajo) para identificar los componentes delos fluidos (arriba) en los yacimientos de areniscas. En las rocas de areniscas mo-jadas por agua, la distribución del tiempo T2 refleja la distribución de tamaño deporos en la formación. Los fluidos que serán producidos son el agua libre (azul cla-ro) y las acumulaciones de petróleo (verde) alojado en los poros más grandes. Elagua libre y el petróleo aportan los componentes de T2 más largos. El agua ligada alos capilares (azul oscuro) se mantiene adherida a los granos de arena por tensiónsuperficial y no se podrá extraer. El agua adherida a las arcillas (negro) tampocose producirá. Los componentes con T2 más cortos provienen del agua irreducibleque se encuentra más estrechamente adherida a las superficies de los granos.

1.La constante de tiempo para el proceso de polarización,T1, se conoce tradicionalmente como tiempo de relaja-ción espín-red. Este nombre proviene de la RMN deestado sólido, en donde la red cristalina intercambiaenergía con el sistema de espines.

2. El rápido decaimiento que se observa, denominadodecaimiento de inducción libre, se debe a la acción com-binada de los mecanismos reversibles (inhomogeneida-des del B0 ) e irreversibles (interacción espín-espín) a larelajación transversal.

3.Las herramientas actuales utilizan la secuencia CPMG,por Carr, Purcell, Meiboom y Gill. Phys. Rev. 94, 630-638,(1954).

4. Akkurt R, Vinegar HJ, Tutunjian PN y Guillory AJ; “NMRLogging of Natural Gas Reservoirs”, The Log Analyst 37,33-42 (1996).

5. Flaum C, Guru U y Bannerjee S: “Saturation Estimationfrom Magnetic Resonance Measurements inCarbonates”, Transactions of the SPWLA 41st AnnualLogging Symposium, Dallas, Texas, EUA, Junio 4-7 (2000).Artículo HHH.

Distribución de T2

0.3

T2, mseg

Agua ligadaa capilares

Agua adheridaa las arcillas

Fluidos producibles

Porosidad total CMR

Porosidad CMR de 3 mseg

Porosidad CMR de fluidos libres

3.0 33 3000

Arenisca

92% de éxito en alcanzar o superar sus objetivosde producción mediante tratamientos de estimu-lación (arriba).

En ciertos casos, el costo que implica recolec-tar todos los datos para optimizar la geometría dela fractura no permite su total implementación, locual conduce a una estimulación por debajo delos niveles óptimos. En estas circunstancias, losdatos continuos de permeabilidad de RMN, lepermiten al ingeniero de estimulación considerardiseños de estimulación por capas. Por ejemplo,las zonas de mayor permeabilidad pueden serestimuladas en forma efectiva con una fracturamás pequeña, más corta y de menor costo, paraobtener resultados inmediatos de producción.Posteriormente, una vez que esta zona ha estadoen producción por un cierto tiempo, la presión delyacimiento en la zona de alta permeabilidad dis-minuye, con lo cual se produce un aumento en elcontraste de las tensiones entre la zona de gas ylas capas de lutita. Este aumento en el contrastede las tensiones permite realizar una segunda

14 Oilfield Review

fractura de estimulación, que penetre una mayorprofundidad en la zona de menor permeabilidad,sin riesgo de aumentar la altura de la fractura.

El enfoque descripto fue aplicado por Conocodurante la ejecución de un proyecto destinado acomprender el impacto económico del uso dedatos continuos de permeabilidad de RMN enproyectos de estimulación por fracturaciónhidráulica.9 Se utilizó un modelo económicobasado en el valor actual neto (VAN) para probarla sensibilidad de las diferentes variables en laoptimización de la fractura (véase "Riesgos medi-dos," página 22). En uno de los pozos, un diseñotradicional en una sola etapa consumía 288,192galones [1090 m3] de fluido y 935,216 lbm[424.214 kg] de apuntalante para alcanzar la lon-gitud óptima de la fractura de 795 pies [242 m], aun costo de $320,000. La recuperación estimadaen el término de tres años sería de un total de2200 MMpc [62 millones de m3] de gas.

Se comenzó por realizar un pequeño trata-miento de estimulación en la zona de alta per-meabilidad, seguido de un segundo tratamientoen la zona de menor permeabilidad: los dos tra-tamientos hipotéticos utilizaban un total de186,383 galones [705 m3] de fluido y 438,079 lbm[198,713 kg] de apuntalante. La longitud de lafractura en la primer zona fue de 388 pies [118 m]y la segunda alcanzó 1281 pies [390 m], a uncosto total de $254,000. La recuperación de lasreservas estimada en tres años sería de 2500MMpc [70 millones de m3] de gas (abajo). Eldiseño de la simulación en dos etapas, utilizandodatos de permeabilidad continua de RMN, dacomo resultado una reducción en los costos de$66,000, además de un aumento de la produc-ción acumulada de 292 MMpc de gas, lo queequivale aproximadamente a $1.5 millones a losprecios actuales.10

> Resultados de producción de pozos utilizando datos de registros de RMN. Antes de la estimu-lación, varios pozos no fluían. La producción estimada utilizando las permeabilidades derivadasdel registro de RMN, coincide con la producción observada después de la estimulación.

2500

3000

2000

1500

1000

500

00 200 400 600 800 1000

Tiempo, días

Prod

ucci

ón a

cum

ulad

a, M

Mpc

s

Permeabilidad compuesta Permeabilidad medida en forma continua

Producción acumulada con diseños de estimula-ción tradicionales y basados en mediciones de RMN.Para calcular la producción acumulada se utilizó elsoftware ProCADE, sobre la base del espesor netode la zona, la presión estática de fondo y la permea-bilidad. La curva roja muestra la producción acumu-lada basada en los cálculos de permeabilidad com-puesta tradicional y en un diseño de estimulación porfractura en una sola etapa. La curva verde se basaen los datos continuos de permeabilidad de RMN yen un diseño de estimulación en dos etapas.

Pozo Formación Pre-estimulación Estimación a partir depredicciones FracCADE

Post-estimulación

1

2

3

4

5

6

7

8

San Miguel

San Miguel

San Miguel

Olmos

Olmos

Olmos

San Miguel

Olmos

100 Mpc/D

800 Mpc/Dy 25 bppd

1000 Mpc/Dy 20 bppd

Sin entrada

Sin entrada

Sin entrada

Sin entrada

Sin entrada

400 Mpc/D

1200 Mpc/D

1600 Mpc/D

200 Mpc/D

350 Mpc/D

500 Mpc/D

300 Mpc/D

300 Mpc/D

500 Mpc/D

1550 Mpc/Dy 200 bppd

2000 Mpc/Dy 45 bppd

410 Mpc/D

370 Mpc/D

330 Mpc/D

320 Mpc/Dy 18 bppd

340 Mpc/D

<

Invierno de 2001 15

La combinación de los datos de registros con-tinuos de permeabilidad de RMN, con los diseñosde estimulación por fracturación hidráulica, esuno de los objetivos de la iniciativa PowerSTIM;tema que será tratado en un próximo número deOilfield Review.

Predicción del flujo de un yacimientoLos datos petrofísicos cuantitativos se aplican ca-da vez más en los simuladores numéricos utiliza-dos para el manejo de los yacimientos.11 BGInternational y Phillips Petroleum, por ejemplo, u-tilizaron mediciones de la herramienta CMR parapredecir las características del flujo de un pozo u-bicado en la zona central del Mar del Norte. Enprimer lugar, se compararon los análisis de labora-torio de RMN y análisis convencionales realizadossobre los núcleos, con el fin de optimizar un nuevoalgoritmo para estimar la permeabilidad a partirde mediciones de RMN. En el nuevo algoritmo seutilizaron los valores de la porosidad total y elagua irreducible derivados del registro CMR, paradeterminar la permeabilidad en forma continua através de todo el espesor del yacimiento (arriba).A partir de allí, se determinó el comportamiento

del flujo del yacimiento en una gráfica compara-tiva de la capacidad de flujo, definida como el pro-ducto de la permeabilidad y el espesor, con lacapacidad de almacenamiento definida como elproducto del volumen poroso con hidrocarburo y elespesor. Esta herramienta gráfica, que se conocecomo gráfica de Lorenz, proporciona una guía dela cantidad de unidades de flujo que se necesitanpara mejorar el esquema geológico (abajo).

Los resultados muestran que la zona inferiordel pozo, la Zona A, contaba con el 17% de lacapacidad total de almacenamiento y el 74% de lacapacidad de flujo. La Zona B contenía el 60% de

9. Kerchner S, Kaiser B, Donovan M y Villareal R:“Development of a Continuous Permeability MeasurementUtilizing Wireline Logging Methods and the ResultingImpact on Completion Design and Post CompletionAnalysis,” artículo de la SPE 63259, presentado en laConferencia Técnica y Exhibición Anual de la SPE, Dallas, Texas, EUA, Octubre 1-4, 2000.

10. El 21 de Septiembre de 2000 el precio del gas era de apro-ximadamente $5.28/Mpc.

11. Gunter GW, Finneran JM, Hartmann DJ y Miller JD: “EarlyDetermination of Reservoir Flow Units Using an IntegratedPetrophysical Method,” artículo de la SPE 38679, presen-tado en la Conferencia Técnica y Exhibición Anual de laSPE, San Antonio, Texas, EUA, Octubre 5-8, 1997.

Gráfica de Lorenz—comportamiento del flujo basado en la per-meabilidad derivada del CMR. La forma de la gráfica indica elcomportamiento del flujo del pozo y del yacimiento. Los segmen-tos que presentan pendientes pronunciadas tienen un mayorporcentaje de la capacidad de flujo del yacimiento con respectoa la capacidad de almacenamiento, y por definición tienen unamayor tasa de producción del yacimiento. Los segmentos conpendientes planas, tienen una mayor capacidad de almacena-miento, pero poca capacidad de flujo y, por lo tanto, puedengenerar barreras deflectoras en el yacimiento si se extienden ensentido lateral. En forma similar, los segmentos que no presentanni capacidad de flujo ni de almacenamiento, constituyen sellosdel yacimiento si se extienden en sentido lateral. Las unidadesde flujo individuales (eje vertical derecho) se pueden identificara partir de la ubicación de los puntos de inflexión. Estas gráficaspermiten definir el número mínimo de unidades de flujo que con-viene utilizar en el desarrollo de los modelos del yacimiento.

1.0

0.8

0.6

0.4

0.2

00 20 40 60 80 100

Unidad de flujo con baja capacidad de flujo y baja capacidad de almacenamiento.Sello del yacimiento.

Unidad de flujo con baja capacidad de flujoy alta capacidad de almacenamiento.Se pueden formar barreras deflectoras si seextiende lateralmente.

Unidad de flujo con alta capacidad de flujo y baja capacidad de almacenamiento.

Zona C

Zona B

Zona A

Unidades de flujo

Capa

cida

d de

fluj

o, fr

acci

ón d

el k

h to

tal

Capacidad de almacenamiento, fracción del volumenporoso con hidrocarburos por el espesor

Permeabilidad derivada del registro CMR en el Mar del Norte.El Carril 1 contiene la porosidad derivada del CMR subdivididaen petróleo (rojo), agua ligada a los capilares (verde), aguaadherida a las arcillas (blanco) y agua producible (azul). El Carril 2 contiene el análisis de saturación basado en la inte-gración de los datos del CMR, con las mediciones de resistivi-dad que muestran la saturación de agua producible (verde) y la saturación total del agua (curva azul). La permeabilidadderivada del CMR se observa en el Carril 3. La permeabilidadmedida en el laboratorio (amarillo) corresponde a las muestrasde los núcleos (círculos rojos). El Carril 4 muestra la capacidadde flujo normalizada a través de las tres zonas del yacimiento.

XX560

XX660

XX760

Prof

undi

dad,

pie

s

XX860

XX960

XY060

Porosidad, u.p.0 10 20 30 110-1 100 10+4

Permeabilidad, mD0 50 100

Saturación, %0 50 100

Perfil de flujo normalizado

Zona C

Zona B

Zona A

la capacidad de almacenamiento y el 24% de lacapacidad de flujo. A la zona sperior, Zona C, co-rrespondía el 23% de la capacidad de almacena-miento pero sólo el 2% de la capacidad de flujo.Estos resultados indican que cuando se inicie laproducción del pozo, la tasa de flujo inicial decli-nará en forma abrupta a medida que se agote laZona A. El rendimiento del pozo a largo plazoestará determinado por la producción provenientede las Zonas B y C. Por otra parte, un análisis

<

<

detallado de la gráfica indica que convendría utili-zar un mínimo de diez unidades de flujo en eldesarrollo del modelo del yacimiento. Los valoresde permeabilidad y porosidad derivados de laherramienta CMR, permitieron definir la capaci-dad de flujo y de almacenamiento de cada una deestas diez unidades de flujo.

RMN y ensayadores de formación operados a cableSe encuentra muy difundido el uso de los ensa-yadores o probadores de formación operados acable para la evaluación de los fluidos y de la pro-ducibilidad de las formaciones.12 Las herra-mientas de perfilaje, como el Ensayador Modularde la Dinámica de la Formación MDT, proveenestimaciones de la permeabilidad en cada zonaproductiva, basadas en mediciones de la presióndinámica de fluencia, la presión estática y la tasade producción de fluido. Tanto las muestras defluido, como las mediciones de permeabilidad yde presión obtenidas con estos dispositivos, amenudo proporcionan una primera apreciación dela producibilidad del pozo. En algunos estudios en

los que se utilizó la herramienta MDT, se observaque el Analizador Óptico de Fluidos OFA, tiene lacapacidad de tipificar, en sitio, el crudo en térmi-nos de la relación gas/petróleo, la densidad API yla coloración. La herramienta MDT también per-mite determinar el comportamiento de la presión,el volumen y la temperatura (PVT) de las reservasen el lugar.13 Para poder planificar el desarrolloeficiente de un campo, resulta esencial conocerestas propiedades.

En el proceso de muestreo, es muy importantela selección de la zona, ya que el objetivo consis-te en obtener una muestra representativa del flui-do del yacimiento. Los perfiles obtenidos con elensayador de formación operado a cable, requie-ren mediciones estacionarias y tiempos de bom-beo prolongados, para eliminar la invasión de losfiltrados de lodo y garantizar que las muestrasobtenidas del fluido de la formación sean aptaspara el análisis PVT. Tanto los registros conven-cionales de resistividad, densidad y porosidad,así como los datos de núcleos contribuyen a iden-tificar las potenciales zonas de producción. Sinembargo, resulta fundamental identificar correc-

16 Oilfield Review

Puntos MDT tomados del registroCMR en zonas de alto contenido de fluido libre

Permeabilidad SDR

Permeabilidad de Timur-CoatesmD0.1 10,000

Resistividad profunda, LLD

ohm-m 10000.01

Resistividad somera

u.p. 050

mseg 30000.3

Fluido libre Valor de corte de T2 = 33 mseg

Porosidad CMR de 3 mseg

Porosidad total CMR

Porosidad del densidad

Porosidad neutrón

Agua adheridaa las arcillas

Agua ligadaa los capilares

Distribución de T2

> Combinación de registros de RMN con prue-bas de la formación en el fondo del pozo con laherramienta MDT. Si se seleccionan los puntosde ensayo (pruebas) de la formación y los puntosde muestreo sobre la base de los datos de losregistros de RMN, el margen de error se ve redu-cido cuando las dos herramientas se corren enforma conjunta. Además de mejorar la eficiencia,se reduce el riesgo de deterioro de las condicio-nes del pozo. El indicador de permeabilidad dealta resolución CMR, permite identificar las vetaspermeables y la posición de las zonas de interéspara la herramienta MDT.

Mejoramiento de la eficiencia en la obtención de muestras y mediciónde datos de presión. Tanto en los registros de resistividad del Carril 1,como en los registros de densidad (rojo), porosidad total CMR (línea con-tinua negra) y porosidad derivada del neutrón (línea punteada negra) delCarril 2, se observan pocas variaciones a través de esta formación dearenas y lutitas no consolidadas. Sin embargo, existe una variación consi-derable en el volumen del fluido libre (violeta) en el Carril 2, lo cual hacemás fácil la identificación de las zonas de alta permeabilidad. En el Carril1 los cálculos de permeabilidad de RMN derivados de la transformaciónde Timur-Coates (línea punteada azul) y la transformación de SDR (líneacontinua azul), concuerdan con la movilidad del fluido determinada porlas mediciones de caída de presión obtenidas con la herramienta MDT(círculos azules). En el Carril 3 se observan las distribuciones de T2 delCMR. Las muestras MDT fueron seleccionadas en los puntos de la forma-ción que presentaban las mejores estimaciones de permeabilidad en elregistro de RMN.

HerramientaMDT

HerramientaCMR

Zona de interés

tamente las zonas permeables; de lo contrario, elensayador no podrá obtener ningún fluido de laformación, o el proceso de obtención de la mues-tra llevará demasiado tiempo.

Con el fin de mejorar la eficiencia de la tomade muestras, se pueden utilizar mediciones depermeabilidad de RMN para seleccionar laszonas más productivas (arriba a la derecha). Losregistros de fluido libre y adherido obtenidos conla herramienta CMR, también pueden contribuir adeterminar los puntos más adecuados para obte-ner mediciones de presión MDT y muestras. Los

<

Invierno de 2001 17

Cuando se combinan las herramientas MDT yCMR en una sola pasada, se reduce el tiempo deoperación y del equipo de perforación, con lo cualse limitan los costos, especialmente en las ope-raciones de perfilaje efectuadas con la columna(tubería, sarta) de perforación y en las desarro-lladas en sitios remotos y en áreas marinas. Allimitar el tiempo de operación, se reduce elriesgo de que se produzca el aprisionamiento dela columna de perforación por deterioro de lascondiciones del pozo.

Caracterización de los fluidos—Las medicio-nes de presión y el análisis de las muestras defluido combinadas con características específicasde los datos de RMN—como los tiempos T2 pro-longados en los ambientes de hidrocarburoslivianos o un déficit en la porosidad total de RMNen zonas de betumen comparados con los regis-tros de densidad-neutrón—pueden proporcionaruna identificación positiva de los fluidos de laformación.

Por ejemplo, la combinación de las herra-mientas CMR y MDT, fue utilizada en un pozoperforado con lodo a base de petróleo en el áreaNorte de Monagas, en el este de Venezuela, paraverificar la identificación de hidrocarburos (iz-quierda). La correlación de la porosidad y la pre-sencia de gas se determinó mediante el métodode interpretación que combina datos de densidady de resonancia magnética (DMR, por sus siglasen Inglés).15 La interpretación basada en el regis-tro de densidad-neutrón y en los datos CMR, con-firman que las Zonas A, C y H contienen gas. Enlas demás zonas de este campo, no se observa elcruce característico del densidad-neutrón, por loque se supone que contienen petróleo. Sinembargo, las zonas B, D, E, F e I presentan gran-des déficits de porosidad CMR, (sombreado azul)

datos CMR de alta resolución, resultan suma-mente efectivos en las secuencias laminadas,mientras que los registros de permeabilidad CMRde alta resolución constituyen el método reco-mendado para determinar el programa de mues-treo MDT en muchas situaciones.

Por ejemplo, en una región del área marina deChina resultaba problemático obtener datos de pre-sión debido a la obturación de la sonda en las for-maciones de arenas arcillosas no consolidadas(página anterior a la izquierda).14 Si bien los datosde resistividad y porosidad derivada del registro

Rayosgamma

API

Prof,pies

Permeabilidad CMR

Ensayos MDTsin entrada

PermeabilidadMDT

XX200

XX250

XX300

XX350

XX400

XX450

A

B

C

D

E

F

G

H

I

0

0.1 mD 1000

150 40 0 40 0u.p. u.p.

Cruce

Porosidaddel densidad

Porosidadneutrón

Porosidaddel densidad

Porosidad CMRIn

dica

dor

de g

asIn

dica

dor

de b

etum

en

> Evaluación de zonas de gas, petróleo y betumen. En el Carril 3 se observanlos registros de porosidad derivada del registro de densidad (rojo) y porosi-dad derivada del neutrón (negro). El indicador de betumen (negro) en el Carril2, se obtiene comparando la porosidad del densidad-neutrón (Carril 3) y elregistro del déficit de porosidad del CMR (Carril 4). El indicador de gas (rojo)en el Carril 2, se calcula comparando el volumen de gas observado por laherramienta CMR y el observado por el cruce del densidad-neutrón. El regis-tro CMR confirma que las Zonas A, C y H contienen gas. El registro del déficitde porosidad CMR (sombreado azul), calculado a partir de la diferencia entrela porosidad derivada de la densidad y la porosidad CMR se muestra en elCarril 4. El indicador de betumen (negro) del Carril 2, se obtiene comparandola porosidad CMR con la porosidad derivada del registro de densidad. En elCarril 1 se encuentra la permeabilidad derivada de la porosidad total CMR ylas mediciones de fluido adherido, utilizando la ecuación de Timur-Coates.Las diez mediciones de permeabilidad MDT (círculos verdes) en las zonas dealta permeabilidad, coinciden con el registro de permeabilidad derivada delCMR. En las cuatro mediciones de la herramienta MDT realizadas en laszonas de betumen (estrellas rojas) se obtuvieron como resultado ensayossecos, sin entrada de fluidos (no productivas).

12. Crombie A, Halford F, Hashem M, McNeil R, Thomas EC,Melbourne G y Mullins O: “Innovations in Wireline FluidSampling,” Oilfield Review 10, no. 3 (Otoño de 1998): 26-41.

13. Hashem MN, Thomas EC, McNeil RI y Mullins OC:“Determination of Hydrocarbon Type and Oil Quality inWells Drilled with Synthetic Oil-Based Muds,” artículode la SPE 39093, presentado en la Conferencia Técnica yExhibición Anual de la SPE, San Antonio, Texas, EUA,Octubre 5-8, 1997.Felling MM y Morris CW: “Characterization of In-SituFluid Responses Using Optical Fluid Analysis,” artículode la SPE 38649, presentado en la Conferencia Técnica yExhibición Anual de la SPE, San Antonio, Texas, EUA,Octubre 5-8, 1997.

14. Castelijns C, Badry R, Decoster E y Hyde C: “CombiningNMR and Formation Tester Data for OptimumHydrocarbon Typing, Permeability and ProducibilityEstimation,” Transactions of the SPWLA 40th AnnualLogging Symposium, Oslo, Noruega, Mayo 30-Junio 3, 1999, artículo GG.

15. Freedman R, Cao Minh C, Gubelin G, Freeman J,McGinness J, Terry B y Rawlence D: “Combining NMRand Density Logs for Petrophysical Analysis in Gas-Bearing Formations,” Transactions of the SPWLA 39thAnnual Logging Symposium, Keystone, Colorado, EUA,Mayo 26-29, 1998, artículo II.

densidad-neutrón no presentaban grandes varia-ciones a través de la formación, en los perfiles defluido libre y fluido adherido obtenidos con la herra-mienta CMR se observaban variaciones considera-bles, con lo cual resultó fácil identificar losintervalos más permeables. Para seleccionar lospuntos de muestreo MDT, se tomaron como baselas zonas de mayor permeabilidad, que son laszonas con poco volumen de fluido adherido. Lasseis pruebas de presión se realizaron con todo éxitoy se lograron recuperar tres muestras de fluido enun ambiente tradicionalmente difícil.

en el Carril 4, con respecto a la porosidad deri-vada de la densidad, lo que se interpreta comopresencia de betumen. La alta viscosidad delbetumen hace que la señal de RMN se relajerápidamente. Lamentablemente, al tratarse deun medio ambiente de lodo a base de petróleo,los registros de resistividad no pueden estable-cer una distinción entre las zonas con betumen ylas zonas de hidrocarburos más livianos.

No obstante, se obtuvo una confirmaciónindependiente de la existencia de zonas conbetumen a través de las mediciones MDT, ya quelos cuatro intentos realizados para obtener mues-tras de fluido en estas zonas con la herramientaMDT, dieron como resultado pruebas secas o sea

sin entrada de fluidos. Por el contrario, todas lasmediciones MDT en las zonas de gas o de petró-leo liviano, presentaron lecturas de presión omovilidad coincidentes con el registro de perme-abilidad CMR, derivado de las mediciones deporosidad total y fluido adherido. Gracias a losdatos obtenidos combinando las herramientasCMR y MDT, y los datos de los registros triple-combo, se obtuvo un análisis petrofísico conclu-yente de la compleja formación de gas, petróleoy betumen.

En cuatro pozos ubicados en las aguas profun-das del Golfo de México y perforados en la mismaestructura, la herramienta CMR se combinó con laherramienta MDT para confirmar la ubicación de

los contactos de fluidos en el yacimiento. Lasherramientas se corrieron con la columna deperforación en pozos desviados, utilizando el sis-tema de Perfilaje en Condiciones Difíciles TLC,mientras que se obtuvieron registros tradiciona-les a hueco abierto con el método de perfilajedurante la perforación (LWD). En uno de lospozos, los datos de presión MDT y las tendenciasdel gradiente de presión, muestran signos de uncontacto gas-petróleo (CGP) a X270 pies, lo quecoincide con el déficit de porosidad que seobserva en la medición de RMN en la zona de gas(arriba). En todos los otros pozos, se obtuvieronresultados similares.

18 Oilfield Review

16. Morriss CE, Freedman R, Straley C, Johnston M, VinegarHJ y Tutunjian PN: “Hydrocarbon Saturation andViscosity Estimation from NMR Logging in the BelridgeDiatomite,” Transactions of the SPWLA 35th AnnualLogging Symposium, Tulsa, Oklahoma, EUA, Junio 19-20,1994, artículo C.Para más detalles acerca de los efectos de la viscosidaden el tiempo de relajación: véase Allen et al, referencia 1.

17. Allen et al, referencia 1.18. Los efectos de la viscosidad del fluido, variable y desco-

nocida, sobre las estimaciones de movilidad obtenidasde la caída de presión medidas con la herramienta MDT,fueron minimizados al comparar los datos sólo en laszonas de petróleo y agua y evitando las zonas de gas, enlas que el gas disuelto en los fluidos de invasión, podríaalterar la viscosidad del fluido. Los efectos de diferir la

> Búsqueda de contactos de fluidos. La gráfica de datos de presión MDT (izquierda) muestra los cam-bios en el gradiente de presión, provocados por los contactos de los fluidos. El contacto gas-petróleo(CGP) se encuentra a X270 pies y el contacto agua-petróleo (CAP) a X335 pies. El análisis volumétrico dela formación se observa en el Carril 1 (derecha). La permeabilidad derivada de RMN (violeta), se com-para con la movilidad obtenida de la caída de presión medida con la herramienta MDT (círculos rojos) enel Carril 2. En el Carril 3, la porosidad derivada del perfil de densidad (rojo), se compara con la porosidadtotal medida por la herramienta CMR (negro). La porosidad de la formación corregida por gas (verde)que aparece en el Carril 3, se calculó utilizando el método de interpretación que combina los datos dedensidad con los de resonancia magnética (DMR). En el Carril 4, se observa un análisis completo de losfluidos basado en los datos de fluido libre, fluido adherido, porosidad DMR y otros datos obtenidos ahueco abierto. Las distribuciones de T2 derivadas de la herramienta CMR aparecen en el Carril 5.

Datos MDT

TVD,pies

X222

X150

X200

X250

X300

X350

63406300Presión, lpc

Análisis delutitas

Movilidad MDT Porosidad DMR

PorosidadTCMR

Agua

Perm CMRmD0 1

Punto de corte T2

Distribución T2

mseg0.3 3000

u.p. 0

mD1 10,000

X249

X276

X303

X330335 pies

270 pies

X357

Cuarzo

Ilita

Agua adheridaa las arcillas

Aguairreducible

Petróleo

Gas

Prof,pies

CGP

CAP

Porosidad del densidad

50

resolución vertical al comparar los valores de la perme-abilidad derivada del CMR con los de las mediciones dela herramienta MDT, se minimizaron eliminado los datoscercanos a los límites de los estratos. El coeficienteprincipal en la ecuación de Timur-Coates fue ajustadopara calibrar la permeabilidad de RMN a la permeabili-dad MDT.

19. Allen et al, referencia 1.

Invierno de 2001 19

La porosidad total CMR se superpone con lamedición de porosidad LWD en la zona de aguapor debajo de X335 pies, lo cual indica que losprotones del filtrado de lodo que ha invadido laformación—un sistema de lodo sintético a basede petróleo—se encuentran totalmente polariza-dos. En la zona de petróleo comprendida entreX270 y X335 pies, la porosidad total CMR esmenor que la porosidad derivada del registro dedensidad, debido a una polarización incompletadel petróleo liviano de la formación. La distribu-ción de T2 en esta zona, indica una señal depetróleo con un promedio de T2 que oscila entre2 y 3 segundos y una viscosidad de petróleo en elfondo de alrededor de 0.3 centipoise, lo cual con-cuerda con las mediciones realizadas en el labo-ratorio de las muestras MDT obtenidas en estazona.16 La superposición del registro de densidadcon la porosidad derivada del CMR, muestra unincremento de la separación por encima del con-tacto gas-petróleo a X270 pies. El uso de losdatos de RMN confirma la interpretación de losdatos de presión MDT y permite identificar el flui-do, así como también establecer la ubicación delcontacto de cada fluido.

La permeabilidad MDT derivada de las medi-ciones de la caída de presión, fue utilizada en elestudio de los cuatro pozos para determinar elcorrecto punto de corte de T2, para poder diferen-ciar entre el fluido adherido a los granos, y el flui-do libre. Las distribuciones de T2 en cada uno delos pozos, presentan una forma bimodal propiade los pozos perforados con sistemas de lodo abase de petróleo. Suponiendo que se trata de unaformación mojada con agua, el pico más alto enla distribución de T2 proviene de la invasión delfiltrado de lodo a base de petróleo y los hidro-carburos del yacimiento, que declinan de acuerdocon sus velocidades de relajación volumétricas.El pico más bajo representa el fluido adherido alos granos. Un cálculo razonable para el corte deT2 está dado por la posición del valle entre losdos picos. En estas distribuciones de T2, el valleparece encontrarse entre 60 y 70 mseg, mientrasque el corte de T2 típico de los valores derivadosde las mediciones de RMN efectuadas sobre lasmuestras de núcleos obtenidos en las mismasformaciones, era sólo de 11 mseg.

Para establecer el valor correcto del punto decorte de T2 para esta formación, se probaron dosenfoques. El primer enfoque consistió en variar elvalor del punto de corte de T2 con el fin de deter-minar las cantidades de agua irreducible y agualibre, a partir de los registros tomados en las zonasde hidrocarburos. El valor de corte de T2 de 11mseg, obtenido de los núcleos produce una canti-dad considerable de agua libre inesperada, y el

corte se debe aumentar hasta 40 mseg para elimi-nar toda el agua libre que se encuentra en la zonacon hidrocarburos. En otros yacimientos se hanobservado discrepancias similares.17

En el segundo enfoque se determinó un valorde corte óptimo, variando el valor de corte de T2 ycomparando los valores de permeabilidad resul-tantes de Timur-Coates, con las mediciones de lapermeabilidad MDT (arriba). Variando el valor decorte de T2 se modifica el perfil de permeabilidadobtenido de RMN en cada pozo, dado que el volu-men de agua adherida varía a diferentes profundi-dades.18 En este estudio, si se utiliza el valor decorte de T2 de 40 mseg, el perfil de permeabilidadderivado de RMN es el que mejor coincide con lasmediciones de permeabilidad MDT.

La permeabilidad de RMN calculada en el sitiodel pozo, permite optimizar el diseño de las medi-ciones de presión y el muestreo de fluidos a efec-tuarse con el ensayador de la formación, y realizaruna evaluación más acertada del potencial de pro-ducción de cada pozo.

RMN en carbonatosUno de los beneficios de la porosidad medida porRMN, es que resulta independiente de la minera-logía presente en la roca de la formación. Las ampli-tudes de eco dependen sólo del contenido dehidrógeno de los fluidos de la formación, y no se venafectados por las propiedades volumétricas de laroca, como ocurre en los registros de densidad oneutrón. Esto permite realizar, con mayor facilidad,un análisis petrofísico en las mineralogías comple-jas; por ejemplo, evaluar la saturación de agua encalcáreos con inclusiones de anhidritas.

> Permeabilidad de RMN comparada con la permeabilidad MDT. Para calcular la permeabilidad deRMN se utilizó la ecuación de Timur-Coates. Se investigó el efecto de variar el punto de corte de T2para discriminar entre los componentes de fluido libre y fluido adherido. Las dos gráficas muestran el efecto de la variación del punto de corte de 40 mseg (izquierda) a 60 mseg (derecha). Los datos enla zona de gas muestran un margen más amplio, posiblemente debido al hecho de que el gas puedealterar la viscosidad del fluido invasor, provocando un error en la permeabilidad MDT derivada de las mediciones de la caída de presión. La correlación de comparación óptima se halló para el valor de corte de T2 a 40 mseg.

10,000

1000

100

10

1

0.1

10,000

1000

100

10

1

0.1

Zonas de agua y petróleo

Zonas de gas

Perm

eabi

lidad

MDT

Perm

eabi

lidad

MDT

0.1 1 10 100 1000 10,000 0.1 1 10 100 1000 10,000

Permeabilidad NMR Permeabilidad NMR

Valor de corte de T2 = 40 mseg Valor de corte de T2 = 60 mseg

Sin embargo, dentro de la industria petroleraexiste cierto temor de que el método de RMN nofuncione tan bien como se suponía en los yaci-mientos de carbonatos. El problema surge por laexistencia de incertidumbres en los mapeos entrelas distribuciones de T2 y las distribuciones deltamaño del poro en los carbonatos, lo cual producevalores incoherentes en los valores de corte de T2

necesarios para distinguir los fluidos libres de losfluidos adheridos, y conduce a cálculos de perme-abilidad y predicciones de corte de agua poco con-fiables. Algunas de las posibles causas son ladifusión de los protones en movimiento entre losmicroporos y los macroporos, las variaciones en larelajabilidad de la superficie respecto a la tempe-ratura y la mineralogía, y la presencia de sistemasde poros variables y complejos.

Las interpretaciones tradicionales de las medi-ciones de RMN en las rocas saturadas de agua,suponen que la distribución de T2 y las distribucio-nes de los tamaños del poro se encuentran directa-mente relacionadas.19 La difusión de los protones enmovimiento entre los poros es despreciable y sesupone que la relajación en cada poro se encuentracontrolada por el coeficiente de relajabilidad de lasuperficie del grano. Con este modelo de interpre-tación, se obtiene como resultado un tiempo derelajación observado que depende de dos compo-nentes: el proceso de relajación del volumen de flui-do, que es lento en los fluidos con gran movilidad(agua y petróleo liviano), y el proceso de relajaciónde la superficie, que depende de la relación entre elvolumen del poro y el área de la superficie. El agua,el petróleo liviano y el gas atrapados en los porosgrandes decaen más lentamente, mientras que los

20 Oilfield Review

fluidos confinados en los poros en los que existeuna relación pequeña entre el volumen del poro y elárea de la superficie—como los fluidos adheridos alas arcillas—experimentan un decaimiento muchomás rápido debido a la mayor frecuencia de cho-ques con la superficie del poro. Este conocidomodelo de interpretación, permite explicar las dis-tribuciones de T2 observadas en los yacimientos deareniscas que contienen diferentes distribucionesdel tamaño del poro.

Las formaciones de carbonatos también con-tienen diversas distribuciones del tamaño deporo, a menudo compuestas por porosidad micro-granular o intragranular y macrogranular o inter-granular, además de vacuolas o microgeodasaisladas. No obstante, en este tipo de formacio-nes, con frecuencia, los datos de los registrospresentan distribuciones de T2 unimodales, quelimitan la capacidad de medición de RMN parapredecir la permeabilidad y el fluido movible.

Los últimos desarrollos en la investigación deRMN explican por qué el enfoque convencionalpierde validez en los carbonatos con grano sos-tén, que tienen sistemas dobles de micro y macro-poro en estrecha proximidad (arriba).20 Ladescomposición se debe a la difusión de los pro-tones en movimiento, entre los microporos y losmacroporos.21 Este resultado fue comprobado uti-lizando simulaciones numéricas y modelos analí-ticos para evaluar los procesos físicos quesubyacen en la medición de RMN, en las rocascon las mismas características que las que se en-cuentran por lo general en los yacimientos de car-bonatos del Medio Oriente (próxima página,arriba). El fenómeno de difusión, provoca la dismi-nución del área correspondiente al pico corto deT2; la fracción de porosidad asociada con los mi-croporos. Al mismo tiempo, la posición del pico deT2 más alto, se traslada a los tiempos más cortos.Actuando en forma conjunta, estos dos efectostienden a hacer coincidir los dos picos y produciruna distribución unimodal de T2 que difiere bas-tante de la distribución bimodal que se esperaencontrar en un sistema de doble porosidad.

Desde el punto de vista de la física, estosefectos son provocados por la difusión de los pro-tones del fluido en movimiento entre los dos sis-

Modelo tridimensional basado en unempaquetamiento periódico de granosmicroporosos consolidados. Un modelonumérico para grainstones de carbona-tos, se basa en una estructura cúbicasimple que contiene granos grandes, losque a su vez están constituidos por gra-nos consolidados más pequeños, cuyoscentros están situados dentro de unsubreticulado. Los principios físicos deRMN muestran que cuando los poros seacoplan por la difusión, los protones enmovimiento que se encontrabanoriginalmente en los microporos, seescapan hacia los macroporos dondesobreviven por más tiempo. Por suparte, los protones que se encontrabanoriginalmente en los macroporos, pene-tran en los microporos donde se enfren-tan con un mayor número de interaccio-nes superficiales, con lo cual disminuyesu tiempo de vida.

Macroporo Microporo

Protones en rotaciónProtones en rotación

temas porosos. Si la relajabilidad de la superficiees lo suficientemente pequeña, los protones quese encuentran originalmente en los microporos sepueden volver a difundir en los macroporos, antesde que se relaje el movimiento del núcleo. Eldecaimiento de estas rotaciones, se produceentonces mucho más lentamente y contribuye alpico de tiempo tardío, lo cual explica latransferencia aparente de porosidad entre lospicos de tiempo temprano y tardío.

El rol de la difusión en los carbonatos es toda-vía más complicado, por cuanto se ha observadoque las distribuciones de T2 medidas en algunasformaciones de carbonatos, dependen de la tem-peratura.22 Los trabajos realizados anteriormenteen laboratorio sobre los efectos de la temperatu-ra, se basaron sobretodo en las areniscas y llega-ron a la conclusión de que el decaimiento medidono cambia con la temperatura, lo cual implica quela difusión no controla la relajación en ese tipo deformaciones.23 En algunos yacimientos de carbo-natos, la comparación entre las mediciones obte-nidas en el pozo y las mediciones de RMNrealizadas en el laboratorio muestran que, si bienla concordancia de la porosidad total resulta bas-

tante satisfactoria, en los tiempos que se mane-jan en el laboratorio—medidos a temperaturaambiente—se encuentran valores menores quelos que se observan en los registros.

Este mismo resultado se ha repetido en estu-dios de laboratorio sobre la dependencia de latemperatura de mediciones de RMN en las rocasde carbonatos, soportados por el lodo, tomadosde una variedad de pozos en Medio Oriente (pró-xima página, abajo). El proceso de difusión se en-cuentra dominado por un factor llamadoconstante de difusión del fluido. A medida queaumenta la temperatura, la constante de difusióncambia y produce una modificación en las distri-buciones de T2 hacia tiempos más prolongados.

Afortunadamente, el papel de la difusión—con la distorsión resultante en la distribución deT2—no afecta a todos los carbonatos.Dependiendo de las condiciones locales durantela depositación, la estructura de las formacionesde carbonatos más recientes, pueden ser grano-soporte o granosostén donde los efectos de ladifusión son importantes, o carbonatos consoporte de la fracción arcillosa, en los cuales sesupone que los efectos de la difusión no sonimportantes. En segundo lugar, a medida que lasformaciones envejecen, por lo general aumenta elefecto diagenético, lo que produce el aumentodel tamaño del cristal y disminuye la relación conrespecto a la estructura depositacional original.La disminución del contraste de tamaño entre losporos de proximidad cercana, disminuye el efectode la difusión del movimiento del hidrógeno.

20. Ramakrishnan TS, Schwartz LM, Fordham EJ, KenyonWE y Wilkinson DJ: “Forward Models for NuclearMagnetic Resonance in Carbonate Rocks,” The LogAnalyst 40, no. 4 (Julio-Agosto 1999): 260-270.

21. Típicamente, la corrección por difusión se debe a losgradientes del campo magnético que provocan un des-fasaje irreversible. Sin embargo, aunque el gradiente delcampo magnético sea cero, la difusión puede alterar larelajación en forma significativa.

22. Ramakrishnan TS, Fordham EJ, Venkitaramanan A,Flaum M y Schwartz LM: “New InterpretationMethodology on Forward Models for Magnetic

Resonance in Carbonates,” Transactions of the SPWLA40th Annual Logging Symposium, Oslo, Noruega, Mayo30-Junio 3, 1999, artículo MMM.

23. Latour LL, Kleinberg RL y Sezginer A: “Nuclear MagneticResonance Properties of Rocks at ElevatedTemperatures,” Journal of Colloidal and InterfaceScience 50, no. 2 (1992): 535-548.

24. Freedman R, Sezginer A, Flaum M y Matteson A: “A New NMR Method of Fluid Characterization inReservoir Rocks: Experimental Confirmation andSimulation Results,” artículo de la SPE 63214, presentadoen la Conferencia Técnica y Exhibición Anual de la SPE,Dallas, Texas, EUA, Octubre 1-4, 2000.

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Invierno de 2001 21

superficie en estas formaciones, no varía en formasignificativa y que las distribuciones de RMN pre-sentan puntos de corte de T2 coherentes, que sepueden utilizar para estimar la permeabilidad. Eneste tipo de formaciones, las moléculas de aguapermanecen dentro de sus microporos o macropo-ros originales y se pueden realizar interpretacio-nes sobre la base de las distribuciones de T2, sibien difieren de las distribuciones de T2 obtenidasen el laboratorio, debido a la temperatura.

El próximo paso¿Cuál es el futuro del perfilaje de RMN? Es muyprobable que con la introducción de nuevas mejo-ras tecnológicas, logre una mayor aceptación porparte de la industria del petróleo y el gas. Hoy endía, los operadores comprenden que estas herra-mientas ya no son instrumentos sofisticados reser-vados sólo para expertos, sino que puedenbrindarles respuestas que ninguna otra herramien-ta les puede ofrecer, modificando en forma de-cisiva y concluyente los métodos de terminaciónde los pozos y de desarrollo de los yacimientos.

La generación actual de herramientas deRMN, permite obtener información confiablesobre la porosidad y la permeabilidad de la for-mación, además de la caracterización de la rocay los fluidos contenidos dentro de las mismas.Las distribuciones confiables del tamaño de losporos se obtienen de distribuciones de T2 medi-das en formaciones de areniscas clásticas.

A pesar de los progresos logrados, aún que-dan por resolver muchos desafíos técnicos, enparticular con respecto a los carbonatos. Esevidente, sin embargo, que gracias a las investi-gaciones que se están llevando a cabo actual-mente y las experiencias de campo realizadascon herramientas de RMN, ya sea en formaexclusiva o en combinación con otras herramien-tas, encontrará inevitablemente nuevas aplica-ciones para esta tecnología de avanzada,tendientes a lograr una mejor caracterización delos yacimientos.24 —RH

> Dependencia de la temperatura en la distribución de T2 en los carbonatos.Las mediciones de laboratorio en las muestras de núcleos tomadas de unaformación de carbonatos en Medio Oriente muestran los efectos delaumento de la temperatura sobre la distribución de T2.

10-2 10-1 100 101

T2, seg

307010013030 (repetido)

Temperatura, °C

Ampl

itud

de T

2

ρT2, µm ρT2, µm ρT2, µm10-2 10-1 100 101 102 10-2 10-1 100 101 102 10-2 10-1 100 101 102

Poros aisladosRelajabilidadde superficie

Poros acoplados Formación de Medio Oriente con poros acoplados

1.5 µm/seg

7.5 µm/seg

37.5 µm/seg

187.5 µm/seg

937.5 µm/seg

17 u.p.

17 u.p.

17 u.p.

17 u.p.

17 u.p. 17 u.p.

17 u.p.

17 u.p.

17 u.p.

17 u.p.

14 u.p. 14 u.p. 20 u.p.5 u.p.

5 u.p.

5 u.p.

5 u.p.

5 u.p.

20 u.p.

20 u.p.

20 u.p.

20 u.p.

14 u.p.

14 u.p.

14 u.p.

14 u.p.

14 u.p.

14 u.p.

14 u.p.

14 u.p.

Intragranular Intergranular

Efecto de la difusión sobre los siste-mas de poros intergranulares e intragra-nulares. Se muestran las distribucionesde T2 a partir de simulaciones de forma-ciones de carbonatos de granosoporte,correspondientes a una variedad de va-lores de relajabilidad de la superficie, ρ.En la columna izquierda, las distribucio-nes de T2 se calculan para una forma-ción con porosidad intergranular de 14u.p. y porosidad intragranular de 17 u.p.que se encuentran aisladas. La columnacentral muestra los efectos de permitirla difusión de protones entre las dospartes de un sistema de doble porosi-dad. La columna derecha muestra elefecto de la difusión sobre una forma-ción con porosidad intergranular de 5u.p. y porosidad intragranular de 20 u.p.,similar a la que se observa en muchasformaciones de Medio Oriente. Los dosvalores más pequeños de la relajabili-dad de la superficie, son representativosde los que se observan en los yacimien-tos de carbonatos. El eje X es ρT2 y tieneunidades de longitud. Este refleja lasescalas de longitud típica que se observan en la roca.

Recientes investigaciones realizadas en elCentro de Investigaciones Doll Research deSchlumberger con sede en Ridgefield, Connec-ticut, EUA, muestran que la difusión no constituyeun factor de importancia en las formaciones decarbonatos de aspecto sacaroso más antiguos—que tienen una textura granular similar al azú-car—ni en ciertas formaciones cuyo soporte osostén está dado por la disposición de los granos.Además, se comprobó que la relajabilidad de la

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1. En este artículo, los términos riesgo e incertidumbre seutilizan con el mismo significado con que lo hace lamayoría de las personas relacionadas con la industriapetrolera. Según el estudio de Aberdeen que se mencio-na en este artículo, "riesgo" significa la posibilidad, oprobabilidad de que algo ocurra, e "incertidumbre" serefiere al rango de posibles valores o dimensiones deese algo, si eso ocurre. Un grupo alternativo de defini-ciones, que es quizá mejor y más riguroso, pero quetodavía no es de uso común en la industria, incluiría trestérminos: posibilidad, incertidumbre y riesgo. "Posibili-dad" es la probabilidad de que algo ocurra, "incertidum-bre" incluye el rango de posibles resultados (suponiendode que algo ocurra) y "riesgo" se refiere a la amenaza depérdida implícita en una aventura comercial con un gra-do de incertidumbre considerable respecto del rango deposibles resultados.

2. Simpson GS, Lamb FE, Finch JH y Dinnie NC: “TheApplication of Probabilistic and Qualitative Methods toAsset Management Decision Making,” artículo de la SPE59455, presentado en la Conferencia de la SPE delPacífico Asiático sobre el Modelado Integrado para elManejo de Activos, Yokohama, Japón, Abril 25–26, 2000.

22 Oilfield Review

Riesgos medidos

William BaileyAberdeen, Escocia

Benoît CouëtRidgefield, Connecticut, EUA

Fiona LambGraeme SimpsonUniversidad de Aberdeen Aberdeen, Escocia

Peter RoseRose & Associates Austin, Texas, EUA

Se agradece la colaboración en la preparación de esteartículo a Ben Ball, Instituto deTecnología de Massachu-setts, Cambridge, EUA; Kent Burkholder, Merak, Londres,Inglaterra; Keith Leslie, McKinsey & Co., Londres, Inglaterra;Steve McColl, Conoco, Aberdeen, Escocia; Patrick McIn-tosh, Det Norske Veritas, Aberdeen, Escocia; David Morgan,Uncertainty Management, Hertford Heath, Hertfordshire,Inglaterra; Bill Pace, Imperial College de Ciencia, Tecnologíay Medicina, Londres, Inglaterra; Sam Savage, Universidadde Stanford, California, EUA; Michael Walls, Escuela deMinas de Colorado, Golden, Colorado, EUA; y M.W. White-side, Indeva Energy Consultants, Henley-on-Thames,Inglaterra.

Tanto los ingenieros como los matemáticos y expertos en otras disciplinas, han

ideado diversas herramientas que nos permiten comprender las incertidumbres, y

evaluar y mitigar los riesgos. En la industria del petróleo y el gas abundan las incer-

tidumbres y se enfrentan nuevos riesgos a cada momento, sin embargo, muchos de

los responsables de tomar decisiones en el ámbito petrolero, tal vez gran parte de

ellos, no recurren a estas nuevas técnicas.

En la industria del petróleo y el gas abundan losriesgos y las incertidumbres. Ambos aspectos revis-ten gran importancia en todas las etapas del nego-cio—exploración, producción, mercadotecnia ydistribución de combustibles—razón por la cual laindustria petrolera ejemplifica la necesidad de uti-lizar sofisticados enfoques para la evaluación de losriesgos. No obstante, la evidencia demuestra que sibien existen numerosas y rigurosas herramientasde evaluación, no se las utiliza al máximo de supotencial. Inclusive las grandes compañías, sebasan usualmente más en la intuición y la expe-riencia en lugar de recurrir a la ciencia a la hora deevaluar oportunidades de inversión o decidir la dis-posición de fondos en determinados proyectos.

La evaluación adecuada de los riesgos e incer-tidumbres representa una ventaja competitiva. En laUniversidad de Aberdeen, Escocia, se llevó a caboun trabajo de investigación acerca de los métodosutilizados en la práctica para la toma de decisionesen 20 compañías que operan en el Mar del Norte.En dicho trabajo, se establece una importante co-rrelación entre el grado de sofisticación implícito enel análisis de las decisiones de las compañías y eléxito obtenido en las inversiones realizadas. Lainvestigación también muestra que existen evi-dentes períodos de falta de uso de las herramientasdisponibles. Estas herramientas, que se utilizanpara hacer frente a los riesgos e incertidumbres deorden físico, son prácticamente ignoradas cuandose presenta un problema de riesgos e incertidum-bres de orden económico.1 Las herramientas deanálisis de probabilidades se utilizan por ejemplo,para captar las incertidumbres relacionadas con laestimación de las reservas recuperables de uncampo, pero no para evaluar la convenienciaeconómica de desarrollar un campo en condicionesde costos y precio del petróleo variables.2

Muchas herramientas se encuentran disponi-bles para ayudar a las compañías con el fin de man-tener una ventaja competitiva, mediante unacorrecta evaluación del riesgo y tomando una canti-dad apropiada del mismo (véase "Estimación delriesgo o de las probabilidades de éxito," página 24).Clasificadas en el orden ascendente del grado desofisticación, estas herramientas comprenden: elflujo de fondos descontado, el análisis de MonteCarlo, la teoría de la cartera de inversiones, y lasteorías de las opciones y de las preferencias. En elpresente artículo, se analiza en detalle cada una deestas técnicas y se presentan estudios de casospara demostrar su utilización en la evaluación delriesgo en la industria del petróleo y el gas.

Flujo de fondos descontadoEl análisis del flujo de fondos descontado (DCF,por sus siglas en Inglés), que es la herramientade evaluación de inversiones más utilizada en laindustria petrolera, encarna un concepto queresulta fundamental para una industria cuyas

Invierno de 2001 23

El primer paso en cualquier análisis racional deuna oportunidad, consiste en realizar una esti-mación subjetiva de la menor probabilidad deque se obtenga un mínimo nivel de éxito; porejemplo, la probabilidad de hallar petróleo ygas, en lugar de perforar un pozo seco.

La probabilidad de éxito es binaria y se puedecomparar a un interruptor: abierto o cerrado. Sila probabilidad de que algo ocurra se estima quees del X%, entonces la probabilidad de que noocurra es del 100% menos X%. Por lo general, loscálculos de las probabilidades de éxito sepueden dividir en dos categorías: probabilidadesen el subsuelo y probabilidades en la superficie.En el ámbito de exploración y producción(E&P), las estimaciones referentes al subsueloconstituyen la preocupación de los geocientífi-cos y los ingenieros, que consideran las eviden-

cias geológicas como fuente de la probabilidadde la presencia de hidrocarburos, yacimientos,trampas y otros datos técnicos. Las estimacionesde probabilidades en la superficie pueden con-centrarse en política, economía mundial ydesarrollos tecnológicos que constituyen laesfera de acción natural de los expertos enasuntos gubernamentales, finanzas y tecnología.

Por lo general, los expertos realizan todas lasestimaciones de probabilidades, a menudo tra-bajando en forma conjunta, para lo cual tomanen cuenta hechos conocidos, experiencias delpasado y todos los escenarios posibles. Resultasorprendente que los exploracionistas tenganuna actitud conservadora a la hora de estimarlas probabilidades de éxito para proyectos inter-medios, es decir aquellos que se consideran quetienen entre 25% y 60% de probabilidades de

éxito. Tales proyectos resultan exitosos aproxi-madamente en un 35% a 75% de los casos.1 Noobstante, para los proyectos de alto riesgo,aquellos que se considera, tienen menos de un20% de probabilidades de éxito, los explo-racionistas se han mostrado siempre demasiadooptimistas. En forma global, con estos proyectosse ha encontrado petróleo en menos del 5% delos casos.

Estimación del riesgo o de las probabilidades de éxito

1. Alexander JA y Lohr JR: “Risk Analysis: LessonsLearned,” artículo de la SPE 49039, presentado en laConferencia y Exhibición Anual de la SPE, NuevaOrleáns, Luisiana, EUA, Septiembre 27-30, 1998. Otis RM y Schneidermann N: “A Process for EvaluatingExploration Prospects,” AAPG Bulletin 81, no. 6 (Julio de 1997): 1087-1109.McMaster GE y Carragher PD: “Risk Analysis andPortfolio Analysis: The Key to Exploration Success,”Compendio de la 13ra. Conferencia en ExploraciónPetrolera, vol 2. El Cairo, Egipto: The Egyptian GeneralPetroleum Corporation (1996): 415-423.

escalas de tiempo de inversión, a menudo no semiden en años sino en décadas; esto es, el valordel dinero en el tiempo. El valor del dinero en eltiempo se basa en la idea de que una cantidadde dinero recibida en algún momento en elfuturo, vale menos que la misma cantidadrecibida hoy. En el Mar del Norte, transcurre unlapso promedio de siete años entre el momentode realizar los gastos de exploración iniciales yla toma del compromiso para desarrollar un des-cubrimiento. Transcurren otros tres o cuatro añosmás en comenzar la producción, y luego los cam-pos producen normalmente por unos 20 añosantes de ser abandonados. La mayor parte de loscostos primarios, o egresos de fondos, se reali-zan en los primeros años de exploración y desa-rrollo, mientras que los ingresos de fondos sedistribuyen a lo largo de la etapa de producciónactiva del campo.

Los fondos recibidos más adelante—en estecaso, el dinero recibido por el petróleo pro-ducido—valen menos que la misma sumapagada con anterioridad, ya que no se dispuso deese dinero para devengar intereses durante losaños intermedios.

El análisis del DCF es una forma de determi-nar el valor actual del dinero invertido—suponiendo que se trata de una operaciónexitosa—a ser devuelto o recibido en el futuro.El concepto asociado de valor actual neto (VAN)le permite a los encargados de evaluar poten-ciales inversiones, determinar si conviene o norealizar una inversión. El valor actual neto es lasuma de los flujos de fondos descontados y re-presenta la diferencia entre los valores actuales(descontados) de los egresos de fondos a lolargo de la vida del proyecto y los valoresactuales de los ingresos de fondos.

Si el VAN es positivo, es probable que seobtenga la tasa de retorno requerida y, por lo tan-to, el proyecto debería ser considerado viable. Sifuera negativo, en cambio, habría que rechazar elproyecto. Dentro del cálculo del VAN, el elemen-to clave es la tasa de descuento aplicada. Estopuede considerarse de varias formas. Por ejem-plo, existe una tasa de retorno libre de riesgos,que un banco ofrecería para depositar dinero. Sise utiliza esa tasa en los cálculos y se obtiene unVAN negativo, entonces convendría poner eldinero en el banco. Un VAN positivo significa que

invertir el dinero en el proyecto es más conve-niente que poner el dinero en el banco. Una alter-nativa consiste en preguntar cuánto cuesta pedirel dinero prestado, ya sea a los accionistas o albanco, y luego calcular el descuento a dicha tasa.

En la tabla se observa un ejemplo del análisisde flujo de fondos descontado (arriba). Utilizandouna tasa de descuento del 10%, el valor de unflujo de fondos neto de $2000 ($2500 de rentamenos $500 de gastos operativos) recibido en elaño 5, como resultado de invertir $5000 hoy, vale$1242. En este ejemplo, el VAN total (la suma detodos los fondos netos descontados) es de$2582. En otras palabras, se recuperan los$5000, más un 10% de retorno, más $2582. Si sehubieran invertido los $5000 en un banco al 10%de interés, el retorno hubiera originado $2582menos que una inversión en este proyecto.

La utilidad del DCF se ve limitada por suinsensibilidad a las circunstancias cambiantes ya los plazos propios de la industria petrolera. Aestas desventajas, se agrega el hecho de que elDCF, a menudo se utiliza en conjunto con una téc-nica conocida como análisis de sensibilidad,mediante la cual se examinan las consecuencias

24 Oilfield Review

Año

012345Total

$5,000

$5,000

$2,000$2,000$2,000$2,000$2,000$5,000

$1,818$1,653$1,503$1,366$1,242$2,582

$1,667$1,389$1,157$965$804$982

$2,500$2,500$2,500$2,500$2,500$12,500

$500$500$500$500$500$2,500

Inversión Ingresos Flujo defondos netos

Flujo de fondos netosdescontados al 10%

Flujo de fondos netosdescontados al 20%

Gastosoperativos

–$5,000 –$5,000 –$5,000Flujo de fondos descontado. Este ejemplo

muestra el crecimiento del valor actual neto(VAN) de $5000 invertidos, utilizando una tasa dedescuento del 10%. [Adaptación de Jones DR:“Some Basic Concepts,” en Steinmetz R (ed):The Business of Petroleum Exploration. Tulsa,Oklahoma, EUA: Asociación Americana de Geó-logos Petroleros (1992): 9.]

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Invierno de 2001 25

de los posibles cambios en las variables. En loscálculos se incluyen los cambios en las tasas deinterés, los flujos de fondos y los tiempos paradeterminar el valor del proyecto; esto siempreque tales cambios ocurran realmente. Utilizadojunto con el DCF, el análisis de sensibilidad per-mite plantear un número limitado de situacionesdel tipo "qué ocurriría si", pero los cambios de lasvariables que se desean alterar y la forma dehacerlo es sumamente subjetiva.

Si bien el DCF combinado con el análisis desensibilidad le puede permitir a los responsablesde tomar decisiones formarse una mejor idea delos potenciales resultados positivos y negativosde una inversión, ello no intenta cuantificar laprobabilidad de un resultado determinado, infor-mación que resultaría extremadamente valiosapara la toma de decisiones.

Simulación de Monte CarloLa simulación de Monte Carlo considera el riesgo yla incertidumbre como factores integrales dentrode los cálculos, en lugar de tomarlos como conside-raciones secundarias. Lo más importante, es queincorpora el concepto de probabilidad. Se trata deuna técnica estadística que responde a la pregunta:Si alguna cosa ocurre, ¿cuál es el rango de resulta-dos posibles? La técnica genera la probabilidad enfunción de las relaciones de valor para los paráme-tros clave. Se puede utilizar para responder pre-guntas técnicas—¿Cuál es el rango de reservasrecuperables y económicas de hidrocarburos enesta región?—¿Cuál es la probabilidad de que elVAN de este proyecto potencial exceda el objetivode $X millones?

Resulta más fácil ver cómo funciona la simu-lación de Monte Carlo cuando se examina la tarearelativamente más directa de determinar las reser-vas recuperables de un posible prospecto subterrá-neo (arriba).

Si los yacimientos fueran homogéneos, seríamuy simple deducir las reservas recuperables deese yacimiento, utilizando un valor único para cadaparámetro. Pero, en la práctica, por lo general no esposible asignar valores únicos a cada parámetro.Los geólogos y los ingenieros tienen que estimarvalores promedio a través de todo el volumen de uncampo, para propiedades tales como la porosidad yel volumen total de la roca (GRV, por sus siglas enInglés) sobre la base de información incompleta.

Lo que ellos pueden hacer con los datos limita-dos con que cuentan, sin embargo, es trazar unacurva de distribución, es decir, una curva quedescribe la probabilidad de que ocurra un valordeterminado, para cada variable ingresada en elcálculo. Por ejemplo, si los valores de porosidadesposibles para la arenisca oscilan por lo generalentre 10% y 35%, la curva de distribución que rela-ciona la probabilidad (eje vertical), con el valor deporosidad (eje horizontal), describiría la probabili-dad de que ocurra cada valor de porosidad.

Se pueden trazar curvas de distribución simi-lares para todos los otros datos. En una simulaciónde Monte Carlo, cada uno de estos datos semuestrea en forma arbitraria y los valores indivi-duales se multiplican entre sí (procedimiento cono-cido como una "prueba"). El resultado de unaprueba individual proporciona una respuesta posi-ble para las reservas recuperables. Este muestreoarbitrario de cada distribución de datos ingresadosse repite muchas veces, por lo general entre 1000y 100,000 dependiendo del tipo de cálculo que sedesea realizar. Con tantas pruebas, la simulacióntomará los resultados más posibles de cada dis-tribución, en lugar de los extremos, porque existenmás ejemplos dentro de ese rango. Como resultadofinal se obtiene una nueva curva de distribución,que representa un rango de posibles cantidades dereservas recuperables y la probabilidad de queocurra algún valor en particular.

En un mundo ideal, las curvas de distribuciónindividual se deberían basar en muchas medi-ciones. Pero, en la práctica, a menudo existe un

mínimo de datos disponibles. Los expertos en lasdistintas disciplinas que aportan su experiencia,sugieren la forma de la curva que concuerda con lalimitada cantidad de datos disponibles. Por ejem-plo, los geólogos a menudo establecen analogíasentre la porosidad de las rocas que se examinan yla porosidad de las rocas de un área similarexplotada previamente.

La forma de las distribuciones puede variarenormemente (abajo). Una distribución triangular,por ejemplo, se podría elegir para la porosidad silos expertos pudieran asegurar que conocen los

Nr = reservas recuperablesGRV = volumen total de la rocaf = relación entre espesor neto y espesor totalφ = porosidadSh = saturación de hidrocarburosεr = eficiencia o factor de recuperaciónB = factor de encogimiento o de expansión

Reservas recuperables

Nr= (GRV) f φ Sh εr B

> Fórmula para estimar las reservas recuperablesde hidrocarburos. El volumen total de la roca estodo el volumen del "contenedor" mapeado por losgeocientíficos. La relación entre el espesor neto yel espesor total es la proporción del contenedorformado por la roca reservorio (por ejemplo, arena)en contraposición a la roca que no actúa comoreservorio (arcilla). La porosidad es una medida delespacio de almacenamiento de los fluidos, o porosen la roca reservorio. La saturación de hidrocar-buros es la proporción de hidrocarburo que seencuentra en los espacios porosos. La eficiencia ofactor de recuperación es la proporción de hidro-carburos que serán producidos por el yacimiento.El factor de encogimiento o de expansión, refleja elencogimiento o expansión del volumen de hidro-carburos en su ascenso a la superficie. Para loshidrocarburos, que son líquidos en el yacimiento, laliberación de presión que resulta del ascenso a lasuperficie, permite el desprendimiento de gases ensolución dentro del petróleo líquido, por lo que elvolumen de líquido se reduce. En el caso del gas,se produce la situación inversa: la reducción de lapresión provoca la expansión del gas, de maneraque los volúmenes de gas en la superficie excedenel volumen dentro del yacimiento.

Normal Triangular BinomialPoisson

Lognormal Uniforme GeométricaExponencial

Weibull Beta EspecíficaHipergeométrica

Diversas formas de distribución. La más cono-cida es la curva ‘normal’, cuya forma fue recono-cida por primera vez en el siglo XVII, por elmatemático inglés de Moivre. Esta curva tiene laforma de una campana y es simétrica. Su media,moda y mediana se encuentran en el centro. Ladistribución normal se utiliza para describirmuchos fenómenos naturales, como el coefi-ciente intelectual o la altura de las personas. Unadistribución triangular describe una situación enla cual se conocen el mínimo, el máximo y losvalores con mayor probabilidad de ocurrencia.En una distribución uniforme, la forma rectangu-lar indica que todos los valores comprendidosentre el mínimo y el máximo tienen la mismaprobabilidad de ocurrencia. La habilidad delgeólogo o del ingeniero, reside en decidir cuál delas curvas es la que mejor describe la situaciónque se está examinando, como la variedad deporosidades posibles en una roca reservorio.

<

valores de porosidad mínima, máxima y más proba-ble. Una distribución lognormal, podría parecer lomás apropiado para el GRV, lo cual indicaría que losexpertos consideran que el rango es mayor para losvalores altos que para los valores bajos.

Si bien la simulación de Monte Carlo esampliamente utilizada para estimar las reservas,sólo una cantidad limitada de compañías la adop-tan como método para tomar decisioneseconómicas, o para evaluar riesgos políticos o deseguridad, si bien los principios son los mismos(véase "Riesgos no convencionales," próxima

26 Oilfield Review

0.024

0.018

Prob

abili

dad Frecuencia

0.012

0.006

0.000-100 13 125 238 350

244

183

122

61

-100 13 125 238 350

0

Frecuencia

10,000

0

1.00

Prob

abili

dad 0.75

0.50

0.25

0

VAN pronosticado, millones de dólares

VAN pronosticado, millones de dólares

> Resultados de la simulación de Monte Carlo. Una simulación de MonteCarlo, que recibe este nombre por el casino de Monte Marlo, en Mónaco,donde a menudo se prueban sistemas para ganar en los diversos juegosde azar; muestra toda la gama de resultados posibles, como valoresactuales netos (VAN) de un activo que aparece sobre el eje X y laprobabilidad de alcanzar cada uno de ellos (arriba) sobre el eje Y. Sobreeste mismo eje también se observa la frecuencia de cada resultado en10,000 pruebas. La simulación no brinda una única respuesta, sino unrango de ellas. El responsable de tomar decisiones recibe un panoramageneral. En la tabla (centro) se observan varios ejemplos extraídos delpronóstico de la distribución y frecuencia de probabilidades. La distribu-ción de la inversa de las probabilidades acumuladas, (abajo) muestra laprobabilidad de obtener un VAN mayor, que un cierto valor sobre el eje X.

01025507590

100

–1122771

122176223422

Porcentaje, % Valor, millones de $

página). Esto sugiere una percepción inusual delriesgo, es decir, que el riesgo existe y que esimportante en el mundo físico pero que, dealguna manera, está ausente en el mundoeconómico. Esto no es cierto en absoluto, como lohan demostrado las variaciones observadas enlos precios del petróleo, de los costos, de lastasas de interés y de muchos otros factoresfinancieros a lo largo de los años.

En el siguiente ejemplo, se considera uncampo hipotético con reservas recuperables de150 millones de barriles [2.4 millones de m3] de

petróleo (MBO). La producción anual alcanzainmediatamente un nivel del 12% de las reservastotales, es decir, 18 MBO/año [2.8 millonesm3/año] por 5 años; a partir de allí declina al 20%por año, hasta que se han producido los 150MBO. Se necesitan cinco pozos productores, a uncosto de $15 millones por pozo a lo largo de dosaños. Los costos de instalación de la plataformade producción y de las tuberías de conducciónascienden a $765 millones en el transcurso detres años. Los costos operativos son de $75 mi-llones por año y el gasto del abandono despuésde la última producción es de $375 millones. Losimpuestos corporativos son del 30%, la inflacióna lo largo de este período es del 3.5% y la tasade descuento es del 10%. Se supone que el pre-cio del petróleo es de $18 por barril y queaumenta según la tasa de inflación.

Mediante un cálculo simple y determinísticodel valor actual neto, se obtiene un valor actualneto nominal, descontando el flujo de fondos al10% por año (VAN10) de $125 millones. Este esun número positivo, de modo que la decisión deproceder con el desarrollo será muy sencilla.

Una evaluación probabilística del mismocampo pone a consideración del responsable detomar la decisión un panorama más amplio. Sesupone que la evaluación probabilística utilizalas cifras anteriores como los datos más proba-bles (que son los que se encuentran en la mitaddel rango) pero también se sugieren otros valorescomo posibles datos a considerar: los gastos deperforación, las erogaciones de capital y los gas-tos operativos, que se supone se distribuyen enforma normal con una desviación estándar (SD)del 10% con respecto a la media. Los gastos deabandono normalmente se distribuyen con unadesviación estándar del 20% de la media. Losvolúmenes de producción también se distribuyenen forma normal, pero con una correlación posi-tiva con respecto al gasto operativo.

Se considera que la mejor manera de describirel precio futuro del petróleo durante el período deinterés es con una distribución lognormal, con unaSD del 10% en el primer año de producción, conun incremento del 2% anual, y alcanzando el 34%en el último año de producción. De esta manera seobtiene un precio constante bajo de aproximada-mente $10 por barril, mientras que el precio altoasciende de $23 a $37.5 por barril durante la vidadel campo.3

Los resultados de las 10,000 pruebas de unasimulación de Monte Carlo muestran la probabili-dad de que ocurra un rango de resultados posibles(arriba). El valor promedio esperado es de $124millones. Esto significa que una cantidad impor-tante desde un punto de vista estadístico de opor-

En la industria petrolera, los modelos deriesgo e incertidumbre por lo general seocupan de los pozos y los yacimientos. Sinembargo, se pueden utilizar modelos simi-lares para explorar el impacto potencial deriesgos menos convencionales, tales comoriesgos políticos, amenazas terroristas, deci-siones en el ámbito legal, regulacionesambientales, o relacionadas con la salud yla seguridad, y muchas otras.

Para simular este tipo de incertidumbre,se utilizan muchas de las técnicasmatemáticas comunes al análisis de riesgofinanciero o físico más tradicional. Sinembargo, es necesario definir antes muchosintangibles adicionales, para poderencuadrar correctamente las cuestiones alas que debe apuntar el modelo de riesgo.No obstante, antes de asignar las probabili-dades, como ocurre con los riesgos físicos oeconómicos, convendría recurrir a un equipode expertos para desarrollar las distri-buciones apropiadas.

Por ejemplo, para evaluar la estabilidadpolítica de un país en el cual desea operaruna compañía, el equipo de riesgo puedeestablecer las distribuciones de las probabi-lidades de que se produzca una posiblevulnerabilidad gubernamental, posiblesdesórdenes internos, problemas étnicos oreligiosos, presiones demográficas o inclusola posibilidad de una guerra. Sobre la basede una correcta combinación y ponderaciónde las variables, una simulación de MonteCarlo podría proporcionar una gráfica de laprobabilidad acumulada de, por ejemplo, elriesgo político total en un país. Este, a suvez, se podría comparar con el de otrospaíses para ayudar a la corporación a tomarla decisión estratégica apropiada. Un corres-pondiente análisis cuantitativo de sensibili-dad, también podría resaltar la importanciarelativa asociada con los diversos riesgos.

En la simulación de los riesgos no con-vencionales, el simulador trata de cuan-tificar las actividades y las emocioneshumanas, por lo que el modelo puede servirsólo como una guía relativa. Sin embargo,estos modelos pueden generar datos esen-ciales para el proceso general de tomar unadecisión acertada.

Riesgos no convencionales

Invierno de 2001 27

tunidades idénticas, tendrían un valor promedio de$124 millones cada una, en términos del VAN.

Sin embargo, también existe una amplia gamade resultados posibles y la posibilidad de obtenerresultados completamente diferentes. Por ejem-plo, el 10% de los casos comprendidos en la si-mulación, arrojó valores inferiores a $27 millones.Por lo tanto, el valor llamado P10 del resultado, oel valor que posee un 10% de probabilidades deque el resultado sea inferior (ó 90% de probabili-dades de que sea mayor), es de $27 millones eneste ejemplo. El valor más bajo dado porcualquiera de las pruebas es -$112 millones, yalrededor del 5% de las pruebas, arrojó resulta-dos de VAN negativos. Por otra parte, el P90 fue de$223 millones, lo que significa que el 10% de laspruebas produjo valores superiores a $223 mi-llones.

Para este campo en particular, existe una pe-queña probabilidad de alrededor del 5% de perderdinero, pero una probabilidad considerable de ga-nar una cantidad de dinero importante (por ejem-plo, una probabilidad del 16% de ganar más de$200 millones). Si bien la decisión a tomar sería lade seguir adelante con el proyecto, el análisis deMonte Carlo, al poner de manifiesto la situacióncompleta, le brinda a los responsables de tomarlas decisiones, una mayor tranquilidad al saberque se han considerado todos los aspectos.

El análisis de Monte Carlo es una herramientapoderosa, pero se debe utilizar con cuidado(véase "El análisis de Monte Carlo aplicado a lasintervenciones," próxima página). Un error en laasignación justa de algún dato ingresado, comopor ejemplo la variación del precio del petróleo,puede hacer que todo el análisis resulte erróneo.En un campo del Mar del Norte desarrollado enlos años 80, el análisis de Monte Carlo podríahaber dado como resultado un panorama total-mente ajeno a la realidad, ya que se tuvo encuenta que el rango del precio del petróleooscilaría alrededor de $35 por barril; valor queprevaleció a comienzos de la década. Pero a finesde los 80, el precio del barril era de $15 o menos.

Teoría de la cartera de inversiones La mayoría de las compañías petroleras poseenmuchos activos, como los campos petroleros, ointereses compartidos en otros campos, y hacentodo lo posible para adquirir y mantener la mejorcombinación posible de tales activos. La teoríade la cartera de inversiones muestra cómo sepueden combinar los activos, de manera tal, queel riesgo quede minimizado para cualquier nivelde retorno esperado. Por otra parte, se puededefinir como el estudio de la forma en que lacompañía puede alcanzar una tasa máxima de

retorno, a partir de una cartera de inversiones,cada una de las cuales tiene un nivel de riesgodeterminado en sí misma.

Este sistema de la cartera de inversiones sebasa en el trabajo de Harry Markowitz, queobtuvo el Premio Nobel de Economía en 1990 porsus teorías sobre la evaluación de riesgos yrecompensas en los mercados financieros.Markowitz quería probar la conveniencia de con-tar con una cartera diversificada de activosfinancieros, constituida por una mezcla de inver-siones para maximizar el retorno y minimizar elriesgo. Los analistas del sector energético, sedieron cuenta rápidamente de que existía un pa-ralelismo entre la Bolsa de Valores, en la cual secomercializan papeles y acciones, y la actividadpetrolera en la cual las compañías poseen y co-mercializan carteras de activos reales, por ejem-plo, vendiendo y comprando acciones deproyectos compartidos.

La teoría de la cartera de inversiones puedeparecer contraria a la intuición.4 Supóngase quese deben invertir $10 millones en proyectos deexploración y producción. Sólo dos proyectosestán disponibles, y cada uno de ellos requiereinvertir la totalidad de los $10 millones paraobtener un 100% de interés. Uno de los proyec-tos es relativamente seguro, mientras que el otroes relativamente riesgoso (arriba). Las probabili-dades de éxito son independientes.

El valor actual neto esperado (VANE) paracada uno, que es el VAN del resultado satisfacto-rio multiplicado por la probabilidad de que ocurradicho resultado más el VAN del resultado nosatisfactorio (pozo seco) y la probabilidad de queesto ocurra, es el mismo: $26 millones.

En este momento se pueden agregar las com-plicaciones realistas. Si se pierde el dinero, laconfianza de los accionistas se derrumba. Existeun 40% de probabilidades de perder la confianzade los inversionistas con el proyecto seguro y un

Resultado VANmillones de $

Probabilidadindependiente, %

Pozo secoÉxitoPozo secoÉxito

Seguro

Riesgoso

–1050

–1080

40606040

VANEseguro = 60% x $50 + 40% x (–$10) = $26 millones

VANEriesgoso = 40% x $80 + 60% x (–$10) = $26 millones

> Comparación de operaciones hipotéticas deE&P seguras y riesgosas. (Adaptado de Ball ySavage, referencia 4.)

3. La tasa de descuento seleccionada es del 10%.4. Ball BC y Savage SL: “Holistic vs. Hole–Istic E&P

Strategies,” Journal of Petroleum Technology 51, no. 9(Septiembre de 1999): 74–84.

Oilfield Review

En un campo maduro ubicado en el Mar delNorte, se propuso realizar un programa de inter-vención con tubería flexible con el objeto deextraer un tapón de un pozo, aislar una capaacuatizada y disparar (cañonear o punzar) unanueva zona productiva adicional. La experienciaprevia indicaba que, teniendo en cuenta que erainvierno, pensar que se podría completar el tra-bajo en sólo seis días resultaba sumamente opti-mista, por la probabilidad de que las malascondiciones climáticas aumentaran el tiempoimproductivo (NPT, por sus siglas en Inglés).

Se necesitó un modelo de simulación paradeterminar si las proyecciones iniciales eranrealistas y cuánto tiempo podía durar laoperación para que no resultara antieconómica.Se supuso que la viabilidad del trabajo, estaríadeterminada por un equilibrio entre el costo derealizarlo, comparado con las ganancias genera-das por el petróleo adicional producido, ya fuerapor incremento (ya que se ganaría acceso anuevas reservas que de otra manera no seexplotarían) o acelerado (ya que una producciónacelerada, proveería un flujo de fondos mástemprano que en el caso de no realizarse laoperación).

En el modelo construido para analizar el pro-blema, se incluyeron las siguientes variables:• precio del petróleo y costos de levantamiento• VAN debido al clima y otros inconvenientes

operativos que inciden en los costos. Los cos-tos fijos de los productos y servicios no varían

• producción adicional de petróleo esperadadespués de una operación exitosa

• posibilidad de no completar el trabajo enforma exitosa

• probabilidad de diagnóstico correcto del pro-blema, incluyendo la correcta localización delagua y el mecanismo de ingreso de la misma

• factor de descuento.Se utilizó este modelo para calcular el valor

neto de la intervención, para 100 tiempos de tra-bajo distintos. Cada simulación de Monte Carloincluía 5000 pruebas, con lo cual se obtuvieronun total de 500,000 pruebas separadas. Losresultados indican que si el tiempo necesariopara completar el trabajo fuera de sólo 20 horas,existe un 50% de probabilidades (P50), de que elvalor neto para el cliente sea de £750,000 ó más(el P90 es de más de £1 millón). Por otra parte,si el trabajo insumiera 100 horas, el modelo su-giere que habría un 32% de probabilidades deobtener beneficios.

Asimismo, el análisis comprendía variasimplicancias.1

• Los tiempos de trabajo razonables se podíandefinir de antemano.

• La sensibilidad a los diversos parámetrosresulta obvia.

• La predicción de petróleo adicional fue elparámetro que tuvo el mayor impacto.

• El NPT tuvo el segundo lugar en incidencia.El análisis mostró que la proyección inicial de

terminar el trabajo en seis días, era demasiadooptimista y que era muy probable que resultarauna pérdida neta. Los resultados fueron utiliza-dos para definir un cegado del agua, como pro-puesta alternativa y un breve estudio paracomprender mejor las posibilidades deproducción adicional.

El análisis de Monte Carlo aplicado a las intervenciones

1. Este modelo simplifica la realidad al suponer la indepen-dencia de algunas de las variables. En otros análisis máscomplejos, las interdependencias se pueden ajustar uti-lizando los denominados métodos en cadena de Markovy Monte Carlo (MCMC). Este método representa correc-tamente la interdependencia de las variables que nor-malmente se tratarían como independientes o que, de locontrario, serían correlacionadas con otras, utilizandolos coeficientes de correlación durante el muestreo deMonte Carlo. En los cálculos del método MCMC, el valorde una variable influye sobre las distribuciones de proba-bilidad de las otras variables. Dentro de la industriapetrolera, se considera que existen algunos tipos deproblemas, tales como la evaluación de las fallas de lasbombas electrosumergibles, que sólo se pueden resolvercon métodos MCMC.

28

60% con el proyecto riesgoso. El VANE en amboscasos es de $26 millones; de manera que noexiste una forma de aumentarlo eligiendo elproyecto riesgoso en lugar del seguro. Bajo estascircunstancias, el proyecto seguro constituye sinlugar a dudas la mejor opción.

Para agregar una complicación adicional, sepodría suponer que es posible separar la inver-sión en forma igualitaria entre los dos proyectos.Intuitivamente, parecería una mala idea quitar el50% del proyecto seguro e invertirlo en el ries-goso. Pero, ¿es la intuición una buena consejera?Existen cuatro resultados posibles (próximapágina, arriba).

El VAN esperado sigue siendo de $26 millo-nes, pero la única forma de perder dinero y por lo

tanto poner en peligro la confianza de los inver-sionistas, consiste en perforar dos pozos secos—situación 4—para lo cual la probabilidadcombinada es del 24% (multiplicando 40% x60%). Esto reduce el riesgo de perder la con-fianza de los inversores casi a la mitad, com-parado con la inversión del 100% en el proyectoseguro. Si se traslada el dinero de un proyectoseguro a otro riesgoso, en realidad se reduce elriesgo, lo cual constituye un resultado contrario ala intuición, dado por el efecto de diversificación.

Resulta claro que el camino a seguir es la di-versificación. No obstante dentro de la industriapetrolera, muchos persisten en seguir haciendootra cosa. Ellos clasifican los proyectos de explo-ración según el valor actual esperado. Aunque

este método se basa en el sentido común, ignoralos beneficios de la diversificación. En el ejemploanterior, se habría optado por colocar la totalidadde los fondos en el proyecto seguro, lo que re-presenta casi el doble de riesgo que la cartera deinversiones diversificada.

El ejemplo se fundamenta en una suposiciónprincipal; que los proyectos son independientes.A menudo no lo son. Sus resultados pueden estarinterrelacionados, lo cual se conoce más formal-mente como estadísticamente dependientes. Porejemplo, si ambos proyectos implican la per-foración de pozos en la misma área de hidrocar-buros, la falta de generación de hidrocarburos enesta área, haría malograr ambos proyectos. Elejemplo más simple de dependencia estadística

Invierno de 2001 29

es la correlación, la cual puede ser positiva onegativa. La correlación es positiva cuando unresultado determinado para un proyecto,aumenta las probabilidades de que se produzcaun resultado en la misma dirección para el otroresultado, lo cual disminuye el efecto de diversi-ficación. Es negativa, cuando un resultado deter-minado para un proyecto disminuye laprobabilidad de que se produzca un resultado enla misma dirección para el otro, con lo cualaumenta el efecto de diversificación.

Aplicando este concepto en el ejemplo ante-rior, una correlación positiva sobre una separa-ción por partes iguales entre las alternativassegura y riesgosa, significaría que si tiene éxitola opción segura, la opción riesgosa también tie-ne mayor probabilidad de ser exitosa, y si el pro-yecto seguro fracasa, también es más probableque fracase el otro. Existe todavía un 40% deprobabilidades de que el proyecto seguro fraca-se, pero en ese caso, la probabilidad de que elotro proyecto también fracase será mayor del60%. Entonces, la probabilidad de perder laconfianza de los inversionistas es ahora superioral 24%. Siguiendo la misma lógica, si la co-rrelación es negativa, la probabilidad de perder laconfianza de los inversionistas, disminuye pordebajo del 24%.

El objetivo en el manejo de la cartera deinversiones, consiste en diversificar las inver-siones en muchas oportunidades, mientras sebuscan las correlaciones negativas y se evitanlas positivas. La dependencia estadística puedetener diversos orígenes, que incluyen, por ejem-plo, el lugar y el precio. Los resultados económi-cos de dos sitios cercanos pueden estarcorrelacionados en forma positiva a través desimilitudes geológicas, como producir de unamisma formación o depender de una mismafuente de hidrocarburos. Por otra parte, dos sitiosmuy distanciados tendrían poca o ninguna co-rrelación geológica, por lo cual estarían másdiversificados.

Los precios del crudo tienden a ser similaresen todo el mundo, de manera que los resultadoseconómicos de los proyectos petroleros estáncorrelacionados en forma positiva respecto de lasfluctuaciones en los precios del crudo. Por el con-trario, los precios del gas natural en diferenteslocalidades no tienden a seguir ni los precios delcrudo, ni guardan relación entre ellos. Esto sig-nifica que, una cartera de inversiones que con-tenga un proyecto gasífero y un proyectopetrolero, tendrá menor correlación positiva yestará mejor diversificada que otra que contengados proyectos petroleros.

En la teoría de Markowitz, se explica unmétodo para mejorar una cartera de inversionesno óptima tomando como base tres preceptos.5

En primer lugar, dado un nivel constante deriesgo, el inversor racional elige más valor porencima de menos valor, pero además prefieremenos riesgo a más riesgo. En segundo lugar,existe más de una cartera de inversiones óptima.Por último, la cartera de inversiones como untodo, es mejor que cada uno de sus proyectosindividuales. Cada proyecto debe ser consideradosobre la base de lo que aporta a la cartera deinversiones considerada en su totalidad.

Markowitz dice que una cartera de inver-siones es eficiente, si no existe otra que tengamayor retorno esperado con igual o menorriesgo, y si no hay otra cartera que tenga menosriesgo con igual o mayor retorno esperado. Sialguna de estas dos condiciones, o ambas sonfalsas, la cartera es ineficiente. Cuando todas lasposibilidades se representan en una gráfica en lacual el eje vertical es el valor y el horizontal es elriesgo, las carteras eficientes forman una líneadenominada frontera de eficiencia (abajo).

En la parte superior de la línea de frontera seobserva un aumento tanto en el riesgo como enel retorno. La cartera representada por el PuntoA, es ineficiente porque hay carteras con elmismo valor pero menor riesgo—como el PuntoB—y carteras con el mismo riesgo pero con másvalor—como el Punto C—pero también hay unacartera con una combinación de estas doscondiciones.

Las restricciones reales se pueden incluir en elproceso de optimización de manera que las carte-ras de inversión que se encuentran en la fronterade eficiencia resultante, representen las alterna-tivas realistas entre las cuales se pueda escoger,dependiendo de las concesiones que los directivosde la compañía estén dispuestos a realizar entremayor riesgo con mayor retorno, y menor riesgocon menor retorno (véase "Sistema para evaluarproyectos de exploración," próxima página).

Teoría de las opcionesUn aspecto importante en la toma de decisioneses el tiempo, es decir, determinar "cuándo"tomar la decisión. Las condiciones y la informa-ción pueden cambiar con el transcurso deltiempo, por lo tanto, si las decisiones se tomana destiempo, el resultado se verá alterado.

VANE de la cartera = 24% x $65 + 36% x $20 + 16% x $35 + 24% x (–$10) = $26 millones

Escenario

1

2

3

4

Éxito

Éxito

Pozo seco

Pozo seco

Éxito

Pozo seco

Éxito

Pozo seco

60 x 40 = 24

60 x 60 = 36

40 x 40 = 16

40 x 60 = 24

50% x $50 +50% x $80 = $65

50% x $50 +50% x (–$10) = $20

50% x (–$10) +50% x 80 = $35

50% x (–$10) +50% x (–$10) = –$10

Se retiene la confianza del accionista

Se retiene la confianza del accionista

Se retiene la confianza del accionista

Se pierde la confianza del accionista

Seguro Riesgoso Probabilidad, % Retorno, millones de $ Resultado

> Método de la cartera de inversiones para evaluar operaciones hipotéticas seguras y riesgosas. Enla tabla se muestran los cuatro escenarios posibles que resultan de una inversión equivalente en dosproyectos. (Adaptación de Ball y Savage, referencia 4.)

5. Markowitz HM: Portfolio Selections: Efficient Diversifica-tion of Investments, 2nd ed. Oxford, Inglaterra: BlackwellPublishing Company, 1991.

Fro

ntera de eficiencia

Riesgo

AB

C

Valo

r esp

erad

o

Preparación de una cartera de inversiones efi-ciente. El objetivo consiste en reunir y explotar lamejor colección posible de activos. Una carterade inversiones es eficiente si no existe otra conuna mayor expectativa de retorno esperado conigual o menor riesgo, y si no existe otra, quetenga menor riesgo a igual o mayor retornoesperado. La cartera representada por el PuntoA es ineficiente. El nivel de riesgo involucradopara tal punto indica que existe una combinaciónposible de activos que darían como resultado unmayor valor esperado. (Adaptación de McVeanJ: “Monte Carlo: An Alternative Approach to Effi-cient Frontier,” http://www.merak.com/news/do-cuments/ef-0399.html.)

<

Muchas compañías petroleras—tres cuartaspartes de las que operan en Aberdeen—utilizanárboles de decisión como método de ayuda parala toma de decisiones (próxima página). Losárboles de decisión ilustran las opcionesdisponibles, las incertidumbres que enfrenta elresponsable de tomar la decisión y los resulta-dos estimados de cada decisión posible. Estosárboles permiten poner en claro las opciones, losriesgos, los objetivos, las ganancias monetariasy las necesidades de información implícitas enlas decisiones referidas a inversiones.6 Al esti-mar un valor para cada resultado posible yestablecer una probabilidad de que ocurra cadauno de estos resultados, se puede calcular elvalor global esperado resultante de la decisión.

Los árboles de decisión permiten escogersobre la base del resultado financiero de las dis-tintas opciones. La teoría de las opciones, másconocida como teoría de las opciones reales,asigna un valor a la opción en sí misma. Estateoría se basa en la idea de que en la mayoría delos proyectos, la cuestión no es tomar decisionesentre "todo o nada", sino que se trata de unasecuencia de opciones, muchas de las cualesimplican elegir entre diversas opciones; porejemplo, entre invertir dinero ahora en unproyecto de desarrollo o postergar tal decisiónhasta que se disponga de más información.

El método tradicional utilizado para la evalua-ción de inversiones en proyectos de la industriapetrolera, tal como el análisis de flujo de fondosdescontado (DCF) descripto anteriormente, sebasa en la suposición no realista de que una vezque se realiza una inversión, ésta sigue su cursosin ninguna intervención. Además, se evalúansólo los resultados satisfactorios. No se tiene encuenta la posibilidad de abandonar la inversiónfrente a circunstancias adversas, ni la deexpandirla en respuesta a una demanda no an-ticipada. La teoría de las opciones es más sofis-ticada que el DCF porque capta la flexibilidadinherente a la mayoría de los proyectos. Es unaherramienta, al igual que el DCF, y al mismo tiem-po, consiste en un esquema mental. Como herra-mienta, ayuda a tomar decisiones. Comoesquema mental, lleva a las personas a pensar enlos proyectos de una forma mucho más dinámica,buscando constantemente nuevas alternativas ymejores formas de llevar a cabo los proyectos.

La teoría de las opciones reales traza un para-lelo entre el mundo financiero de las acciones ylos bonos y el mundo de los activos físicos reales,representados por cualquier bien desde fábricashasta campos petroleros. En el mundo financieroes posible comprar una opción, que representa elderecho (pero no la obligación) a comprar ovender un activo financiero, como una acción enun momento específico en el futuro a un precio

fijo. Una opción o derecho de compra se conocecomo una opción "call" y por lo general seadquiere con la expectativa de que el precio de laacción suba. Por lo tanto una opción call le puedepermitir al poseedor comprar una acción de laCompañía ABC por $500 en un día determinado oantes de esa fecha. Si el precio de la acción subepor encima de $500 en esa fecha o con anteriori-dad, el poseedor de la opción puede ejecutarla yquedarse con la diferencia. Una opción "put"(opción de venta) se adquiere con la expectativade que el precio descienda, y protege al posee-dor contra dicha caída.

Las opciones reales son análogas a las opcio-nes financieras. Por ejemplo, si la compañía petro-lera decide no desarrollar un campo en estemomento, puede hacerlo en el futuro. Pagando algobierno un canon o licencia determinada, la com-pañía adquiere una opción real: el derecho a lograrréditos adicionales en cualquier momento duranteel tiempo que dure la licencia, haciendo una inver-sión mayor para desarrollar el campo, pero sintener la obligación de hacerlo; esto es similar alprecio de ejecución del derecho de compra.

La existencia de cursos de acción alterna-tivos, como iniciar el desarrollo de un campo enel futuro y no en forma inmediata, tiene un ciertovalor. La flexibilidad le otorga al proyecto un valorque no se puede reflejar en un análisis de DCFestadístico.

Chevron ha desarrollado un proceso, que les per-mite a los directivos de las empresas compararuna amplia variedad de oportunidades de explo-ración globales, sobre una base uniforme ycoherente.1 El proceso incluye la integración dela evaluación del riesgo geológico, la distribu-ción probabilística de los volúmenes potencialesde hidrocarburos, el planeamiento del desarrollode ingeniería y los aspectos económicos de laprospección.

Este proceso se basa en el concepto de zonas(plays) y sistemas de hidrocarburos. Una zona esuna combinación de yacimiento, roca generado-ra, sellos y trampas que tiene el potencial decontener hidrocarburos. Tanto la evaluación delriesgo geológico, como la estimación volumétri-ca, el soporte de ingeniería, la evaluacióneconómica y los resultados después de laperforación, se consideran extensiones delconocimiento fundamental de las restriccionesgeológicas, de ingeniería y fiscales subyacentes.

Se establece una base que comprende laestructura geológica y la prospección en térmi-nos de la zona; es decir, la roca generadora, elyacimiento, las trampas y los sellos, y el tiempoy la dinámica de la migración del fluido. Lainformación que se obtiene de esta descripciónconstituye el punto de partida para los pasossubsiguientes del proceso. La evaluación delriesgo, asigna una probabilidad de éxito a cadauno de los cuatro elementos de la zona y la mul-tiplicación de estas probabilidades, provee laprobabilidad de éxito geológico. Chevron consi-dera que un pozo es un éxito geológico si en unensayo se obtiene un flujo estabilizado de hidro-carburos. La estimación volumétrica indica laincertidumbre en la forma de una distribuciónde posibles volúmenes de hidrocarburos para laprospección. Esta se construye a partir de ran-gos de parámetros obtenidos de la informaciónespecífica de la prospección y los datos descrip-tos por el concepto de zona paterna.

A partir de esta distribución, el grupo desoporte de ingeniería proporciona los escena-rios de desarrollo para tres casos: un caso pesi-mista (10%), uno medio (50%) y uno optimista(90%). Se realiza una evaluación económica decada uno de estos casos, con lo cual se obtienetoda la gama de las consecuencias económicasdel encuadre geológico, de ingeniería y fiscal. Elriesgo comercial se basa en los resultados deesta evaluación, y las probabilidades generalesde éxito, equivalen a la probabilidad de éxitogeológico multiplicado por la probabilidad deéxito comercial. Los resultados posteriores a laperforación, determinan si los resultados previs-tos son consistentes con los resultados reales.

Sistema para evaluar proyectos de exploración

1. Otis RM y Schneidermann N: “A Process for EvaluatingExploration Prospects,” AAPG Bulletin 81, no. 6 (Julio de 1997): 1087-1109.

30 Oilfield Review

Invierno de 2001

Debido a que los proyectos de la industria pe-trolera comprenden una secuencia de etapas se-paradas—estudios sísmicos; perforación;construcción de la plataforma de producción ytendido de las tuberías de conducción; produc-ción y, por último, la venta, al final de la vida útildel campo, como material de rezago de todos loselementos inutilizados—existen muchos puntosde decisión a lo largo de todo el trayecto citado.Pueden presentarse diversas opciones entre lascuales escoger y diversas oportunidades para ca-pitalizar esa flexibilidad (véase "Encuadre delproblema," derecha).

En 1973, los economistas Fischer Black yMyron Scholes, publicaron la denominada fór-mula de Black-Scholes para la evaluación deopciones financieras.7 Algunos teóricos argumen-tan que las adaptaciones de la fórmula de Black-Scholes y otras fórmulas más sofisticadas, sepueden utilizar para valorar opciones reales, esdecir para llevar a cabo evaluaciones que, al con-trario del análisis DCF, asignan importancia a laflexibilidad. Utilizando una fórmula de valoración,en algunos casos se puede demostrar que unproyecto tiene un valor significativamente mayordel que muestra el análisis DCF. Existen proyec-tos que hubieran sido rechazados por los direc-tivos de la compañía utilizando dicho análisis,porque tienen un valor negativo y, a pesar de ello,con la evaluación de las opciones reales presen-tan un valor positivo, lo que sugiere que elproyecto debería aprobarse.

Consideremos, como ejemplo, a una compa-ñía petrolera que está tratando de evaluar su li-cencia en un bloque determinado. En este caso,pagar los cánones de la licencia equivale a adqui-rir una opción. La compañía ahora tiene el dere-cho de invertir en el bloque al precio de ejecuciónde la opción una vez resuelta la incertidumbreacerca del valor de las reservas desarrolladas, loque equivaldría al precio de la acción.8

Veamos el siguiente ejemplo. La compañíatiene la oportunidad de adquirir una licencia porcinco años y se espera que el bloque contengaunos 50 millones de barriles [8 millones m3] depetróleo. El valor actual estimado del petróleodel campo, en el cual se encuentra ubicado elbloque, promedia los $10 por barril, y el costo dedesarrollo del campo (en términos del valoractual) es de $600 millones. El valor actual netoestático calculado del VAN sería:

$500 millones - $600 millones = -$100 millonesEl VAN es negativo, de manera que lo más

probable es que la compañía no prosiga con laoperación. La valuación del VAN ignora el hechode que se pueden tomar decisiones con respectoa la incertidumbre, la cual en este caso, resulta

Las técnicas de simulación de Monte Carlo y lateoría de las opciones, permiten realizar unaevaluación más precisa y tomar mejores decisio-nes, pero resultan inútiles si sus bases no se hanpreparado convenientemente. Si los responsa-bles de tomar las decisiones pasan por altoalgún detalle o elemento importante en un con-trato, o no comprenden algún punto, toda lasuperestructura del análisis sofisticado puedeestar construida sobre cimientos defectuosos.

En Conoco, el primer paso fundamental paratomar una decisión efectiva es el "encuadre"del problema, lo cual implica designar un equi-po de personas eruditas en las disciplinasnecesarias, para encarar el problema, paraluego obtener de estas personas toda la infor-mación básica, como por ejemplo:• qué es lo que se sabe: hechos y valores• qué es lo que no se conoce: riesgos e incer-

tidumbres• problemas o aspectos difíciles• qué decisiones ya han sido tomadas: política

de la compañía.Este encuadre, le permite al equipo de tra-

bajo concentrarse en los elementos fundamen-tales que conforman las decisiones que sedeben tomar y en las variables que ejercen unamayor influencia. Las sesiones de encuadre sellevan a cabo en un ambiente de total informa-lidad. El trabajo del equipo consiste en organi-zar en forma lógica, todo el flujo aleatorio deinformación capturado como notas durante lasfases más rigurosas.

Para estimular las tareas, el coordinador delencuadre recurre a una variedad de técnicas,como por ejemplo, sesiones de brainstorming.Surgen así distintas jerarquías de decisiones,líneas de tiempo de riesgos y decisiones, y ta-blas de estrategias. El resultado final de la se-sión de encuadre es un diagrama de influencia,que servirá como base para cualquier modeloeconómico o técnico, que se utilice para exami-nar un problema en el futuro.

El proceso de encuadre, constituye un modelode toma de decisión en sí mismo: se comienzapor pensar con la mayor libertad posible, se filtrala información, se consideran las distintas opcio-nes y se toma la decisión. El encuadre apunta alos dos primeros elementos y en algunos casospuede llevar a la decisión final sin necesidad derealizar otros análisis complementarios.

En las sesiones de entrenamiento sobre estemétodo, se establece un lenguaje común que losempleados de Conoco utilizan cuando hablan acerca del riesgo, con lo cual se evitan los malen-tendidos que podrían surgir.

Encuadre del problema

A

B

C

D

E

I J

F

G

H

Compra del bloque

No se comprael bloque

Perforar

Campogrande

Pozoseco

Campomarginal

Levanta-mientosísmico

Abandonodel bloque

Perforación deun segundo pozo

exploratorio

Campogrande

Campomarginal

Pozo seco,Abandonodel bloque

Pozo seco,Abandonodel bloque

Levantamientosísmico confirma

estructura

Levantamientosísmico no muestra

estructura

Campogrande

Campogrande

Campomarginal

CampomarginalPozo

seco

Abandonodel bloque

Abandonodel bloque

Perforación deun segundo pozo

exploratorio

Perforar

Abandonodel bloque

> Árboles de decisión para resolver condiciones inciertas. Un árbol de decisión presenta cursos deacción alternativos y las consecuencias financieras de cada uno de ellos, y asigna una probabilidadde que ocurran hechos en el futuro. Toda esta información permite determinar el valor esperado decada resultado. Los responsables de tomar decisiones utilizan estos árboles para poner en claro lasposibles consecuencias de los cursos de acción alternativos. Las decisiones aparecen como puntosen el enramado del árbol como si fueran nodos. Cada resultado posible está representado por unarama. Los árboles de decisión pueden ser simples, con un número limitado de ramas y nodos, o máscomplicados con muchas bifurcaciones. (Adaptación de Newendorp, referencia 6: 117.)

6. Newendorp PD: Decision Analysis for PetroleumExploration. Tulsa, Oklahoma, EUA: PennWell PublishingCompany, 1996.

7. Black F y Scholes M: “The Pricing of Options andCorporate Liabilities,”Journal of Political Economy 81(1973): 637-654.

8. Leslie KJ y Michaels MP: “The Real Power of RealOptions,” McKinsey Quarterly no. 3 (1997): 4-22.

31

doble: la incertidumbre sobre la cantidad depetróleo que existe en el bloque y acerca del preciodel barril. Es posible realizar estimaciones razona-bles de la cantidad de petróleo, analizando losdatos geofísicos y geológicos obtenidos en áreassimilares, y también evaluar los datos históricossobre la variabilidad de los precios del petróleo.

Se puede suponer que estas dos fuentes deincertidumbre, originen una desviación estándardel 30% con respecto a la tasa de crecimiento delos flujos de ingresos de la operación. Se puedesuponer además que mantener la opción obliga ala compañía a incurrir en los costos fijos anualesde mantenimiento de la reserva activa, lo querepresenta unos $15 millones. Esto representa elequivalente a un dividendo del 3% (15/500) delvalor del activo.

Si se aplica la fórmula de Black-Scholes, peroahora evaluando una opción real, en lugar de unaopción sobre acciones, se obtiene un valor de op-ciones real (ROV, por sus siglas en Inglés) de+$100 millones.9 La diferencia de $200 millonesentre la valuación del VAN de -$100 millones, ylos $100 millones que surgen del ROV, representael valor de la flexibilidad de poder invertir siemprey cuando las incertidumbres se hayan resuelto.

Cálculos como éste, pueden ejercer gran in-fluencia sobre la manera en que los estrategascorporativos consideran sus activos. Una com-pañía acumuló una abultada cartera de licenciasde bloques en el Mar del Norte. En los bloquesque presentaban un VAN positivo, la compañíainició la perforación y el desarrollo de los campos

petroleros. En cambio, en aquellos en que el VANindicaba que eran antieconómicos, porque loscostos eran demasiado elevados en relación conla renta, se decidió suspender la explotación.Finalmente, esta compañía prefirió vender losbloques antieconómicos a otras empresas quelos consideraban atractivos.

Con el tiempo, ellos comenzaron a cues-tionarse, si los bloques habían estado evaluadoscorrectamente. Se sugirió que mantener la licen-cia, podría considerarse una opción de desarrollo,si en el futuro, las nuevas tecnologías de per-foración y producción permitiesen incrementar larecuperación de hidrocarburos. Un nuevo modelofinanciero, demostró cómo calcular el precio delvalor de opción de los bloques a lo largo de cincoaños. Este valor de opción, reconocería las incer-tidumbres con respecto a la magnitud de lasreservas y los precios del petróleo, y ademástomaría en cuenta la flexibilidad de la situación.

El ejercicio de valuación tuvo una profundainfluencia sobre los directivos de la compañía,quienes decidieron conservar los bloques quetenían un valor de opción elevado, y vender ocambiar el resto a un precio que reflejara su valordespués de lo revisado.

Teoría de las preferenciasAunque se utilicen computadoras o herramientasde decisión, como el flujo de fondos descontadoo el análisis de Monte Carlo, en última instancia,la decisión la debe tomar un individuo o un grupode personas. La subjetividad complica el procesode toma de decisiones, dado que el perfil psi-cológico del individuo puede incidir sobre las mis-mas. En la industria petrolera, el riesgoconstituye una parte importante en la línea derazonamiento de los ejecutivos, por lo cual esfundamental comprender las preferencias delindividuo o del grupo y sus actitudes con respectoal riesgo y a la aceptación de los mismos.

En 1738, el matemático Daniel Bernoulli pu-blicó un trabajo en el cual destacaba que existíauna extensa aversión al riesgo.10 Casi 250 añosmás tarde, Daniel Kahneman y Amos Tversky pre-sentaron un ejemplo simple para ilustrar esta ca-racterística de aversión al riesgo.11 Una personatiene la posibilidad de elegir entre dos opciones:la primera representa una ganancia segura de$80, mientras que la segunda es un proyecto másriesgoso en el cual existe un 85% de probabilida-des de ganar $100 y un 15% de no ganar nada.Según Kahneman y Tversky, la gente prefiere laganancia segura antes que correr el riesgo, a pe-sar de que éste supone una mayor "expectativamonetaria," que es la suma de los resultadosponderados por sus probabilidades. Con el resul-

tado seguro se tiene la certeza de ganar $80,mientras que con la opción más riesgosa, la ex-pectativa monetaria sería de $85 ($100 x 0.85más $0 x 0.15). La elección refleja una aversión alriesgo, ya que se prefieren los $80 seguros, fren-te a la posibilidad de optar por el resultado másriesgoso (véase "Aversión al riesgo," página 34).

El matemático John von Neumann y eleconomista Oskar Morgenstern, ampliaron lateoría de las preferencias con varios axiomas quese pueden resumir en el siguiente postulado:

Los responsables de tomar decisiones, por logeneral tienen aversión al riesgo y les disgustamás sufrir una pérdida, de lo que disfrutan alobtener una ganancia del mismo valor. En conse-cuencia, tienden a aceptar un mayor nivel deriesgo para evitar una pérdida, en lugar de lograruna ganancia equivalente. Además, experimen-tan mayor satisfacción a partir de un aumento enlas ganancias proveniente de una inversiónpequeña, que un aumento equivalente derivadode una inversión de mayor envergadura.12

Estos postulados se pueden expresar enforma gráfica, en una curva de preferencias(arriba). Este ejemplo muestra que la satisfacciónasociada con la ganancia de $4000, es por logeneral menor que el disgusto provocado por lapérdida de la misma cantidad. La gente aceptaun riesgo mayor para evitar una pérdida, quepara obtener una ganancia equivalente. Ademásse tiende a sentir más satisfacción por ganar $10al aumentar de $10 a $20; de lo que se experi-menta por ganar $10 pasando de $1500 a $1510.

32 Oilfield Review

–$6,000 –$4,000 –$2,000Sa

tisfa

cció

nIn

satis

faci

ón

Dolares pérdidos Dolares ganados

+$2,000 +$4,000 +$6,000Curva teórica positivista

> Trazado de una curva de preferencia. Unacurva típica podría describir cómo se sintió unindividuo por ganar o perder dinero. Por lo gene-ral, la satisfacción asociada con ganar una can-tidad determinada, es menor que el disgustoprovocado por la pérdida de la misma cantidad.[Adaptación de Rose PR: “Dealing with Risk andUncertainty in Exploration: How Can WeImprove?“ AAPG Bulletin 71, no. 1 (1987): 1-16.]

9. El valor de una opción real, P, se estima aplicando lafórmula de Black-Scholes de la siguiente manera:P = Se-δt x {N(d1)} - Xe-rt x {N(d2)},donde d1 = {ln(S/X)+(r-δ+σ2/2)t}/(σ x √t),d2 = d1-σ x √t,y donde S = precio de la acción, X = precio de ejecutarla opción, δ = dividendos, r = tasa de interés libre deriesgo, σ = incertidumbre acerca de la fluctuación delprecio de la acción, t = tiempo de vencimiento y N(d) =función de la distribución normal acumulada.Por analogía el valor de una opción real utiliza la mismafórmula, pero en este caso, S = valor actual del flujo defondos esperado, X = valor actual de los costos fijos, δ= el valor perdido durante la validez de la opción, r =tasa de interés libre de riesgo, σ = incertidumbre sobrelos flujos de fondos esperados y t = tiempo devencimiento.Sustituyendo los valores en el ejemplo analizado en eltexto principal, se obtiene ROV=(500e-0.03 x 5) x {(0.58)} – (600e-0.05 x 5) x {(0.32)]= $251 millones - $ 151 millones = + $ 100 millones.

10. Bernoulli D: “Specimen Theoriae Novae de MensuraSortis,” (Exposition of a New Theory on theMeasurement of Risk) 1738, Traducido del Latín porSommer L: Econometrica 22 (1954): 23-36.

11. Kahneman D y Tversky A: “The Psychology ofPreferences,” Scientific American 246, no. 1 (1982): 160-173.

12. Pace B: “Petroleum Economics Seminar,” notas declase, Imperial College de Ciencia, Tecnología yMedicina, Londres, Inglaterra, 1998.

13. Simpson et al, referencia 2.

Invierno de 2001 33

Teóricamente es posible trazar dicha curva paracualquier individuo o compañía. Las distintas for-mas de las curvas denotan los diferentes tipos deactitud frente a la toma de decisiones (derecha). Lapronunciada forma de la curva del cuadrante infe-rior izquierdo describe cómo se siente la compañíacon respecto a la pérdida, y en el cuadrante supe-rior derecho se muestra su actitud frente al riesgo ylos niveles de ganancias asociados con el mismo.

Analizando las decisiones anteriores de un indi-viduo o de una compañía, es posible construir unacurva de preferencia que represente lo que piensaacerca del riesgo, o más bien, cómo reaccionafrente al riesgo en el momento de tomar deci-siones. Este instrumento podría ser utilizado por losresponsables de tomar decisiones, como elementode ayuda para acercarse a la línea de pensamientode los directivos o de la compañía en general.

En la práctica, pocas compañías utilizan la teo-ría de las preferencias como herramienta para to-mar decisiones. Los críticos sostienen que losproblemas prácticos son demasiado grandes. Den-tro de la misma organización, un gerente puede es-tar a favor de los proyectos riesgosos, mientras queotro que ocupa una posición similar, puede tener unperfil más conservador. Es posible que la teoría delas preferencias tenga una función más limitada,pero no menos importante, ya que les permitedemostrar en forma gráfica a los responsables detomar decisiones, lo que implica su estilo personal.

El valor de la evaluación del riesgo¿Es posible cuantificar el valor agregado que resul-ta del uso de estas herramientas? Con el objetivode responder este interrogante se realizó el estu-dio de Aberdeen mencionado previamente en esteartículo. Este estudio clasificaba a las compañíasparticipantes de acuerdo con el nivel de sofisti-cación del método utilizado para tomar decisiones(abajo). Los niveles incluían las herramientas deevaluación del riesgo descriptas en este mismoartículo y otras como definiciones de análisis,enfoque holístico, riesgo e incertidumbre y la com-binación de técnicas cualitativas y cuantitativas.

El término "análisis" se refiere al uso de algunaforma de análisis de costos y beneficios en la eva-luación de las inversiones. Todas las compañías,excepto una, utilizaban alguna forma de análisisestructurado. "Holístico" indica si una compañíaadopta o no un enfoque holístico, con respecto alefecto neto total acumulado de las consecuenciasde una decisión. Por ejemplo, cualquier decisión delsector de upstream debe incluir el abandono de lasinstalaciones y los costos y el tiempo implícito aso-ciados con cualquier medida de protección delmedio ambiente que sea necesario tomar. "Riesgoe incertidumbre" indica si la compañía adoptadefiniciones rigurosas de riesgo e incertidumbre ylas incorpora en sus análisis. Riesgo, en este caso,se define como la probabilidad de que un hechoocurra. Incertidumbre es el rango de valores posi-bles en cuanto al tamaño, el costo y los beneficiosde un hecho, si ese hecho ocurre. La categoría"cualitativo y cuantitativo" indica si las compañíastienen técnicas formales para manejar los elemen-tos cualitativos y cuantitativos tales como hábitos,instintos e intuición.13

Estos criterios fueron organizados en ordenascendente de acuerdo con su grado de sofisti-cación. Las compañías obtenían un cero si no utili-zaban un método especial para la evaluación delriesgo; recibían 1 punto si el método estaba imple-mentado en forma parcial, y 2 puntos si estabacompletamente implementado. Luego se sumaronlos resultados para evaluar el nivel de sofisticaciónde las compañías. Los investigadores tambiénclasificaron a las compañías de acuerdo con diver-sas medidas de funcionamiento de sus negocios.

Se tuvieron en cuenta cinco indicadores deéxito. En primer lugar, la capitalización de mer-cado indicaba la visión por parte de la comunidadde inversionistas, del valor futuro de la capacidadde la compañía para tomar decisiones correctascon respecto a sus inversiones. En segundo lugar,el número de empleados ofrecía una cierta indi-cación del éxito obtenido en el pasado y unanticipo del éxito futuro, con respecto a la selec-ción y el aprovechamiento de las mejores oportu-

nidades de inversión. En tercer término, el volu-men de las reservas asignadas fue utilizadocomo indicador del tamaño y del éxito obtenidoen el pasado en las decisiones relativas a lasinversiones. Cuarto, el retorno sobre el capitalinvertido, como prueba de decisiones exitosas enel pasado. Quinto, la estimación de WoodMackenzie del valor total de base de las com-

Pref

eren

cia

GananciaPérdida

+

–

> Curvas de preferencias que representan losdistintos tipos de personas responsables detomar decisiones. La curva de preferencia de untomador de riesgos (arriba) podría estar repre-sentada por un ascenso pronunciado en el cua-drante superior derecho, lo cual muestra que laatracción de ganar mucho dinero supera elhecho de que existe un riesgo desproporciona-do. Una curva de preferencia diferente corres-pondiente a una compañía importante (abajo)que acepta las pérdidas con ecuanimidad, semuestra con una línea recta. No obstante, laabrupta caída en el cuadrante inferior izquierdo,pone en claro que todavía existe un máximo deexposición permitida a la pérdida. (Adaptaciónde Pace, referencia 12.)

Pref

eren

cia

Máxima pérdidapermisible enun prospecto

GananciaPérdida

+

–

Criterios

Compañía

A B C D E F G H I J K L M N O P Q R S T

Análisis numérico

Análisis DCF

Visión holística

Monte Carlo

Riesgo/Incertidumbre

Teoría de la cartera de inv.

Teoría de las opciones

Preferencia/Positivismo

Cualitativo/Cuantitativo

Clasificación de compañías de acuerdo con sunivel de sofisticación con respecto a la toma dedecisiones. El estudio realizado en la Universidadde Aberdeen muestra que las prácticas de tra-bajo de 20 compañías (A a T) que operan en elMar del Norte, guardan una estrecha correlacióncon el éxito de sus decisiones respecto de lasinversiones. Las compañías que recibieron mayorpuntaje (rojo), son aquellas que implementabancompletamente los criterios que aparecen enorden ascendente de sofisticación en la columnade la izquierda. Si estos criterios estaban imple-mentados en forma parcial, en el cuadro se indicacon un cuadrado verde. Los cuadrados no colo-reados indican que la compañía no utilizó ningúnmétodo de evaluación de riesgos en particular.

<

(continúa en la página 35)

34 Oilfield Review

En un estudio llevado a cabo recientemente porla Escuela de Minas de Colorado (CSM, por sussiglas en Inglés) de Golden, Colorado, se exami-naba el comportamiento con respecto al riesgode 40 de las principales compañías petrolerasestablecidas en EUA durante un período de 15años, desde 1981 hasta 1995.1 Los investigadorestomaron como punto de partida el hecho de que,cuando los responsables de tomar decisionesevalúan una potencial inversión, tienen en cuen-ta no sólo los riesgos implícitos, sino también elcapital de la compañía que se expone a la posi-bilidad de pérdida. Los economistas han asumi-do por lo general, que el grado de aversión alriesgo disminuye a medida que aumenta la ri-queza, y que a medida que una compañía seenriquece, se encuentra mejor preparada paraafrontar proyectos más riesgosos y de mayor en-vergadura. Si una compañía pequeña recibe unaoferta de realizar un proyecto riesgoso con laperspectiva de obtener ganancias considerables,o de no tener éxito y afrontar una pérdida queabsorbería una parte importante de su capital,podría rechazarlo. Por el contrario, una compa-ñía más grande, para la cual la pérdida no repre-sentaría una proporción tan significativa de susrecursos, podría aceptar ese mismo proyecto.

Los investigadores de la CSM utilizaron elconcepto de relación de tolerancia al riesgo(RTR, por sus siglas en Inglés) para estableceruna comparación entre las compañías. La RTRes una relación de la tolerancia al riesgo que seobserva en una compañía, RT, (un número deri-vado en forma matemática, que supera el alcan-ce de este artículo) dividido por la tolerancia al

riesgo prevista para laempresa. Medianteun ejemplo se mues-tra cómo funciona laRTR (derecha). Paracualquier firma i, elvalor RTRi equivale aRTi / RTi

’ donde RTi

es la tolerancia alriesgo observado en lafirma i, durante el pe-ríodo t y RTi

’ repre-senta la tolerancia alriesgo prevista en fun-ción del tamaño dadopor la medida estanda-rizada del flujo de fondos descontado a futuro(SMCF, por sus siglas en Inglés) para el mismoperíodo. Si el valor de RTR es superior a 1.0indica una mayor tendencia a tomar riesgos res-pecto de otras firmas de dimensiones equivalen-tes. Si el valor de RTR es menor que 1.0 existeuna menor tendencia a tomar riesgos respectode otras firmas de tamaños similares.

Se calcularon las relaciones de tolerancia alriesgo de las 17 principales compañías petrole-ras de EUA durante el período 1983 a 1995 (aba-jo). Comparando Exxon y Shell en 1988, Exxontuvo un RTR de 0.87 mientras que el RTR deShell fue de 2.76. Esto sugiere que Exxon semostró mucho menos dispuesta a tomar riesgosque otras firmas de dimensiones equivalentes,mientras que Shell actuó como un agresivo to-mador de riesgos, comparado con otras compa-ñías de tamaño similar.

El estudio definió cuatro categorías conrespecto a la toma de riesgos (arriba). Las fir-mas que se encuentran en la categoría de altatolerancia al riesgo (más de 2.5) presentan unatasa de retorno sobre sus activos mucho mayor(8.6%), que las firmas que están menos dispues-tas a tomar riesgos. Las firmas comprendidas enlas otras categorías han mostrado un compor-tamiento de aversión al riesgo y reciben unretorno sobre sus activos muy inferior. El es-tudio del CSM sugiere que, en promedio, lascompañías dedicadas a la exploración tienden aser más cautelosas con respecto a los proyectosriesgosos y, en consecuencia, han obtenidomenores beneficios de los que podrían haberlogrado de haber actuado en forma diferente.

Aversión al riesgo Operador 1 Operador 2 Operador 3

SMCFi (próspero) $1,000 millones $100 millones $10 millones

RTi ' (pronosticada) $100 millones $15 millones $2 millones

RTi (real) $50 millones $20 millones $2 millones

RTRi (RTi /RTi ') 0.50 1.33 1.0

> Estimación de la relación de tolerancia al riesgo (RTR). Si el valor de la RTR esmayor que 1.0 implica una mayor tendencia a aceptar riesgos respecto de otras firmasde tamaño equivalente. Cuando el valor de RTR es menor que 1.0 implica una menortendencia a tomar riesgos respecto de firmas de tamaño equivalente.

1995 1994 1993 1992 1991 1990 1989 1988 1987 1986 1985 1984 1983

1.030.17NA

0.210.830.800.651.001.441.925.221.390.95NA

0.22NANA

Compañía

ExxonChevronTexacoAmocoMobilShellUSXArcoConocoPhillipsUnocalOccidentalAmeradaAnadarkoPennzoilKerr McGeeUniontex

0.830.311.810.491.061.330.464.632.411.37NA

2.612.181.570.502.98NA

1.580.461.470.711.741.150.423.132.821.811.922.582.791.290.67NANA

1.000.481.260.441.911.85

10.081.492.361.972.01NA

0.692.05NANANA

0.750.640.950.29NA

2.330.361.413.262.802.922.91NA

2.000.381.74NA

0.51NA

0.740.125.892.580.451.233.311.851.963.32NA

2.800.270.970.84

0.50NA

8.820.360.702.390.380.963.053.231.972.156.990.740.444.082.43

0.871.240.760.550.462.760.791.313.77NA

3.482.390.951.160.831.422.80

0.650.430.720.480.291.640.661.383.64NA

1.832.491.101.27NA

1.751.25

0.760.350.560.280.271.700.631.752.861.62NA

1.92NA

1.87NA

1.391.83

0.470.290.410.330.161.860.251.022.381.26NA

1.750.781.64NA

1.541.46

0.630.390.940.440.231.820.380.90NA

1.41NA

1.400.732.12NA

0.923.34

1.070.900.480.410.322.192.641.35NA

1.55NA

4.361.18NANA

2.144.41

Activos de E&P en 1995, millones de $

68,85227,91318,73415,24114,39311,97610,109

9,1276,6494,8284,7194,5943,8732,2671,9921,7481,695

> Relación de tolerancia al riesgo de distintas compañías entre 1983 y 1995.

Grupo RTR

RTRMáximoMínimoMediaDesviación estándar

Alta Moderada

1.5 to 2.5 24.2% –34.2% 5.2% 9.3%

Promedio

0.5 to 1.5 32.0% –37.0% 5.1% 8.7%

Baja

< 0.5 20.9%–25.8% 5.6% 5.5%

> 2.5 28.1% –5.5% 8.6% 6.8%

> Análisis de rendimiento: retorno sobre activos de E&P. Las firmas que se encuen-tran en la categoría de alta tolerancia al riesgo, muestran un retorno mucho mayorsobre sus activos (ROA, por sus siglas en Inglés) respecto de las firmas que semuestran menos dispuestas a tomar riesgos.

1. Walls M: “Corporate Risk Taking and Performance: A 15-Year Look at the Oil Industry, artículo de la SPE 49181,presentado en la Conferencia Técnica y Exhibición Anualde la SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, Septiembre27–30, 1998.

Invierno de 2001 35

pañías en el Reino Unido (valor de las reservascomerciales + valor de las reservas técnicas +valor de exploración) fue utilizado como indicadorde inversiones exitosas realizadas en el pasado.14

Se observó una importante correlación positi-va entre las posiciones de las compañías sobre laescala de toma de decisiones y sus posicionescon respecto al valor total de base, la capitaliza-ción de mercado y las reservas comprobadas. Lacorrelación con el número de empleados fue mo-desta, mientras que la correlación entre la tomade decisiones y el retorno sobre el capital fue dé-bil. Esto último no sorprendió a los investigado-res. Este parámetro guarda una estrecha relacióncon las decisiones tomadas en el pasado—en losúltimos 15 o 20 años— mientras que en la mayo-ría de las compañías, el método actual de tomade decisiones fue adoptado hace menos de cincoaños. Por el contrario, el volumen de reservasregistradas y, en particular, el valor total de base,reflejan los efectos de las decisiones másrecientes. La fuerte correlación entre el valortotal de base de Wood Mackenzie, y la lista declasificación por nivel de sofisticación, demostró

claramente que existe una relación entre lasofisticación de las herramientas utilizadas y eléxito alcanzado en los negocios (abajo).

Además de estas correlaciones, los investi-gadores descubrieron que si bien el análisis deMonte Carlo se utiliza ampliamente para estimarlas reservas potenciales, lo cual constituye unclaro reconocimiento de la importancia de laincertidumbre a este nivel técnico, se empleamuy poco para los temas económicos.15 Los inves-tigadores sugieren que esto implica, en los casosde aquellos que no lo usan, la suposición de queexiste una total certeza en materia de costos,precio del producto, términos fiscales y paráme-tros temporales; lo cual no es cierto. Además, lasgrandes compañías son las que más utilizan lateoría de la cartera de inversiones. Se comprobóque la probabilidad de que las compañíaspequeñas utilicen esta teoría es menor, porqueconsideran que no cuentan con un número sufi-ciente de bienes, como para constituir unacartera de inversiones, si bien la teoría se aplicade la misma forma aunque sólo se trate de dospropiedades.

Luego de la publicación de los hallazgos deAberdeen, otro grupo de expertos en riesgopatrocinados por el Norwegian PetroleumDirectorate y la mayor parte de las compañías deexploración y producción (E&P) que operan enNoruega, ha publicado un trabajo de investi-gación que, entre otras cosas, sugiere que el uso

de métodos probabilísticos en los procesos detoma de decisiones, constituye un aporte impor-tante en aras del rendimiento de la compañía.16

Los investigadores analizaron distintasmetodologías para describir la maduración deproyectos y el consiguiente proceso de toma dedecisiones y encontraron que, si bien la mayoríade las compañías parecen estar técnicamentecapacitadas para aplicar modelos probabilísti-cos, sólo unas pocas utilizan estos métodos enforma rutinaria a la hora de tomar decisiones.

Entre las metodologías estudiadas, una delas más importantes es la denominada "análisisde riesgo y toma de decisiones" (D&RA, por sussiglas en Inglés), que incluye elementos de lasdiversas técnicas descriptas anteriormente. Elestudio noruego, fue definido como un enfoqueprobabilístico multidisciplinario y totalmenteintegrado, basado en rangos de varios paráme-tros, incluyendo la geología del campo, laspropiedades del yacimiento (como la porosidad),los costos del acero, los costos de la mano deobra, el tiempo improductivo de las instalacionesy los distintos escenarios de desarrollo. Tambiénincorpora la propagación y el agregado de incer-tidumbres, a través de los diversos modelos rela-cionados y los distintos niveles de decisión.

Haciendo uso de un estudio económico dereferencia de las principales compañías petrole-ras que operan en la Bolsa de Comercio deNueva York, los investigadores infirieron que

14. Simpson et al, referencia 2.15. Simpson et al, referencia 2.16. Jonkman RM, Bos CFM, Breunese JN, Morgan DTK,

Spencer JA y Søndenå: “Best Practices and Methods inHydrocarbon Resource Estimation, Production andEmissions Forecasting, Uncertainty Evaluation andDecision Making,” artículo de la SPE 65114, presentadoen la Conferencia Europea del Petróleo de la SPE, París,Francia, Octubre 24–25, 2000.

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Clasificación del nivel de sofisticación

Coeficiente de correlación = 0.65

Sin outliers = 0.85

Outlier

Outlier

Outlier

> Correlación entre el nivel de sofisticación en el uso de herramientas de ayuda para la toma de deci-siones y el valor de base total (TBV, por sus siglas en Inglés). El TBV es un parámetro ideado por losanalistas de temas energéticos de Wood Mackenzie, con sede en Edimburgo, que toma en cuenta lasreservas comprobadas, probables y posibles y trata de valuar el área de exploración. Los investiga-dores de Aberdeen, consideran que el TBV es una medida sumamente adecuada, ya que capta losresultados de las decisiones tomadas en el pasado reciente; y la mayoría de las herramientas sofisti-cadas se han utilizado sólo en los últimos años.

existe una relación entre el rendimiento de lacompañía y los sistemas de trabajo (izquierda).Las compañías que integraban su secuencia detareas y utilizaban la metodología D&RA veíanmejorar su rendimiento inmediatamente despuésde introducida esta metodología.

El estudio noruego sostiene que, una secuen-cia de tareas multidisciplinarias totalmenteprobabilística y basada en la metodología D&RA,ejerce influencia sobre la competitividad de lascompañías. Existen también pruebas circunstan-ciales que sustentan la idea de que, en una com-pañía de E&P cuanto más integrada se encuentresu secuencia de tareas y cuanto más probabilís-tico sea su enfoque con respecto a la toma dedecisiones, mejor funcionará.

Las funciones de la intuición y de los prejuicios Hay que tener en cuenta que los procesos des-criptos anteriormente, no son los únicos que exis-ten. Si bien un análisis cuantitativo estructurado,forma parte del proceso estándar de toma de de-cisiones, la intuición y la subjetividad individualson sumamente importantes (abajo). Este modelorepresenta una visión del proceso en su totalidad,según los investigadores de Aberdeen.17 La inter-faz entre los factores cuantitativos y cualitativosy las proporciones relativas de cada uno utiliza-dos en cada decisión, se describen en términosde su analogía con una característica geológicadenominada discordancia angular.

El eje vertical del modelo representa el tipo dedecisión a considerar, que incluye decisiones demayor nivel (por ejemplo, si ingresar o no en unanueva cuenca o en un país, o adquirir una nueva

36 Oilfield Review

Análisiscuantitativoestructurado

Descripción del prospecto

Chances de éxito

Chances de podermedir el éxito

Falla

Flujo de fondos descontadoAnálisis de Monte CarloTeoría de preferenciasTeoría de carteraTeoría de opciones

Criterios de toma de decisiones

Costo de la falla

Subjetividad y reglas empíricas

Hábitos individuales

Experiencia Ambigüedad

Medioscualitativosde análisis

Medioscuantitativosde análisis

> Diversos aspectos de la toma de decisiones. La mitad inferior de la figura (azul) muestra los medioscuantitativos, como el flujo de fondos descontado y el análisis de Monte Carlo, utilizados para analizarel riesgo y tomar decisiones. En la mitad superior (rosado) se observan los medios cualitativos que sepueden utilizar para el mismo tipo de análisis. A menudo se produce una tensión entre los dos (flechasblancas); por ejemplo, cuando los ejecutivos se basan en su intuición y no en las cifras. Los investi-gadores están abocados a la tarea de descubrir cómo toman sus decisiones los individuos, para locual se concentran en los aspectos cualitativos de la decisión. Una vez que se comprenda esteaspecto, el próximo paso será encontrar la relación entre ambos.

17. Lamb FE, Simpson GS y Finch JH: “Methods forEvaluating the Worth of Reserves in the Upstream Oiland Gas Industry,” Geopolitics of Energy 22, no. 4 (Abril de 1999): 2-7.

18. Capen EC: “The Difficulty of Assessing Uncertainty,”Journal of Petroleum Technology 28, no. 8 (1976): 843-850.

19. Reporte Anual de 1997 de la Dirección Petrolera deNoruega. Stavanger, Noruega: Norwegian PetroleumDirectorate Publications (1998).

20. Citron GP, Carragher PD, McMaster GM, Gardemal JM yJacobsen D: “Post Appraisal and Archival: CriticalElements in Successful Exploration Risk Assessment,”artículo presentado en el primer Foro Mundial deLandmark sobre Tecnología, Houston, Texas, EUA,Febrero 12–14, 1997.

21. Smith P: “Managing Uncertainty in Oil FieldDevelopments: A Practical Guide to Making BetterDecisions,” artículo presentado en el Schlumberger Oiland Gas Decision and Risk Analysis Symposium, Austin,Texas, EUA, Noviembre 20–21, 1997.

22. Simpson et al, referencia 2.Carragher PD: ”Leveraging Learnings from ExplorationRisk,” Convención de Resúmenes de la AAPG, Año 2000,Reunión y Exhibición Anual de la AAPG, Nueva Orleáns,Luisiana, EUA (Abril 16–19, 2000): A23–A24.Jonkman et al, referencia 16.

19881

3

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Compañía A Compañía C

1992 1994 1996 1998

Año (período de 5 años que finaliza en cada uno de los años que se muestran abajo)

> Estudio comparativo de las principales compañías petroleras que cotizan enla Bolsa de Valores de Nueva York. El rendimiento de la compañía, según laclasificación del Schroders Bank, aumentó después de la introducción de procesos de análisis de riesgos y toma de decisiones (flechas blancas).

Invierno de 2001 37

compañía) y se encuentran en la mitad superiordel modelo, y decisiones más operativas yrutinarias que corresponden a la mitad inferior.

La posición a lo largo del eje horizontal reflejala cultura de la compañía. Algunas confían funda-mentalmente en un análisis cuantitativo "rigu-roso," con relativamente escaso aporte subjetivoy, por lo tanto, estarían ubicadas en el ladoizquierdo del modelo. Otras compañías se encuen-tran en el lado opuesto. Esto explica quizásalgunos de los problemas que surgen a la hora detomar decisiones en alianzas o sociedades,cuando los diferentes socios pueden ocupar dife-rentes posiciones sobre este eje de la gráfica.Este modelo de toma de decisiones en el sectorde upstream de la industria del petróleo y el gas,parece reflejar las experiencias y las prácticas delos que se desempeñan en este rubro. Noobstante, no existe una correlación importanteentre la posición de la compañía en el modelo y eléxito de sus negocios. Es una cuestión deadaptación: cada compañía trabaja mejor endonde se encuentra culturalmente más cómoda.

También existe una relación entre los factorescuantitativos estructurados y cualitativos no

estructurados: la subjetividad de la personaresponsable de tomar la decisión, influye sobrelos números que ingresan en el análisis cuantita-tivo. Para que cualquiera de las herramientasdescriptas anteriormente resulte realmente útil,los datos geotécnicos y financieros requeridosdeben ser confiables. Pero, ¿de dónde provienenesas cifras? En primer lugar, casi todos los datosgeotécnicos y muchos de los datos financieros,representan estimaciones computadas. Cada vezmás, la industria de E&P reconoce la necesidad deexpresar tales estimaciones en rangos probabilís-ticos, en lugar de ser sólo valores tomados al azar,pero existe una fuerte evidencia de la influenciade los prejuicios y predisposición en las esti-maciones de los proyectos de exploración yproducción:•Los rangos de predicción de los parámetros

clave son demasiado estrechos, ya que sesubestiman las incertidumbres.18

•Los campos descubiertos, por lo general con-tienen sólo alrededor del 40% de losvolúmenes de petróleo y de gas previstos antesde comenzar las perforaciones de exploración(arriba).19

•Los proyectos de alto riesgo fracasan unas cua-tro veces más de lo previsto porque se subes-tima el riesgo.20

•Los costos reales de los pozos, a menudo exce-den los costos previstos entre un 20% y un100%.

•Las proyecciones económicas y los patronesutilizados para medir y clasificar las opera-ciones, a menudo no están calibrados y pocasveces se comparan con los resultados reales.

Una importante compañía de petróleo y gas,presentó los siguientes parámetros reales encomparación con los previstos, en proyectosrealizados en distintos lugares del mundo: laserogaciones de capital fueron superiores en unpromedio del 95%, con un máximo de 974%; losgastos operativos superaron las previsiones enun 140%; la producción de petróleo comenzóentre uno y tres años más tarde que lo previsto,y las tasas de producción promedio, son del 65%respecto de las estimadas.21

Corregir las tendencias personales, tales co-mo prejuicios, predisposición y preferencias, queinciden en los pronósticos, es un problema de laorganización, relacionado con los individuos, lossistemas de incentivos, los procedimientoscoherentes, la cultura de la corporación y el lide-razgo. No es en esencia un problema de tec-nología, si bien las nuevas tecnologías puedenayudar a reducir la subjetividad. Otro aspecto delos problemas de predisposición personal, sonlos estilos preferidos para tomar decisiones. Escomprensivo que un ejecutivo que haya progre-sado gracias a su estilo intuitivo y subjetivo,pueda mostrarse reacio a empezar a confiar enun estilo de manejo de las inversiones más sis-temático y basado en el análisis probabilístico.

Varios estudios recientes independientesreflejan situaciones similares: cuando el manejode las inversiones en exploración y producción serealiza en forma integrada, probabilística, sis-temática, y coordinada, se obtienen mejoresresultados que con los métodos tradicionales.22

La mayor parte de las compañías que adoptan unenfoque sistemático y probabilístico, tratan deperfeccionar los resultados obtenidos en elpasado y se esfuerzan por minimizar las tenden-cias personales que inciden negativamente enlos pronósticos.

Las herramientas de análisis de riesgo estu-diadas, cuentan con un enorme potencial paramejorar el rendimiento de la exploración y la pro-ducción, pero para poder desarrollar este inmen-so potencial en su totalidad, se debe perfeccionarel factor humano de la ecuación. —MB, RH

11 10 100 1000 10,000

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Tamaño esperado antes del otorgamiento de la licencia,millones de barriles de petróleo

Exactitud de la predicción = 38%

> Recalibración de pronósticos de una prospección. Los operadores del Mardel Norte en Noruega, han sido siempre demasiado optimistas al pronosticarel tamaño de las prospecciones para su inclusión en las solicitudes de unaconcesión. El eje X muestra el tamaño de las prospecciones esperadas quelos operadores informaron al Norwegian Petroleum Directorate durante losúltimos diez años. El eje Y muestra los descubrimientos reales registrados. Ladiagonal central (azul) representa una calibración perfecta. La diagonalsuperior (amarillo) representa los pronósticos subestimados por un factor de10. La diagonal inferior (rojo) representa los pronósticos sobrestimados tam-bién por un factor de 10. La gran mayoría de los pronósticos se encuentra pordebajo de la diagonal central, lo cual por definición, representa la influenciade la subjetividad de los operadores en las estimaciones. La suma de todoslos descubrimientos reales, equivale al 38% de la suma de los descubrimien-tos pronosticados. Sólo se incluyen datos de descubrimientos realizados.(Adaptación de Discoveries on the Norwegian Continental Shelf. Producidoen colaboración con el Norwegian Petroleum Directorate, Noruega, 1997.)

38 Oilfield Review

Bordes cortantes

Alain BessonTotalFinaElfParís, Francia

Bruce BurrScott DillardEric DrakeBrad IvieCraig IvieRoger SmithGraham WatsonHouston, Texas, EUA

Se agradece la colaboración en la preparación de este artí-culo a Gerald Angst, Ron Birch, Marcel Boucher, BruceBoulanger, Jeff Daly, Bob Fabian, Wayne Mausbach, BillMiller, Gail Nelson, Tamara Price y Charles Stafford,Houston, Texas, EUA; David Jelley, Nigel Griffin, TerryMatthias, Jo Taper y Malcolm Talyor, Stonehouse,Inglaterra; y James Garner, Sugar Land, Texas.Armor Clad, ASTRA, Bicentrix, BitTrak, DiamondBack,Duradiamond, Mudpick, PowerDrive, PowerSteering,Steeringwheel, Switchblade y Transformation son marcasde Schlumberger.

La mejor calidad de los materiales y los diseños innovadores de barrenas (brocas, trépanos,

mechas) rotativas están extendiendo el rango de aplicaciones de las mismas y modificando

la forma en que se utilizan para perforar los pozos. Los operadores y los contratistas de per-

foración están aprovechando las más recientes tecnologías de barrenas y las nuevas técni-

cas para construir pozos más efectivos desde el punto de vista de los costos.

La perforación de los estratos del subsuelo enbusca de hidrocarburos requiere bajar unabarrena con una columna (tubería, sarta) de perfo-ración o tubería flexible y hacerla girar desde lasuperficie mediante equipos de perforación rota-tiva, o directamente en el fondo con motores y tur-binas emplazados en el fondo del hueco. Uno delos retos que enfrentan las compañías petrolerasy los contratistas de perforación a la hora de pla-near el pozo, es la selección de la mejor barrenapara una aplicación en particular.

La herramienta básica de los ingenieros deperforación, la barrena rotativa de cortador fijo ode cono giratorio, está diseñada y fabricada paracortar diferentes formaciones y para ser utilizadaen un amplio rango de condiciones. Las personasque adquieren y utilizan las barrenas deben com-prender las diferencias entre los distintos tipos ydiseños de las mismas (próxima página).

Las barrenas de cortador fijo o barrenas dearrastre cuentan con cuchillas integradas quegiran en conjunto. Las barrenas de arrastre concortadores de acero, también conocidas comobarrenas tipo cola de pescado debido a sus for-mas características, datan de la época de la per-foración rotativa anterior a 1900. Estas cortabanformaciones blandas en forma similar al arado,haciendo surcos o hendiduras en la tierra. Lasmodernas barrenas de cortador fijo con superficiede diamante también cortan las formaciones; lasbarrenas con diamantes suspendidos en cuchillasmatriciales trituran las rocas y los cortadores deun compuesto policristalino de diamante (PDC,por sus siglas en Inglés) cortan las rocas en formasimilar a como lo hace un torno.

Las barrenas de conos giratorios poseen conosde metal que giran en forma independiente almismo tiempo que la barrena rota en el fondo del

hueco. Cada uno de los conos cuenta con estruc-turas cortantes (dientes de acero resistentes aldesgaste o insertos de carburo de tungsteno) quecortan y trituran, o penetran y rompen como sifuesen cinceles o palas, dependiendo de la durezade la formación. Las barrenas de conos giratoriospermiten perforar más profundo y normalmente selas conoce como barrenas para roca, debido a quepueden perforar formaciones más duras en com-paración con las primeras barrenas de arrastre.

Las barrenas de perforación constituyen sola-mente una fracción del costo total del pozo (uno acinco por ciento), sin embargo, representan uncomponente clave de la economía de construccióndel pozo. El tiempo necesario para perforar unpozo se encuentra relacionado directamente conla rapidez con la cual las barrenas corten la for-mación y con el tiempo que conserven su filo. Entérminos de costo por pie o metro perforado(metraje), invertir en la barrena adecuada reduceen forma importante el costo total, ya que estoayuda a disminuir el tiempo de perforación y elnúmero de viajes (carreras) de entrada (bajada) ysalida de un pozo. Para perforar pozos poco pro-fundos, las barrenas para roca estándar podríanser las más adecuadas, las cuales son menos cos-tosas. Las modernas barrenas de conos giratorioso de PDC que tienen una mejor velocidad (tasa,índice) de penetración, (ROP, por sus siglas enInglés) y una vida útil más prolongada, si bien sonmás costosas, pueden ser la opción más econó-mica en operaciones marinas y en los pozos pro-fundos, donde las velocidades de perforación y loscostos por viaje para reemplazar las barrenas sonelevados. Independientemente de la aplicación, elprecio de compra de las barrenas adecuadas paracada caso en particular se recupera varias veces.

Barrenas de

perforación rotativa

Barrenas de

cortador fijo

Primeras barrenas

tipo cola de pescado

Primeras barrenas con

cuchillas giratorias

Barrenas de conos

giratorios

Invierno de 2001 39

La primera barrena de conos giratorios contres conos fue patentada por Howard Hughes en1909. En 1916 y 1917, C. E. Reed desarrolló lasbarrenas con discos gemelos reemplazables ycuatro cortadores giratorios. Estas primeras eta-pas en la evolución de las barrenas ampliaron elrango de aplicaciones de la perforación rotativamás allá de los límites de profundidad y durabili-dad alcanzados por barrenas con cuchillas deacero. Desde entonces, los nuevos desarrolloshan mejorado alternativamente los cojinetes delos conos y la estructura cortante. Estos avancesincluyen conos con metales más duros soldadossobre los dientes de acero, los cojinetes de rodi-llos con bolas giratorias para sostener y mantenerlos conos en su lugar, los insertos de carburo detungsteno, el autolubricado de los cojinetes derodillos sellados y los cojinetes lisos de fricción.

Esta tendencia continúa hoy en día con losnuevos diseños de cojinetes y sellos, mejores sis-temas de retención de conos, carburos cementa-dos mejorados y filos de un compuesto dediamantes con mayor resistencia al desgaste queofrecen mejor rendimiento y mayor confiabilidad,especialmente cuando se trata de formacionesduras problemáticas, y de perforaciones con mo-tores o turbinas de fondo de alta velocidad. Lacombinación de elementos individuales y de los

avances logrados en las barrenas destinadas aaplicaciones específicas, mejora el rendimientode la perforación y prolonga la vida útil de la ba-rrena, incrementando la capacidad de carga y ladurabilidad de las barrenas de conos giratorios.

Las barrenas de cortadores fijos también hanevolucionado y han superado a los primeros dise-ños de las barrenas tipo cola de pescado y de lasbarrenas de arrastre; todo esto mediante la apli-cación de diamantes naturales y compuestos sin-téticos de PDC en los bordes cortantes. Lasbarrenas de cortadores fijos no poseen partesmóviles, sino superficies cortantes para desgas-tar, y pueden perforar rápidamente durante largosperíodos en ciertas condiciones. Los diamantesnaturales se utilizaron por primera vez alrededorde 1910 en barrenas especializadas sacatestigosque hacían cortes en forma de rosquillas y extra-ían columnas concéntricas de roca—núcleo (tes-tigo corona)—en camisas o tubos especialespara ser utilizados en la evaluación de la forma-ción. Las barrenas de diamante de pleno diáme-tro se introdujeron a principios de 1920. Lasprimeras barrenas de PDC se pusieron a la ventaa principios de la década de 1970; estas barrenasse construyeron sobre la base de la tecnología deGeneral Electric, que permitió que los diamantessintéticos se adhirieran al carburo de tungsteno.

Los desarrollos observados en las barrenasde cortadores fijos son el resultado de las mejo-ras introducidas en los materiales y en el procesode manufactura, conjuntamente con un mejorentendimiento de la estabilidad de la barrena yde la dinámica de los fluidos. Las estructuras ylos diseños de corte avanzados disminuyen elmovimiento inestable, o las vibraciones, en elinterior del hueco, dando como resultado unaperforación más agresiva. Los elementos decorte se fabrican para cubrir las característicasespecíficas de las formaciones a taladrar y paralas condiciones particulares de perforación. Unanueva generación de barrenas de PDC ha evolu-cionado para satisfacer las demandas más com-plejas de perforación direccional, y las barrenasimpregnadas con partículas de diamante estánencontrando nuevas aplicaciones.

Los avances logrados en la hidráulica de labarrena y en las estructuras de corte, resultan enmejores diseños para las barrenas de conos gira-torios y para las barrenas de cortadores fijos. Larealización de pruebas (ensayos) en tamaño natu-ral y el diseño asistido por computadora, mejorannuestro entendimiento de las relaciones entre elflujo del fluido, la limpieza de la barrena y la eli-minación de recortes para mejorar el rendimientode la barrena de perforación. Las simulaciones

computarizadas de la dinámica de los fluidos (CFD, por sus siglas en Inglés),como las utilizadas para desarrollar el contorno (perfil) de automóviles, aero-naves y barcos de la marina, les permiten a los diseñadores optimizar la hi-dráulica de los conos giratorios y de los cortadores fijos para una mejor ROP.

Hoy en día, el software para diseño avanzado establece una correlaciónentre la litología y la resistencia de la roca con distintos tipos de barrena. Estole ayuda a los operadores a elegir una barrena apropiada. Las extensas basesde datos registran y rastrean el rendimiento de la perforación y de los resulta-dos para ayudar en la selección de la barrena de conos giratorios o de corta-dores fijos, y contribuir a una mejora continua y a futuros desarrollos.

A medida que se mejoran el diseño y la fabricación de las barrenas, loslímites tradicionales entre las barrenas de conos giratorios y las barrenas decortadores fijos se tornan menos claros. Gracias a la investigación y el desa-rrollo se obtiene una mejor confiabilidad, diseños de compuestos avanzados,una hidráulica mejorada y una mayor estabilidad para todos los tipos debarrena. Esto le facilita la tarea a los perforadores, sin embargo, la selecciónde una barrena se convierte en un verdadero reto.

Las barrenas de perforación y las nuevas herramientas de fondo, conjun-tamente con la experticia de las compañía de servicios, les ahorran tiempo ydinero a los operadores. Este artículo describe las barrenas de conos girato-rios, de cortadores fijos de PDC y de diamante, y los avances más recientes,incluyendo una amplia gama de diseños, materiales y métodos de fabricación

que mejoran en gran parte el rendimiento de la perforación y les ayudan a losperforadores a seleccionar las barrenas acorde con las necesidades delcliente, para cada formación o aplicación. Asimismo, el artículo examina lainvestigación, la realización de pruebas y los desarrollos en la hidráulica de lasbarrenas, la adquisición de datos en el fondo del hueco frente a la barrena, laoptimización de la barrena y el estudio de casos relacionados con solucionesespecíficas de perforación.

Tecnología de conos giratoriosEn la década de 1800, las perforaciones hechas con herramientas operadaspor cable y barrenas de percusión eran lentas y limitadas para agujeros pocoprofundos. Las barrenas tipo cola de pescado y los equipos de perforaciónrotativa con circulación continua para remover los recortes representaron losprimeros avances, pero las barrenas con cuchillas de acero eran más ade-cuadas para formaciones blandas y se desgastaban rápidamente. Lasestructuras de corte en los conos que giran en forma independiente pararotar en el fondo del hueco a medida que rota la barrena, se hicieron máspopulares en la década de 1900. Estas barrenas duraban más y podían hacerhuecos más profundos. No obstante, las primeras barrenas de conos girato-rios carecían de durabilidad y confiabilidad, pero eran mejores que las barre-nas de cuchillas. Para reducir la fricción, se utilizaron cojinetes sencillos conrevestimientos de acero.

Los primeros avances se centraron en las estructuras de corte. A princi-pios de la década de 1930, se desarrollaron barrenas con suficiente espa-cio entre los conos. Al dejar espacio entre conos adyacentes, los cortadores

40 Oilfield Review

Barrenas con dientesde acero

Barrenas de insertos

Dureza de la formaciónBlanda Dura

> Estructuras cortantes con dientes de acero y de insertos. Los dientes deacero, se funden, forjan o fabrican del mismo metal que los conos (arriba).El recubrimiento duro de carburo de tungsteno se suelda sobre los dientesde acero para incrementar la durabilidad. Las barrenas con conos desplaza-dos permiten estructuras de corte más largas y proporcionan una acción delimpieza adicional. En las formaciones blandas, los amplios espacios entrelos cortadores promueven también la limpieza de la barrena. Los insertossinterizados de carburo de tungsteno se funden por separado y se colocanmecánicamente a presión en agujeros ligeramente menores al tamaño delos insertos, precisamente labrados en las superficies de los conos (abajo).También se encuentran disponibles los insertos cubiertos con revestimien-tos de PDC que son más resistentes a la abrasión.

Alta excentricidad del cono (5°)

Direción dela rotación

Baja excentricidad del cono (0°)

Trituración

Diámetroo contorno

de corteDiámetro

o contornode corte

Rotación realen todos los puntos

Angulo delcojinete

Acanalado y raspado

El borde del cono se apartadel movimientoreal de rotación

> Acciones de perforación con conos giratorios. Las barrenas de conosgiratorios remueven la roca acanalándola y raspándola o triturándola. Losconos giratorios realizan una acción de trituración. A medida que los conosse apartan del movimiento giratorio real, las estructuras cortantes penetrany raspan más. El desplazamiento o ángulo de excentricidad del cono y laforma del mismo, provocan que los conos dejen de girar periódicamente amedida que gira la barrena. Como resultado, las estructuras cortantes sedeslizan en el fondo del hueco y raspan la formación. Los ángulos de despla-zamiento varían de 5° para formaciones blandas, a cero para formacionesduras. Las barrenas para formaciones blandas utilizan estructuras de cortemás largas con ángulos de desplazamiento en los conos que reducen elmovimiento de rotación. Los cortadores cortos en los conos que giran más,provocan una acción de trituración en las formaciones duras.

Invierno de 2001 41

pueden ser más largos y proporcionar una acción de limpieza adicional enformaciones blandas. Anteriormente, los dientes tenían que ser lo suficien-temente cortos para no tocarse entre sí a medida que giraban los conos.Aproximadamente al mismo tiempo, los fabricantes comenzaron a utilizar elacero tratado térmicamente y a soldar metal más resistente sobre los dien-tes de acero para taladrar formaciones con alta resistencia a la compresión.

Existen dos tipos de estructuras cortantes en los conos giratorios: los fa-bricados con dientes de acero, fundidos o forjados integralmente con bordesde compuestos de carburo resistentes al desgaste, y los insertos de carburode tungsteno formados por separado y colocados a presión en agujeros per-forados con precisión en las superficies de los conos. Existen barrenas condiente cortador y de insertos para perforar formaciones blandas, semidurasy duras (página anterior, arriba). Las barrenas con dientes de acero se utili-zan en formaciones blandas con baja resistencia a la compresión, así comotambién en formaciones semiduras o duras con mayor resistencia a la com-presión. Las barrenas de insertos se utilizan para perforar formaciones quevan de blandas y semiduras, a duras semiabrasivas y duras abrasivas.

Las estructuras de corte que trituran u ocasionan una falla de la roca du-ra frente a un esfuerzo de compresión son romas (chatas), cortas para evi-tar el rompimiento del cortador y se hallan muy cerca entre sí. Lasformaciones blandas permiten dientes filosos y largos para penetrar y remo-ver el material mediante el acanalado y raspado de la roca. Cada acción decorte se utiliza con distinta intensidad, dependiendo del tipo de formación.Los cortadores tienden a acanalar y a raspar más a medida que los conos seapartan del movimiento real de rotación. El balance entre los mecanismosde falla de la roca se logra ajustando el ángulo del cojinete, la forma delcono y el desplazamiento para controlar la manera en la que giran los conos(página anterior, abajo). Los cojinetes son ejes o estructuras similares a uneje alrededor de las cuales giran los conos. El desplazamiento o ángulo deexcentricidad del cono, es una medida de cuánto se inclinan los cojinetespara que el eje de cada cono no se cruce en el centro de la barrena.

A medida que mejoraron las estructuras de corte y las barrenas comen-zaron a perforar en forma más agresiva, la vida útil del cojinete se convir-tió en un factor limitante. A mediados de la década de 1930, sedesarrollaron los cojinetes de rodillos antifricción (derecha). Los viajes paracambios de la barrena mejoraron de 6-8 horas a 20-25 horas, con el corres-pondiente incremento en el metraje y la disminución en los costos. Las bo-quillas para fluidos fueron introducidas en 1950 para mejorar la limpieza dela barrena y del agujero y para incrementar las velocidades de penetración.Esto se logra forzando chorros de lodo en el fondo del hueco para apartarlos recortes retenidos por la presión hidrostática. Los insertos de carburo detungsteno, introducidos en 1951, fueron de gran ayuda para la perforaciónde rocas duras. Los insertos de carburo, con solamente una pequeña reduc-ción en la dureza, eran más duros y más resistentes al desgaste que elmejor acero, y podían perforar largos intervalos antes de desgastarse.

Por primera vez, las estructuras de corte duraron más que los cojinetes.No obstante, el lodo y las sustancias sólidas aún dañaban a los cojinetes,especialmente en aplicaciones críticas. A pesar de que se utilizó una grasaespecial para lubricar los componentes del cojinete y extender la vida útilde la barrena, la fatiga y el desgaste de las superficies del cojinete de rodi-llos, y los surcos sobre las piezas de sujeción y los conos, limitaron la dura-bilidad del cojinete. Fue entonces necesario un nuevo enfoque para lasbarrenas de insertos. En la década de 1960, se incluyeron sellos para man-tener la grasa dentro de los cojinetes y evitar que los líquidos o las sustan-cias sólidas penetraran. Los depósitos de grasa en cada pieza de sujeciónproporcionan lubricación continua y el sistema de compensación del dia-fragma estabiliza la presión a través de los sellos. No obstante, los cojine-tes de rodillos abiertos sin sellos, enfriados y lubricados por los fluidos deperforación, aún se utilizan en barrenas de dientes cortantes para perfora-ciones de bajo costo.

Hoy en día, los carburos cementados menos porosos se elaboranmediante la combinación de finas partículas de carburo de tungsteno enuna matriz de cobalto y se sinterizan a altas temperaturas en una atmós-fera al vacío o de hidrógeno.1 El contenido de cobalto y el tamaño del granose varían para generar una docena de calidades estándar de carburocementado. Estos compuestos metálicos combinan la dureza para limitar ladeformación, y la resistencia para prevenir el agrietamiento.

Cojinete de rodillos sellado

Diafragma

Tapa del depósitode grasa

Depósito degrasa

Superficiede empuje

Pieza de sujeción

Cojinetes derodillos

Bolas giratoriasDientes de acero

Perno de fricciónMetal duro protector

del contorno de corteCojinete

lisoCono Diámetro o contorno

de corte

Sello belleville

Cojinetes antifricción. Las actuales barrenas con tres conos, el diseño deconos giratorios más común, tiene muy poco parecido con las primerasbarrenas de conos giratorios. Los cojinetes giratorios soportan la mayoría delas cargas y los cojinetes de bolas insertos a través de un agujero en el coji-nete liso mantienen los conos en su lugar. La superficie de empuje y los per-nos de fricción soportan las cargas y estabilizan a los cojinetes. Los sellosmantienen la grasa dentro de los cojinetes y evitan que entren el lodo de per-foración y las partículas sólidas. Los primeros sellos de caucho se energiza-ron mediante un anillo de metal interno o resorte belleville. Posteriormente,se utilizaron los sellos redondeados de elastómero radial. Los depósitos degrasa en las partes de sujeción aseguran la lubricación. No existe diferenciade presión a través de los sellos y la presión hidrostática se transfiere a tra-vés de un diafragma para estabilizar la presión entre los cojinetes y el hueco.

1. La sinterización consiste en el calentamiento del metal pulverizado hasta que el agluti-nante del metal se funde, originando la densificación y el encogimiento a la vez que semantiene el contorno o perfil preformado.

>

Los granos pequeños y el bajo contenido de cobalto aumentan la durezay la resistencia al desgaste a costa de la firmeza. Los granos más grandesy el alto contenido de cobalto reducen la dureza y la resistencia al desgaste,pero incrementan la firmeza. Debe escogerse la calidad adecuada; dema-siado blanda ocasiona el desgaste prematuro, demasiado dura incrementael rompimiento de los insertos bajo cargas severas. La opción es, entonces,insertos resistentes al desgaste y a la erosión para formaciones duras, einsertos fuertes para formaciones blandas (derecha).

Las mejores estructuras de corte y la perforación agresiva en rocasduras y profundas, requieren más carga sobre la barrena y mejores cojine-tes. Los cojinetes lisos o de fricción sin rodillos que utilizan sellos O-ringscomprimidos más del 15%, fueron introducidos a fines de la década de 1960y principios de la década de 1970, marcando una nueva era en el rendi-miento de los conos giratorios.

Los cojinetes lisos son más durables y soportan mayores pesos que loscojinetes de rodillos debido a que las cargas se distribuyen sobre un áreamás grande (tanto en la superficie del cojinete como en la superficie internadel cono), en lugar de distribuirse únicamente sobre los rodillos (abajo). Lasprimeras barrenas con cojinetes lisos perforaban el mismo metraje quehacían de tres a cinco barrenas estándar con cojinete de rodillos, pero eranmás caras. Los ahorros netos resultaron en el incremento del metraje per-forado por barrena y en un número menor de viajes para reemplazar lasbarrenas.

A principios de la década de 1970, la empresa Reed Tool Company, enla actualidad Reed-Hycalog, desarrolló un cojinete flotante plateado, cons-truido de una aleación de berilio y cobre que cuenta con mayor capacidadde carga, superior maleabilidad y más resistencia al desgaste, y alta con-ductividad térmica para disipar el calor.2 Este cojinete flotante gira entre lasuperficie del cono y la superficie del cojinete liso para proporcionar cuatrosuperficies y un área de resbalamiento dos veces mayor que la de los coji-netes de fricción convencionales, lo que reduce las velocidades relativas ydisminuye el desgaste. Los cojinetes flotantes además tienen un plateadoque reduce la fricción y el desgaste. Casi al mismo tiempo, Reed patentó unsello oval con una sección transversal que es mayor en la dirección radialque en la axial.3 Los sellos radiales requieren menos del 10% de compre-sión para sellar en forma eficaz, lo que reduce el desgaste. Una menor pre-sión interfacial reduce también la fricción y el calor, de modo que los sellospermanecen más fríos. Hoy en día, muchos diseños de barrenas utilizansellos radiales.

Las estructuras de las barrenas de conos giratorios inicialmente se fun-dían o forjaban en una sola pieza con los conos y, en algunas ocasiones, seles adherían cuchillas complementarias. Con el advenimiento del diseño detres conos, los fabricantes comenzaron a producir unidades con piezas desujeción y conos individuales que posteriormente se ensamblaban y solda-ban. Esto fue el comienzo de seis décadas de continua introducción demejoras en los procesos de fabricación (próxima página, abajo). Las tole-

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Cojinete liso sellado

Sello radial deelastómero

Insertosde carburo

de tungsteno

Metal duroprotector del

contorno de corte

Perno de fricciónCono Diámetro o contorno

de corte

Cojineteliso

Superficie deempuje

Cojinete flotanteplateado, dealeación de berilioy cobre

Depósito de grasa

Tapa del depósitode grasa

Diafragma

,Cojinetes de fricción. Los cojinetes sin rodillos antifricción son durables ymanejan grandes pesos debido a que las cargas se distribuyen sobre unárea más grande del cojinete. Estos cojinetes lisos se utilizan en tamañosde barrenas superiores a 121⁄4 pulgadas. Los cojinetes flotantes hechos deuna aleación de berilio y cobre disipan el calor y reducen las velocidadesrelativas entre los cojinetes lisos y los conos. El plateado actúa como unlubricante sólido para reducir la fricción y el desgaste. Los sellos radialesde elastómero se utilizan porque requieren menor compresión que lossellos redondos y no generan tanto calor.

>

Formacionesblandas

Tipos de insertos

Formacionesduras

Formaciones blandas asemiduras

Formacionessemidurasa duras

43A 51 51A 52A

53 53A 61 62 62A

63

73 83

10 micrones

Microestructura de carburo cementado

> Variedad de los insertos. La durabilidad de los insertos depende de losavances en la metalurgia de partículas pulverizadas que eliminan los defec-tos, optimizan la química del aglutinante y logran una relación precisa entre la dureza y la firmeza para cada aplicación. Los carburos cementados menosporosos son mezclados en los dientes de acero o sinterizados en insertosresistentes al desgaste o a la erosión para formaciones duras o en insertosmás fuertes para formaciones blandas. El control cuidadoso del proceso ase-gura las propiedades precisas del material y el adecuado tamaño de los gra-nos. Asimismo, la compresión isostática a alta temperatura elimina los defec-tos intersticiales del carburo cementado (recuadro inferior derecho).

Invierno de 2001 43

rancias más estrechas para el forjado, el maquinado, el tratamiento tér-mico, la sinterización, el triturado, la soldadura y la metalurgia de partícu-las pulverizadas, son los cimientos del actual alto rendimiento de lasbarrenas de conos giratorios. La compañía Reed fue pionera en el armadode un sistema de maquinado de las superficies de los cojinetes, para pro-veer formas consistentes y eliminar las excentricidades.

Reed también desarrolló los métodos patentados para el terminado delos cojinetes que mejoraron los terminados de las superficies, la concentri-cidad y el control dimensional. Los elementos de soporte proporcionan unmétodo para sujetar repetitivamente las partes en una máquina.4 Se ajustaun soporte a un torno para colocar las partes en forma segura y exacta. Laspartes de mayor tamaño se fabrican mediante la rotación estática; un tornomóvil moldea las partes estacionarias.5 La rotación estática es hoy en díauna norma en la fabricación de la barrena de conos giratorios. En formasimilar, la soldadura robótica proporciona incrustaciones de aleacionescuyas formas son casi las formas terminadas. Esto no puede lograrsemediante la soldadura manual.

Los avances en la metalurgia de partículas pulverizadas se han tradu-cido en un mejorado rendimiento del metal duro de alta calidad para lasbarrenas con dientes de acero. Los revestimientos soldados para los dien-tes de la barrena han evolucionado desde que se utilizaba la soldaduramanual con barras compuestas hechas de polvos de acero y carburo. Estearduo proceso de aplicación limita la consistencia y el rendimiento de lasbarrenas con dientes de acero. La barra del compuesto Armor Clad, desa-rrollada por Reed-Hycalog aumenta al doble la velocidad de aplicación dela soldadura, y al mismo tiempo reduce la degradación por calor de las par-tículas de carburo (arriba).6

El proceso patentado del cortador de metal pulverizado, (PMC, por sussiglas en Inglés) combina el metal pulverizado y las tecnologías tradiciona-les del forjado para producir barrenas con avanzadas geometrías de corte ycaracterísticas excepcionales. Este método de fabricación que incluye una

> Fabricación de conos giratorios. Los conos y los cortadores de dientesfresados, se forjan de barras de acero laminadas en caliente (arriba a laizquierda). El tratamiento térmico endurece las cavidades de los cojinetes.Estas formas coniformes se realizan forjando contornos y un agujero rús-tico, seguidos de un fresado detallado complejo de cada uno de los dientesen forma individual (arriba a la derecha). El carburo de tungsteno se sueldamanualmente en cada diente para incrementar la resistencia al desgaste.Para las barrenas de insertos, los insertos de carburo cementado se sinte-rizan y se colocan a presión en agujeros ligeramente más pequeños que losinsertos, precisamente labrados en las superficies de los conos (abajo a laizquierda). Las piezas de sujeción y los conos se ensamblan y sueldan(abajo a la derecha).

0.4 mm 0.4 mm

Barra para soldadura convencional

Soldaduracon revestimientodelgado de una varilla extruida

,Dientes de acero de alta calidad de superficie dura. La degradación porcalor proveniente de la soldadura estándar a altas temperaturas y la lentaaplicación con varillas de tubos gruesos ocasionan alta porosidad, agrieta-miento y propiedades inconsistentes (arriba a la izquierda). Los revestimien-tos de metal duro soldados en forma convencional dejan partículas esféri-cas de carburo de tungsteno expuestas a la erosión (centro a la izquierda).La soldadura a menor temperatura y la deposición rápida de un revesti-miento delgado de una varilla extruida (Thin-Sheath Extruded Rod, TSER)minimiza la dilución en los dientes de acero (arriba a la derecha). Un pre-mezclado multifásico de carburo de tungsteno y acero pulverizado propor-ciona una mayor resistencia a la abrasión. Las partículas esféricas grandesy las estructuras en forma de placa se traslapan para reducir la erosiónmatricial (centro a la derecha). Este metal duro Armor Clad, cuenta con unaexcepcional baja porosidad e ínfimos defectos de agrietamiento, de modoque los dientes permanecen filosos por más tiempo, incrementando las velo-cidades de penetración y la vida útil de la barrena (abajo).

2. Mayo TH: “Drill Bit Bearings,” Patente de EUA, No. 3,721,307 (Marzo 20, 1973).3. Murdoch HW y Schumacher PW Jr: “Drill Bit Seals,” Patente de EUA, No. 3,765,495

(Octubre 16, 1973). 4. Gaither PI y Tucker III JR: “Method and Apparatus for Machining a Workpiece,”

Patente de EUA, No. 4,599,921 (Julio 15, 1986).5. Gaither PI y Klappenbach SW: “Method of Making Lug Journal for Roller Cutter

Drill Bits,” Patente de EUA, No. 4,982,496 (Enero 8, 1991).6. Smith RC: “Hardfacing Material for Rolling Cutter Drill Bits,” Patente de EUA, No.

5,740,872 (Abril 21, 1998).

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rápida densificación en estado sólido de la forma final de los conos y losdientes, elimina muchas limitaciones del diseño de la barrena convencionaly proporciona opciones de un material avanzado que mejora la integridad dela estructura de corte (arriba). Los dientes de metal duro que se obtienencon este proceso, cuyos espesores son consistentes y su resistencia al des-gaste es alta, constituyen la ventaja principal de la tecnología PMC.

Este proceso es adecuado para la automatización, y las operaciones desoldadura manual quedan eliminadas. A diferencia del metal duro de altacalidad soldado a mano, el volumen de carburo y la microestructura sonidénticos en cada diente de cada cono. Este proceso proporciona flexibilidadde innovación en diferentes aspectos del diseño de conos giratorios. Lacapacidad del modelo final permite la fabricación económica de estructurasde corte complejas (formas agresivas, ubicaciones y orientaciones que no

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Tamaño delgrano dediamante

Capa dediamante Diamante Cobalto

Carburo detungsteno Espesor

Parte superiorSegundoTercero

Substrato

8 micrones8 micrones8 micrones

–

95 %62 %42 %

–

5 %16 %16 %18 %

0 %22 %42 %82 %

0.010 pulgadas0.010 pulgadas0.015 pulgadas

Contornos e insertos con revestimientos de diamante

Revestimientode diamante

Substrato del carburo de tungsteno

Insertos de PDC. Los revestimientos de diamante en los substratos de car-buro cementado mejoran las propiedades abrasivas, de impacto y térmicasde los insertos de los conos giratorios (arriba). Los insertos en forma dedomo utilizan un recubrimiento uniforme de diamante, mientras que los recu-brimientos de insertos con punta redondeada varían de gruesos en la punta adelgados en los bordes (centro). Un recubrimiento de PDC superficial de dia-mante casi puro y una o dos capas intermedias de diamante, carburo detungsteno o combinaciones de cobalto, se sinterizan, ocasionando que elmaterial aglutinante se adhiera firmemente a la base de carburo (abajo). Losrevestimientos intermedios se optimizan para minimizar las tensiones entre eldiamante y el carburo de tungsteno ocasionadas por la diferencia en laexpansión entre el diamante y el carburo.

Modelo dealuminio sólido

Molde con bolsade aluminio

Bolsa de elastómero

Pieza preformada precalentada

Prensa caliente Forma final del cono ydel cortador

Molde de inyección ycubierta de metal duro

Cubierta de metal duroen la cavidad del modelo

Prensa isostática parapreformar en frío

1 2 3 4 5 6

7 8 9 Secciones transversales del diente

Metal duro soldado manualmente Metal duro de PMC

> Tecnología del cortador de metal pulverizado, (PMC, por sus siglas en Inglés). El proceso patentado combina el metal pulverizado y las tecnologías tra-dicionales de forjado para producir barrenas a menor costo, con avanzadas geometrías de corte y características excepcionales. La geometría final delcono y del cortador se amplían para considerar un proceso de densificación de dos pasos. El modelo sólido y el molde de dos partes se hacen de aluminioa fin de fabricar una bolsa de elastómero que duplique el modelo en forma exacta.

Las ubicaciones y el espesor del material resistente al desgaste de los dientes, también se amplían para fabricar moldes de acero. Una mezcla de car-buro de tungsteno y bolitas de cobalto, polvo de acero y un material aglutinante se inyecta en los moldes para producir las cubiertas de los dientes demetal duro. La bolsa flexible se coloca en un soporte de aluminio y las cubiertas se insertan en las cavidades correspondientes a los dientes. Un mandrilsólido y una cubierta forman el agujero de la barrena y permiten el acceso para llenar la bolsa con polvo de acero. El polvo se empaca por vibración hastaun 60% en la forma del molde. El prensado isostático en frío densifica el polvo hasta un 80%, con una reducción uniforme del tamaño del 14%. Estas piezaspreformadas pueden manejarse, calentarse o manipularse durante la deformación final, pero se rompen si se dejan caer.

La densificación del cono y del cortador hasta el 100% y la obtención de la forma final se inicia precalentando uniformemente las piezas preformadasen una atmósfera inerte cercana a la temperatura de forjado. Las piezas preformadas se transfieren a un molde precalentado y rodeado por polvo de gra-fito caliente. Esta transferencia toma menos de 30 segundos a fin de prevenir la oxidación y minimizar la pérdida de calor. Una prensa hidráulica consolidalas piezas preformadas para darles la forma final y darles la densidad total en menos de un minuto.

Después de la limpieza con ráfagas de aire, se fabrican los cojinetes, se endurece la superficie mediante un tratamiento térmico y se rectifica con pre-cisión por medios convencionales. El contenido de carbón y la microestructura son los mismos en cada cono y cada diente. La soldadura manual quedaeliminada (abajo a la derecha).

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son factibles con las operaciones de fabricación convencionales). Losrecientes avances en el PMC, incluyen formulaciones mejoradas del metalduro y cobertura amplia del metal duro.7

Los insertos que tienen recubrimientos de compuestos de diamante hanrevolucionado el rendimiento de la estructura cortante en muchas aplica-ciones de la barrena de conos giratorios. La tecnología del diamante pro-porciona resistencia al termo fraccionamiento y al desgaste de los bordescortantes, así como de la superficie de corte que está frente a la roca. Losinsertos mejorados de diamante utilizan capas de un compuesto policrista-lino de diamante de distinta calidad sobre los substratos de carburo cemen-tado (página anterior, abajo). La capa superficial (fabricada casi dediamante puro) que corta la roca, se optimiza para evitar el desgaste a laabrasión, a la temperatura y al impacto en las aplicaciones de conos gira-torios. Las diferencias en la expansión térmica y en la elasticidad entre lossubstratos de carburo cementado y los compuestos de diamante originanincompatibilidad en cuanto a la dilatación; inconvenientes que se reducenmediante la aplicación de capas progresivas intermedias.

Los insertos recubiertos de Reed-Hycalog se fabrican bajo licencia, uti-lizando un proceso patentado de fabricación a alta temperatura y a alta pre-sión similar al utilizado en la fabricación de los elementos de PDC delcortador fijo (véase "Tecnología del cortador fijo," página 48).8

Afortunadamente, el desarrollo de los insertos de PDC durables para lasbarrenas de conos giratorios, coincidió con el agresivo aumento de la per-foración direccional con los motores de fondo.

Los diseños más recientes de los cojinetes y los avances actuales enhidráulica amplían también las capacidades de la barrena de conos girato-rios, además de haber mejorado el rendimiento de la perforación. Una

Invierno de 2001 45

nueva generación de barrenas de alta calidad, las utilizadas con motores enserie y de rendimiento mejorado (EMS y EHP, por sus siglas en Inglés, res-pectivamente), combinan las mejoras en los materiales y en los procesos defabricación con los diseños avanzados. Estos nuevos diseños equilibran losmejoramientos en la estructura de corte, los cuales aumentan la velocidadde penetración, con cojinetes y sellos que mejoran la durabilidad y la vidaútil de la barrena (arriba).

El cojinete Threaded Ring (Anillo roscado) introducido por Reed-Hycalogproporciona una mayor retención de los conos en caso de falla del sellado.9

Este anillo plateado de acero sólido está fabricado en dos mitades, de modotal que pueda instalarse en el cojinete liso. Las acciones agresivas de corteprovocan grandes cargas en los cojinetes. Esta estructura similar a un recubri-miento de metal ofrece una mayor capacidad interior de carga que los cojine-tes de bolas para una vida útil más larga del cojinete, especialmente en laperforación direccional. Los reducidos espacios libres disminuyen la vibraciónaxial y minimizan las variaciones de presión a través de los sellos y limitan lamigración de partículas hacia adentro del cojinete ampliando la vida útil delsello. La dureza de las arandelas plateadas Stellite también mejora el manejode las cargas de empuje y reduce la fricción en el área de la superficie deempuje de los cojinetes.10

Diseños avanzados de los cojinetes. Las barre-nas de cojinetes giratorios para usar con motoresen serie (EMS, por sus siglas en Inglés) son dura-bles a altas velocidades de penetración cuandose las utiliza con turbinas y motores de alta velo-cidad, particularmente en aplicaciones direccio-nales (izquierda). Para una vida útil prolongada dela barrena, se incluyen múltiples hileras de rodi-llos que incrementan la durabilidad y sellos textu-rizados con acanalado central que reducen lafricción. Los bordes contorneados del rodillominimizan las tensiones de contacto y reducen eldesprendimiento de metal. Los rodillos estánencapsulados en el cono para maximizar el diá-metro del cojinete liso y reducir las tensiones decontacto. Los sellos de Hydrogenated NitrileButadiene Rubber, (HNBR) proporcionan resisten-cia a la abrasión y soportan temperaturas mayo-res a 300°F (150°C). Los sellos texturizados atra-pan la grasa y reducen la fricción, el acanaladocentral mantiene los contaminantes afuera(recuadro inferior izquierdo). Las barrenas paten-tadas de rendimiento mejorado, (EHP, por sussiglas en Inglés), utilizan cojinetes Threaded Ring(Anillo Roscado) que tienen mayor capacidad decarga hacia su interior que los cojinetes conbolas, lo cual contribuye a reducir las fallas y laspérdidas de conos (derecha). Los cojinetes Thre-aded Ring proporcionan una mejor retención delcono en caso de falla del sello. Existe una menorvibración axial, lo que reduce las fluctuacionesde presión a lo largo de los sellos y limita lamigración de partículas. La arandela de empujeplateada Stellite soporta las cargas axiales yreduce la fricción por calentamiento en la super-ficie de empuje.

7. Sreshta HA y Drake EF: “Hardmetal Facing for Rolling Cutter Drill Bit,” Patente de EUA,No. 5,653,299 (Agosto 5, 1997).Sreshta HA y Drake EF: “Hardmetal Facing for Earth Boring Drill Bit,” Patente de EUA,No. 5,988,302 (Noviembre 23, 1999).Drake EF y Sreshta HA: “Rock Bit Hardmetal Overlay and Process of Manufacture,”Patente de EUA, No. 5,967,248 (Octubre 19, 1999).Drake EF y Sreshta HA: “Rock Bit Hardmetal Overlay and Process of Manufacture,”Patente de EUA, No. 6,045,750 (Abril 4, 2000).

8. Hall HT Jr y Hall DR: “Carbide/Metal Composite Material and a Process Therefor,”Patente de EUA, No. 5,304,342 (Abril 19, 1994).

9. Pearce DE: “A New Rock Bit Bearing Provides Superior Cone Retention,” artículo de lasIADC/SPE 19909, presentado en la Conferencia de Perforación de las IADC/SPE,Houston, Texas, EUA, Febrero 27-Marzo 2, 1990.Murdoch HW y Schumacher PW Jr: “Drill Bit,” Patente de EUA, No. 3,971,600 (Julio 27,1976).Pearce DE y Walter JC: “Means for Mounting a Roller Cutter on a Drill Bit,” Patente deEUA, No. 4,991,671 (Febrero 12, 1991).

10. Stellite es una familia de superaleaciones basadas en el cobalto.Singh RK, Nixon MS y Daly JE: “Rolling Cutter Drill Bits,” Patente de EUA, No. 5,725,313(Marzo 10, 1998). Griffin ND: “Methods of Treating Preform Elements Including Polycrystalline DiamondBonded to a Substrate,” Patente de EUA, No. 6,056,911 (Mayo 2, 2000).

Sello radial HNBR texturizadocon acanalado central

Rodillos contorneadoscon filos punteagudos

Bolas giratorias

Sello radial HNBR

Anillo roscado

Punto de contacto de cargas

Múltiples hileras derodillos encapsulados

Arandela plateada de empuje Stellite

Dureza optimizada del conoDureza optimizada del cono

Cojinete flotante plateado dealeación de berilio y cobre

Barrena mejorada en serie (EMS) Barrena de rendimiento mejorado (EHP)

Superficie de contacto de cargas

>

profundidad aproximada de 2000 m [6560 pies].La compañía planeó perforar pozos horizontalesde relleno con un alcance aproximado de 600 m[1970 pies]. La información de pozos vecinosmostró velocidades de penetración y metrajesextremadamente bajos para todos los tipos debarrena. Para reducir los costos, el operador, tra-bajando con dos fabricantes de barrenas, evaluólas características de la formación, el historialdel rendimiento de la perforación y la informa-ción de pérdida de filo de la barrena tanto paralas barrenas de conos giratorios, como para lasbarrenas de cortadores fijos.

La arenisca consiste de granos de cuarzoangulares entrelazados con una porosidad de 5 a10%. El pobre rendimiento alcanzado en el pozovecino y el alto nivel de desgaste de las barrenas,indicaron que se trataba de una formación ultraabrasiva y, probablemente, extremadamentedura. Los insertos mejorados de diamante sondemasiado friables para perforar roca ultradura,pero el análisis determinó que esta zona eraentre semidura y dura.

La abrasividad era mayor que la de cualquierotra arenisca de cuarzo clasificada anteriormente.El resbalamiento de cualquier material, incluyendoel diamante, en esta formación genera desgasteexcesivo—un factor crítico en la selección de labarrena para la perforación de estos pozos hori-zontales—lo cual confirma que una barrena deconos giratorios adecuadamente diseñada podríaperforar en forma más eficiente que una barrenacon cortadores fijos.

En los pozos vecinos, tanto las barrenas deconos giratorios como las barrenas de cortadorfijo (diseños de PDC e impregnados de diamante),experimentaron una vida útil corta, bajos metra-jes por barrena y gran desgaste ocasionado por laabrasión y el calor. La sección horizontal de unpozo vecino consumió 25 barrenas de insertos ymás de 500 horas de perforación. Debido a queesta formación puede triturarse, se eligieron lasbarrenas de conos giratorios para reducir el res-balamiento. Se utilizaron tacos de apoyo (almo-hadillas, patines) laterales más grandes y másfuertes para estabilizar las barrenas en formalateral. Las superficies expuestas se mejoraroncon diamante al igual que los tacos de apoyolaterales, el talón, los insertos de la primerahilera intermedia y los insertos centrales. Elángulo de excentricidad del cono se redujo o eli-minó para minimizar el resbalamiento y generarmás acción trituradora. Las disposiciones irregu-lares de insertos mejoraron el triturado en formaadicional y redujeron la fricción por resbala-miento de los insertos en hendiduras o surcos.

La sección horizontal del primer pozo se per-foró en 215 horas con once barrenas de insertosde 81⁄2 pulgadas de diámetro. Las velocidades depenetración se incrementaron de 1.25 m/hr [4pies/hr—ROP alcanzado en un pozo adya-cente—a 2.8 m/hr [9 pies/hr]. El rendimiento delcojinete no fue un factor limitante. Las barrenasEHP fueron escogidas por su desempeño en con-diciones severas de perforación y por sus venta-jas en cuanto a la retención del cono del cojineteThreaded Ring. Los insertos mejorados de dia-mante mostraron un desgaste limitado. Pero lostacos de apoyo laterales experimentaron un altodesgaste. Sobre la base de estos resultados, laexcentricidad del cono se redujo a 0°, se incre-mentó en forma sustancial el número de insertosde diamante en el área del taco de apoyo lateral,y se incrementó la cobertura de insertos de dia-mante en la hilera intermedia del cortador.

En el segundo pozo, la velocidad de penetra-ción promedio se incrementó a 3.5 m/hr [11pies/hr], lo que requirió nueve barrenas y 176horas para perforar el tramo horizontal. En el ter-

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Sello metálico en formade anillo del lado de la

pieza de sujeción

Energizadorde la pieza de

sujeción

Lodo de perforación

Sello O-ring estático

Cono

Pieza desujeción

Sello metálicoen forma de anillodel lado del cono

Cojinete flotanteplateado dealeación de berilioy cobre

Resorteenergizadordel cono

> Sellos con superficie metálica. Los sellos metálicos prometen ampliar ymejorar la durabilidad y la vida útil de la barrena. El acero inoxidable lubri-cado genera menor fricción y calentamiento por resbalamiento que los elas-tómeros sobre el acero y además posee una mayor resistencia al calor o alataque químico.

El incremento en el uso de los motores y lasturbinas de fondo someten a las barrenas a rota-ción de alta velocidad y a velocidades de resbala-miento que ocasionan fallas en los sellos antes detiempo. La investigación indicó que un sello textu-rizado podía resistir el desgaste y retener la grasabajo estas condiciones.11 Este sello autolubricantemantiene la grasa en el área texturizada, lo quereduce la fricción y proporciona una vida útil másprolongada del sello. Los sellos de metal se utili-zan también para perforaciones expuestas a altatemperatura y a alta velocidad, y en ambientescon productos químicos abrasivos (abajo).12

Optimización del rendimiento de los conos giratoriosEl programa de perforación de cinco pozos paraTotalFinaElf en el campo Tin Fouyé Tabankort(TFT), ubicado al oeste de Argelia ilustra lasmejoras que pueden lograrse utilizando nuevosmateriales y avanzados diseños (próximapágina).13 El campo TFT produce gas de un yaci-miento de arenisca Ordoviciana, ubicado a una

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11. Carter MW, Daly JE y Van Nederveen H: “A New SealedBearing Rock Bit for High-Speed Drilling,” artículo de laSPE 14385, presentado en la Conferencia Técnica yExhibición Anual de la SPE No 60, Las Vegas, Nevada,EUA, Septiembre 22-25, 1985.Daly JE y Kotch RJ: “Roller Cutter Drill Bit Having aTexturized Seal Member,” Patente de EUA, No. 4,619,534(Octubre 28, 1986).

12. Daly JE, Pearce DE y Wick TA: “Different StiffnessEnergizers for MF Seals,” Patente de EUA, No. 875,861(Marzo 2, 1999).Pearce DE: “Face Seal Having Strain Induced Face

Argelia

Libia

Nigeria

Marruecos

Mar Mediterráneo

Campo Hassi

Messaoud

CampoTin FouyéTabankort

Campo Algiers Túnez

Insertos mejoradosde diamante

Hileras de cortadores de insertosmejorados de diamantes

África

> Barrenas de conos giratorios optimizadas. El rendimiento de la per-foración horizontal en la arenisca ultra abrasiva, semidura del campoTin Fouyé Tabankort (TFT) en Argelia (arriba) se mejoró optimizandobarrenas EHP con cojinetes Threaded Ring, con 0° de ángulo de excen-tricidad y contorno mejorado de diamante, insertos en el talón y en lahilera central y en los tacos de apoyo laterales (almohadillas, patines)(abajo). Los insertos de PDC o con revestimiento de diamante son rela-tivamente nuevos en las barrenas de conos giratorios, pero los resulta-dos son impresionantes. En ambientes que dañan seriamente los inser-tos de carburo de tungsteno, los insertos recubiertos de diamantepermanecen virtualmente intactos. Las barrenas tienen una vida útilmás prolongada y perforan más metraje, lo que significa menos viajespara reemplazar las barrenas y costos de perforación reducidos.

cer pozo, el tiempo de perforación disminuyó a123 horas. Se utilizaron sólo 6 barrenas y la velo-cidad de penetración se mejoró nuevamente a4.8 m/hr [16 pies/hr]. En el quinto pozo, se per-foraron 637 m [2090 pies] con seis barrenas en121.5 horas, a 5.3 m/hr [17 pies/hr]. Comparandocon el pozo adyacente, la velocidad de penetra-ción promedio y el metraje perforado por pozo semejoró en más del 400% y el tiempo en viajes seredujo drásticamente. Los ahorros totales porpozo fueron de más de $1 millón.

Hidráulica avanzada enlos conos giratoriosLa hidráulica de la barrena comprende cuatro fun-ciones básicas: la separación de los recortes des-prendidos, la limpieza de los conos y loscortadores, el enfriamiento de la barrena y eltransporte de los recortes hacia la superficie paraevitar la pulverización de los mismos.14 No obs-tante, la colocación de boquillas convencionalesdirige el flujo del lodo de perforación directa-mente hacia abajo y no limpia los conos o el agu-jero antes de que las estructuras cortantes hagancontacto con la formación. Como resultado, lasastillas de roca permanecen en el fondo y puedenadherirse a los conos o quedar encerradas entrelas estructuras cortantes, ocasionando un fenó-meno conocido como empastado de la barrenaque evita la penetración total de la formación vir-gen. Por lo tanto, la hidráulica de la barrenainfluencia en forma importante el rendimiento delos conos giratorios y las velocidades de penetra-ción óptimas.

La relación entre la velocidad de penetración,la limpieza de la barrena y la remoción de recor-tes fue reconocida por primera vez en las prue-bas de laboratorio efectuadas con barrenas detamaño natural. Antes de alcanzar el rendi-miento estacionario, las barrenas perforan enuna forma ligeramente más rápida ya que losdientes o los insertos al principio cortan a lolargo de toda su extensión. Esta longitud decorte disminuye gradualmente a medida que losrecortes se empaquetan alrededor de los corta-dores, lo cual reduce la penetración en la forma-ción. Estas observaciones condujeron a una seriede pruebas para analizar los efectos de variar ladirección y la ubicación de la boquilla. En la pri-mera prueba, el ángulo de la boquilla se orientódirectamente hacia los cortadores. La penetra-ción mejoró en forma importante, demostrandola importancia de la redirección del flujo para lalimpieza de las barrenas y el impedimento delempastado.

Geometry,” Patente de EUA, No. 6,109,376 (Agosto 29, 2000).

13. Besson A, Rabourdin JL, Huon W y Cazenave F: “How toDesign Rock Bits to Drill Ultraabrasive QuartziticSandstone in Horizontal Wells, Algeria,” artículo de lasSPE/IADC 52878, presentado en la Conferencia dePerforación de las SPE/IADC, Amsterdam, Paises Bajos,Marzo 9-11, 1999.

14. Doiron HH y Deane JD: “Effects of Hydraulic ParameterCleaning on Rate of Penetration of Soft Formation InsertBits,” artículo de la SPE 11058, presentado en laConferencia Técnica y Exhibición Anual de la SPE No 57,Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, Septiembre 26-29, 1982.

Para optimizar el rendimiento de la barrena,se sometieron a prueba diferentes extensiones yorientaciones de la boquilla (abajo). Las boquillasparcialmente extendidas se dirigieron hacia losbordes principales de los conos entre el contornoexterior y las hileras intermedias del cortadorpara limpiar la barrena y el fondo del agujeroantes de que la estructura cortante hiciera con-tacto con la formación. Esta tecnología Mudpick,patentada, mejoró las velocidades de penetra-ción en más de un 20% en las pruebas de labora-torio, proporcionando velocidades de penetraciónconsistentemente más altas en comparación conlas de los diseños convencionales de boquillarecta.15 Las extensiones de la boquilla se forjancomo partes integrantes de la pieza de sujeción afin de evitar el agregado de piezas por separado.

La investigación y las pruebas realizadas aescala natural originaron otras modificaciones enla ubicación y la dirección de la boquilla. Los cho-rros de fluido fueron dirigidos hacia los cortado-res laterales para que el lodo de perforación aalta velocidad limpie los conos antes de efectuarun cambio de dirección suave y los arrastre pordebajo de los conos. El diseño hidráulicoMudpick II elimina las áreas de estancamiento defluido, y mejora las velocidades de penetraciónen más del 45% cuando se usan barrenas con-vencionales para perforar formaciones blandas osemiduras.16

En las formaciones donde la vida útil de labarrena está limitada por fallas de la estructuracortante, los diseños hidráulicos avanzados per-miten que se utilicen estructuras de corte máscortas y durables sin sacrificar la penetración.Muchos intervalos pueden hoy en día comple-tarse con una sola barrena. La elección de lahidráulica Mudpick o Mudpick II depende del tipode formación. Los diseños Mudpick se utilizan enbarrenas de dientes fresados para formacionesblandas. La hidráulica Mudpick II es estándar enlas barrenas de insertos EHP de alta calidad. Lainvestigación actual está centrada en los mejora-mientos adicionales para la remoción de recortesa fin de evitar el retriturado.

Tecnología del cortador fijo Las modernas barrenas de cortador fijo son des-cendientes de la barrena de arrastre con cuchillade acero y de las barrenas sacatestigos de dia-mante natural. Existen dos tipos de barrena decortador fijo: acero y de matriz (próxima página).Estas barrenas clasificadas como de diamantenatural, de un compuesto policristalino de dia-mante (PDC) híbridas e impregnadas de dia-mante, no cuentan con partes móviles ocojinetes, sino que tienen cuchillas. En 1953,Hycalog comenzó a fabricar barrenas utilizandodiamantes naturales colocados en la superficie.Las barrenas de PDC se comenzaron a comercia-

lizar en 1973; los diseños mejorados híbridoscombinaron el PDC y los cortadores revestidos dediamante. Las barrenas impregnadas cuentancon diamantes en o cerca de la superficie de lascuchillas. Los diamantes naturales están monta-dos en las barrenas con estructura de acero opreviamente fijados en las cavidades del moldeantes de sinterizar las barrenas de matriz concarburo de tungsteno. Los insertos de PDC pue-den montarse tanto en las barrenas de acerocomo en las barrenas de matriz.

La fabricación de barrenas de acero de unasola pieza elimina la soldadura, y los detalles dediseño son tales que pueden fabricarse ajustán-dose mucho más a las tolerancias. Las estructu-ras de corte se montan a presión en agujeros

48 Oilfield Review

> Hidráulica avanzada de la barrena. La acción de corte es más eficaz cuando las astillas de roca se retiran inmediatamente. El flujo de fluido alrededor ypor debajo de las barrenas puede observarse en la Cámara de Visualización de Flujo de Reed-Hycalog (extrema izquierda). La hidráulica convencional dirigeel flujo hacia el fondo o hacia la esquina del fondo de un agujero (izquierda). El líquido se dispersa 360° en forma radial, y mucha de la energía hidráulica dellodo de perforación se pierde en el espacio anular. El flujo restante converge en las áreas de flujo estancado que coinciden con las zonas donde los cortado-res hacen contacto con la roca, lo cual reduce la velocidad de flujo y la eficiencia de la limpieza del agujero, así como también la penetración. Los diseñoshidráulicos Mudpick utilizan boquillas anguladas en forma exacta y ligeramente extendidas para limpiar los cortadores y la formación antes de que interac-túen, y mueven las áreas de flujo estancado lejos de las zonas de corte (derecha). La hidráulica del diseño Mudpick II maximiza la eficiencia en la penetra-ción para las barrenas de insertos (extrema derecha). El flujo de fluido limpia los insertos internos y los del taco de apoyo, y se impulsa por debajo de los cor-tadores para limpiar el fondo del agujero. El flujo que pasa por debajo de los cortadores se maximiza para garantizar la remoción de las astillas.

Convencional Mudpick Mudpick II

15. Slaughter RH Jr: “Development, Laboratory, and FieldTest Results of a New Hydraulic Design for Roller ConeRock Bits,” artículo de la SPE 14220, presentado en laConferencia Técnica y Exhibición Anual de la SPE No 60,Las Vegas, Nevada, EUA, Septiembre 22-25, 1985.Childers JS y Pastusek PE: “Drill Bit Having AngledNozzles for Improved Bit and Well Bore Cleaning,”Patente de EUA, No. 4,546,837 (Octubre 15, 1985).Moffitt SR y McGehee DY: “Performance Comparison of Rolling Cutter Bits with Alternative Nozzle Config-urations,” artículo de las SPE/IADC 18630, presentado enla Conferencia de Perforación de las SPE/IADC, NuevaOrleáns, Luisiana, EUA, Febrero 28-Marzo 3, 1989.

16. Moffitt SR, Pearce DE y Ivie CR: “New Roller Cone Bits with Unique Nozzle Designs Reduce Drilling Costs,”artículo de las IDAC/SPE 23871, presentado en laConferencia de Perforación de las IADC/SPE, NuevaOrleáns, Luisiana, EUA, Febrero 18-21, 1992. Ivie CR y Pearce DE: “Hydraulic Action for Rotary Drill Bits,” Patente de EUA, No. 5,096,005 (Marzo 17, 1992).

Invierno de 2001 49

precisamente labrados y ligeramente más peque-ños, perforados mediante fresas controladasnuméricamente por computadora, (CNC, por sussiglas en Inglés) que también cortan el agujeroprincipal, las cuchillas, las ranuras para desechoso conductos para el lodo, las cavidades de losinsertos laterales y de PDC, los agujeros de lasboquillas y las roscas. El acero es más blando que

CortadoresfrontalesFlanco o

adelgazamiento

Boquillasintercambiables

ConoSaliente

Acerosólido

Diámetro ocontorno de

corte

Perno de conexión API

Diámetrointerior del portabarrena

Cuchillas

Boquillasintercambiables

Husillosgiratorioshíbridos

impregnadosde diamante

Ranurapara desechos

Cortadores de PDC Cortadores de PDC

Superficie de enrosque

Bisel

Ranura delsaltador de barrena

Cuerpo

Tacos desoporte lateralde diamante

Insertos laterales

Cortadores laterales

Vacío de acero

Diámetro ocontorno decorte

Matriz de carburode tungsteno

Reborde

Saliente Cono

Ranura de soldadura

MatrizEstructura de acero

Tipos de barrenas con cortador fijo

Diamante natural Híbrida

PDC Impregnada de diamante

> Barrenas de cortador fijo de acero y de matriz. Para fabricar las estructuras de las barrenas de acero, el cuerpo de las mismas se fabrica en tornoscontrolados numéricamente por computadora, (CNC, por sus siglas en Inglés) (izquierda). Las barrenas de acero soportan mejor el impacto o las cargasde torsión y se prefieren para formaciones blandas y tamaños de agujeros más grandes. El proceso de metalurgia de partículas pulverizadas se utilizapara sinterizar las barrenas de matriz (derecha). Las barrenas de matriz que duran más y que pueden fabricarse en formas complejas, son las preferidascuando el lodo tiene un alto contenido de sólido, cuando las tasas (gasto, caudal, rata) de bombeo y la potencia hidráulica requeridas son altas, y parapozos que exigen barrenas de vida útil prolongada. Las barrenas de diamante natural (arriba a la izquierda) e impregnadas de diamante (abajo a la dere-cha) son aptas para formaciones semiduras y extremadamente duras, cuya abrasividad es mediana o extremadamente alta. Los diamantes se colocansobre la superficie o se dispersan en la matriz de carburo de tungsteno en o cerca de las superficies de las cuchillas. Las barrenas de PDC (abajo a laizquierda) son más adecuadas para formaciones que van de blandas a duras, con baja a alta abrasividad. Las barrenas híbridas (arriba a la derecha)cuentan con husillos giratorios impregnados de diamante que comparten las cargas con elementos de corte primarios de PDC.

el carburo de tungsteno, pero en las áreas críti-cas pueden aplicarse metales duros. El carburode tungsteno es más frágil que el acero, peroposee una mayor resistencia a la erosión. Lospolvos de carburo de tungsteno y una aleaciónadherente se colocan en un molde con un núcleode acero y se sinterizan para producir barrenasde matriz. Las partículas de carburo se unen y

forman un enlace entre la parte interna delnúcleo de acero y la capa exterior de carburo detungsteno o corona.

La energía necesaria para perforar una for-mación se determina por la acción cortante. Delos mecanismos básicos de remoción de rocas, elcorte es el más eficaz debido a que la resistenciaa la tensión de las rocas normalmente es menor

a la resistencia a la compresión (izquierda). Lasbarrenas de PDC perforan rápido debido a laacción de corte que ejercen, lo que requieremenos energía que las grandes cargas que oca-sionan fallas por compresión en las formaciones.Las barrenas de diamante natural y las barrenasimpregnadas de diamante perforan lentamenteranurando y pulverizando respectivamente, loque hace que ambas requieran una gran cargasobre la barrena y altos esfuerzos de torsión (tor-que). Las barrenas de cortadores fijos cuestanmás, pero perforan más rápidamente y duranmás que las barrenas de conos giratorios enalgunas formaciones duras y abrasivas.

El diamante, el material más duro conocidopor el hombre, es carbón cristalino casi puro. Es10 veces más duro que el acero, 2 veces más du-ro y 10 veces más resistente al desgaste que elcarburo de tungsteno, y 20 veces más resistentea la compresión que el granito. Además, entretodos los materiales conocidos, el diamantetiene el más bajo coeficiente de fricción y la másalta conductividad térmica. Las barrenas de dia-mante natural utilizan diamante industrial (no dela calidad del de las joyas) proveniente de rocasnaturales, que son trituradas y procesadas paraproducir tamaños específicos y formas redondea-das regulares. Las velocidades de penetraciónson relativamente bajas (aproximadamente 20pies/hr [6 m/hr], como máximo), pero una barrenade diamante diseñada adecuadamente puededurar hasta 6 días a 15,000 pies [4572 m], en for-maciones que van de semiduras a duras.

50 Oilfield Review

Hasta 2732°F [1500°C]

Hasta 2,000,000 lpc [13,733 MPa]Substrato de carburo de tungsteno

(controlado por el cobalto mediante el gradiente de concentración)

Tabla de diamante

Anillos de sal

Partículas de diamante

(controlado por el cobalto mediante el gradiente de concentración)

Substrato de carburo de tungsteno

Partículas de diamante

Tabla de diamantePieza de separación

Síntesis del compuesto policristalino de diamante. Reed-Hycalog fabrica cortadores de PDC utilizando dos prensascúbicas de diamante propias con seis yunques controla-dos en forma independiente, dispuestos en pares opues-tos que aplican presiones y temperaturas ultraelevadas afin de lograr la unión de las capas de diamante entre sí(izquierda). Los cortadores de PDC están formados poruna capa de partículas de diamante sintético, o tabla dediamante, adherida sobre un substrato más grueso de car-buro de tungsteno (centro). Estas estructuras de corte seutilizan como tales, o adheridas a un refuerzo más largo decarburo de tungsteno para facilitar el acoplamiento y pro-porcionar mayor exposición de corte. La fabricación decortadores de PDC requiere un control preciso de la pre-sión y de la temperatura (derecha). El equipo másmoderno y las capacidades de síntesis interna de Reed-Hycalog, le ayudan a establecer las especificaciones delPDC, mejoran el control del proceso y hacen más rápido eldesarrollo del producto.

Compresión

Angulo de inclinación

lateral

Angulo de inclinaciónposterior

Barrena de PDC—corte

Exposición

Resi

sten

cia

a la

com

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sin

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lpc

LutitaMancos

LutitaPierre

Corte

10,000

9000

8000

7000

6000

5000

4000

3000

2000

1000

0

Barrena de diamante natural—ranurado Barrena impregnada de diamante—triturado

>

> Acciones de perforación de los cortadores fijos. Lasbarrenas de diamante natural son barrenas de arrastreque perforan ranurando (arriba a la izquierda). Lasbarrenas impregnadas de diamante trituran las forma-ciones como una rueda abrasiva o lija (arriba a la dere-cha). Las barrenas de PDC perforan rápidamente cor-tando las formaciones en forma muy similar a como lohace un torno (centro a la izquierda). Como regla gene-ral, es más fácil remover la roca cortándola (abajo a laizquierda). Los ángulos de inclinación posterior y lateraly la exposición del cortador definen cuán agresiva-mente los cortadores de PDC harán contacto con lasformaciones (centro y abajo a la derecha).

Invierno de 2001 51

Cuando se introdujeron las barrenas de dia-mante, se utilizaron pequeños diamantes enforma de arenilla. Los diamantes se colocaron encuchillas de carburo de tungsteno durante la sin-terización, pero las cuchillas tendieron a desgas-tarse demasiado rápido. Además, los diamantesse aflojaban y finalmente originaban la detenciónde la perforación. Esto dio como resultado barre-nas convencionales de diamantes con piedrasmás grandes fijadas siguiendo patrones específi-cos. No obstante, cuando los diamantes natura-les fijados en la superficie se salen de la matriz ose pulen, no quedan elementos duros y filosospara moler las formaciones. Las velocidades depenetración disminuyen y se presentan fallas dedesgaste del anillo.

En un principio, la aplicación de barrenas dediamante natural no se comprendía bien y losdiseños se basaban en la intuición. Hoy en día,las barrenas de diamante y el tamaño de los dia-mantes se ajustan a la dureza de la formación.Las barrenas para formaciones más blandas uti-lizan diamantes grandes para producir hendidu-ras. Los diamantes pequeños producen más unaacción de pulverizado y se utilizan para perforarformaciones duras.

Los diamantes naturales se forman en zonasprofundas de la tierra sometidas a intenso calory extrema presión durante miles de años. A prin-cipios de la década de 1970, General Electricdesarrolló un proceso de sinterización para fabri-car diamantes sintéticos. Delgadas capas circu-lares de grafito de carbono y cobalto secolocaban en forma alternada en pequeñas latasy se prensaban a 2 millones de lpc [13, 733 MPa].Luego se las calentaba hasta 2732°F [1500°C]durante cinco minutos. El cobalto fundido,actuando como catalizador y solvente, disuelveel grafito y deposita arenilla monocristalina dediamante, la cual se conglomera y se une paraformar una capa policristalina de diamante otabla. Los cristales individuales, como los dia-mantes naturales se resquebrajan si las cargasde impacto se aplican en la dirección correcta,pero los diamantes policristalinos adheridos, nocuentan con planos de clivaje (resquebraja-miento) y son más resistentes al impacto.

Reed-Hycalog utiliza proveedores externos,pero también produce cortadores de PDC para lainvestigación y la fabricación de barrenas con dosprensas cúbicas de diamante propias (páginaanterior, abajo). Este enfoque ayuda a establecerlas especificaciones de las barrenas de PDC envez de tener que evaluar y aceptar únicamenteproductos estándar. Los cortadores de PDC estánformados por discos de diamante sintético ysubstratos más gruesos de carburo cementado. Elcobalto forma un enlace con el substrato para for-mar compactos integrales que con frecuencia seadhieren a refuerzos más largos de carburocementado para el montaje.

Al ser calentado, el cobalto se expande másque el diamante. A 1292°F [700°C] esta expansiónquiebra el enlace entre el cobalto y el diamante,de modo que los cortadores de PDC deben perma-necer por debajo de esta temperatura a fin de evi-tar la falla. Para ayudar a superar esta limitación,los diamantes policristalinos termalmente es-tables, (TSP, por sus siglas en Inglés) se producentratando con ácido los nuevos diamantes sinté-ticos con el fin de extraer el cobalto. Los cor-tadores de TSP permanecen estables a 2100° F[1150°C], pero son mantenidos en su lugar en for-ma mecánica debido a que ellos no pueden per-manecer adheridos directamente a los soportes.El silicio, el cual reacciona con las partículas dediamante para formar el carburo de silicio, puedeutilizarse en lugar del cobalto. El carburo de silicioenlaza las partículas de diamante y posee un coe-ficiente de expansión térmica mucho menor al delcobalto. Esta forma de TSP es estable a más de1150°C, pero también es difícil de adherir.

Los cortadores de PDC son más resistentes alimpacto que los diamantes naturales y son extre-madamente eficaces en rocas duras moderada-mente abrasivas. La resistencia a la abrasión semejoró en forma importante después de 1994 de-bido al desarrollo acelerado de materiales, peroseguía existiendo una situación de compromisodebido a la relación inversa entre la resistenciaal impacto y a la abrasión. Estas propiedades de-penden principalmente del procesamiento y deltamaño del grano del diamante. Granos másgrandes hacen que los compactos de diamantesean más resistentes al impacto, pero menos re-sistentes a la abrasión. Los granos más peque-ños incrementan la resistencia a la abrasión peroreducen la resistencia al impacto. Reed-Hycalogoptimiza las estructuras de corte del diamante,mezclando diferentes tamaños de polvo de dia-mante para proporcionar una mejor resistenciatanto a la abrasión como al impacto (arriba).

El rendimiento del PDC también se ve limita-do por el espesor de la tabla de diamante, lo quees una función de la difusión de cobalto desde lacapa de carburo de tungsteno hacia la capa dediamante, y mediante esfuerzos inducidos por laexpansión térmica y la contracción del carburode tungsteno. La tensión residual alta y las partí-culas de diamante no sinterizadas como resul-tado de una incompleta recolección de cobaltodurante la síntesis de PDC, ocasionan la separa-ción de las laminaciones, el descascarillado y elagrietamiento de las tablas de diamante queacortan la vida útil del cortador y termina prema-turamente con las carreras de las barrenas. Losmodernos cortadores ASTRA, utilizan diseños

Microestructura del diamante sintético. Hoy en día, los componentes de PDCson más durables al impacto y tienen mayor resistencia a la abrasión que enel pasado (abajo). La optimización de la distribución de las partículas de dia-mante y del procesamiento térmico ha mejorado la calidad del diamante. En elpasado, la relación inversa entre la resistencia al impacto y la resistencia a laabrasión del PDC, ponía a los fabricantes y a los usuarios en una situación decompromiso. En la actualidad, los cortadores clasificados como Top Right-hand Corner (TRC) se fabrican utilizando una síntesis mejorada de diamantepara mezclar los tamaños de las partículas de diamante que optimizan tanto laresistencia al impacto como la resistencia a la abrasión (arriba).

Resi

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1984 1986 1987 1988 1993 1994*

*1994 terminación de la patente para la producción del compuesto PDC

1996 1997

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Resistencia a la abrasión

Línea de compromiso

Arena gruesa Arena fina mezclada

Arena muy fina

>

con interfases diamante-carburo no planas, (NPI,por sus siglas en Inglés) para resolver algunas li-mitaciones inherentes a los cortadores conven-cionales que utilizan interfases planas entre latabla de diamante y el substrato de carburo detungsteno (abajo).17 El espesor de la tabla dediamante y las tensiones residuales han sidosiempre una debilidad del PDC, pero los mejora-mientos en el procesamiento y la geometría NPIincrementan el volumen del diamante y reducenlas tensiones en los cortadores modernos.

La geometría NPI reduce la tensión residual apartir de la contracción del carburo y proporcionaun bloqueo mecánico en las interfases diamante-carburo para incrementar la resistencia al impacto.El área superficial adicional para el enlace y ladifusión de cobalto, permite que los volúmenes dediamante se incrementen de 25 a 40%. Los impac-tos fuertes ocasionan la ruptura de los cortadores,especialmente cuando los cortadores de PDC sonnuevos y todo el peso aplicado sobre la barrena yla fuerza cortante están dirigidos al extremo late-ral. A medida que se desgastan los cortadores, lasfuerzas se esparcen a lo largo del borde desgas-tado, reduciendo las tensiones y el riesgo de daño.Los cortadores TuffEdge presentan un ligero biselque reduce las concentraciones de tensión amedida que los bordes cortantes hacen contacto ycomienzan a cortar.

La estabilidad de la barrena de PDC es un fac-tor clave en cuanto al rendimiento general de laperforación. El entendimiento de la dinámica y delas características de diseño que ayudan a dominarlos movimientos destructivos de la barrena en elfondo del hueco, es sumamente importante almomento de diseñar y seleccionar barrenas dePDC. Una barrena estable incrementa la velocidadde penetración y la calidad del agujero, dura muchomás, reduce el daño al resto del equipamiento defondo (BHA, por sus siglas en Inglés) y mejora elmanejo direccional mediante el suavizado de lasvariaciones de los esfuerzos de torsión.

En el fondo del hueco, las barrenas de PDC semueven en una forma extremadamente caótica,incluyendo vibraciones laterales, axiales y torsio-nales que se presentan solas o combinadas. Lasvibraciones en el fondo del hueco reducen la vidaútil de la barrena, dañando los cortadores de PDCindividuales, interfieren con el control direccionaly con la telemetría de adquisición de registrosdurante la perforación, (LWD, por sus siglas enInglés), ocasionando variaciones de los esfuerzosde torsión, y reducen la calidad del hueco, cre-ando agujeros de diámetros mayores a los de labarrena. Las vibraciones laterales, axiales y tor-sionales que se presentan en el fondo del hueco,representan movimientos en forma de remolino,el rebote de la barrena y movimientos de colga-miento-deslizamiento (stick-slip) respectiva-mente (próxima página).18

Cuando los cortadores de PDC alcanzan elfondo del hueco en forma asimétrica, el centro derotación instantáneo se desplaza hacia esepunto, y la barrena intenta girar alrededor de unpunto diferente a su centro geométrico. Esto creaun movimiento hacia atrás, o en forma de remo-lino, a medida que el centro de rotación de labarrena se mueve alrededor del hueco en direc-ción contraria a la rotación de la barrena. Esto dacomo resultado patrones de lóbulos múltiples enel fondo del hueco, en lugar de los cortes circu-lares concéntricos de una barrena estable. Lasvibraciones laterales y las cargas de alto impactoen la parte posterior de los cortadores de PDCreducen la vida útil de la barrena y pueden oca-sionar fallas catastróficas de la barrena. El movi-miento en forma de remolino hacia delante esmenos destructivo y ocurre cuando el centro derotación instantáneo se mueve en la mismadirección que lo hace la rotación de la barrena.

Los diseños de barrena estable reducen elmovimiento lateral ajustando el tipo, el tamaño,la densidad, la orientación y la ubicación del cor-tador, de modo que los cortadores se sigan unosa otros y no muerdan tan profundo.19 La inclina-ción posterior del cortador controla la agresivi-dad con que los cortadores envisten lasformaciones y pueden utilizarse para reducir lasvibraciones, pero los ángulos elevados tambiénlimitan la profundidad de corte y la velocidad depenetración. Además del refuerzo de los nuevosbordes del cortador de PDC, los cortadoresTuffEdge que tienen un borde delantero biseladoreducen la agresividad de la barrena, lo cual tam-bién incrementa la estabilidad. Los cortadores dePDC DiamondBack, colocados detrás de los cor-tadores primarios en la misma cuchilla y a lamisma profundidad de corte, ofrecen mayor esta-bilidad y más volumen de diamante en los rebor-des de la barrena, lo que permite contornos másestables y más cortos.

El perfil de la barrena y la estructura del con-torno, o configuración, actúan para mantener laestabilidad. En las pruebas de laboratorio, losperfiles o contornos planos o que cuentan conconos internos profundos reducen las vibracionesde la barrena. Los tacos de apoyo laterales, dis-puestos en forma de espiral, reducen la capaci-dad de una barrena de penetrar lateralmente ode penetrar directamente en las paredes de unaperforación, mediante el aumento de la circunfe-rencia de contacto. Los tacos de apoyo lateralesbiselados limitan la agresividad del corte lateraly reducen la tendencia de las barrenas paraasirse a la pared del hueco y provocar inestabili-dad. Las posiciones asimétricas de la cuchilla

52 Oilfield Review

SubstratoTabla de diamanteTabla de diamante

Borde estándar Borde biselado

Cortador de PDC

> Cortadores avanzados. El rendimiento de los cortadores de PDC se ha mejorado no solamentemediante el uso de un material de diamante con más resistencia al impacto y a la abrasión, sino tam-bién a través de la geometría. Una superficie no plana proporciona un bloqueo mecánico entre latabla de diamante y el substrato de carburo de tungsteno, y una superficie mayor para la difusión delcobalto (izquierda). Esto mejora los perfiles de tensión respecto de los cortadores de PDC planos,incrementa la resistencia al impacto y permite volúmenes de diamante mucho mayores. Los mejora-mientos en la resistencia al impacto también contribuyen a una mejor resistencia a la abrasiónmediante la ligera reducción de la microdevastación de las tablas de diamante. No obstante, no setrata simplemente de incrementar el volumen del diamante. Las tablas de diamante más gruesas pre-sentan menor resistencia a la abrasión, de modo que deben optimizarse simultáneamente las carac-terísticas de abrasión y desgaste por impacto. Los cortadores biselados reducen las concentracio-nes iniciales de tensiones en los bordes del PDC (arriba a la derecha).

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rompen los patrones lobulares regulares delhueco. Las cuchillas montadas en forma de espi-ral proporcionan asimetría adicional rompiendola única línea de contacto del cortador, de modotal que es menos probable que la barrenamuerda uniformemente en forma lateral las for-maciones y establezca un punto de rotación dife-rente al centro de la barrena.

Los ambientes en el fondo del hueco provo-can muchas fuerzas sobre las barrenas de perfo-ración. El equilibrio de las barrenas que se logracon el diseño de las cuchillas y de los cortadoresque minimizan las fuerzas en desequilibrio, hasido reconocido como una característica de esta-bilidad. A pesar de que variaciones, tales comola anisotropía y la dureza de la formación tiendena anular las estructuras de corte equilibradas, elequilibrio de las fuerzas, por lo menos, minimizalas vibraciones laterales inducidas por labarrena. En muchas aplicaciones, las barrenascon una o más características estándar de esta-bilidad reducen la dinámica de la barrena y pro-porcionan un rendimiento aceptable. Sinembargo, si las vibraciones son severas e impac-tan en forma significativa los resultados de per-foración, se harán necesarias otras medidas.

Otra técnica consiste en instalar un taco deapoyo lateral grande de baja fricción (LFGP, porsus siglas en Inglés) de un lado de la barrena, yacomodar los cortadores de PDC de modo que lasfuerzas en desequilibrio se dirijan hacia el tacode apoyo. El diseño antiremolino del LFGP fuedesarrollado por Amoco Research para minimizarlas vibraciones laterales.20 La desventaja es quelas fuerzas desequilibradas y sus direcciones sondifíciles de predecir. La estabilidad de unabarrena LFGP también puede verse comprome-tida por grandes fuerzas de acción lateral, comolas que se presentan durante la perforacióndireccional.

Reed-Hycalog utiliza un LFGP más grande sinelementos de corte para compensar dicha incer-tidumbre. Debido a que las barrenas antiremo-lino carecen de capacidad de corte lateral, losconjuntos de fondo deben minimizar las fuerzaslaterales para lograr un rendimiento óptimo.Además de las características de estabilidadestándar y de las barrenas antiremolino LFPG, seutilizan conceptos de diseños específicos parafavorecer la estabilidad de la barrena. Estos con-ceptos incluyen el taco de soporte lateral conti-nuo y los cortadores híbridos.

17. Matthias TR, Griffin ND y Fuller JM: “Elements Faced with Superhard Material,” Patente de EUA, No.5,590,728 (Enero 7, 1997).

18. Brett JF, Warren TM y Behr SM: “Bit Whirl: A New Theoryof PDC Bit Failure,” artículo de la SPE 19571, presentadoen la Conferencia Técnica y Exhibición Anual de la SPENo 64, San Antonio, Texas, EUA, Octubre 8-11, 1989.Brett JF: “The Genesis of Bit-Induced Torsional DrillstringVibrations,” artículo de la SPE/IADC 21943, presentado enla Conferencia de Perforación de las SPE/IADC,Amsterdam, Países Bajos, Marzo 11-14, 1991.Langeveld CJ: “PDC Bit Dynamics,” artículo de lasIADC/SPE 23867, presentado en la Conferencia dePerforación de las IADC/SPE, Nueva Orleáns, Luisiana,EUA, Febrero 18-21, 1992.Kyllingstad A y Halsey GW: “A Study of Stick-Slip Motion ofthe Bit,” artículo de la SPE 16659, presentado en laConferencia Técnica y Exhibición Anual de la SPE No 62,Dallas, Texas, EUA, Septiembre 27-30, 1987; también en SPEDrilling and Engineering 3, no. 4 (Diciembre 1988): 369-373.

Warren TM y Oster JH: “Torsional Resonance of Drill Collars with PDC Bits in Hard Rock,” artículo de laSPE 49204, presentado en la Conferencia Técnica yExhibición Anual de la SPE No 73, Nueva Orleáns,Luisiana, EUA, Septiembre 27-30, 1998.

19. Sinor LA, Powers JR y Warren TM: “The Effect of PDC Cutter Density, Back Rake, Size, and Speed onPerformance,” artículo de las IADC/SPE 39306, presen-tado en la Conferencia de Perforación de las IADC/SPE,Dallas, Texas, EUA, Marzo 3-6, 1998.

20. Warren TM, Brett JF y Sinor LA: “Development of aWhirl-Resistant Bit,” artículo de la SPE 19572, presen-tado en la Conferencia Técnica y Exhibición Anual de laSPE No 64, San Antonio, Texas, EUA, Octubre 8-11, 1989.Sinor LA, Brett JF, Warren TM y Behr SM: “Field Testingof Low-Friction Gauge PDC Bits,” artículo de la SPE20416, presentado en la Conferencia Técnica yExhibición Anual de la SPE No 65, Nueva Orleáns,Luisiana, EUA, Septiembre 23-26, 1990.

Dinámica de la barrena MovimientoVibración

ReboteAxial

Colgamien-to-desliza-

miento

Torsional

En forma de remolino

Lateral

> Vibraciones en el fondo del hueco. La dinámica de la barrena de PDC involucra tres modos devibración principales: axial, torsional y lateral que resultan, respectivamente, del rebote de la barrena,los movimientos de colgamiento-deslizamiento (stick-slip) y los movimientos en forma de remolino(arriba a la izquierda). El movimiento en forma de remolino es cualquier movimiento regular caracteri-zado por la rotación de la barrena alrededor de un punto diferente a su centro geométrico. Los movi-mientos hacia atrás en forma de remolino, en los cuales el centro de rotación se mueve alrededor delagujero en oposición a la dirección de rotación de la barrena, reducen el rendimiento de la barrena,dañan los cortadores de PDC y producen formas en el fondo del hueco predeciblemente lobulares(arriba a la derecha). Los lóbulos generalmente avanzan en el fondo del hueco siguiendo una formade espiral en la pared del hueco (abajo a la izquierda) (no confundirse con un agujero en espiral endonde la línea central toma una forma helicoidal). Una barrena estable realiza cortes circulares con-céntricos (abajo a la derecha). El movimiento de colgamiento-deslizamiento hace que la barrenatienda a disminuir su velocidad o se detenga, que aumente el esfuerzo de torsión y posteriormente,que se acelere a medida que gira libremente. El rebote ocurre cuando las barrenas vibran haciaarriba y hacia abajo en el fondo. Los movimientos de la barrena en el fondo del hueco ocurren solos y

Las barrenas Steeringwheel utilizan un taco desoporte lateral continuo de 360° para centralizar labarrena y mantener la estabilidad lateral (arriba).21

Dado que el contacto de corte cubre todo el hue-co, es menos probable que la barrena penetre enla pared del hueco, lo que reduce la vibración late-ral, incrementa la vida útil de la estructura de cor-te y mejora la calidad del hueco. Estas barrenasgeneran esfuerzos de torsión reactivos y mínimasfluctuaciones de los esfuerzos de torsión, y perfo-ran huecos uniformes para facilitar el deslizamien-to y la transferencia de peso; factores esencialespara controlar la orientación direccional.

Las barrenas Steeringwheel combinan el ren-dimiento direccional de los conos giratorios conlas altas velocidades de penetración de las barre-nas de PDC y reúnen todos los requisitos paraperforar pozos direccionales y horizontales, inclu-yendo las bajas relaciones largo-diámetro, (LAR,por sus siglas en Inglés), la respuesta uniforme alos esfuerzos de torsión y el desempeño antiremo-lino. Es más fácil hacer girar una barrena corta queuna barrena larga. Las barrenas LAR cuentan conuna relación entre dimensiones—longitud de labarrena dividida entre su diámetro—menor a unoy facilitan las operaciones de incremento o dismi-nución angular y de giro. Las barrenasSteeringwheel, que fueron diseñadas prin-cipalmente para aplicaciones de control direccio-nal, cuentan con una reducida longitud de corte yun perfil plano que cumplen con el requisito LAR.

Los cortadores de PDC que se siguen, o ras-trean unos a otros, tienden a dejarse llevar por lasranuras o hendiduras creadas por los cortadoresfrontales, lo cual actúa para recuperar la estabili-dad. Sin embargo, un seguimiento profundo dismi-nuye la eficiencia de corte y reduce lasvelocidades de penetración hasta el 66%. Las ba-rrenas Transformation utilizan disposiciones decuchillas duales con seguimiento moderado paraequilibrar la estabilidad y la velocidad de penetra-ción (próxima página). Los cortadores en las cuchi-llas primarias remueven aproximadamente el 80%de la roca. Los cortadores de las cuchillas secun-darias remueven menor cantidad de material y noreducen las velocidades de penetración como ocu-rre con los cortadores adicionales agregados a lascuchillas de las barrenas convencionales. Cuandolas barrenas Transformation encuentran formacio-nes duras, las cuchillas secundarias se vuelvenmás importantes. Los cortadores de seguimientoreducen las cargas en los cortadores primarios ymejoran la estabilidad de la barrena, otorgándoleasí una vida útil más prolongada.

Las barrenas Steeringwheel y Transformationofrecen estabilidad adicional en comparación conlos diseños LFGP. Tanto las barrenasSteeringwheel, como las barrenas Transformationutilizan hidráulica avanzada. Un diseño patentadode flujo transversal emplea una boquilla interiordirigida a cada una de las cuchillas primarias, yuna boquilla exterior frente a cada una de las

cuchillas secundarias.22 El fluido sale por lasboquillas exteriores, limpiando y enfriando única-mente los cortadores que se encuentran sobrelas cuchillas secundarias antes de fluir haciaadentro. El flujo a alta velocidad proveniente delas boquillas internas crea una caída de presión,o efecto venturi, que drena fluido de las boquillasexternas a través del espacio reducido que hayentre las cuchillas. Las cuchillas primarias reci-

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Formación dura

Nueva barrena híbrida

Formación blanda

< Elementos de corte híbridos. La combinación de la tecnología del PDC yde los insertos impregnados de diamante natural, ayuda a proteger a loscortadores de PDC contra el desgaste abrasivo y el daño causado por lasvibraciones en el fondo del hueco, lo cual incrementa la durabilidad y pro-longa la vida útil de la barrena. Cuando las barrenas híbridas están nuevas,los insertos impregnados de diamante no hacen contacto con la formacióny la barrena se desempeña como las barrenas de PDC convencionales,garantizando máximas velocidades de penetración (arriba). A medida quelos cortadores de PDC se desgastan con las formaciones duras, los inser-tos de diamante penetran la formación y toman una participación crecientede la carga, lo que minimiza el daño del PDC (centro). En las rocas másblandas, los cortadores de PDC más eficaces toman nuevamente la mayorparte de la carga, y la eficiencia de corte permanece alta (abajo).

Giro de perforación direccional de tres puntosBarrena Steeringwheel

Barrena con tacos de soporte lateral de baja fricción (LFGP) Estabilizador superior

Estabilizador inferior

Radio corto

Barrena larga

Barrenacorta

Radio largo

A

B

DC

Barrena con baja relación largo-diámetro (LAR): <1AB

CD

Estabilidad y perforación direccional. Las barrenas antiremolino estándarutilizan tacos de apoyo laterales grandes de baja fricción, (LFGP, por sussiglas en Inglés) (arriba a la izquierda). Los cortadores de PDC están dis-puestos de modo que las fuerzas en desequilibrio se dirijan hacia el taco deapoyo. Las barrenas Steeringwheel van más allá del concepto de LFGP yaque cuentan con un anillo de contorno de corte continuo de 360° (abajo a laizquierda). Esta característica centraliza la barrena y restringe los movimien-tos laterales, evitando que los cortadores exteriores penetren en la forma-ción, lo que reduce los movimientos en forma de remolino e incrementa lavida útil de la estructura de corte. Estas barrenas perforan huecos suaves dediámetro uniforme, presentan menos fluctuación de los esfuerzos de torsióny cuentan con una transferencia de peso más predecible. La respuesta uni-forme a los esfuerzos de torsión de las barrenas Steeringwheel, en combina-ción con la baja relación largo-diámetro, (LAR, por sus siglas en Inglés) y elperfil de corte corto, hacen que estos diseños sean particularmente adecua-dos para la perforación direccional (derecha, arriba y abajo).

>

Invierno de 2001 55

ben el flujo de las boquillas interiores y exterio-res. Estos diseños Switchblade distribuyen laenergía hidráulica en forma más eficiente paramejorar la limpieza, el enfriamiento y las veloci-dades de penetración de la barrena.23

Las barrenas híbridas combinan la tecnologíadel PDC y del diamante natural.24 Los elementos decorte de carburo de tungsteno impregnados dediamante se colocan detrás de los cortadores prin-cipales de PDC. Cada cortador impregnado fun-ciona como un compañero de reparto de la cargapara un cortador de PDC específico en las regionesde alto desgaste de una barrena. Estos cortadoressecundarios protegen a los cortadores de PDC encondiciones de perforación severas y reducen eldesgaste en formaciones duras y abrasivas

(página anterior, abajo).25 Los diseños híbridosmejoran la estabilidad de la barrena evitando cor-tes excesivamente profundos, lo que minimiza lasvibraciones laterales y torsionales provenientes delos movimientos arremolinados y de los colga-mientos-deslizamientos. Los cortadores impregna-dos de diamante también soportan la mayor partedel impacto proveniente del movimiento haciaatrás de la barrena, asociado con los movimientosen forma de remolino.

La vibración axial hacia arriba y hacia abajo, oel rebote de la barrena, ocasiona variaciones en laprofundidad de corte que se traducen en unesfuerzo de torsión excesivo. Los cortadoresimpregnados limitan la penetración de la forma-ción y suavizan las rápidas fluctuaciones del

esfuerzo de torsión. Los cortadores impregnadosse colocan más abajo que los cortadores de PDC,de modo que a medida que se incrementa el pesosobre la barrena, estos hacen contacto con la for-mación y disminuyen la respuesta del esfuerzo detorsión respecto al peso sobre la barrena; unaspecto particularmente importante en las aplica-ciones de perforación direccional. Las cargas late-rales que se aplican a las barrenas cuando seefectúan perforaciones con motores direccionalesde fondo, exponen a los cortadores externos dePDC al daño por impacto. Para mantener un con-torno eficaz, las barrenas de PDC de Reed-Hycalogutilizan husillos giratorios impregnados que otor-gan una protección adicional al contorno.

60°

180°

Cuchilla primaria (P)

Barrena Transformation de PDC de seguimiento moderado

Cortador removedor de roca

Primaria o frontal Secundaria o posterior Otros cortadores

Barrena de PDC convencional deseguimiento intenso

Cuchilla posterior

Cuchilla frontal

Cuchilla secundaria (S)

Hidráulica

Diseño Switchblade Diseño convencional

> Cortadores secundarios (de seguimiento) y mejoras en la hidráulica. Las cuchillas de las barrenas de PDC convencionales generalmente comparten la remo-ción de la roca en forma equitativa. Para perforar en forma eficaz las formaciones interestratificadas blandas y duras, se han acoplado las cuchillas primarias(P) y secundarias (S) (arriba) en las barrenas Transformation. El espaciado variable que existe entre los cortadores secundarios dispuestos en cuchillas adya-centes, le permite a los cortadores de las cuchillas primarias remover mayor cantidad de roca que los cortadores que siguen la misma trayectoria de las cuchi-llas secundarias (arriba a la derecha). Esto le permite a las barrenas perforar más rápidamente las formaciones blandas. Por otro lado, se reducen las cargassobre el cortador en las rocas más duras. Los cortadores secundarios también reducen la vibración en el fondo del hueco. El canal hidráulico de la barrena dePDC convencional fluye hacia fuera desde el centro (abajo a la derecha). La mayor cantidad de este flujo es ineficiente y contribuye poco a limpiar y enfriar loscortadores. Las barrenas Transformation y Steeringwheel utilizan diseños hidráulicos avanzados Switchblade de flujo transversal que le dan un uso eficiente al flujo, dirigiendo el fluido desde las cuchillas secundarias hacia adentro para maximizar el flujo a lo largo de las cuchillas primarias (abajo a la izquierda).

P

P

P

P

S

S

SS

21. Caraway D, Hayward J, Taylor MR, Roberts TS, Taylor Sy Watson GR: “Rotary Drill Bits,” Patente de EUA, No.5,904,213 (Mayo 18, 1999).Caraway D, Hayward J, Taylor MR, Roberts TS, Taylor Sy Watson GR: “Rotary Drill Bits,” Patente de EUA, No.5,967,246 (Octubre 19, 1999).Caraway D, Hayward J, Taylor MR, Roberts TS, Taylor Sy Watson GR: “Rotary Drill Bits,” Patente de EUA, No.6,092,613 (Julio 25, 2000).

22. Taylor MR, Murdock AD y Evans SM: “High PenetrationRates and Extended Bit Life Through Revolutionary

Hydraulic and Mechanical Design in PDC Drill BitDevelopment,” artículo de la SPE 36435, presentado en laConferencia Técnica y Exhibición Anual de la SPE No 71,Denver, Colorado, EUA, Octubre 6-9, 1996.

23. Newton A, Taylor MR, Murdock A y Clegg JM: “RotaryDrill Bits,” Patente de EUA, No. 5,671,818 (Septiembre 30,1997).Caraway D, Watson G y Newton TA, “Rotary Drill Bits Having Nozzles to Enhance Recirculation,” Patentede EUA, No. 5,699,868 (Diciembre 23, 1997).

24. Fuller J: “Rotary Drill Bits,” Patente de EUA, No. 4,718,505 (Enero 12, 1988).

Fuller J y Gasan JA: “Rotary Drill Bit for Use in DrillingHoles in Subsurface Earth Formations,” Patente de EUA,No. 4,991,670 (Febrero 12, 1991).

25. Williams JL y Thompson AI: “An Analysis of thePerformance of PDC Hybrid Drill Bits,” artículo de lasSPE/IADC 16117, presentado en la Conferencia dePerforación de las SPE/IADC, Nueva Orleáns, Luisiana,EUA, Marzo 15-18, 1987.Hanna IS y Hollister K: “PDC Bits Proved Effective inDrilling Severely Depleted Sands in the Gulf of Mexico,”artículo de la SPE 19567, presentado en la ConferenciaTécnica y Exhibición Anual de la SPE No. 64, San Antonio,Texas, EUA, Octubre 8-11, 1989.

dos en el fondo del hueco. Estos sistemas tienenmenos arrastre, transfieren el peso a las barre-nas en forma más eficaz y logran mayores veloci-dades de penetración. La rotación continua de latubería mejora la limpieza del agujero y reduce latortuosidad del hueco, lo que significa menos via-jes de limpieza y menores costos de equipo deperforación. Los sistemas de rotación direcciona-les permiten el uso de barrenas agresivas y ofre-cen oportunidades para optimizar las barrenas.

Las características específicas de la barrenade PDC maximizan el rendimiento del sistemadireccional rotativo.27 Las barrenas para estossistemas requieren baja relación largo-diámetroy un contorno activo o una estructura de cortecon contorno agresiva (izquierda).

Las barrenas de PDC convencionales no tie-nen una capacidad de corte lateral significativa.Los elementos tradicionales de protección delcontorno, como los insertos de carburo de tungs-teno o impregnados de diamante, elementos deun compuesto policristalino de diamante térmi-camente estable (TSP) y los cortadores de PDCpreviamente aplanados, se utilizan únicamentepara mantener el diámetro del hueco constante yperforar agujeros de tamaño normal. El conceptodel contorno activo, desarrollado por primera vezpara las aplicaciones del Mar del Norte, ofrececortadores de PDC completamente redondeadoscon husillos giratorios híbridos de carburo detungsteno en forma de domo, ubicados directa-mente detrás de éstos como protección. Además,el diámetro del contorno es reducido y se pres-cinde de la protección de los insertos para incre-mentar la exposición del cortador.

Las altas densidades del cortador y los bajosángulos de inclinación posterior que se observanen los diseños del contorno activo, proporcionancapacidad lateral de corte agresiva y mejoran lamaniobrabilidad. Los puntos de contacto del con-torno activo—cortadores y husillos giratorioshíbridos—reducen la fricción del taco de apoyolateral, el arrastre y el esfuerzo de torsión de labarrena. Los diámetros más pequeños del con-torno mejoran el flujo del líquido alrededor de labarrena, lo que ayuda al enfriamiento y a la lim-pieza del taco de apoyo lateral y de los cortado-res. El contorno activo se utiliza tanto en las

Perforación direccional y barrenas especialesLas barrenas de PDC juegan un papel importanteen la perforación direccional y son componentesclave de los sistemas avanzados que perforanhuecos horizontales y pozos de alcance extendidocon trayectorias complejas. Los avances tecnoló-gicos que se han producido en aspectos talescomo las configuraciones de las barrenas, lasestructuras de corte, los diseños hidráulicos y laprotección del contorno, han mejorado el rendi-miento de la perforación direccional. No obs-tante, para cumplir con los retos de la perforacióndireccional, es necesario aplicar la tecnologíaadecuada.

Para un desempeño óptimo de la barrena sedeben minimizar las fluctuaciones de los esfuer-zos de torsión durante la perforación direccional.Los esfuerzos de torsión variables en los motoresdireccionales disminuyen la maniobrabilidad einhiben el control direccional. Para los montajesgiratorios, los esfuerzos de torsión generados porlos colgamientos-deslizamientos de la barrenaproducen vibraciones torsionales perjudiciales. Elaumento de los ángulos del cortador, la disminu-ción en el tamaño del cortador y la utilización de

cortadores de respaldo híbridos, impregnados condiamante reducen los esfuerzos de torsión. La tec-nología híbrida reduce también las fluctuacionesde los esfuerzos de torsión. Los cortadores bise-lados TuffEdge se utilizan para minimizar el dañodel PDC. Las barrenas aptas para las perforacio-nes direccionales y horizontales utilizan pequeñoscortadores de PDC, contornos planos y longitudesreducidas de la barrena. El incremento en los pun-tos de contacto en la barrena de PDC que se lograaumentando el número de cuchillas, de cortado-res y de tacos de apoyo laterales, también reducelas fluctuaciones de los esfuerzos de torsión.

Hoy en día, se encuentran disponibles barre-nas para sistemas direccionales rotativos queperforan pozos horizontales y de alcance exten-dido. La tecnología de empuje de la barrena, talcomo la de los sistemas direccionales rotativosPowerDrive, permite realizar ajustes direcciona-les desde la superficie durante la perforaciónrotativa. En lugar de utilizar un motor direccionalpara inclinar o apuntar la barrena, una fuerzagenerada por la herramienta desvía la barrena enla dirección necesaria.26 Independientemente delesfuerzo de torsión, la trayectoria de la barrenase controla por válvulas y tacos de apoyo coloca-

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26. Colebrook MA, Peach SR, Allen FM y Conran G:“Application of Steerable Rotary Drilling Technology toDrill Extended Reach Wells,” artículo de las IADC/SPE39327, presentado en la Conferencia de Perforación delas IADC/SPE, Dallas, Texas, EUA, Marzo 3-6, 1998.Downton G, Hendricks A, Klausen TS y Pafitis D: “New Directions in Rotary Steerable Drilling,” OilfieldReview 12, no. 1 (Primavera de 2000): 18-29.

27. Barton S: “Development of Stable PDC Bits for SpecificUse on Rotary Steerable Systems,” artículo de lasIADC/SPE 62779, presentado en la IADC/SPE Asia PacificDrilling Technology Conference, Kuala Lumpur, Malasia,Septiembre 11-13, 2000.

Contorno convencional Contorno activo

> Contorno activo. Las barrenas rotativas direccionales requieren estructu-ras de corte agresivas en el contorno. Para lograr las trayectorias requeridasdel pozo, la barrena debe cortar en la parte lateral del agujero de la mismaforma en que las herramientas direccionales rotativas aplican esfuerzo late-ral para apuntar la barrena en la dirección adecuada. En contraste con laprotección del contorno convencional (izquierda), el contorno activo cuentacon diámetros reducidos de la barrena, cortadores del contorno de PDC total-mente redondeados con ángulos de inclinación posterior agresivos a lo largode todo el contorno, y husillos giratorios híbridos de carburo de tungstenoque controlan la profundidad del corte lateral (derecha). Un número máximode cortadores expuestos incrementa la capacidad lateral de corte e incre-menta la durabilidad de la barrena. Los diámetros más pequeños de labarrena reducen la fricción y mejoran el flujo de fluidos en la región del contorno, para un mejor enfriamiento y una mayor limpieza.

Invierno de 2001 57

barrenas de acero como en las barrenas dematriz. Esta técnica proporciona protección ade-cuada al contorno, pero las barrenas de acerorequieren un revestimiento de metal duro resis-tente a la erosión, debido al incremento del flujoa través de los tacos de apoyo.

La experiencia es un factor crítico a la hora deproveer soluciones para la barrena de perforacióndireccional. En cuanto a la perforación direccio-nal, la experiencia de Schlumberger se manifiestaen el concepto PowerSteering, una combinaciónúnica de tecnología y experiencia. En las aplica-ciones de perforación direccional, el procesoPowerSteering suministra las especificaciones dela barrena más adecuada para cada aplicación,las modificaciones necesarias de las barrenasexistentes o el diseño de una barrena para satis-facer las necesidades específicas del cliente.

En algunas ocasiones, existe la necesidad deagrandar los huecos existentes o de perforar agu-jeros más grandes de lo normal por debajo delrevestidor, especialmente para mejorar los traba-jos de cementación o terminar pozos en las for-maciones que se dilatan o derrumban. En elpasado, se utilizaban las barrenas ensanchado-ras mecánicas que se expandían para cortar undiámetro más grande del agujero debajo delrevestidor. Hoy en día, las barrenas asimétricasse encuentran disponibles para estas aplicacio-nes. Las barrenas Bicentrix pasan a través de undiámetro más pequeño para perforar un agujeroque es de mayor diámetro que el de la secciónanterior o el del revestidor (derecha). Las versio-nes más recientes de estas barrenas combinan elescariador Bicentrix y los diseños direccionalesSteeringWheel con un escariador, cuyo paten-tado está pendiente, que permite que un agujeroagrandado sea perforado sin hacer un viaje extrapara el cambio de la barrena después de perforarel cemento. Las cuchillas más cortas del escaria-dor tienen una forma tal que proporcionan unespacio entre el revestidor y los cortadores exte-riores de las cuchillas más largas.

Barrenas impregnadas de diamanteLa selección de las barrenas para formacionesextremadamente duras y abrasivas encierra unasituación de compromiso. Las barrenas de PDCperforan rápidamente, pero no duran mucho encondiciones abrasivas; las barrenas de conosgiratorios perforan más lentamente, pero se des-gastan más rápidamente y hacen agujeros detamaños más pequeños que su diámetro. Lasbarrenas de diamante natural cuentan con mejo-res velocidades de penetración y duran más, perosu selección se ha visto limitada, especialmentepara las formaciones interestratificadas donde

ContactoContacto

Contacto

Espacio intermedio

Barrena Bicentrix dentro del revestidor

Corte de agujero de mayor tamaño

Barrena Bicentrix

Barrena Bicentrix Steeringwheel

> Barrenas excéntricas. Las barrenas Bicentrix cuentan con una estructura agrandada, o escariador(ensanchador, rectificador) en un lado para perforar agujeros más grandes debajo del revestidor(arriba a la izquierda). Sin rotación, la asimetría le permite a la barrena pasar a través de un diámetromás pequeño. Las barrenas Bicentrix Steeringwheel están diseñadas para perforar cemento y conti-nuar taladrando en aplicaciones direccionales (abajo a la izquierda). La forma de la sección del esca-riador evita que los cortadores hagan contacto con el revestidor mientras se perfora el cemento(arriba a la derecha). Los cortadores que se encuentran sobre el escariador giran con la barrena paraperforar un agujero de mayor diámetro (abajo a la derecha).

los delgados filones blandos recubren la partefrontal de la barrena, disminuyendo el rendi-miento de la perforación. Durante los últimos 10años, las barrenas impregnadas de diamante handado un giro sustancial. Con mejores materialesde matriz y de diamante, y con nuevas técnicasde fabricación, la resistencia al desgaste se haincrementado significativamente. Las barrenasimpregnadas pueden diseñarse para perforar for-maciones blandas o duras y abrasivas. Las turbi-nas y los motores de fondo también se hanmejorado y pueden permanecer más tiempo en elhueco para aprovechar la larga vida útil de lasbarrenas impregnadas.

Las primeras barrenas impregnadas de dia-mante, que se remontan a la década de 1800,perforaban muy despacio y eran principalmenteel último recurso cuando las formaciones erandemasiado duras, abrasivas o muy profundaspara las barrenas de conos giratorios, de PDC ocon diamantes naturales fijados en la superficie.Hoy en día, las partículas de diamante están sus-pendidas en la matriz de carburo de tungsteno de

las cuchillas de la barrena, a fin de incrementaren gran medida la resistencia al desgaste. Enlugar de cortadores individuales, la superficietotal de la barrena contiene elementos cortantessituados tan profundamente como los canales dela hidráulica de la barrena. Los diamantes pulve-rizan las formaciones duras y los filos de lascuchillas cortan las formaciones blandas enforma similar a las barrenas de PDC. La velocidadde penetración se reduce gradualmente amedida que las cuchillas pierden el filo. La matrizse desgasta para exponer continuamente nuevosy filosos diamantes. La vida útil de la barrena esuna función del volumen impregnado de dia-mante que puede colocarse en la parte frontal dela barrena. En consecuencia, las cuchillas másaltas duran más.

En el pasado, el uso de las barrenas impreg-nadas de diamante se limitaba a la perforaciónde formaciones duras y abrasivas con turbinas dealta velocidad. Durante los últimos años, el rangode las aplicaciones se amplió a arenas interes-tratificadas, lutitas (esquistos), carbonatos y car-

bón, así como también a rocas ígneas, metamór-ficas y conglomeradas perforadas en forma direc-cional con motores de fondo. Hoy en día, lasbarrenas impregnadas de diamante son capacesde perforar diferentes tipos de formaciones(abajo). Un balance entre las propiedades del dia-mante y de la matriz, optimiza el rendimiento dela perforación y el ahorro en los costos, especial-mente en las aplicaciones de perforación que uti-lizan motores y turbinas de desplazamientopositivo de alta velocidad. Para extender el rangode aplicaciones de estas barrenas, se encuentrandisponibles tres contornos distintos (cono dobleprofundo, doble cono superficial redondeado ycontorno redondeado plano).

Debido a que las barrenas impregnadas seutilizan también en formaciones interestratifica-das, se ha incrementado la demanda de lasestructuras de corte más agresivas. Para forma-

ciones blandas con filones delgados duros, lasbarrenas impregnadas se complementan con ele-mentos de corte triangulares o cúbicos TSP paraincrementar la agresividad. Los diseñosDuradiamond Transformation utilizan contornosestriados (cuyo patentado está pendiente) concuchillas primarias, secundarias y terciarias adiferentes alturas. Los bloques TSP se colocan enlas estrías de los bordes frontales de cada cuchi-lla, a fin de mantener estos bordes filosos. Estasbarrenas inician la perforación con 5 cuchillas,posteriormente se convierten en barrenas de 10cuchillas y finalmente en barrenas de 15 cuchi-llas. Esto ocurre a medida que se desgastan losrebordes de altura variable.

Debido a que no existen áreas de baja presiónpara drenar el fluido a lo largo de la barrena, cau-ces de flujo secundarios se conectan directa-mente a los conductos principales de flujo, de

modo que el flujo radial de alta presión fluya acada uno de los conductos. Esto proporciona unflujo uniforme hacia todas las partes de labarrena y reduce el taponamiento. Los cauces deflujo convergen a diferentes distancias radiales,para luego esparcirse en las áreas sin diamantesy reducir las fallas por desgaste. Los conductosdel flujo en forma de V son más fáciles de lim-piar, maximizan el volumen de la cuchilla y de laspartículas de diamante para un área de flujodada, y proporcionan un borde cortante agresivo.

Adaptación del rendimientode la barrena de cortador fijoLa perforación en el campo Tunu en el delta deMahakam cerca de Balikpapan, Indonesia, escomplicada debido a la presencia de formacionesinterestratificadas en la sección del agujero de121⁄4 pulgadas. La litología en la parte superior de

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> Barrenas impregnadas. Las barrenas impregnadas de diamante son muelas abrasivas especializadas. La tecnología Duradiamond proporciona opcionespara manejar cualquier tipo de formación dura. Se han desarrollado mezclas especiales de diamantes y carburo de tungsteno para incrementar las velocida-des de penetración y asegurar una vida útil más larga de la barrena. El paralelismo entre el desgaste de la matriz y el del diamante equilibra la vida útil de labarrena y la velocidad de penetración. Si la matriz es demasiado blanda, los diamantes se liberan antes de que se desgasten, lo que acorta el tiempo de utiliza-ción de la barrena. Si la matriz es demasiado dura, los diamantes no se exponen adecuadamente y las velocidades de penetración se reducen. Se encuentrandisponibles tres contornos distintos (centro). El contorno más agresivo es un doble cono profundo (azul) para perforar formaciones interestratificadas blandas ysecciones horizontales. El doble cono superficial redondeado (rojo) se utiliza en formaciones de resistencia intermedia. El contorno redondeado más plano(verde) es un diseño de uso general para formaciones abrasivas más duras y secciones de incremento angular en los pozos direccionales. Las barrenas Duradiamond (arriba a la izquierda) y Duradiamond Transformation (arriba a la derecha) utilizan una hidráulica de flujo radial para proporcionar flujo uniformesobre la superficie de la barrena (abajo a la izquierda).

5Peso sobre la barrena, 1000 lbm

Conductos principales para el flujo ycauces espiralados de arrastre

Bloques policristalinos térmicamente estables, (TSP) en el filo frontal de cada estría

Prueba de verificación del contorno de la barrena impregnada de diamante

Doble cono,agresivo

Doble cono,intermedio

Redondeado de uso general

Matriz demasiado duraMatriz demasiado blanda Dureza óptima de la matriz

Carbonato con 21,000 Ipc de resistencia a la compresión sin confinamiento (UCS, por sus siglas en inglés)

Velo

cida

d de

pen

etra

ción

, pie

s/hr

0

80

60

40

20

10 15

P4 6 pulg P5 6 pulg P7 6 pulg

Barrena Duradiamond

Superficie de la barrena

Barrena DuradiamondTransformation

Cuchilla de la barrena

P4 P5 P7

Invierno de 2001 59

tal sección consiste de arena blanda y homogé-nea, y arcilla. Más abajo, las formaciones estánconstituidas de una arenisca homogénea deresistencia media y de lutitas. Además, seencuentran capas de caliza y dolomita a lo largode todo el intervalo. Los filones delgados decaliza, los cuales no son abrasivos y son muchomás blandos que la dolomita, tienen hasta 2 m [7pies] de espesor. Los filones de dolomita extre-madamente duros presentan poca porosidad ytienen alrededor de 0.5 m [1.6 pies] de espesor.

Cuando se inició el desarrollo del campo en1973, la sección de 121⁄4 pulgadas se perforabacon lodo a base agua, consumiendo entre 8 a 12barrenas de conos giratorios, a una tasa de pene-tración promedio de unos 9 m/hr [30 pies/hr].Para la década de 1980 se comenzaron a utilizarbarrenas de PDC y lodo a base de aceite (petró-leo). Las primeras barrenas de PDC fueron dediseños estándar. Para perforar la sección senecesitaban tres barrenas de conos giratorios ytres barrenas de PDC, lo que mejoró la velocidadde penetración a 10 m/hr [33 pies/hr]. A finalesde la década de 1980 y principios de la década de1990, las barrenas de conos giratorios fueronreemplazadas por barrenas de PDC y se utiliza-ban de tres a cuatro de tales barrenas para ter-minar la sección. El análisis de las barrenasaplanadas indicó que las cargas de alto impacto,aplicadas frente a los filones dolomíticos durosocasionó fallas catastróficas, (cortadores rotos,desvastados o perdidos). Después de la utiliza-ción de las barrenas antiremolino convenciona-les, se evaluó un nuevo diseño para mejorar eldesempeño de las barrenas.

Se necesitaron barrenas más estables a fin dereducir la vibración de la barrena, principalmentelos movimientos laterales en forma de remolino,y completar la sección con una sola barrena, sinembargo, las formaciones interestratificadascomplicaron la selección de la barrena óptima.Las características necesarias para los filonesduros se contraponían a las necesarias para lasformaciones más blandas. Las formaciones blan-das requieren una limpieza hidráulica eficaz, con-tornos agresivos, cortadores grandes y elevadosvolúmenes de diamante utilizables para lograraltas velocidades de penetración. En filonesduros, se requiere la tecnología antiremolino,una baja fricción del contorno para lograr estabi-lidad y diseños óptimos del cortador para unavida útil prolongada de la barrena.

Las fallas del cortador son ocasionadas por elcontacto inicial con los filones duros y por elincremento en las vibraciones que se producencuando se abandona la roca dura. Cuando sepenetra la roca dura, los cortadores de la saliente

hacen contacto primero y se sobrecargan conrelación a los cortadores que aún se encuentranen un filón blando. Esta sobrecarga se ve redu-cida mediante un contorno corto. Una vez que seabandonan los filones duros, el reborde y los cor-tadores del contorno se sobrecargan. Esto es aúnmás dañino, debido a que los cortadores del con-torno se encuentran a un radio mayor que los cor-tadores frontales, lo que incrementa la inercia deimpacto. Este efecto se ve minimizado medianteel diseño de la profundidad y la altura del conopara que sean iguales, de modo tal que elreborde, los cortadores del contorno y los corta-dores del cono compartan el peso de la barrena ylas cargas en forma uniforme cuando la barrenaabandona un filón duro (arriba).

Las barrenas estaban equipadas con cortadoresgrandes para mantener una penetración alta en lasformaciones blandas y para maximizar el volumende diamante disponible, a los efectos de lograr lavida útil necesaria de la barrena, para perforar lasección completa con una sola barrena. Se utilizóuna barrena LFGP para reducir las vibraciones y evi-tar los movimientos en forma de remolino. La acu-

mulación de material sobre la barrena en las for-maciones blandas fue un problema, de modo quese utilizó un diseño hidráulico Switchblade con elfin de mejorar el flujo sobre la superficie de labarrena y así lograr una mejor limpieza, particular-mente en el área de la ranura para desechos rode-ada por la barrena LFGP. Para esta aplicación, seseleccionaron barrenas con estructura de acerodebido a que son elásticas y, por lo tanto, reducenel daño del cortador frente al impacto.

Inicialmente, la nueva barrena perforó la are-nisca a 120 m/hr [394 pies/hr] y la arcilla a 80 m/hr[262 pies/hr]. A medida que la formación se tornómás dura cerca de la parte final de la sección, seperforó la arenisca a velocidades de hasta 40 m/hr[131 pies/hr] y la arcilla a velocidades de hasta 30m/hr [30 pies/hr]. Los filones de dolomita dura seperforaron a aproximadamente 0.5 a 1 m/hr [1.6 a3.3 pies/hr]. El análisis del nuevo diseño revelópoco o ningún daño causado por el impacto, indi-cando suficiente estabilidad de la barrena. Nohubo daño por calentamiento o desgaste, lo quesugirió que el diseño hidráulico estaba enfriandolos cortadores en forma eficaz.

> Barrenas de cortador fijo adaptadas para cubrir aplicaciones específicas. La combinación de las tec-nologías del PDC, incluyendo los tacos de apoyo laterales LFGP, la optimización del contorno y lahidráulica Switchblade, proporcionan una solución que perfora las formaciones interestratificadas enforma consistente y sin comprometer el desempeño general. El contorno poco profundo de la barrenaminimiza el daño del cortador al penetrar o abandonar filones duros, distribuyendo las cargas uniforme-mente entre las áreas del cono interior y el reborde exterior. Este nuevo diseño (arriba a la derecha),fue comparado con dos tipos de barrenas utilizadas desde junio de 1991 hasta abril de 1997 en el campoTunu cerca de Balikpapan en Indonesia (arriba a la izquierda). La primera era una barrena de PDCestándar; se utilizó en 14 viajes. La segunda era una barrena antiremolino convencional y se usó en 42viajes. La nueva barrena tenía 20 viajes al momento de efectuarse la comparación. Esta barrena perforó180% más metraje (abajo a la derecha) y 141% más rápido (abajo a la izquierda) que las barrenas dePDC estándar; y 68% más metraje y 70% más rápido que las barrenas antiremolino convencionales.

PDC estándar1991 a 1996

Nuevo diseño1996 a 1997

PDC antiremolino1993 a 1995

200

16001400130012001000

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Secc

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m

PDC estándar1991 a 1996

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5

10

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20

25

30

Velo

cida

d de

pen

etra

ción

(ROP

), m

ph

Nuevo diseño1996 a 1997

PDC antiremolino1993 a 1995

Balikpapan

YakartaINDONESIA

Estándar Nueva

Formación dura

Columna de

perforación

Cortador de PDC

Estructurade la

barrena

Formación blanda

60 Oilfield Review

La optimización de la barrena de 121⁄4 pulgadasfue extremadamente exitosa. En 1997, TotalFinaElfmodificó parte del programa de perforación delcampo Tunu y comenzó a perforar pozos de diáme-tro reducido. Esto implicó que las secciones de 121⁄4pulgadas tuvieron que reducirse a 81⁄2 pulgadas. Sediseñó una barrena más pequeña basada en lastecnologías del PDC para confirmar que estascaracterísticas podían transferirse a otros tamañosde barrenas. Cuando las barrenas de 81⁄2 pulgadasfueron sometidas a pruebas en el campo, el rendi-miento fue el mismo que el de las barrenas demayor diámetro.

Diseño, prueba y selección de la barrena La simulación y el diseño conducen a muchos delos avances que se están realizando en el diseñoy en la optimización de la barrena. Las simulacio-nes computarizadas de la dinámica de los fluidos(CFD) se utilizan para investigar el diseño y opti-mizar el flujo del fluido en diversas aplicaciones.Las técnicas CFD complementan las pruebas delaboratorio o sirven como una alternativa de lainformación experimental. El modelado de lahidráulica de la barrena mediante las técnicasCFD genera resultados rápida y económicamente,y es particularmente útil cuando las formas com-plejas y las condiciones de flujo son difíciles dereproducir en forma experimental.

El análisis mediante simulaciones CFD in-fluenció los diseños del cortador fijo, tal como lahidráulica Switchblade, y es cada vez más utiliza-do para el diseño de la hidráulica de las barrenasde conos giratorios (arriba).28 Los resultados desimulación deben validarse cuantitativamente,de modo que la simulación CFD no reemplace laspruebas experimentales de flujo, especialmentepara formas y diseños radicalmente diferentes.Sin embargo, la utilización de modelos computa-rizados será una herramienta sumamente impor-tante para acelerar el proceso de diseño.

Una clave para el modelado de la barrena dePDC la constituyen las ecuaciones para las fuer-zas que actúan sobre el cortador y la roca, y susinteracciones. El programa HYDI, una herra-mienta de diseño avanzado para predecir lasfuerzas que resultan de las interacciones entrelos cortadores de PDC y la roca, ha estado endesarrollo por más de tres años. Durante estetiempo, los algoritmos se han optimizadomediante pruebas efectuadas sobre un solo cor-tador y llevadas a cabo en el LaboratorioPresurizado de Perforación (PDL, por sus siglas enInglés). Actualmente, el programa HYDI se utilizaprincipalmente para calcular los desequilibrios delas fuerzas, pero también puede indicar la estabi-

lidad inherente de la barrena. Las simulacionesde la barrena pueden efectuarse en modo cine-mático (movimiento) o dinámico (fuerzas). Otrasopciones disponibles incluyen el movimiento dela barrena, la inclinación de la barrena y la densi-dad del PDC. Actualmente, se está desarrollandoy sometiendo a prueba un modelo torsional.

El software de diseño avanzado asistido porcomputadora, (CAD, por sus siglas en Inglés) lepermite a los ingenieros diseñar herramientas ybarrenas en tres dimensiones y producir modelosmatemáticos para controlar máquinas numérica-mente por computadora (CNC, por sus siglas enInglés), que reproducen los diseños en formaexacta en acero o carburo de tungsteno. Estascapacidades facilitan la optimización y fabrica-ción para cubrir necesidades específicas, redu-ciendo el tiempo de espera. De este modo, latransferencia de las barrenas de los sectores deingeniería a los de manufactura se produce ensemanas en lugar de meses.

En el pasado, las barrenas de perforación seevaluaban principalmente ensayando componen-tes individuales y haciendo pruebas limitadas apequeña escala a las barrenas completas, segui-das por la prueba del prototipo en el campo. Esteenfoque es costoso en términos de tiempo ydinero. Las decisiones de diseño, con frecuencia,se basan en el desempeño incompleto o incon-sistente en el campo, y los productos finales nosiempre se optimizan. La realización de pruebas alas barrenas a escala natural, utilizando muestras

de roca bajo presión se iniciaron en TerraTek enSalt Lake City, Utah, EUA en 1977. En 1982, Reedconstruyó el primer Laboratorio Presurizado dePerforación interno para cubrir la brecha entrelas pruebas efectuadas a los componentes y lasprueba en el campo (próxima página). Esta insta-lación le proporciona a los operadores solucionesefectivas en materia de costos y reduce eltiempo para comercializar los productos de lanueva barrena, permitiendo una evaluación pro-longada de los cojinetes, los sellos y la grasa.

Los componentes individuales como losforros metálicos, los sellos y las estructuras decorte todavía se someten a pruebas utilizandoequipo especializado. Se encuentra disponibleun Equipo de Prueba de Resistencia para some-ter a pruebas a las barrenas durante largos perí-odos y en tamaño natural, en lodo de perforaciónpresurizado, y a temperatura elevada. Luego, las

Corriente de flujo

Barrena de cortador fijo Barrena de conos giratorios

> Simulaciones computarizadas de la dinámica de los fluidos (CFD). Al igual que otros métodos deanálisis de elemento finito, los programas de simulación CFD modelan el flujo de fluido alrededor de lasbarrenas dentro de un hueco. Además de simular la hidráulica de la barrena de PDC, las técnicas CFDestán siendo utilizadas para optimizar la remoción de los recortes y minimizar el repulverizado en losdiseños Mudpick y Mudpick II. Este moderno programa de diseño reduce el tiempo necesario paraintroducir nuevas barrenas en el campo.

28. Watson GR, Barton NA y Hargrave GK: “Using NewComputational Fluid Dynamics Techniques to ImprovePDC Bit Performance,” artículo de las SPE/IADC 37580,presentado en la Conferencia de Perforación de lasSPE/IADC, Amsterdam, Países Bajos, Marzo 4-6, 1997.Ledgerwood LW, Wells MR, Wiesner BC y Harris TM:“Advanced Hydraulics Analysis Optimizes Performance ofRoller Cone Drill Bits,” artículo de las IADC/SPE 59111,presentado en la Conferencia de Perforación de lasIADC/SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, Febrero 23-25,2000.

29. Mason KL: “Three-Cone Bit Selection With Sonic Logs,”artículo de la SPE 13256, presentado en la ConferenciaTécnica y Exhibición Anual de la SPE No 59, Houston,Texas, EUA, Septiembre 16-19, 1985.

30. Fabian RT: “Confined Compressive Strength Analysis CanImprove PDC Bit Selection,” Oil & Gas Journal 92, no. 20(Mayo 16, 1994): 59-63.

Invierno de 2001 61

barrenas son desmontadas para determinar lascaracterísticas del desgaste. El sistema es capazde aplicar carga sobre las barrenas y velocidadesde rotación similares a las utilizadas en condicio-nes reales. Durante las pruebas se registran lastemperaturas, las presiones y los esfuerzos.Debido a que estas pruebas generan condicionessimilares a las experimentadas en el campo, losresultados de las pruebas ayudan a implementarmejoras en el diseño. La Cámara de Visualizaciónde Flujo permite visualizar la circulación sobre lasuperficie de una barrena a través de un plásticotransparente. Las áreas de flujo insuficiente oexcesivo pueden identificarse y corregirse antesde que los prototipos de las barrenas sean some-tidos a pruebas en el fondo del hueco.

Normalmente, las selecciones de la barrenase realizaban utilizando los datos y los registros

de los pozos vecinos, pero este enfoque no tomaen cuenta la resistencia de la formación. Debidoa que la velocidad sónica está relacionada con ladureza de la formación, los registros sónicos delpozo se han utilizado tradicionalmente como unaindicación de la resistencia de la formación.29

Recientemente, se han desarrollado programasque utilizan la información del registro sónicopara calcular la resistencia a la compresión sinconfinamiento (esto es, la dureza de la roca a pre-sión atmosférica). Esto representa un avance res-pecto de la utilización directa de las velocidadessónicas, pero con frecuencia subestima la resis-tencia de la formación en sitio. El análisis deresistencia a la compresión es un nuevo métodocuantitativo para calcular la dureza de la roca, elcual puede utilizarse para identificar la aplicaciónadecuada de una barrena.30

El programa de Análisis de Resistencia de laRoca, (RSA, por sus siglas en Inglés), se desarro-lló en 1993 para la selección de la barrena dePDC y recientemente se adaptó para las barrenasde conos giratorios. El sistema RSA define ladureza de la roca en términos de la resistencia ala compresión confinada (en condiciones de con-finamiento), la cual se aproxima a la dureza ensitio. El programa utiliza los registros sónicos yde rayos gamma del pozo, además de los datosprovenientes de los registros del lodo de perfo-ración. Dentro del rango de litologías para lascuales este programa es válido, la dureza de laroca puede determinarse en forma exacta. Losresultados del programa se representan gráfica-mente en un formato de registro de pozo, quemuestra las líneas de registro de los datos talcomo fueron adquiridos en el pozo, la litología

> Laboratorio Presurizado de Perforación (PDL, por sus siglas en Inglés). Lasinstalaciones del PDL, incluyendo la Cámara de Visualización de Flujo y elEquipo de Prueba de Resistencia, fueron esenciales para el desarrollo de losdiseños hidráulicos Mudpick, Mudpick II y Switchblade, de los sellos radialestexturizados y del cojinete Threaded Ring. El equipo principal es una estructuratriangular que soporta cilindros hidráulicos que proporcionan energía a labarrena. Un recipiente a presión dentro de esta estructura contiene las mues-tras de roca. Dos bombas tricilíndircas de lodo de perforación de 500 hhp pro-porcionan el sistema de flujo y la presión. La presión del recipiente para simu-lar las condiciones del subsuelo en el agujero se genera mediante un reguladorcontrolado por computadora, el cual crea la contrapresión adecuada. Las ins-talaciones del PDL cuentan con un completo sistema de lodo de perforaciónque permite utilizar sistemas de lodo de perforación a base de agua o aceite.

interpretada con ayuda de la computadora, loscálculos de la resistencia a la compresión confi-nada y varios cómputos opcionales sobre lamecánica de la roca (abajo).

La información del programa RSA se utiliza enlos diseños de las nuevas barrenas y en la modifi-cación de los diseños actuales. El programa esmás eficaz cuando las formaciones son homogé-neas, isotrópicas y plásticas, lo que es típico demuchas de las rocas que contienen petróleo y gas.Este programa no funciona bien para conglomera-dos, sedimentos no consolidados o rocas alta-mente quebradizas o no plásticas como son lasrocas ígneas y metamórficas. Además, el análisisde resistencia a la compresión por sí mismo noindica las formaciones abrasivas o los mineralesdañinos como la pirita.

Seguimiento y monitoreo delrendimiento de la barrenaLa manera más segura de optimizar las barrenas ymejorar el rendimiento de la perforación es cuan-tificar la experiencia monitoreando los éxitos y losfracasos. La base de datos de los viajes y, los pará-metros de las barrenas, es vital para que los fabri-cantes de barrenas evalúen el rendimiento de laperforación. Reed-Hycalog ha reconocido desdehace tiempo las ventajas de contar con una basede datos de los viajes de las barrenas para cerrarel ciclo de diseño.

Una sola base de datos BitTrack de toda la com-pañía se encuentra vinculada a toda la organiza-ción, de modo que la información de rendimientode las barrenas y la información disponible de lospozos vecinos estén disponibles en las locacionesde campo en todo el mundo. Para analizar y solu-cionar los problemas, los ingenieros de todos los

sectores de la compañía utilizan la base de datosBitTrack, tanto para las barrenas de conos gira-torios como para las barrenas de cortadores fijos.

Las estrategias PowerSteering requieren que labase de datos registre los factores y las variablesrelacionadas con la perforación direccional, inclu-yendo los datos del conjunto de fondo, las especi-ficaciones del motor, las trayectorias del pozo y losdatos de inclinometría. La base de datos BitTrackes útil también para monitorear las pruebas de ren-dimiento de las barrenas, así como las barrenas ensu uso general. Al poder rastrear, manipular y eva-luar los datos de rendimiento de las barrenas elanálisis se hace más fácil y más útil.

La dinámica del subsuelo afecta la vida útilde la barrena, pero los fenómenos como losmovimientos en forma de remolino y de colga-miento-deslizamiento son difíciles de detectar ymonitorear con exactitud en la superficie, debido

62 Oilfield Review

> Análisis de Resistencia de la Roca, (RSA, por sus siglas en Inglés). El programa de análisis por computadora fue desarrollado para ayudar en la selec-ción de barrenas de PDC. El programa utiliza la información de los datos sónicos y de rayos gama, obtenida de los registros del pozo, así como tambiéndatos de los registros de lodo de perforación, para definir en forma exacta la dureza de la formación en términos de resistencia a la compresión confinadao dureza en sitio. Los resultados del programa se representan gráficamente en un formato de registro de pozo, que muestra las líneas de los datos talcomo fueron adquiridos en el pozo, la litología interpretada con ayuda de la computadora, los valores calculados de la resistencia a la compresión confinada y los parámetros de la mecánica de la roca.

Invierno de 2001 63

a la masa de la columna de perforación, a la fle-xibilidad y a los efectos de amortiguamiento.Como resultado, ha sido difícil desarrollar untotal entendimiento de la dinámica del subsuelo.En forma similar, los datos de laboratorio nosiempre representan ambientes operativos rea-les. Para superar estas limitaciones, Reed desa-rrolló el paquete de sensores del Equipo deInvestigación de Perforación (DRT, por sus siglasen Inglés), para capturar los datos de alta fre-cuencia del subsuelo, evaluar las barrenas enambientes operativos reales, identificar los nue-vos desarrollos potenciales, validar las pruebasde laboratorio y mejorar el diseño predictivo(arriba). Actualmente, se están utilizando dosequipos DRT (63⁄4 pulgadas y 91⁄2 pulgadas).

El equipo de 63⁄4 pulgadas se ha utilizado tantocon barrenas de conos giratorios como con barre-nas de cortadores fijos. El sistema DRT mide elmovimiento de la barrena (axial, lateral y las ace-leraciones de rotación), la velocidad, la orienta-ción angular, el peso sobre la barrena y losesfuerzos de torsión, así como también las pre-siones y temperaturas internas y externas. Losdatos continuos de baja velocidad se registrandurante todo el viaje. Los aumentos bruscos quese manifiestan en los datos a altas velocidades,también pueden registrarse durante eventos es-pecíficos o lapsos de duración determinada. Estaherramienta mejora el entendimiento de la diná-mica del subsuelo, posiblemente el área más im-

portante de las operaciones de perforación. Lapredicción y el control de la dinámica de la ba-rrena incrementará el rendimiento de la barrenay facilitará la optimización de la misma. La com-binación de los sensores de la herramienta DRT yla base de datos BitTRack, constituyen una pode-rosa herramienta para optimizar los diseños delas barrenas y el rendimiento de la perforación.

En el futuro¿Cuál es el futuro de las barrenas de perforación?Los nuevos productos y servicios de perforaciónincluirán la adquisición sísmica durante la perfo-ración, el posicionamiento global de las barre-nas, el análisis del yacimiento frente a labarrena, la predicción de la vida útil de la barre-na, y el control y monitoreo de la dinámica de labarrena en tiempo real. Las áreas de investiga-ción en curso incluyen pruebas de laboratorio aescala natural, monitoreo de los datos de fondo,modelado para optimizar la barrena y la perfora-ción, y la tecnología de materiales emergentes.La especialización y fabricación de barrenas paracubrir o satisfacer necesidades específicas, juga-rán papeles cada vez más importantes en lageneración de productos, servicios y solucionesrelativos a las barrenas. La modernización delproceso de manufactura mediante la colocaciónde fresas y tornos juntos en celdas, ha facilitadola fabricación de barrenas destinadas a aplica-ciones específicas, han mejorado la eficiencia y

reducido el tiempo de fabricación. Esto permiteel rápido equipamiento con nuevas maquinariaspara tener en cuenta las revisiones de diseño.

Finalmente, el objetivo principal de cualquierbarrena de perforación es aplicar la mejor estruc-tura de corte y optimizar la acción de corte paraayudar a construir pozos efectivos en materia decostos. La tecnología de materiales emergentes,como los compuestos de diamante, seguirásiendo importante en los futuros desarrollos debarrenas. Todo el potencial de estos materialespara mejorar el rendimiento de la perforacióndepende del desarrollo de procesos necesariospara fabricar formas cortantes más eficaces ypara producir materiales más resistentes.También constituyen áreas activas de investiga-ción las modificaciones de la interfase del subs-trato de carburo de tungsteno y el diamante, lamedición y modificación de la tensión residual ylos revestimientos de diamante de distintas cali-dades. Los nuevos procesos llevados a cabo aalta presión y alta temperatura están incre-mentando la eficiencia en la producción de dia-mante, lo cual reduce los costos y amplía elrango de aplicación de los elementos con com-puestos de diamante que se encuentran a lolargo de las estructuras de corte, tanto de lasbarrenas de conos giratorios como de las barre-nas de cortadores fijos. – MET

Conexiónroscadaregular

Obturador decomunicación

Baterías

Sistema deadquisiciónde datosMódulo del sensor

0

0 2 4 60

1000

2000

3000

4000

5000

40

80

120

Segundos

RPM

Esfu

erzo

de

tors

ión,

pie

s-lb

-4 -3 -2 -1 0

-4

-3

-2

-1

0

1

2

3

4

1 2 3 4Pulgadas

Pulg

adas

Colgamiento-deslizamientoRemolino

> Registro de datos de la barrena en el fondo del hueco. El sistema del Equipo de Investigación de Perforación (DRT, por sus siglas en Inglés), contieneacelerómetros para medir la aceleración lateral, axial y torsional (de rotación) y también para determinar la posición espacial de una barrena. Además, elequipo mide la velocidad de la barrena y la orientación angular con un magnetómetro, y el peso sobre la barrena y los esfuerzos de torsión con extensíme-tros (strain gauges). Los sensores miden la temperatura y la presión (interna y externa).

64 Oilfield Review

LWD en tiempo real:Registros para la perforación

Se agradece la colaboración en la preparación de esteartículo a Tom Bratton, Mark Fredette, Qiming Li y IainRezmer-Cooper, Sugar Land, Texas, EUA; Jim Bristow,Gatwick, Inglaterra; Jesse Cryer, Anchorage, Alaska, EUA;Torger Skillingstad, Stavanger, Norway; Ian Tribe,Aberdeen, Escocia; y Doug Waters, Austin, Texas.ADN (Densidad-Neutrón Azimutal), AIM (Módulo de Medi-ción de la Inclinación en la Barrena), APWD (PresiónAnular Durante la Perforación), ARC5 (herramienta deConjunto de Resistividad Compensada), CDN (herramientade Densidad-Neutrón Compensada), CDR (Resistividad DualCompensada), Drill-Bit Seismic, DTOR (Esfuerzo de Torsiónen la Barrena en el Fondo), DWOB (Peso sobre la Barrenaen el Fondo), FMI (generador de Imágenes Microeléctricasde Cobertura Total), GeoSteering, GeoVISION,

Las herramientas de tercera generación

para la adquisición de registros durante

la perforación añaden una nueva dimen-

sión a los actuales esfuerzos que hace la

industria petrolera para construir pozos

más eficientes y efectivos en materia de

costos. Las mejoras introducidas en las

herramientas se traducen en menores

riesgos y mayor exactitud en la coloca-

ción de los pozos. Como resultado, la

obtención de registros en tiempo real

para la perforación está rápidamente

convirtiéndose en una realidad.

Impulsada a mantener el ritmo de una economíacambiante y de las rápidas y constantes innova-ciones que se observan en el campo de la perfora-ción de pozos, la tecnología de adquisición deregistros (perfilaje) durante la perforación (LWD,por sus siglas en Inglés) ha madurado a su tercerageneración en tan sólo una década (próximapágina). Las primeras herramientas, introducidas afinales de la década de 1980, proporcionabanmediciones direccionales y registros para una eva-luación básica de la formación, y servían comoregistros de respaldo en pozos desviados y verti-cales.1 En esa época, las aplicaciones primariaseran las correlaciones estratigráficas y estructura-les entre pozos cercanos y la evaluación básica dela formación. La adquisición de registros durantela perforación aseguraba la obtención de datosbásicos necesarios para determinar la productivi-dad y comerciabilidad del pozo, así como tambiénpara mitigar el riesgo de la perforación.

A medida que una creciente cantidad de yaci-mientos se explotaban con éxito, la industria deexploración y producción (E&P, por sus siglas enInglés) comenzó a desarrollar yacimientos máscomplejos y marginales—más pequeños, másdelgados, fracturados y de baja calidad—anterio-rmente clasificados como pobres y, en consecuen-cia, quedaban sin desarrollar. Actualmente, losdiseños de pozos que desafían tanto los aspectostécnicos como económicos y que eran inexisten-tes hacen sólo unos cinco años—situados enaguas profundas, pozos de alcance extendido,horizontales y de tramos laterales múltiples—seutilizan en forma rutinaria para maximizar la pro-ducción y las reservas de los yacimientos.2 Parallegar a estos yacimientos de difícil acceso, máspequeños y de inferior calidad, la construcción depozos tuvo que evolucionar de los diseños geomé-tricos a los pozos dirigidos y colocados (emplaza-dos) en base a información geológica.

Saad BargachIan FalconerCarlos MaesoJohn RasmusSugar Land, Texas, EUA

Ted BornemannRichard PlumbHouston, Texas

Daniel CodazziKyel HodenfieldClamart, Francia

Gary FordJohn HartnerAnadarko Petroleum Corp.Anchorage, Alaska, EUA

Bill GretherPetrotechnical Resources AlaskaAnchorage, Alaska, EUA

Hendrik RohlerRWE-DEA AGHamburgo, Alemania

GeoVISION675, IDEAL (Evaluación de la Perforación yPerfilaje), IMPulse, INFORM (Sistema de Simulación),InterACT, InterACT Web Witness, ISONIC IDEAL de regis-tros sónicos adquiridos durante la perforación, IWOB (Peso sobre la Barrena Integrado), KickAlert, M3, MACH-1(Perforación Guiada por la Sísmica), MEL (Registro deEficiencia Mecánica), PERFORM, PERT (Evaluación de laPresión en Tiempo Real), Platform Express, PowerDrilling,PowerPulse, RAB (herramienta de Resistividad Frente a laBarrena), RWOB (herramienta Receptora, Peso sobre laBarrena y Esfuerzo de Torsión), SHARP, Slim 1, SlimPulse,SPIN (programa Indicador de Aprisionamiento de laTubería), UBI (generador de Imágenes Ultrasónicas), VIPER,VISION, VISION First Look, VISION475, VISION675 yVISION825 son marcas de Schlumberger.

1. Allen D, Bergt D, Best D, Clark B, Falconer I, Hache J-M,Kienitz C, Lesage M, Rasmus J y Wraight P: “Logging WhileDrilling,” Oilfield Review 1, no. 1 (Abril 1987): 4-17.Bonner S, Clark B, Holenka J, Voisin B, Dusang J, HansenR, White J y Walsgrove T: “Logging While Drilling: A Three-Year Perspective,” Oilfield Review 4, no. 3 (Julio 1992): 4-21.

2. Allen F, Tooms P, Conran G, Lesso B y Van de Slijke P:“Extended-Reach Drilling: Breaking the 10-km Barrier,”Oilfield Review 9, no. 4 (Invierno de 1997): 32-47.Bosworth S, El-Sayed HS, Ismail G, Ohmer H, Sracke M, WestC y Retnanto A: “Key Issues in Multilateral Technology,”Oilfield Review 10, no. 4 (Invierno de 1998): 14-28.

3. Bonner S, Burgess T, Clark B, Decker D, Orban J, PrevedelB, Lüling M y White J: “Measurement at the Bit: A NewGeneration of MWD Tools,” Oilfield Review 5, no. 2/3(Abril/Julio 1993): 44-54.

Invierno de 2001 65

La segunda fase de desarrollo de las técnicasLWD, ocurrida a mediados de la década de 1990,reflejó esta evolución con la introducción demediciones azimutales, imágenes del hueco,motores direccionales instrumentados y progra-mas de simulación para lograr una colocaciónexacta del pozo mediante la geonavegación(geosteering).3 En un principio, el direcciona-miento en tiempo real utilizaba la velocidad(tasa) de penetración (ROP, por sus siglas enInglés), y posteriormente la resistividad paradetectar los bordes de las capas de arena y lutita.

Actualmente, los ingenieros de perforación utili-zan medidas azimutales obtenidas en tiempo realque incluyen imágenes del hueco, buzamientos(echados) y densidad de la formación, paraencontrar el yacimiento y permanecer dentro dela zona de interés del mismo. Estos avances hanresultado en un porcentaje mayor de pozos exito-sos, en particular pozos con desviación muy mar-cada, de alcance extendido y horizontales.4

En la actualidad, la eficiencia de la perfora-ción, el manejo adecuado del riesgo y la coloca-ción exacta del pozo son los puntos clave para

disminuir los costos de exploración y desarrollo.La eficiencia de la perforación significa minimizarel tiempo perdido o improductivo al evitar pro-blemas como las fallas en la columna (sarta,tubería) de perforación, atascamientos (aprisio-namientos) y pérdidas o entradas de fluidos; asícomo también manejar los riesgos inherentes alproceso de la perforación, tal como la inestabili-dad del hueco. Se utilizan modelos mecánicosterrestres (MEM, por sus siglas en Inglés) paraintegrar todos los datos disponibles.5 Los regis-tros para perforar proporcionan los datos nece-

Segunda (1993 a 1996) Tercera (1997 a 2000)Generación

Tipo de servicio

Sist. de control de superf.

de la telemetría en bits por segundos (bps)

Tasa máxima de transmisión

Comunicaciones

Aplicación principal

MWD

Innovación

LWD

Primera (1988 a 1992)

Herramientas

FAST

3

Facsímile

Correlación

Evaluación de la formación

Reconocimiento

DTOR

M1-M3

Slim 1

DWOB

Evaluación de la formación durante la perforación

Resistividad compensada por efectos del agujero

Resistividad de espaciamiento dual

Resistividad densidad-neutrón

CDN

CDR

Productos

PERT

SPIN

MEL

Máxima densidad

Evaluación rápida de la formación

Anisotropía

Superposición cuantitativa de resistividad

Herramientas

IDEAL

6 a 10

InterACT

Geonavegación exitosa en el yacimiento

Evaluación de la formación

IWOB

RWOB

PowerPulse

SHARP

MVC

Lecturas azimutales

Imágenes de resistividad

Arreglo de resistividades

Resistividad frente a la barrena

Motor instrumentado

Drill-Bit Seismic

ADN

ARC5

GeoSteering

IMPulse

RAB

ISONIC

Calibre ultrasónico

Productos

Derrumbes

KickAlert

Diagrama anticolisión

Monitor PowerDrilling

Cono de la barrena atascado

Alarmas inteligentes

MACH-1

Densidad de cuadrante

Pantalla de correlación

Pantalla GeoSteering

INFORM

Herramientas

12 a 16

InterACT Web Witness

Decisiones en tiempo real para mayor eficienciade la perforación y manejo del riesgo

Geonavegación hacia la mejor parte del yacimiento

AIM

SlimPulse

VIPER

Mayor exactitud

Aplicación en un mayor rango de diámetros de agujeros

Fuente no química

Imágenes en tiempo real

Mayor confiabilidad

Sísmica de MWD

VISION475, 675, 825

ARC312, ARC900

Herramienta de evaluaciónde la porosidad

APWD

Productos

PERFORM

Imágenes de densidad

INFORM 3D

VISION First Look

> Historia de la introducción de las tecnologías de registros adquiridos (perfilaje) durante la perforación (LWD) y mediciones durante la perforación (MWD).

Bonner S, Fredette M, Lovell J, Montaron B, Rosthal R,Tabanou J, Wu P, Clark B, Mills R y Williams R: “ResistivityWhile Drilling—Images From the String,” Oilfield Review 8,no. 1 (Primavera de 1996): 4-19.Evans M, Best D, Holenka J, Kurkoski P y Sloan W:“Improved Formation Evaluation Using Azimuthal PorosityData While Drilling,” artículo de la SPE 30546, presentadoen la Conferencia Técnica y Exhibición Anual de la SPE,Dallas, Texas, EUA, Octubre 22-25, 1995.Prilliman JD, Allen DF y Lehtonen LR: “Horizontal Well Placement and Petrophysical Evaluation Using LWD,”artículo de la SPE 30549, presentado en la ConferenciaTécnica y Exhibición Anual de la SPE, Dallas, Texas, EUA,Octubre 22-25, 1995.

4. Rasmus J, Bornemann T, Farruggio G y Low S: “OptimizingHorizontal Laterals in a Heavy Oil Reservoir Using LWDAzimuthal Measurements,” artículo de la SPE 56697, pre-sentado en la Conferencia Técnica y Exhibición Anual de laSPE, Houston, Texas, EUA, Octubre 3-6, 1999.

5. Aldred W, Cook J, Bern P, Carpenter B, Hutchinson M, LovellJ, Rezmer-Cooper I y Leder PC: “Using Downhole AnnularPressure Measurements to Improve Drilling Performance,”Oilfield Review 10, no. 4 (Invierno de 1998): 40-55.Aldred W, Plumb D, Bradford I, Cook J, Gholkar V, Cousins L,Minton R, Fuller J, Goraya S y Tucker D: “Managing DrillingRisk,” Oilfield Review 11, no. 2 (Verano de 1999): 2-19.Plumb R, Edwards S, Pidcock G, Lee D y Stacey B: “TheMechanical Earth Model Concept and Its Application toHigh-Risk Well Construction Projects,” artículo de lasIADC/SPE 59128, presentado en la Conferencia dePerforación de las SPE/IADC, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA,Febrero 23-25, 2000.Rezmer-Cooper I, Bratton T y Krabbe H: “The Use of Resistivity-at-the-Bit Images and Annular Pressure WhileDrilling in Preventing Drilling Problems,” artículo de las IADC/SPE 59225, presentado en laConferencia de Perforación de las SPE/IADC, NuevaOrleáns, Luisiana, EUA, Febrero 23-25, 2000.

sarios para definir el ambiente geológico y el pro-ceso de perforación, así como también la infor-mación en tiempo real esencial para confirmar, oactualizar, durante la perforación las prediccionesde los modelos MEM. Las inconsistencias entrela predicción y la realidad indican la necesidad detomar medidas preventivas o correctivas.

La colocación exacta del pozo significa dirigirlos pozos a una posición óptima dentro del yaci-miento para maximizar la producción. Al mismotiempo, las restricciones económicas actuales re-lativas al alto costo de acceso a los yacimientos,con frecuencia, llevan a que un pozo hoy tengaacceso a objetivos múltiples, comúnmente sobrelargos tramos horizontales. El no corregir a tiem-po las variaciones no previstas en la geología y laestructura, tales como desplazamientos de fallaso cambios de buzamiento, pueden provocar unagujero horizontal o desviado de bajo valor.

Los datos azimutales y de inclinación en lascercanías de la barrena (broca, trépano, mecha),especialmente las imágenes del hueco, ofrecenlos mejores medios para alcanzar el objetivo de-seado con menos correcciones, menor tortuosidady una mayor parte del agujero dentro del ya-cimiento. Las herramientas actuales habitualmen-te logran una tolerancia (resolución) en términosde profundidad vertical absoluta de menos de 2 m(6 pies) y en términos de profundidad relativa demenos de 0.35 m (1 pie). Esto permite no sólo quelos pozos permanezcan dentro de zonas pro-ductivas delgadas sino que también evita coli-

siones con otros pozos que drenan la misma zona.6

En resumen, una colocación de pozos óptima con-duce a una perforación más exacta, eficiente ysegura, y a un mayor número de pozos producti-vos, lo que genera importantes ahorros en costos.

Para lograr estos objetivos, los datos debenestar disponibles y enviarse a las personas quehan de tomar decisiones dentro del período apro-piado para la selección de opciones operativas.El tiempo real "apropiado" puede variar desegundos a 12 horas, dependiendo del tipo deproblema que se anticipa o enfrenta, así comodel tiempo y la velocidad de respuesta requeri-dos. Los rápidos avances en la tecnología de lacomunicación, particularmente soluciones quese basan en las herramientas y el potencial deInternet, hacen posible el envío oportuno dedatos hacia los equipos de evaluación de activosubicados en cualquier parte del mundo.7

Los productos de LWD en tiempo real hoy endía incluyen registros optimizados de resistivi-dad, porosidad, tiempo de tránsito acústico, imá-genes del hueco, buzamientos, presión anular,pérdidas de fluidos y datos relativos a la integri-dad de la formación.8 Este artículo examina losrecientes avances de la tecnología LWD, con par-ticular énfasis en la aplicación de datos de incli-nación en la barrena y las imágenes generadasen tiempo real para mejorar la colocación delpozo y la eficiencia de la perforación.

66 Oilfield Review

93.5

93.0

92.5

92.0

91.5

91.0

90.5

90.0

89.516,700 16,800

Incl

inac

ión,

gra

dos

Profundidad medida, pies

16,900 17,000 17,100 17,200 17,300 17,400 17,500 17,600 17,700

> Comparación de los resultados de la Medición de la Inclinación en la Barrena (AIM, porsus siglas en Inglés) (amarillo) con mediciones convencionales MWD (rojo) y relevamientos(surveys) estacionarios (morado). Los datos corresponden a un pozo horizontal de 61⁄8 pulga-das perforado en el Austin Chalk. Las mediciones estacionarias y MWD se alinean muy bien,mientras que existe una pequeña diferencia entre las mediciones MWD y AIM. La diferencia,de sólo 0.2° a 0.3°, proviene de la forma en que la flexión del conjunto de fondo (BHA, por sussiglas en Inglés), afecta cada herramienta. La diferencia entre las dos mediciones disminuyemás cuando los botones del estabilizador se encuentran en posición retraída (área moradasombreada) y el BHA pierde ángulo.

Sección vertical, m

Prof

undi

dad

verti

cal v

erda

dera

, m

0 400

X49

X50

X51

X52

X53

X54

X55

X56200 600 800

Tope de la ventana

Base de la ventanaA

D

B

C

1000 1200

C, perforado con la herramienta GeoSteeringD, perforado con los módulos AIM y VISION475

A, B perforados sin la herramienta GeoSteering

> Tolerancias verticales. En un pozo horizontal en África Occidentalse requería una tolerancia de profundidad de ±3 pies. La variación deprofundidad en los primeros dos pozos (A y B), perforados con unconjunto de fondo convencional equipado con motor direccional,excedió 6.5 pies y provocó la producción de gas. La tolerancia pro-medio de profundidad (± 2.2 pies) de tres pozos (C) perforados con elmotor instrumentado GeoSteering permaneció dentro de la zona deinterés. El pozo final (D) fue perforado con una herramienta AIM colo-cada en el motor direccional y alcanzó una tolerancia vertical demenos de 1 pie. Los pozos C y D fueron terminados sin producción degas, y el pozo D fue terminado tres días antes de lo programado.

Invierno de 2001 67

Mejoras en la colocación de los pozosLa inclinación continua ahorra tiempo de perfora-ción al reducir la necesidad de tomar medidas es-tacionarias. Los relevamientos continuos delpozo, provenientes del nuevo módulo de Medi-ción de la Inclinación en la Barrena (AIM, por sussiglas en Inglés), en combinación con datos de losmódulos VISION, optimiza el control y la eficien-cia de la perforación (página anterior, arriba).9

La medición directa del cambio de inclinacióndurante la perforación en modo deslizante, opti-miza el direccionamiento y da como resultadouna reducción en la tortuosidad y mínimas ondu-laciones en los pozos horizontales. Las reduccio-nes resultantes en el esfuerzo de torsión (torque)y en el arrastre de la columna de perforación per-miten velocidades de penetración mayores ymejoran la capacidad para perforar pozos dealcance extendido con secciones laterales demayor longitud, a la vez que se reducen las chan-ces de quedar atascado. La tecnología AIM dis-minuye los costos al ahorrar tiempo deperforación y mejorar la eficiencia de la perfora-ción. Asimismo, incrementa la productividad almaximizar la extensión de la zona productiva ymitigar las ondulaciones del hueco que puedenrestringir el flujo de petróleo.

En un pozo horizontal de África Occidental elobjetivo estaba a tan sólo 4 m (13 pies) pordebajo del contacto gas-petróleo y 12 m (39 pies)por encima de un acuífero. Se perforaron un pozodesviado y seis horizontales para crear los dre-najes horizontales. A los efectos de lograr elmáximo drenaje del yacimiento y evitar la conifi-cación de agua y la producción de gas, se reque-ría una tolerancia de profundidad vertical de ± 1m (± 3 pies). En los primeros dos pozos, A y B, eloperador utilizó un conjunto de fondo (BHA, porsus siglas en Inglés) convencional equipado conmotor direccional, y la variación de profundidadvertical superó los 2 m (6.5 pies), lo que dio comoresultado la producción de gas (página anterior,abajo). Los siguientes pozos se perforaron con laherramienta GeoSteering, un motor instrumen-tado con un sensor de inclinación posicionado a2.5 m (8 pies) detrás de la barrena. La toleranciavertical promedio mejoró a ± 0.7 m (± 2.2 pies).En el último pozo se perforó un agujero de 81⁄2 pul-gadas, desde el cual se construyó un tramo late-ral de 6 pulgadas. Se utilizó un motor direccionalequipado con el módulo AIM, y la tolerancia ver-tical promedio lograda fue ± 0.3 m (± 0.9 pies). Eltramo lateral de drenaje fue terminado tres díasantes de lo programado debido a la reducción detortuosidad y al mejor control del BHA. En losúltimos cuatro pozos, la utilización de sensorescercanos a la barrena que proporcionaban control

direccional continuo, junto con los motores direc-cionales, lograron la tolerancia de profundidadnecesaria para evitar la producción de gas.10

Visión a distintas profundidadesEl sistema VISION representa la más recientegeneración de mediciones LWD con varias pro-fundidades de investigación, incluyendo sensorestipo inducción, o de propagación electromagnéti-ca; de resistividad y densidad-neutrón azimutal, yservicios de lateroperfil convencional y azimutal(arriba). Las herramientas VISION para resistivi-dad de propagación y densidad-neutrón azimutal,rediseñadas en base a las primeras herramientasde Resistividad frente a la Barrena RAB, y la he-rramienta de Densidad-Neutrón Azimutal ADN,están equipadas con gran capacidad de almace-namiento de datos en el fondo del hueco y elec-trónica completamente digital que proporcionamediciones más exactas y confiables, equivalen-tes en calidad a las de la sonda de perfilaje Plat-form Express. Las mediciones en tiempo real dePresión Anular Durante la Perforación APWD,contribuyen a un rendimiento optimizado del di-reccionamiento, más eficiencia de la perforacióny mayor seguridad en el equipo de perforación.11

Las imágenes de cobertura total (o de plenodiámetro), utilizadas en la interpretación estruc-tural, durante la geonavegación, para la evalua-ción de la formación, y para el análisis de fallasdel hueco, se pueden obtener con el sistemaVISION en amplias condiciones de lodo. En los

lodos conductores, la resistividad azimutalGeoVISION proporciona capacidad adicional degeneración de imágenes. Actualmente, se pue-den generar imágenes del registro de densidadde 16 canales e imágenes de resistividad de 56canales en tiempo real, o a partir de los datosalmacenados en memoria. En pozos horizontales,o con desviación muy marcada, perforados conlodos sintéticos o a base de aceite (petróleo), las

Densidad-neutrón VISION

PowerPulse

Resistividad VISION

Sistema IDEAL de informaciónen el sitio del pozo Resistividad GeoVISION Medición AIM en la barrena

(optional)

Herramienta GeoSteering(optional)

VISION675/475

GeoVISION675

> Servicios VISION disponibles. Los sensores de densidad-neutrón azimutal y de resistividad con múl-tiples profundidades de investigación se encuentran disponibles en tamaños de 43⁄4 pulgadas y 63⁄4 pul-gadas; las herramientas de registros de lateroperfil azimutal y las mediciones de resisitividad frente a la barrena con distintas profundidades de investigación tienen un diámetro de 63⁄4 pulgadas. Ambosgrupos se combinan con el módulo de telemetría PowerPulse de MWD para la transmisión de datosde fondo al sistema Integrado de Evaluación de la Perforación y Perfilaje IDEAL, ubicado en el sitio del pozo, y para la comunicación y entrega de datos en tiempo real vía satélite. La herramienta GeoVISION también pude combinarse con el motor de fondo de la herramienta GeoSteering.

6. Pogson M, Hillock P, Edwards J y Nichol G: “ReservoirOptimization in Full-Field Development Using GeosteeringTechniques to Avoid Existing Production Completions,”artículo de la SPE 56452, presentado en la ConferenciaTécnica y Exhibición Anual de la SPE, Houston, Texas,EUA, Octubre 3-6, 1999.Edwards J: “Geosteering Examples Using Modeling of 2-MHz Resistivity LWD in the Presence of Anisotropy,”Transactions of the SPWLA 41st Annual LoggingSymposium, Dallas, Texas, EUA, Junio 5-7, 2000, artículo NN.

7. Brown T, Burke T, Kletzky A, Haarstad I, Hensley J,Murchie S, Purdy C y Ramasamy A: “In-Time DataDelivery,” Oilfield Review 11, no. 4 (Invierno de 1999/2000): 34-55.

8. Aldred et al, referencia 5.Rezmer-Cooper I, Rambow FHK, Arasteh M, Hashem MN,Swanson B y Gzara K: Real-Time Formation Integrity TestsUsing Downhole Data,” artículo de las IADC/SPE 59123,presentado en la Conferencia de Perforación de lasSPE/IADC, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, Febrero 23-25,2000.

9. Varco M, Smith JE y Stone DM: “Inclination at the BitImproves Directional Precision for Slimhole HorizontalWells—Local Case Histories,” artículo de la SPE 54593,presentado en la Conferencia Anual de la Región del Oestede la SPE, Anchorage, Alaska, EUA, Mayo 26-28, 1999.

10. Skillingstad T: “At-Bit Inclination Measurements Improves Directional Drilling Efficiency and Control,” artí-culo de las IADC/SPE 59194, presentado en la Conferenciade Perforación de las SPE/IADC, Nueva Orleáns, Luisiana,EUA, Febrero 23-25, 2000.

11. Aldred et al, referencia 5.

herramientas VISION proporcionan con frecuen-cia la única opción para obtener imágenes delhueco. Para una interpretación optimizada, sepueden combinar ambas herramientas en elmismo BHA.

En un principio, los módulos VISION fueronconstruidos para alojarlos en diámetros de 43⁄4pulgadas, pero hoy en día se encuentran disponi-bles para BHAs de 63⁄4 pulgadas. La herramientaVISION475 ha sido diseñada para agujeros cuyodiámetro es inferior a 61⁄4 pulgadas, mientras quela nueva herramienta VISION675 se usa paraagujeros de 8 a 97⁄8 pulgadas.12 El nuevo sistemaVISION825 ha sido diseñado para agujeros de121⁄4 pulgadas. Los servicios VISION pueden com-binarse con servicios opcionales de medicióntales como los servicios AIM, GeoVISION,GeoSteering, Peso sobre la Barrena IntegradoIWOB, ISONIC IDEAL de registros sónicos adqui-ridos durante la perforación y MVC (vibraciónmúltiple del eje).

Los registros de imagen azimutal de alta reso-lución son extremadamente valiosos en los pozoscon desviación muy marcada; sin embargo, algu-nas veces la misma desviación complica la medi-

ción. La tecnología del densidad-neutrón azimu-tal del servicio VISION, (VADN, por sus siglas enInglés) supera a la tecnología azimutal introdu-cida con la anterior herramienta ADN.13 Las medi-ciones de densidad y factor fotoeléctrico, Pe, conresolución vertical de 6 pulgadas, ahora se mues-trean en 16 sectores azimutales para obtenerimágenes más detalladas—comparadas con sólocuatro cuadrantes en la antigua herramientaADN—y simultáneamente en cuatro cuadrantespara optimizar las decisiones de geonavegaciónen tiempo real y mejorar el análisis petrofísico.La disponibilidad de los datos de los cuadrantesasegura que se obtengan valores de densidadconfiables en agujeros con desviación muy mar-cada. Esto tiene particular importancia cuandolas herramientas se bajan sin estabilizadores. Lavisualización de la imagen del registro de densi-dad o el análisis de los datos de los cuadrantesindican los sectores que están realmente en con-tacto con el hueco, por lo tanto proporcionan unamedición exacta de la densidad (arriba).

En el caso de huecos agrandados, es posibleobtener datos exactos y confiables en formamanual de los distintos sectores para intervalos

diferentes. Más aún, siempre que el conjunto defondo se mantenga en rotación, los sensores azi-mutales continuarán obteniendo medicionespara cada sector. Debido a que la herramientapuede encontrarse descentralizada dentro delhueco, estos datos pueden representar cantida-des variables de lodo y formación. Bajo estas cir-cunstancias, las imágenes del registro dedensidad aún proporcionan valiosa informaciónsobre la geología alrededor del hueco, como porejemplo buzamientos y concreciones, y condicio-nes de hueco en espiral.14 Aunque los datosestructurales, tales como los buzamientos abso-lutos derivados de las imágenes y de azimutobtenidos de una herramienta que se desliza noson tan confiables, los cambios relativos todavíasiguen siendo importantes.

Para optimizar la eficiencia y exactitud de laperforación, las imágenes de resistividad de altaresolución pueden revelar características estrati-gráficas sutiles, estratificación de la formación ybuzamientos cercanos al hueco que les ayudan alos ingenieros de perforación a mantener losagujeros paralelos a la estratificación, lo cualreduce la incertidumbre en la geonavegación.Las imágenes de resistividad también proporcio-nan información valiosa sobre fracturas y fallasdel hueco que reflejan el estado geomecánicodel agujero. Mediante el reconocimiento y enten-dimiento de los modos y mecanismos de fallasdel hueco, es posible tomar acciones correctivasque mejoren la eficiencia de la perforación.

Las herramientas GeoVISION agregan impor-tantes mediciones de resistividad lateroperfil alsistema VISION para BHAs de 63⁄4 pulgadas. Lasmediciones incluyen resistividad frente a labarrena, resistividad anular de alta resolución, yuna opción para resistividad azimutal de altaresolución cercana a la barrena, con varias pro-fundidades de investigación. La tecnologíaGeoVISION se basa en la anterior tecnologíaRAB; sin embargo, el nuevo diseño y las mejorastécnicas proporcionan mediciones más exactasen zonas de alta resistividad; incluso en los lodosmás conductivos. La resolución de las imágenesGeoVISION registradas ha mejorado al incremen-

68 Oilfield Review

Los buzamientos

indican perforación

hacia el topeestructural

Imagen de RHOB

Orientación dela imagen

U R UB L

2.05

Pe0 10

Densidad de fondo1.95 2.95

Neutrón0.45 -0.15

2.45g/cm3

g/cm3

Densidad de fondo

Volumen de formación

Rwa-CTVD

Tiempo

pies0 10 ohm-m0 10

0 10hr

X900

Y000

Y100

GR0 10Unidades API

Porosidad efectiva

Arcilla

Caliza

Agua ligada

1.95 2.95

Resistividad por cambio de fase0.2 2000g/cm3

ohm-m pie3/pie3

> Presentación de campo VISION FirstLook. El Carril (Pista) 1 contiene la profundidad vertical verda-dera (TVD) y el tiempo transcurrido entre la penetración de la barrena y la medición de resistividad. ElCarril 2 muestra el registro de rayos gamma (rojo) y Rwa (relleno en verde). El Carril 3 presenta los volú-menes relativos de las litologías, el agua ligada a las arcillas y la porosidad efectiva. El Carril 4 des-pliega las resistividades VISION (de atenuación y por cambio de fase) y el Carril 5 el registro de densi-dad-neutrón azimutal VISION (densidad de fondo, porosidad neutrón y efecto fotoeléctrico, Pe). ElCarril 6 contiene la imagen de densidad. Las bandas verdes representan intervalos en los que no segeneraron imágenes. Los buzamientos obtenidos de los patrones entrantes y salientes (chevron pat-terns) indican que el pozo se está perforando hacia arriba de la estructura. La resolución vertical de laimagen se encuentra dominada por la resolución del detector lejano, 6 pulgadas para el registro dedensidad, y 2 pulgadas para el Pe. La discriminación de los bordes de las capas, como se muestra enesta gráfica, requiere de un contraste de densidad mayor a 0.2 g/cm3. Las imágenes muestran que labarrena de perforación se está dirigiendo hacia arriba y se aproxima a un borde mucho antes de quesea evidente en la geonavegación con registros de rayos gamma o resistividad. Los datos e imágenesazimutales proporcionan orientación del pozo respecto de los planos de estratificación, lo cual es vitalpara una geonavegación exacta y eficiente.

12. Bornemann E, Hodenfield K, Maggs D, Bourgeois T yBramlett K: “The Application and Accuracy of GeologicalInformation From a Logging-While-Drilling Density Tool,”Transactions of the SPWLA 39th Annual LoggingSymposium, Keystone, Colorado, EUA, Mayo 26-29,1998,artículo L.Bourgeois TJ, Bramlett K, Craig P, Cannon D, HodenfieldK, Lovell J, Harkins R y Pigram I: “Pushing the Limits ofFormation Evaluation While Drilling,” Oilfield Review 10,no. 4 (Invierno de 1998): 29-39.

13. Bourgeois et al, referencia 12.14. Maeso C, Sudakiewicz N y Leighton P: “Formation

Evaluation From Logging-While-Drilling Data in a 6.5 InchHorizontal Well—A North Sea Case Study,” Transactionsof the SPWLA 40th Annual Logging Symposium, Oslo,Noruega, Mayo 30-Junio 3,1999, artículo K.

Invierno de 2001 69

tar la tasa máxima de barrido de una vez cada 10segundos, a una vez cada 5 segundos. El proce-samiento en el fondo del pozo, introducido conmediciones RAB, permite cálculos en tiempo realde buzamiento estructural. La tecnologíaGeoVISION ahora incluye la transmisión y visua-lización de imágenes de cobertura total y entiempo real de resistividad azimutal de 56 secto-res (izquierda).

Cuando existe suficiente contraste de densi-dad, la heterogeneidad de la formación, losestratos delgados y las características estrati-gráficas a gran escala se pueden identificar enlas imágenes del registro de densidad, así comoen imágenes de resistividad GeoVISION demayor resolución.

El procesamiento convencional y el análisisde imágenes, que incluye la normalización y lastécnicas de extracción de buzamientos, se apli-can a las imágenes de resistividad y densidadLWD. Las imágenes GeoVISION tienen la resolu-ción LWD más alta; sin embargo, ésta continúasiendo más baja que la resolución del generadorde Imágenes Microeléctricas de Cobertura TotalFMI operado a cable por un factor de cinco(arriba). Las imágenes LWD pueden obtenersesólo durante la rotación de la columna de perfo-ración.

La calidad de la imagen se ve afectada por unnúmero de factores que deben considerarsedurante la interpretación de la imagen.

>Presentación de registros GeoVISION en tiempo real para un pozo horizontal de almacenamiento degas de RWE-DEA en Alemania. El Carril 1 muestra la deriva y el azimut del hueco—diagrama de flechas(tadpole)—y el registro de rayos gamma azimutal (lado superior del hueco, rojo y lado inferior delhueco, verde). El Carril 2 contiene buzamientos aparentes (triángulos, lado derecho) y verdaderos (círculos, lado izquierdo) computados en tiempo real. El Carril 3 presenta las curvas de resistividadGeoVISION: anular (negro), barrena (rojo) y botón de lectura profunda del lado superior (morado, líneade puntos) y el lado inferior (morada, línea de rayas) del hueco. El Carril 4 contiene la imagen generadaen tiempo real a partir de datos de resistividad de los botones de lectura profunda de los 56 sectores.La imagen muestra el hueco paralelo a una capa delgada. La banda verde representa un intervalodonde no se generó imagen, debido a que no hubo rotación de la herramienta.

Resolución de las imágenes, tamaño relativo de los pixeles

Escala:una pulgada

VISION GeoVISION UBI FMI

> Comparación del tamaño relativo del pixel delperfilaje durante la perforación (LWD) y de lasherramientas de generación de imágenes operadasa cable (WL) en un agujero de 6 pulgadas. Cadapixel representa la resolución en términos del áreade la pared del agujero. Clave: densidad-neutrónazimutal VISION (LWD), 16 sectores; GeoVISION(LWD), 56 sectores; generación de Imágenes Ultra-sónicas UBI (WL); generador de Imágenes Microe-léctricas de Cobertura Total FMI (WL).

Rayos gammaRAB,

tiempo real,superior

API

N

S

EO

Rayos gammaRAB,

tiempo real,inferior

API

Azimut del buzamiento

Buzamientoverdadero: capahacia el norte,

grados

X025

3050

50 150

50 -10 90150

Deriva grados

Azimutdel hueco

del viaje 1Azimut

0 100

Azimut del buzamiento

Resistividad de anillo

2 200

Botón de lectura profunda, superior

2 200

Buzamientoaparente: capahacia el tope

del pozo,grados

0 100

Botón de lectura profunda, inferior

2 ohm-m

ohm-m

ohm-m

200

Resistividad frente a la barrena Conductivo

RU B L U

Resistivo2 ohm-m 200

El primero es la ubicación relativa de los senso-res usados para generar las imágenes. Las imá-genes de resistividad se generan a partir de losdatos obtenidos con sensores ubicados cercanosa la barrena, mientras que las imágenes delregistro de densidad se generan por sensorescolocados entre 60 y 130 pies [18 y 40 m] detrásde la barrena. Las características que se mani-fiestan en las imágenes del registro de densidadpero que no se detectan en las imágenes deresistividad pueden ser inducidas por la perfora-ción, y señalan la necesidad de hacer correccio-nes en el proceso de perforación. El segundofactor, la discriminación de característicasestructurales y estratigráficas en las imágenesdel registro de densidad requiere un contraste dedensidad mayor a 0.1 g/cm3. Tercero, la forma yel tamaño del hueco y la posición del BHA dentrodel agujero pueden impedir que los sensoreshagan contacto con la pared del hueco, lo queresulta en una imagen de menor calidad. Cuarto,la resolución de las imágenes se daña cuando lavelocidad de rotación es baja (menos de 30 rpm)o la velocidad de penetración es alta (mayor a200 pies/hr [61 m/hr]) ya que afecta el número dedatos por pie adquiridos.

Geonavegación para producir másDefinir la estructura geológica durante la perfora-ción es con frecuencia vital para un procesoexacto de geonavegación. Los buzamientos es-tructurales calculados en tiempo real o tiemporeal "apropiado"—utilizando imágenes creadascon los datos almacenados en memoria durantelos viajes (carreras) de la barrena—a partir de lossistemas VISION, son utilizados para actualizar elsistema de simulación (modelado) INFORM. Estoreduce la incertidumbre en el modelo estructuraly ayuda a mejorar la interpretación. Los resulta-dos son una perforación más eficiente y un costomenor para alcanzar el objetivo deseado, o parapermanecer dentro de la zona productiva. Lasinterpretaciones detalladas del buzamiento quese realizan después de la perforación y que utili-zan imágenes del registro de densidad y resistivi-dad, son útiles para actualizar mapas geológicosy planear trayectorias de pozos futuros. La deter-minación del buzamiento a partir de las imágenes

70 Oilfield Review

0U R B L U

XX40

XX45

XX50

Buzamiento, grados

0 90U R B L U

Buzamiento, grados

90

> Los buzamientos GeoVISION seleccionados manualmente (izquierda) concuer-dan con los buzamientos determinados en forma automática (derecha).

XX30

Buzamiento, grados

0 90

Buzamiento, grados

0 90

XX40

XX50

XX60

XX70

XX80

U R BVISION FMI

L U

> Comparación de la imagen de resistividad LWD GeoVISION (izquierda) con laimagen de la herramienta FMI operada a cable (derecha). Aunque la resoluciónde la imagen LWD es considerablemente menor que la de su par operada a cable,las características geológicas primarias pueden observarse con facilidad y pue-den utilizarse para determinar buzamientos estratigráficos y estructurales. Lacomparación de buzamientos seleccionados manualmente (izquierda) con la ima-gen y los buzamientos del FMI (derecha) muestra una excelente concordancia.

15. Ford G, Hartner J, Grether B, Waters D y Cryer J: “DipInterpretation from Resistivity at Bit Images (RAB) Provides a New and Efficient Method for Evalu-ating Structurally Complex Areas in the Cook Inlet,Alaska,” artículo de la SPE 54611, presentado en laConferencia Anual de la Región del Oeste de la SPE,Anchorage, Alaska, EUA, Mayo 26-28, 1999.

16. Rosthal RA, Bornemann ET, Ezell JR y Schwalbach JR:“Real-Time Formation Dip From a Logging-While-DrillingTool,” artículo de la SPE 38647, presentado en laConferencia Técnica y Exhibición Anual de la SPE, SanAntonio, Texas, EUA, Octubre 5-8, 1997.

Invierno de 2001 71

del registro de densidad es similar al proceso uti-lizado por la interpretación tradicional de losregistros de microresistividad.

La compleja geología de Cook Inlet, Alaska,EUA, presenta muchos retos técnicos para laperforación y la evaluación. Los objetivos inclu-yen estructuras anticlinales compactas con buza-miento empinado. Para tener éxito en laperforación y terminación de pozos, se requiereobtener buzamientos estructurales y estratigráfi-cos precisos, a los efectos de actualizar los mo-delos sísmicos previos a la perforación y podergeonavegar los pozos para su colocación óptima.En un pozo reciente, el Anadarko PetroleumCorporation Lone Creek No. 1, se obtuvieronbuzamientos del FMI operado a cable en la partesuperior del pozo; sin embargo, las dificultades

presentadas durante la perforación impidieron laadquisición del registro FMI en la porción inferiory en el yacimiento. Se efectúo entonces unacarrera con un conjunto de fondo LWD para obte-ner datos después de la perforación y generarimágenes GeoVISION en una zona perfilada ante-riormente con la herramienta FMI. La compara-ción de buzamientos derivados de las imágenesLWD y del FMI en la zona que contaba con ambosregistros, demostró que las imágenes GeoVISIONpodrían proporcionar mediciones de buzamientode calidad suficiente para la geonavegación depozos (página anterior, arriba). A medida queavanzaba la perforación, aparecieron buzamien-tos más empinados y una geometría de plega-miento más compacta que la prevista haciendouso de los datos previos a la perforación, y los

buzamientos GeoVISION permitieron que el pozofuese dirigido hacia la cresta anticlinal para pro-bar adecuadamente la estructura.15

Los buzamientos derivados de las imágenesse pueden obtener en tiempo real o pueden selec-cionarse manualmente de imágenes almacenadasen memoria durante los viajes de barrena (páginaanterior, abajo). Contrariamente al proceso con-vencional del medidor de buzamiento, que es másexacto cuando los planos de estratificación soncasi perpendiculares al hueco, los buzamientosdeterminados en tiempo real son más exactoscuando los planos de estratificación son casiparalelos al agujero.16 Para resolver cuantitativa-mente capas muy delgadas—menos de 6 pulga-das [15 cm]—mediante mediciones de densidadcon el sistema VISION, las capas deberán tenerun espesor aparente suficiente frente a buza-mientos empinados para lograr la resolución delos mismos. Por ejemplo, una capa de 1 pulgada[2.5 cm] cuyo buzamiento aparente es de 85°,tiene un espesor aparente de 1 pie [30 cm]. Losbuzamientos seleccionados manualmente con laayuda de una estación de trabajo, contribuyen aeliminar buzamientos de baja calidad y a suple-mentar los intervalos en los que no se calculan losbuzamientos automatizados, en consecuenciaenfatizan tendencias sutiles que de otra formapodrían ocultarse (izquierda).

En el oriente de Venezuela, un operador estáutilizando tramos laterales de drenaje para desa-rrollar la Faja, un yacimiento de petróleo pesadode baja profundidad. El yacimiento comprende a-renas apiladas, de alta permeabilidad, no consoli-dadas, que normalmente tienen entre 20 y 40 pies[6 y 12 m] de espesor. Estas arenas apiladas decanal son cuerpos arenosos discontinuos sepa-rados por laminaciones de limolita (limosas, ce-nagosas, fangosas), creando un ambientecomplejo que presenta retos para la perforaciónlateral y la colocación óptima del pozo. Las me-diciones azimutales de la herramienta GeoVISIONse utilizan para diferenciar entre las laminacionesde limolita no productivas, las arenas productivashomogéneas y los bordes del yacimiento de lodoendurecido (fangolita, lutolita). Estas medicionestambién proporcionan la orientación relativa deestas características geológicas con respecto a latrayectoria del pozo, permitiendo que se reconoz-can características estratigráficas y que se estu-die su influencia en la producción.

Se perforaron varios tramos laterales, cuyalongitud promedio era de 4000 pies [1220 m], par-tiendo de pozos estratigráficos verticales. Se uti-lizaron datos sísmicos tridimensionales (3D) parapredecir la posición más probable de las arenas

> Revelación de tendencias sutiles. La tendencia estructural es difícil de observar enlos buzamientos del sistema GeoVISION, generados en tiempo real (derecha); sinembargo, se puede visualizar con facilidad en los datos seleccionados manualmente(izquierda). Las imágenes en tiempo real hubiesen mejorado muchísimo este pro-grama de perforación pero no se encontraban disponibles en ese momento.

X100

X200

X300

X400

X500

X600

X700

X800

0 Buzamiento, gradosBuzamiento, grados 90 0 90

de canal lejos de los pozos verticales. Los estu-dios de yacimiento indican que la resistividad delas mejores arenas productivas excede 500 ohm-m, mientras que la resistividad de las limolitasestratificadas no productivas generalmente esmenor a 50 ohm-m. El éxito del pozo se mide uti-lizando la fracción de la profundidad total medidacon el mayor rango de resistividad. Hoy en día, unpromedio de más del 75% de las secciones perfo-radas se encuentra dentro de la arena productiva.

Las mediciones y las imágenes provenientesde un pozo vecino demuestran la forma en que las

mediciones azimutales pueden utilizarse para unadecuado emplazamiento del pozo (arriba). La se-paración entre las resistividades azimutales y lasobtenidas frente a la barrena muestran al agujero,primero aproximándose a la capa de baja resisti-vidad que se encuentra a lo largo de la parte supe-rior del hueco y posteriormente alejándose de lamisma. Esto se puede ver con mayor facilidad enla imagen de resistividad. La capa de baja resisti-vidad, indicada por el color oscuro a lo largo de loslados izquierdo y derecho del hueco, representa laparte superior del mismo. La resistividad incre-

menta de 3530 a 3560 pies, lo cual indica que elpozo va en la dirección correcta, tendiendo a reco-brar su posición en la arena de alta resistividad.

Una vista en 3D de la misma imagen azimutalpresenta el hueco con respecto a la geología local(abajo). Se muestra un intervalo de 50 pies [15 m]medidos para el agujero con diámetro de 81⁄2 pul-gadas. Los bordes litológicos, indicados mediantelas líneas verdes, se utilizan para calcular el buza-miento verdadero de las capas. Esta representa-ción muestra el pozo desplazándose hacia arribaa través de una zona de transición, desde la arena

72 Oilfield Review

3500 pies 2550 pies

> Vista tridimensional de una imagen GeoVISION. Esta presentación muestra el hueco aproximándose a la capa de baja resistividad que se encuentra a lolargo de la parte superior del pozo. El hueco tiene 81⁄2 pulgadas de diámetro, y el intervalo de profundidad medida que se muestra se extiende de 3500 pies(izquierda) a 2550 (derecha). Las líneas verdes representan los bordes litológi-cos y han sido trazadas para calcular el buzamiento verdadero de la formación.

TVD

RPM

ROP5pies/hr2000 0

80

grados0 360 ohm-m0.2 2000

ciclos/segundo

Resistividad profunda GeoVISIONEscala horizontal: 1:13

Orientación del tope del hueco Escala lineal

Curva marcadora del norte GeoVISIONohm-m

Imagen profunda

0.0

1.0

2.0

3.0

8.0

4.0

5.0

6.0

7.0

13.0

14.0

12.0

11.0

10.09.0

Lectura profunda GeoVISION (arriba)

Lectura profunda GeoVISION (abajo)

Alta resolución, inferior

Baja resolución, superior

2060 2030piesDEVI

gradosHAZI

grados

0.2 2000ohm-m

0.2 2000ohm-m

1:200pies

GR superiorAPI0 100

API0 100GR inferior

superior

inferior

3500

3550

91.1215/270.306

89.9046/270.98

Las mediciones azimutales de la herramienta GeoVISIONmuestran el hueco aproximándose a una capa de bajaresistividad ubicada a lo largo de la parte superior delhueco y luego apartándose de la misma. El Carril 1 contieneel registro de rayos gamma azimutales (morado sólido, ladosuperior; línea verde de rayas, lado inferior) y el Carril deprofundidad (profundidad medida, MD, pies). El Carril 2muestra la velocidad de penetración (línea negra de rayas),velocidad de rotación (rosado), TVD (línea morada derayas), y la anotación que indica inclinación y azimut. ElCarril 3 es la imagen de resistividad del botón de lecturaprofunda normalizada; los colores más brillantes indicanmayor resistividad. El fondo del agujero se observa en elcentro de la imagen y la parte superior del agujero en losdos extremos. El Carril 4 muestra la resistividad azimutal(línea azul de rayas, parte superior; negro sólido, parte infe-rior) y la resistividad frente a la barrena (línea negra derayas). El sombreado en color entre las curvas indica ladirección de la arena de interés: amarillo, cuando las medi-ciones indican que la arena está debajo de la herramienta,y verde, cuando la arena está por encima de la misma.Aquí, el sombreado amarillo indica que se necesita perderángulo para que la trayectoria del hueco se oriente hacia laarena productiva de mayor resistividad.

>

Invierno de 2001 73

de alta resistividad (colores claros en el fondo delhueco, a la izquierda) hacia una capa sin rocareservorio de baja resistividad (colores oscuros enla parte superior del pozo a la derecha).

En este caso, el utilizar sólo mediciones con-vencionales no-azimutales podría haber arrojadouna interpretación incorrecta. Si la medición deresistividad omnidireccional frente a la barrena seusa para geonavegar, la lectura de 40 ohm-mentre 3545 pies y 3560 pies sugiere que el pozo seencuentra en una capa de limolita de baja resisti-vidad, improductiva. En cambio, los datos azimu-

tales, particularmente en la imagen orientadaestructuralmente, indican que solamente se hanpenetrado unas cuantas pulgadas en la capa debaja resistividad.17 Las mediciones azimutalescombinadas con el buzamiento real proporcionanla interpretación correcta.

La información geológica derivada de las imá-genes del agujero puede influir en las decisionesen tiempo real para optimizar el emplazamiento yla terminación del pozo. Al principio, se previó queun pozo subhorizontal de producción del Mar delNorte penetraría dos secciones del yacimiento

dentro de bloques de fallas separados con incli-nación oeste a noroeste. Los buzamientos estruc-turales seleccionados manualmente en imágenesgeneradas a partir de datos de densidad VISION,confirmaron que la estructura real era bastantediferente y más compleja (arriba). De hecho, la tra-yectoria del pozo cruzaba dos zonas de fallasorientadas aproximadamente de NE a SO. Estasfallas definían tres bloques de fallas que conte-nían tres secciones distintas del yacimiento. La

UC

D

E

H

Zona de arrastrede la falla de30 a 40 pies

Discordancia angularincierta en la base B

UC al tope de H

Fallas

Bajo

Alto

Imagen VISION estática

RHOB

1.95

2.95

Profundidad medida, pies

0GR

300

UC

X550 pies

X950 piesIn

terp

reta

ción

Buza

mie

ntos

de

imág

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ADN

Mag

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ero

grad

os0

1.95

2.95

1000

-130

0 pi

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men

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la zo

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falla

?

90

Fact

or d

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Inte

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TVD

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D

0.45

-0.1

5TN

P

Profundidad medida, pies

Estratigrafía A B C D E ED F G H B D E F G H

Imagen dedensidadVISION

XX80

0

GR0

300

X100

0

X120

0

X140

0

X160

0

X180

0

X200

0

X220

0

X240

0

X260

0

X280

0

X300

0

Discordancia de bajoángulo en la base B

F

Buzamientos de imágenes

VISION Magnitud

del buzamientoverdadero

Fact

or d

eco

nfid

enci

a

grad

os0

90Al

toBa

jo

TNP

0.46

-0.1

6

10 piesX1450

Tope

del

yacim

ient

o u

nida

d E

Aren

a re

serv

orio

de

baja

den

sidad

Buzamiento estructural ? 13° a 35° / 330° NNO 15° / 331° NNO 13° / 332° NNO

UC al tope de H

¿176

5-18

10 p

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zona

H

CarbónLo

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olita

)de

alta

dens

idad

> Interpretación geológica estructural para un pozo de producción situado en el Mar del Norte;interpretación basada en datos azimutales, imágenes y buzamientos derivados de los registrosVISION (arriba). El Carril 1 contiene la columna estratigráfica. El Carril 2 muestra una represen-tación gráfica de la estratigrafía utilizando el registro de rayos gamma (GR) e imágenes delregistro de densidad. También se muestran datos de resistividad (P34H, Carril 3), datos de den-sidad y porosidad (TNPH, ROBB, Carril 4). La magnitud y el azimut del buzamiento derivados delas imágenes del registro de densidad se presentan en los Carriles 5 y 6. La interpretación geo-lógica basada en estos datos se presenta en los Carriles 7 y 8. La gráfica inferior presenta elregistro de rayos gamma, la imagen del registro de densidad, los buzamientos medidos, la den-sidad y la porosidad neutrón para un intervalo expandido.

17. Rasmus et al, referencia 4.

posición estructural dominante de este yacimientoes de 13 a 35° NNO. El arrastre de la estratifica-ción y las zonas dañadas por la falla, adyacentes ala misma afectaban los intervalos del yacimiento.Se observa una discordancia de bajo ángulo en labase del marcador estratigráfico B.

La información de buzamiento se integró con otras mediciones petrofísicas LWD y los bordes su-periores de la formación fueron correlacionadoscon pozos cercanos. La sección geológica transver-sal resultante contenía más detalles y mayor con-fiabilidad que la información sísmica combinadasolamente con los topes en los pozos, y proporcio-nó una excelente representación del yacimiento.Las imágenes del registro de densidad VISIONconfirmaron tres yacimientos separados, en vez dedos como se había pronosticado inicialmente.

El modelado y la planeación realizados conanterioridad al trabajo, reducen la incertidumbrede la perforación mediante la evaluación de larespuesta esperada de los sensores LWD. Los

datos azimutales e imágenes VISION permitenque los modelos petrofísicos y estructurales delyacimiento, anteriores a la perforación seanactualizados en tiempo real durante la perfora-ción. La interpretación en tiempo real, en base alos cambios observados en el yacimiento, permiteiniciar acciones correctivas de geonavegaciónpara ajustar la trayectoria del agujero, a fin delograr un emplazamiento óptimo del pozo y unamayor productividad del mismo.

En un pozo de desarrollo de gas situado en laregión sur del Mar del Norte, la geonavegación,basada en un modelo de predicción en tiemporeal, redujo con éxito la incertidumbre en el posi-cionamiento del pozo.18 Las principales preocupa-ciones respecto a la perforación de este pozohorizontal se relacionaban con la inseguridad enel alivio estructural, el relativamente delgadoyacimiento, 70 pies [21 m], y las característicaspetrofísicas indistintas de la unidad del yaci-miento. Estas condiciones podrían llevar a una

posición incierta del hueco en el yacimiento y, porlo tanto, incrementar el riesgo de perforar fuerade la parte superior o inferior del yacimiento en lasección horizontal de 2500 pies [762 m]. El pozoquedó emplazado dentro de 6 pulgadas verticalesrespecto del horizonte deseado. Después de per-forar 1500 pies [457 m] de la sección horizontal,el deslizamiento se hizo difícil, y se hizo un viajede barrena para bajar un conjunto de fondo deperforación rotativa. En ese momento, la incerti-dumbre en la posición de la barrena tambiénhabía aumentado, y se generaron muchos posi-bles escenarios estructurales con el software demodelado INFORM durante la pasada de labarrena (arriba y página siguiente).

74 Oilfield Review

18. Bristow JF: “Real-Time Formation Evaluation for OptimalDecision Making While Drilling—Examples From theSouthern North Sea,” Transactions of the SPWLA 41stAnnual Logging Symposium, Dallas, Texas, EUA, Junio 5-7, 2000, artículo L.

> Correlación de la pantalla GeoSteering. En el Escenario 1, las formaciones del yacimiento se incli-nan –2.7°, y la trayectoria del pozo está debajo del yacimiento y se dirige hacia rocas carboníferas.

Invierno de 2001 75

En el modelo para el Escenario 2, el buza-miento del yacimiento es de 0.75° y el pozo seaproxima a la parte superior del yacimiento.

En el modelo para el Escenario 3, el buza-miento de la formación es de –1°, con el pozoprácticamente paralelo a la estratificación. Unavariación en buzamiento tan pequeña como de3.5°, entre los Modelos 2 y 3 podría haber oca-sionado que el pozo se saliera del yacimiento.

>

>

Durante este mismo viaje de barrena, lasimágenes del registro de densidad se generarona partir de datos almacenados en memoria, y lainterpretación del buzamiento fue realizada porel equipo de evaluación de activos que desarro-lla sus tareas en las oficinas (izquierda).

La información de buzamiento derivada delas imágenes, estableció el modelo estructuralcorrecto y le proporcionó al operador una inter-pretación inequívoca de la posición relativa delpozo en la formación antes de reanudar la perfo-ración. Una vez que se conoció la posición, setomó la decisión de dirigir el pozo hacia abajopara penetrar la parte inferior del yacimiento yasegurar el drenaje desde estas capas inferiores(próxima página).

Las imágenes del registro de densidad tam-bién arrojaron información importante relativa alas facies. El yacimiento es predominantementeuna secuencia fluvial que contiene facies defrente de duna y superficie de deslizamiento dedunas. Las facies de superficie de deslizamientode dunas, caracterizadas por buzamientos de 20a 30°, evidentes entre 4275 y 4350 pies, gene-ralmente proporcionan la mejor permeabilidad.El buzamiento en dirección sudoeste indica unadirección de paleotransporte que concuerda conotros datos del campo.

Perforación eficiente mediantesoluciones integradasLos procesos mecánicos de perforación en elfondo del pozo son demasiado complejos parapoder caracterizarlos mediante una simple medi-ción. La experiencia demuestra que al combinarlas mediciones de fondo se logra una sinergiaque permite entender mejor la forma en la cualel proceso de perforación puede afectar el agu-jero e influir en las mediciones LWD.

76 Oilfield Review

3850

3900

Paralelo al estrato

3950

4000

4050

4100

4150

4200

Secuenciaascendente

NeutrónDensidad

ResistividadesVISION

GR

U R B L UProf, pies

4300

4250

4350

4400

4450

4500

4550

4600

4650

Paralelo al estrato

Secuenciaascendente

Neutrón

ResistividadesVISION

GR

Alto buzamiento

Superficie dedeslizamiento

de la duna

Densidad

> Presentación VISION utilizada para localizar la posición de la barrena en el yacimiento durante unviaje de barrena. El Carril 1 contiene la imagen del registro de densidad con el buzamiento interpretadosuperpuesto (sinusoides en verde). El Carril 2 contiene la interpretación del buzamiento. El Carril 3 con-tiene los datos de rayos gamma (verde), densidad promedio (negro) y neutrón (raya punteada). El Carril4 contiene las curvas de resistividad. El buzamiento estructural es 1° al sudeste a 3850 pies, y la direc-ción del agujero es de 89 a 90° hacia el este.

Invierno de 2001 77

Las imágenes LWD del agujero, especial-mente las imágenes de resistividad de mayor re-solución, proporcionan un medio para evaluardirectamente las facies geológicas en el fondo delpozo, fallas estructurales y fallas del agujero, ta-les como fracturas y rupturas. La adición de imá-genes en tiempo real a los datos convencionalesLWD puede alterar dramáticamente y en formaimportante la interpretación del registro y ayudara seleccionar las mejores operaciones correctivaspara optimizar las operaciones de perforación.

El proceso de perforación hace que el huecosufra cambios con el tiempo. Los cambios induci-dos por la perforación van desde la invasión de laformación hasta fallas mecánicas de la pared delhueco, tales como fracturas y derrumbes. Durantela perforación, es importante distinguir las carac-terísticas naturales de aquellas inducidas por elproceso de perforación, para así poder modificar elprograma de perforación, minimizar su impacto yasegurar la evaluación petrofísica exacta. Las imá-genes del agujero son esenciales para diagnos-ticar los cambios provocados por la perforación.

Al usar únicamente datos convencionalesLWD, o una sola carrera de perfilaje, estos cam-bios pueden pasar inadvertidos. Los datos obte-nidos con la técnica de lapsos de tiempo(time-lapse data), registrados durante la perfora-ción o durante maniobras de limpieza, son parti-cularmente importantes para monitorear losprocesos dinámicos que influyen en el agujero.

En muchos ambientes de arenas y lutitas, laseparación entre las curvas de resistividad delectura profunda y somera ocurre debido a lainvasión conductiva y es una indicación de que la

> Pantalla GeoSteering. El modelo de correlación muestra el modelo estructural final basado en buza-mientos derivados de la imagen del registro de densidad. La imagen del registro de densidad anteriorse muestra en su posición relativa a lo largo de la trayectoria del pozo.

formación es permeable. Sin embargo, la sepa-ración entre las curvas también puede resultarde la anisotropía de resistividad con un buza-miento de la formación elevado, de la proximi-dad de vetas compactas, de variaciones depermeabilidad en yacimientos de carbonato, o defractura de la formación por lodo pesado o poruna elevada densidad de circulación equivalente(ECD, por sus siglas en Inglés). En el último caso,la separación entre las curvas puede servir comoindicio prematuro de que un problema no antici-pado está ocurriendo en el yacimiento (arriba).

La herramienta GeoVISION utiliza tres senso-res de botón para proporcionar mediciones deresistividad azimutal con diferentes profundida-des de investigación. Estos datos se utilizan nor-malmente para el análisis de invasión en laevaluación de formaciones. Sin embargo, lasimágenes del agujero generadas para cada pro-fundidad de investigación pueden proporcionarinformación adicional relativa a la influencia dela perforación en el agujero, y sobre medicionespetrofísicas (izquierda). En este caso, la resistivi-dad de lectura somera se ve sumamente afec-tada por el lodo conductor que llena los poros

78 Oilfield Review

X750

Prof

undi

dad

med

ida,

pie

s

X850

U BR L U

Somera

Media

Profunda

> Imágenes GeoVISION generadas a partir de datos de resistividadde los botones de lectura somera (Carril 1), media (Carril 2) y pro-funda (Carril 3) de 56 sectores. Las rupturas del agujero (coloroscuro) observadas en la imagen de profundidad somera (Carril 1)parecen desaparecer gradualmente en las imágenes de las lecturasmedia y profunda. Las características poco profundas cercanas alagujero, como éstas, ocurren más comúnmente debido a la perfora-ción que de forma natural.

X080

X090

X100

X110

X120

R B L R B 2 ohm-m 200

Imagen de perforaciónMD1:140 pies

Imagen de viaje de limpieza Superposición de resistividades

LU UUU

> Los datos obtenidos con la técnica de lapsos de tiempo (time-lapse data), registrados con la herra-mienta GeoVISION ilustran cómo la invasión y el incremento de rupturas del agujero con el tiempo afectanlas mediciones de resistividad LWD (derecha). Las imágenes del viaje de limpieza fueron obtenidas dosdías después de la pasada de perforación. La separación entre las curvas de resistividad ocurre en dosintervalos—entre X080 y X090 pies, y entre X100 y X110 pies—donde las imágenes muestran invasión conductiva.

Invierno de 2001 79

cercanos a la pared del agujero. A diferencia delas características naturales, es posible queparezca que las características inducidas por laperforación desaparecen con el aumento de laprofundidad de investigación.

Identificar zonas como permeables errónea-mente o pasar por alto las vetas compactas pue-den llevar a predicciones excesivamenteoptimistas de productividad, mientras que noreconocer las rupturas de formación puede traercomo consecuencia costosas operaciones correc-tivas. La resistividad y las imágenes del registrode densidad generadas en tiempo real proporcio-nan información adicional, necesaria para hacerinterpretaciones correctas.

En este ejemplo, las rupturas del agujero lle-nas de lodo conductor causaron separación entrelas curvas de resistividad (arriba). La presión anu-

lar registrada en tiempo real proporciona informa-ción adicional que indica además si las rupturasson naturales o inducidas por la perforación.

Los datos de presión anular adquiridosdurante la perforación pueden ayudar a calibrarlos parámetros de tensión y de resistencia de laformación. La integración de las imágenes deresistividad con las mediciones APWD le permitea los geólogos e ingenieros estudiar los procesosdinámicos, tales como la acumulación de detritos(recortes) y la evolución de la condición geomecá-nica del agujero. Estos datos pueden ayudar a dis-tinguir no sólo los cambios causados por laperforación—junto con la profundidad, azimut yextensión de la falla—sino también el meca-nismo de falla del agujero. El reconocimiento delas fracturas causadas por la perforación y elentendimiento de su influencia en las mediciones

de perfilaje, mejora en gran medida la interpreta-ción geológica y petrofísica. Más aún, el diagnós-tico correcto es esencial para identificarproblemas y aplicar las acciones correctivas apro-piadas para optimizar la operación de perfora-ción. En muchos pozos de alcance extendido yhorizontales con margen estrecho entre la pre-sión intersticial y el gradiente de fractura, comoen pozos situados en aguas profundas, la inesta-bilidad del agujero es inevitable. En estos casos,la optimización de la perforación se centra en elmonitoreo y el manejo (minimización) de la ines-tabilidad mediante el control de la presión de cir-culación y del peso del lodo.

El reconocimiento de las fracturas inducidaspor la perforación en un pozo horizontal conducea reducir las velocidades de los viajes a fin deasegurar que las presiones de fluencia (limpieza,

Invasión

Rupturas

U R BImagen de resistividadResistividad somera

2 2000L U

Resistividad profunda

2 2000

Rayosgamma

X750

X800

> La separación entre las curvas de resistividad de lectura profunda (morado, Carril 2) ysomera (verde, Carril 2) que se observa en este pozo con desviación marcada, ocurresólo en los intervalos de arena y no en los de lutitas (GR, Carril 1), lo que implica una inva-sión conductiva normal. Las imágenes de la herramienta GeoVISION para este intervalo(Carril 3) indican otra cosa. La estratificación en la arena a X750 sugiere que esta separa-ción entre las curvas se debe a una invasión. Sin embargo, en las arenas más bajas, ellodo conductor que llena las rupturas aparentes es responsable de la separación entrelas curvas. La información azimutal proporcionada por la imagen muestra que las ruptu-ras se encuentran a lo largo de la parte superior e inferior del agujero. En un pozo hori-zontal, generalmente se supone que la densidad del cuadrante inferior es la más confia-ble. Sin embargo, las rupturas mostradas en estas imágenes indican que los datos dedensidad del lado inferior del agujero estarían afectados en forma adversa y no deberíanutilizarse. La disponibilidad de la imagen evitó una interpretación incorrecta.

suaveo, pistoneo) y de surgencia (oleada, oleaje)se mantengan en un mínimo, y que se utilicen losprocedimientos correctos de limpieza del agujeropara evitar una ruptura de formación que sepuede tornar inmanejable.

Un operador del Mar del Norte se encontrabaperforando un pozo horizontal en una caliza enbusca de fracturas naturales. En este caso, comoen muchos otros, para tener éxito en la perfora-ción es necesario que la presión ejercida por elfluido de perforación permanezca dentro de unaajustada ventana, determinada por el peso dellodo y definida por los límites de presión para ase-gurar la estabilidad del pozo: el límite superiorestá dado por el gradiente de fractura de la for-mación y el límite inferior es la presión intersticialde la formación (arriba). Al incrementar la profun-didad del lecho marino, se reduce el margen entreel peso de lodo requerido para balancear las pre-siones intersticiales de la formación a fin de evi-tar el colapso del pozo y el peso del lodo que daríacomo resultado la ruptura de la formación.

Las imágenes de resistividad GeoVISION ge-neradas en la parte horizontal del pozo muestranuna fractura vertical relativamente continua quese extiende por unos 1100 pies [335 m] (derecha).

80 Oilfield Review

X1900

X1950

X2000

Inte

rval

o de

110

0 pi

es

Prof

undi

dad

med

ida,

pie

s

X2050

X2100

L L LU R B L U R B

> Imágenes GeoVISION generadas en la sección horizontal. La imagendel botón de lectura profunda (izquierda) muestra una fractura verticalrelativamente continua que se extiende desde la parte superior a la infe-rior del hueco a lo largo de un intervalo de aproximadamente 1100 pies. Lafractura parece borrosa debido a que la escala de profundidad está com-primida. Un intervalo más corto, de unos 200 pies (derecha), muestra unacaracterística más pronunciada.

20

16

13 3/8

11 3/4

9 5/8

7 5/8

Gradiente de sobrecarga, lbm/gal10.00 17.00

Gradiente de presión intersticial derivada de la resistividad, lbm/gal10.00 17.00

ECD, lbm/gal10.00 17.00

Gradiente de presión intersticial derivada de datos sísmicos, lbm/gal10.00 17.00

Amago de surgencia(reventón)

Amago de surgencia(reventón)

Ventana de presión típica para unpozo situado en aguas profundas. Lapresión de sobrecarga (morado) deter-mina el gradiente de fractura y, enconsecuencia, el límite superior de laventana de presión. La presión intersti-cial estimada a partir de datos sísmi-cos antes de perforar (negro), define ellímite inferior de la ventana de presión.La cercanía de las dos curvas indicauna ventana de presión muy estrecha.La presión intersticial derivada de laresistividad se muestra en rojo. El per-fil del peso del lodo trazado como laECD derivada de las mediciones APWDse muestra en azul. EL programa deperforación fue exitoso ya que se per-maneció siempre dentro de la estrechaventana de presión. Sin embargo, ados profundidades donde el peso dellodo cayó por debajo del límite inferiorde presión, el pozo presentó amagosde surgencia (reventón).

>

Invierno de 2001 81

Normalmente, los datos de imágenes presen-tados en un registro son los datos registrados laprimera vez que el sensor pasa por una profundi-dad determinada. Sin embargo, para este ejem-plo, se encuentran también disponibles los datosadquiridos mediante la técnica de lapsos detiempo. Estos datos muestran cambios en funcióndel tiempo para el mismo intervalo (arriba). Elsensor de botón de lectura profunda se posicionóa 53 pies [16 m] detrás de la barrena. La curvagris sobrepuesta en la imagen muestra la profun-didad del sensor de botón de lectura profunda enfunción del tiempo. La curva verde es la ECD cal-culada a partir de la presión de fondo del pozo,medida en el espacio anular.

Durante las primeras 13⁄4 horas de este lapsode tiempo, el pozo fue perforado de X1933 pies aX2017 pies (línea blanca horizontal) y las imáge-nes se generaron entre X1880 y X1964 pies. Laimagen registrada durante la perforación seobtuvo dentro de la hora siguiente a la penetra-ción de la barrena en la formación, y muestra unafractura axial borrosa. Durante las siguientes seishoras, el BHA fue elevado y bajado en numerosasocasiones para limpiar los detritos. Alrededor de

ocho horas después, la perforación continuó, y segeneró la imagen durante la perforación del inter-valo que se había perforado siete horas antes(entre X1965 y X2017 pies). En esta última ima-gen se observó un cambio dramático; una ampliafractura inducida además de las fracturas natura-les, las cuales aparecen como sinusoides de bajoángulo. Esta diferencia se explica mediante elanálisis de los registros de perforación.

Los datos registrados y almacenados en me-moria entre las 13⁄4 y 8 horas, mientras se manio-braba la columna de perforación, se utilizaronpara generar la imagen del centro de la figura (B,arriba). Esta segunda imagen, muestra con clari-dad que una fractura fue agrandada rápidamentedespués de la perforación. Aunque la imagen cre-ada a partir de los datos adquiridos entre las 73⁄4y 83⁄4 horas fue generada mientras se perforaba,el intervalo del hueco entre X1964 y X2040 piesestuvo abierto seis horas más que los intervalossuperior e inferior de estas profundidades.

La presión anular de fondo del pozo se regis-tró durante un viaje de barrena y, a partir de dichamedición, se obtuvo la ECD. Hubo un marcadoaumento en la ECD durante la perforación del

intervalo superior. Durante el período que sehacían maniobras de la columna de perforaciónpara limpiar los recortes, la ECD variaba entre13.5 y 15.5 lbm/gal [1.62 y 1.86 g/cm3], y la lec-tura más alta ocurrió aproximadamente 11⁄2 horasdespués de que se detuvo la perforación. En esteintervalo, se presentaron severas pérdidas defluido cada vez que la tasa (gasto, caudal, rata) deflujo se incrementaba por encima de cierto nivel.

La remoción de detritos es un problemaimportante en la perforación de pozos horizonta-les. Sin embargo, en campos como éste donde ladiferencia entre la presión intersticial y la delgradiente de fractura es pequeña, las altas tasasde flujo y las presiones de surgencia que seobservaron durante las operaciones de limpiezadel agujero, dieron como resultado una ECD altay, finalmente, fracturas inducidas.

Sin la información de la ECD proporcionadapor las mediciones APWD, las interpretacionesbasadas únicamente en imágenes del agujeropudieron haber indicado la necesidad de incre-mentar el peso del lodo, para controlar las apa-rentes rupturas del agujero observadas en laimagen. Tal decisión hubiera sido incorrecta. La

15.5X1900

X1950

X2000

X2100

X2050

15.0

14.5

14.0

13.5

ECD,

lbm

/gal

A B

C

0 2 4Tiempo transcurrido, hr

Prof

undi

dad

med

ida,

pie

s

6 8 10

Sensor

Barrena

L U R B L

> Superposición de las imágenes de resistividad GeoVISION obtenidas mediante la técnica de lapsos detiempo (gris) y densidad de circulación equivalente (ECD, verde). A la izquierda se muestra la posición delos sensores GeoVISION respecto de la barrena. La primera imagen (A) fue generada mientras labarrena perforaba hasta los X2017 pies (línea blanca) y muestra una fractura axial borrosa: a tal profun-didad medida (TD), se maniobró el BHA durante 6 horas para limpiar los recortes. Una imagen generadaa partir de los datos adquiridos y almacenados en memoria durante este período (B) muestra una anchafractura inducida. Las imágenes del intervalo inferior (C), generadas después de que se finalizó la perfo-ración y aproximadamente 7 horas después de generar las primeras imágenes, muestran un cambio dra-mático en el agujero para el intervalo donde se maniobró el BHA, en comparación con el intervalo perfo-rado más abajo. Los picos en la curva de la ECD durante el período en que se maniobró la columna deperforación, demuestran que la falla observada en la ruptura aparente del agujero en (B) y (C) es, en rea-lidad, una falla inducida por una alta ECD.

adición del perfil de presión a distintos tiempos,proporcionó la evidencia (aumento de la ECD)que, de hecho, fue el propio proceso de perfora-ción el que indujo la falla del agujero.

Esta combinación de información le proporcio-na una guía a los ingenieros de perforación parasaber dónde, cuándo y cómo mejorar los procesospara evitar el daño del agujero. Las medicionesLWD muestran cómo los procesos geológicos, geo-físicos y de perforación se combinan para hacer lainterpretación correcta. La imagen GeoVISIONmuestra no sólo el ambiente geológico sino tam-bién las consecuencias del proceso de perforación.

Imágenes y geomecánicaEl estado de las tensiones (esfuerzos) alrededor delhueco influye directamente en la eficiencia de laperforación y en la estabilidad del hueco. Reconocerlas fallas e inestabilidad del agujero y entendercómo y por qué ocurren las fallas es vital para per-forar con éxito.19 El manejo apropiado de la estabili-dad del agujero minimiza el tiempo improductivo yes crítico para la optimización de la perforación.

Las fallas del agujero provienen de tensionesexistentes alrededor del mismo. Las tensiones delcampo lejano de la Tierra (horizontal máxima, hori-zontal mínima y vertical) se convierten en las ten-siones del hueco (radial, axial y tangencial) en lapared del agujero (izquierda).

Cuando estas tensiones exceden la resisten-cia de la formación, ocurren deformaciones irre-versibles por los esfuerzos de corte(cizallamiento) y los esfuerzos de tracción exis-tentes en la formación cercana al hueco. El peso

del lodo se usa para controlar las tensiones delagujero. La mayoría de las fuerzas geológicasque actúan en el agujero son compresivas y pro-ducen fallas por esfuerzos de corte. Otras fuerzasestructurales actúan para separar los granos deroca resultando en fallas por esfuerzos de trac-ción. Las fallas por esfuerzos de corte se inicianmediante dos tensiones ortogonales con distin-tas magnitudes, mientras que las fallas por trac-ción se inician con un solo esfuerzo de tracción.Los mecanismos de falla por esfuerzo de corte yde tracción pueden, y la mayoría de las veces lohacen, actuar independientemente. El entendi-miento de la relación entre las tensiones queafectan el agujero proporciona información sobrela resistencia de la formación; información quees especialmente importante para perforar agu-jeros horizontales y con marcada desviación.

Muchos mecanismos de falla tienen caracte-rísticas propias de fracturas que son aparentesen las imágenes del agujero, y cada mecanismode falla tiene un régimen de presión único depeso del lodo (o ECD) alto o bajo. Las imágenesGeoVISION junto con las mediciones APWD delsistema VISION, permiten identificar inmediata-mente en tiempo real los mecanismos potencia-les de falla, y advierten oportunamente acercade los problemas de estabilidad del agujero(arriba). Sobre la base del diagnóstico de eventosasociados, el ingeniero de perforación puedetomar las acciones correctivas pertinentes paramanejar la inestabilidad del agujero.

La aplicación de modelos geomecánicos queincorporan datos de imágenes y presión tiene un

82 Oilfield Review

Tensiónradial

Tensióntangencial(circunferencial)

Tensióntangencial(circunferencial)

Tensiónaxial

σh σH

σv

σt

σa

σr

> Relación entre las tensiones del campo lejanocon las tensiones del pozo. Para describir las ten-siones del campo lejano se utiliza un sistema decoordenadas cartesiano: una tensión es vertical,σv, y las dos tensiones ortogonales son horizonta-les. Si las magnitudes de las dos tensiones hori-zontales son diferentes, y usualmente lo son, sedenominan tensiones horizontales σh mínima, yσH máxima. La dirección de cualquiera de las ten-siones horizontales completa la descripción totalde las tensiones del campo lejano. En un pozovertical, las tensiones del pozo se describenmediante un sistema de coordenadas cilíndrico.Aquí, una tensión es radial σr, y las dos tensionesortogonales son axial σa, y tangencial σt. Ladirección de la tensión axial coincide con la deleje del agujero, mientras que la dirección de latensión tangencial sigue la circunferencia delpozo. La tensión tangencial también se llama ten-sión circunferencial debido a su geometría. Latensión radial se provoca por la presión del lodo yes controlada por el ingeniero de perforación.Las tensiones axial y tangencial son controladaspor las tensiones del campo lejano.

Falla al esfuerzo de corteBaja densidad del lodo

Falla a la tracciónAlta densidad del lodo

σH

σh

Dirección de las tensiones

U R B L UImpacto de la variación del peso del lodo en lasfallas causadas por esfuerzos de corte y de trac-ción. En un pozo vertical perforado en una cuencacon esfuerzos horizontales en desequilibrio, lasfallas causadas por esfuerzos de corte y de trac-ción se relacionan con las diferencias en el pesodel lodo circulante. La tensión horizontal máximaes aproximadamente 20% mayor que la tensiónhorizontal mínima. En la sección superior de laimagen GeoVISION se observan amplias rupturas(izquierda). Además, se observa una fractura ver-tical desplazada 90° respecto de la ruptura. En lasección inferior se detectan fracturas causadaspor esfuerzos de tracción. La variación del pesodel lodo de un valor estático de 9.5 lbm/gal a unvalor circulante de 12.5 lbm/gal, provocó fallastanto por esfuerzos de corte como de tracción.

19. Bratton T, Bornemann T, Li Q, Plumb D, Rasmus J yKrabbe H: “Logging-While-Drilling Images for Geome-chanical Geological and Petrophysical Interpretations,”Transactions of the SPWLA 40th Annual Logging Sympo-sium, Oslo, Noruega, Mayo 30-Junio 3,1999, artículo JJJ.

>

X500

X550

MD1:200pies

Imagen de densidad ADNEscala horizontal: 1:11

Orientación hacia el tope del agujeroHistograma ecualizado sobre el

intervalo seleccionado por el usuarioRHOB

g/cm3

R BOrientación de la imagen

L UU

Baja Alta

ROBU (densidad, lado superior)

g/cm3 2.951.95

ROBL (densidad, lado izquierdo)

g/cm3 2.951.95

ROBR (densidad, lado derecho)

g/cm3 2.951.95

ROBB (densidad, lado inferior)

g/cm3 2.951.95

GR CDR

API 1000

ARPM

ciclos/seg 010

Diámetro de la barrena

pulg 166

DCAL (calibre de densidad)

pulg 7.75-2.25

ROP

pies/hr 0600

ARPM Barrena

Limpieza

ciclos/seg 100

Rotación, profundidad de la barrena

Rotación, profundidad del ADN

Invierno de 2001 83

impacto directo e inmediato en la optimización dela perforación y la terminación de los pozos. Losresultados que provienen de estos modelos pue-den también brindar recomendaciones para estra-tegias correctivas que, de otra forma, no podríanser consideradas. La validación de los perfiles delestado de los esfuerzos y de la resistencia de laformación, permite utilizar los resultados delmodelo para la planeación de futuros pozos. Lacapacidad para distinguir entre las característicasnaturales y las propiedades de la formación, y loseventos inducidos por la perforación, mejora tantolas interpretaciones petrofísicas como las geológi-cas. El reconocimiento de las fracturas naturales,una fuente potencial de entrada de fluido, puedeser importante en el manejo del riesgo de la per-foración y de los eventos relativos a la seguridad.

Reconocimiento y prevenciónde problemasLa información obtenida a partir de las imágenesdel registro de densidad puede resultar en accio-nes correctivas para minimizar y prevenir el dañodel agujero. El agrandamiento del agujero puedesurgir del mismo proceso de perforación: dema-siado rápido; demasiado peso sobre la barrena, opresión circulante demasiado alta. La medicióndel registro de densidad VISION es extremada-mente sensible al claro (standoff, descentrali-zado, excentricidad) de la herramienta, el cualaumenta con el agrandamiento del agujero. Elclaro de la herramienta es fácil de reconocer enlas imágenes del registro de densidad: el coloroscuro indica alta densidad y buen contacto conel agujero, el color claro indica la presencia delodo de densidad más baja.

Un operador perforó a través de un yacimien-to masivo de arenisca pobremente consolidada.La imagen del registro de densidad muestra bajadensidad debido a la excentricidad de la herra-mienta (color claro) en los intervalos entre X480 yX512 pies, y entre X542 y X562 pies (derecha).

Las variaciones de densidad, tanto radial co-mo vertical, son el resultado del proceso de perfo-ración. Las características de baja densidadreflejan el agrandamiento del agujero que produ-ce el dispositivo de ajuste angular durante la rota-ción del BHA. Durante el deslizamiento delBHA—el agujero tiene un diámetro cercano al no-minal—la calidad de la imagen de densidad esbuena alrededor del intervalo completo del aguje-ro entre X512 y X542 pies, donde las cuatro curvasde densidad se superponen. Más aún, las va-riaciones de densidad dentro de los intervalos derotación del BHA se relacionan directamente conla velocidad de penetración. En estas areniscas

> Imagen de densidad de un pozo casi horizontal perforado en areniscas no consolidadas. El colormás oscuro representa mayor densidad. El color oscuro uniforme a través del intervalo que seextiende entre X512 y X542 pies en la imagen (Carril 2), indica un buen contacto con el agujero, yel calibre (Carril 4) muestra un agujero de diámetro nominal (in-gauge) en donde la columna deperforación se operaba en modo de deslizamiento con propósitos de geonavegación. El agranda-miento del agujero ocurrió cuando la columna de perforación se estaba operando en modo rota-tivo (Carril 4). Cuando el ROP era bajo (Carril 4), el agujero se agrandó aún más debido al efectoagresivo del fluido de perforación. Obsérvese que la curva de densidad del cuadrante inferior esde buena calidad a lo largo de gran parte de la sección, excepto desde X502 hasta X513 pies,donde el BHA sube por el lado derecho del agujero.

pobremente consolidadas, las velocidades de pe-netración lentas dan como resultado tasas altasde derrumbe del agujero desde X492 hasta X502pies. Estas imágenes indican que el incrementode la velocidad de penetración y la operación enmodo de deslizamiento mejoraría la calidad delagujero y la eficiencia de la perforación.

La información derivada de estas imágenestambién contribuyó a la interpretación petrofí-sica. En términos generales, la densidad del cua-drante inferior proporciona el mejor valor dedensidad en pozos con desviación marcada yhorizontales, debido a que el campo gravitacional

hace que los BHA descansen sobre la parte infe-rior del agujero. En ocasiones, la herramientapuede ascender por un lado del agujero, comocuando la herramienta VISION475 de diámetromás pequeño trabaja en modo de deslizamiento.En estos casos, la medición de densidad en elfondo puede no tener delta RHO más bajo, y ladensidad de otro cuadrante es más representa-tiva. Un ejemplo de este fenómeno ocurre en elintervalo entre X502 y X513 pies donde el BHAasciende por el lado derecho del agujero y ladensidad de la formación, medida sobre el ladoderecho del agujero es el mejor valor.

La densidad cíclica con frecuencia es unaseñal de un agujero en forma de espiral (derecha).Un pozo reciente en el Mar del Norte indica unagujero en espiral, forma que se desarrolló debidoal movimiento del BHA durante el primer viaje debarrena. Los ingenieros de perforación advirtieronel problema y, en el siguiente viaje de barrenaagregaron un estabilizador al BHA, posicionadocerca de la barrena. Esto evitó la generación delhueco en forma de espiral y dio como resultado unagujero cilíndrico uniforme. La imagen de losregistros de densidad que se muestra en la figura(derecha) fue generada a partir de los datos adqui-ridos y almacenados en la memoria durante elviaje de barrena, y las acciones de interpretacióny corrección fueron oportunas para perforar conéxito el siguiente intervalo. El reconocimiento enlas imágenes de las características inducidas porla perforación, permite correcciones en el procesode perforación que reducen los costos medianteun aumento en la eficiencia de perforación.

Generación de imágenes en tiempo realLos ejemplos presentados en este artículo, conexcepción de uno, muestran imágenes generadasa partir de datos almacenados en memoria en elfondo del pozo. La recuperación de los datosalmacenados en el fondo del pozo requiere laextracción del BHA durante, o entre los viajes debarrena. La interrupción de la perforación pararecuperación e interpretación de los datos puederesultar en un mayor tiempo de perforación y, porende, en pozos más costosos. Las técnicas decompresión de datos recientemente incorporadashacen posible la transmisión en tiempo real dedatos de densidad azimutal VISION y de imáge-nes de resistividad GeoVISION.

La resolución de las imágenes GeoVISIONgeneradas en tiempo real, equivale a la resolu-ción de las primeras imágenes registradas con laherramienta RAB. Una ventana de datos compri-midos consiste de 16 barridos de 10 segundos.Cada uno con barridos azimutales de 56 canales.Los datos son comprimidos 50 veces, tanto en ladimensión azimutal como en la del tiempo. Estaalta tasa de compresión significa que para latransmisión de datos de imágenes en tiempo real,

se requiere un ancho de banda relativamentebajo, aproximadamente 1.5 bits por segundos(bps). Esta cifra se ajusta bastante bien a lascapacidades de la herramienta PowerPulse deMWD, la cual logra una velocidad de transmisiónde datos a la superficie de 6 bps y, bajo condicio-nes favorables, puede alcanzar 12 bps. Estasvelocidades de transmisión de datos, combina-das con el preprocesamiento de datos VISION enel fondo del pozo, que incluye la compresión delos datos, significa que un operador puede obte-ner imágenes en tiempo real, además de otrosdatos que también se necesitan en tiempo realpara tomar decisiones de geonavegación.

En este artículo se ha mostrado la forma enque las mediciones azimutales en tiempo realpueden mejorar en gran medida la colocación delpozo y la eficiencia de la perforación; y en el pro-

ceso, reducir los costos de E&P. La informacióngeológica y de buzamientos estructurales deriva-dos de las imágenes del agujero ahorran muchodel trabajo de conjetura en la geonavegación, ypor lo tanto mejoran la tasa de éxito de los pozosde alcance extendido y horizontales. La informa-ción sobre la condición del agujero proporcio-nada por las imágenes generadas durante laperforación, permite el monitoreo de las opera-ciones de perforación en tiempo real. Las medi-ciones azimutales VISION son sólo un elementode la nueva generación de tecnología LWD queestá transformando la adquisición de registrosdurante la perforación en Adquisición deRegistros para la Perforación. La integración deestas imágenes con otras mediciones obtenidasen tiempo real proporciona un medio eficaz paramejorar la eficiencia de la perforación. —SP

84 Oilfield Review

Baja Altag/cm3

g/cm3

Densidad VISION

Escala horizontal 1:11Orientación hacia el

tope del agujeroHistograma ecualizado

Orientación de la imagenR B L UU

MD1:200 pies

API0 150

Rayos gamma Densidad de la formación, lado inferior (ROBB)g/cm3

Densidad de la formación, lado derecho (ROBR)g/cm3

Densidad de la formación, lado izquierdo (ROBL)g/cm3

Densidad de la formación, lado superior (ROBU)pies3/pies3

Porosidad neutrón (TPB)

11,050

12,000

12,050

Ejemplo de una imagen del registro de densidad VISION que mues-tra daño del agujero. Las características paralelas brillantes que seobservan entre 11,030 y 12,010 pies, representan la forma en espiral delagujero. La disponibilidad de esta información en tiempo real, puedeprovocar cambios en el BHA y evitar el daño posterior del agujero. Enel siguiente viaje de barrena, se agregó un estabilizador cercano a labarrena, y la imagen por debajo de 12,010 pies muestra claramente elcambio en la condición del agujero, de agujero en espiral a agujerocilíndrico uniforme. Véase el patrón cíclico de las curvas de densidadde cuadrante (ROBU, ROBL, ROBR, ROBB) y la curva de la porosidadneutrón (TNP) en el intervalo del agujero con forma de espiral.

>

David Allen es petrofísico asesor en el Centro deInvestigaciones Doll Research de Schlumberger enRidgefield (SDR, por sus siglas en Inglés),Connecticut, EUA. Allí lidera los esfuerzos de investi-gación en los estudios de casos reales de carbonatos.Después de obtener su licenciatura en física y en eco-nomía del Beloit College en Wisconsin, EUA, ingresó aSchlumberger como ingeniero de campo en 1979. De1995 a 1997, David fue jefe del departamento de petro-física de Schlumberger Wireline & Testing. Obtuvo elreconocimiento de la SPWLA al mejor artículo por untrabajo presentado en 1987 sobre la invasión y porotro trabajo presentado en 1997 sobre la anisotropíade la resistividad.

William Bailey es ingeniero senior de SchlumbergerHolditch-Reservoir Technologies (H-RT) y reside enAberdeen, Escocia. Se ha desempeñado como inge-niero líder y gerente de proyecto en numerosos estu-dios de yacimientos, de mejoramiento de laproducción y sobre el control del agua en el ReinoUnido, los Países Bajos y Noruega. En 1999, ingresó aH-RT proveniente del Segmento de Servicios deManejo Integrado de Proyectos IPM de Schlumberger.Allí se ha desempeñado como ingeniero de produccióny ha estado a cargo de un proyecto de análisis deriesgo a nivel de campo en Noruega. William ha pro-porcionado también apoyo para el análisis de riesgocuantitativo en diferentes proyectos y desarrollónumerosas herramientas internas de software de inge-niería y para el análisis de riesgos. Antes de ingresar aSchlumberger en 1997, trabajó como gerente de pro-yecto e ingeniero senior de investigación posdocto-rado en la Universidad de Heriot-Watt en Edimburgo,Escocia, donde estuvo a cargo del desarrollo del soft-ware de simulación para pozos complejos. Trabajótambién para una compañía de servicios en Noruega yse desempeñó como asesor gerencial con Arthur D.Little. Bill posee una maestría (con mención honorí-fica) del Imperial College en Londres, Inglaterra y undoctorado de la Universidad Técnica de Noruega enTrondheim, ambos en ingeniería del petróleo. Obtuvotambién una maestría en administración de empresasde la Universidad de Warwick en Inglaterra.Actualmente se desempeña como editor técnico paraSPE Production & Facilities.

Saad Bargach es el Vicepresidente y Gerente Generalde Drilling and Measurements para SchlumbergerOilfield Services. Tiene la responsabilidad mundial delos servicios de perforación direccional, las medicio-nes durante la perforación y los registros durante laperforación (MWD y LWD, por sus siglas en Inglés res-pectivamente). Actualmente reside en Sugar Land,Texas, EUA. Ingresó a Schlumberger Wireline &Testing en 1983 como ingeniero de campo enSudamérica. Ocupó varios puestos en diversos lugaresen el área gerencial, técnica, de personal y de merca-dotecnia. En 1994 fue transferido a Anadrill enHouston como gerente de nuevos productos. Al añosiguiente fue designado vicepresidente y gerentegeneral de Anadrill para Europa, África y para la CEI.En 1998 fue designado vicepresidente y gerente gene-ral de Oilfield Services para África del Norte y Áfricadel Este y del Mediterráneo Oriental. En 1999 fuetransferido a Sugar Land como presidente de Anadrill,que posteriormente se convirtió en Drilling andMeasurements después de la reorganización de lacompañía. Saad obtuvo la licenciatura en ingenieríaeléctrica y la maestría en sistemas de control de laEcole Mohammadia D’Ingenieur en Rabat, Marruecos.

Jonathan Bedford trabaja actualmente en laempresa Global Client Accounts en Londres,Inglaterra, como gerente de cuenta y brindandosoporte en interpretación petrofísica. Ingresó aSchlumberger Wireline & Testing en 1989 como geó-logo de soporte del área de mercadotecnia. Despuésde una breve misión en Milán, Italia, trabajó enNigeria y en Noruega durante cinco años antes deasistir a la Escuela de Entrenamiento en Análisis deRegistros en París, Francia. Y luego, antes de ocuparsu puesto actual en 1999, trabajó como petrofísico dedesarrollo de interpretación en GeoQuest y enWireline & Testing UK. Antes de ingresar aSchlumberger, pasó cuatro años trabajando en eldepartamento de exploración de Sun Oil Co. y deFloyd Energy, y un año efectuando registros de lodo deperforación en Anadrill y Geoservices. Jonathanobtuvo la licenciatura en exploración petrolera de laFacultad de King de la Universidad de Londres y lamaestría en la misma disciplina de la Universidad deAberdeen, Escocia.

Alain Besson es Jefe de la Sección de Herramientasde Perforación de TotalFinaElf y reside en París,Francia. Después de sus estudios en matemáticasavanzadas y de su capacitación y entrenamiento espe-cializado a nivel universitario, trabajó en la industriade la aviación. Ingresó a TotalFinaElf en 1977 y per-maneció ocho años en el área de investigación y desa-rrollo de las barrenas de perforación y delequipamiento asociado con las mismas. Alain, poste-riormente trabajó durante cuatro años como inge-niero de perforación en Noruega. Desde 1989, haestado involucrado en la creación de la sección deBarrenas de Perforación y Equipamiento dePerforación, destinada a optimizar el rendimiento dela perforación para las filiales de TotalFinaElf.

Ted Bornemann recibió su entrenamiento en geologíaen la Universidad Técnica en Hannover, Alemania y enla Facultad Universitaria de Zwansea, Inglaterra, con-cluyendo en 1979 y obteniendo el doctorado de laUniversidad de Syracuse, Nueva York, EUA. EnSyracuse y posteriormente en el Instituto Geológicode Kansas, Ted se especializó en sedimentología delsubsuelo y aplicaciones computarizadas en geología.Ted trabajó para Petrobras en Río de Janeiro, Brasil ydurante los últimos 19 años ha estado conSchlumberger en varias misiones de interpretación,principalmente en Alaska, EUA y en el Medio Oriente,centrándose en la interpretación de imágenes de hue-cos y en el medidor de buzamientos. De 1996 a 1999,trabajó en las aplicaciones de las imágenes adquiridasdurante la perforación en Sugar Land, Texas. A partirde marzo del 2000, Ted, como miembro del Centropara la Evaluación de la Formación de Schlumberger(SCAFE, por sus siglas en Inglés) en Houston, hasupervisado los asuntos geológicos que afectan aSchlumberger mundialmente.

Bruce Burr es el Gerente de Desarrollo de Barrenasde Conos Giratorios. Actualmente reside en el Centrode Productos de Navegación de Reed-Hycalog enHouston, Texas. Encabeza un grupo de ingenierosdedicados al desarrollo de nuevas barrenas de conosgiratorios, incluyendo cortadores de metal pulveri-zado y componentes de las barrenas, tales como coji-netes, sellos, sistemas de lubricación y estructuras decorte. Ha estado involucrado en la investigación, eldesarrollo y la ingeniería de barrenas de perforaciónde conos giratorios desde 1970 y ha trabajado paraReed-Hycalog desde 1994. Poseedor de nueve paten-tes de barrenas de perforación de conos giratorios,Bruce obtuvo la licenciatura en ingeniería mecánicade la Universidad del Estado de Arizona en Tempe,EUA y la maestría en ingeniería mecánica de laUniversidad de Houston. Ha estado registrado enTexas como ingeniero profesional desde 1991.

Kees Castelijns reside en Nueva Orleáns, Luisiana,EUA. Es gerente de desarrollo de técnicas de interpre-tación en Schlumberger y está a cargo del soporte alárea de interpretación y de la introducción de nuevatecnología. Ingresó a Schlumberger en 1977 comoingeniero de campo y pasó cuatro años en Omán,Arabia Saudita, Irán, Las Filipinas, Dubai, Yemen yEgipto. En 1982 fue designado gerente de locación enKirkuk, Irak. Después de varias misiones en el área deventas y mercadotecnia en Omán, la India, Malasia,Noruega y los Países Bajos, fue designado gerente delCentro de Servicios de Datos en La Haya, PaísesBajos. En 1993, dirigió la distribución de software deGeoQuest en La Haya. En 1994, fue transferido alCentro de Productos de Sugar Land como expertopara el desarrollo de un programa de evaluación deestratos delgados. Antes de obtener su misión actual,fue gerente de la sección de petrofísica, a cargo deldesarrollo y el mantenimiento de los productos deinterpretación petrofísica, tales como PrePlus*,Análisis Elemental de Registros ELAN* y del softwarePetroViewPlus* (1995-1997). Kees obtuvo el grado deingeniero en física aplicada de la Universidad Técnicade Eindhoven, en los Países Bajos.

Daniel Codazzi es el Gerente de Desarrollo deProductos para LWD y reside en Clamart, Francia.Ingresó al grupo de sensores de Dowell en 1983 en St.Étienne, Francia. Cinco años después fue transferidoa Anadrill en Sugar Land, Texas, para desarrollar elsistema KickAlert*; primer sistema de detección deentrada de gas. En 1992 fue transferido a Calgary,Alberta, Canadá, donde estuvo a cargo de la ingenie-ría del sistema de mediciones durante la perforaciónSlim 1*. Regresó a Sugar Land al año siguiente paradesempeñarse como gerente de sección de esta herra-mienta. En 1995, fue designado jefe de la sección deacústica, a cargo del desarrollo de la herramienta deregistro sónico durante la perforación ISONIC*IDEAL, y en 1997 fue designado gerente de desarrollode productos para LWD. Daniel posee el doctorado enmecánica de fluidos de la Universidad Louis Pasteurde Estrasburgo, Francia.

Colaboradores

Invierno de 2001 85

Benoît Couët es científico principal de investigacióndel Centro de Investigaciones Doll Research deSchlumberger, situado en Ridgefield, Connecticut,EUA. Ingresó a Schlumberger en Ridgefield en 1981para trabajar en mecánica de los fluidos. Pasó dos añosen el Departamento de Mecánica de los Fluidos delCentro de Investigaciones de Schlumberger enCambridge, Inglaterra (1987-1988) antes de regresar alDepartamento Nuclear en Ridgefield. Actualmente,Benoît se desempeña en el programa de monitoreo ycontrol de yacimientos del grupo de optimización deyacimientos, trabajando en el problema de control bajocondiciones inciertas del yacimiento y financieras.Benoît obtuvo la licenciatura en matemáticas de laUniversidad de Laval en Quebec, Canadá y la maestríaen matemáticas de la Universidad de Nueva York enNueva York. Además obtuvo la maestría en ingenieríaeléctrica y el doctorado en física computacional, am-bos de la Universidad de Stanford en California, EUA.

Scott Dillard es Coordinador del Cortador de MetalPulverizado (PMC, por sus siglas en Inglés) para Reed-Hycalog en Houston, Texas. Está a cargo del mejora-miento continuo del proceso PMC y del diseño de labarrena, incluyendo el rediseño del equipamiento, laestandarización de los procesos actuales y la automati-zación de los sistemas de inspección y diseño. Tambiénsupervisa la puesta en marcha de las pruebas para lasbarrenas y su interrelación con las ventas y la ingenie-ría de campo. Ingresó a Reed en 1997 como ingenierode proyecto en el Grupo de Desarrollo de Productos.En ese cargo, trabajó en el desarrollo y la realizaciónde pruebas en el laboratorio y en el campo de los nue-vos diseños de cojinetes y sellos, así como también enel desarrollo, la documentación y la prueba del nuevoequipamiento de laboratorio a fin de respaldar el con-trol de calidad del material de sellado y de los nuevossistemas de retención de los insertos. Scott obtuvo lalicenciatura en ingeniería mecánica de la Universidadde Lamar en Beaumont, Texas.

Eric Drake es Jefe de Metalurgia y Gerente de losLaboratorios de Materiales para Reed-Hycalog, enHouston, Texas. Comenzó a trabajar con RexnordChain & Power Transmission Division en 1971. Haestado con Reed desde 1975, desempeñándose envarios puestos en R&D e Ingeniería. Es el autor deonce patentes en los EUA y ocho artículos en las áreasde materiales duros, metalurgia de partículas pulveri-zadas, revestimientos trivológicos y compuestos clasifi-cados funcionalmente. Eric obtuvo la licenciatura eningeniería y la maestría en ingeniería de materiales dela Universidad de Wisconsin en Milwaukee. Posee tam-bién el doctorado en estudio de materiales de laUniversidad de Rice en Houston, Texas.

David Fairhurst es Ingeniero de Desarrollo de Ventasy reside en San Antonio, Texas. Está a cargo de las ven-tas de los servicios de Schlumberger de evaluación dela formación y de producción, tales como la herra-mienta Combinable de Resonancia Magnética CMR*,en el sur de Texas. Anteriormente estuvo a cargo de lasventas de los servicios de producción de Schlumbergeren el sur de Texas. Ingresó a la compañía como inge-niero de campo de los servicios de producción enEvanston, Wyoming, EUA, después de obtener la licen-ciatura en ingeniería eléctrica de la Universidad deMinnesota en Minneapolis-St.Paul, EUA. David obtuvotambién la maestría en administración de empresas dela Universidad de Pittsburg en Pennsylvania, EUA.

Ian Falconer es Gerente de Mercadotecnia de losServicios de Perforación para Drilling andMeasurements en Sugar Land, Texas. Anteriormentese desempeñó como Gerente de Desarrollo deNegocios de LWD, como gerente de operaciones en elMar del Norte, Nigeria, Italia, los Países Bajos, yAlemania. Ian ha trabajado también en el Centro deDesarrollo de Productos de Schlumberger en SugarLand, Texas, donde desarrolló técnicas de interpreta-ción de datos de perforación que se basan en medicio-nes de mecánica de la perforación, adquiridas entiempo real en la superficie y el subsuelo. Ian obtuvola licenciatura en geología de la FacultadUniversitaria de Cardiff, Gales.

Charles Flaun es Asesor Científico y Gerente delPrograma de Resonancia Magnética en la Evaluaciónde Yacimientos. Actualmente es investigador delCentro de Investigaciones Doll Research deSchlumberger (SDR), en Ridgefield, Connecticut. Sedesempeña como consultor en interpretación petrofí-sica y se especializa en la respuesta de las herramien-tas de resonancia magnética nuclear (RMN). Inició sucarrera en Schlumberger en 1977 como ingeniero decampo en Oklahoma, EUA y pasó nueve años en variasmisiones de campo. Durante varios años, se desem-peñó también en diversos puestos en R&E, en elCentro de Productos de Houston, en el Centro deProductos Riboud de Schlumberger (Clamart,Francia), y en el SDR. Es autor prolífico y poseedor dedoce patentes en las áreas de física nuclear, resonan-cia magnética nuclear, mediciones de presión e inter-pretación de registros en general. También ha sidonombrado Conferencista Distinguido de la SPWLA(1989) y en 1995 recibió el Reconocimiento al LogroTécnico Distinguido de la SPWLA. Charles obtuvo lalicenciatura (con mención honorífica) en física de laUniversidad de McGill en Montreal, Canadá y el docto-rado en física nuclear de la Universidad de Rochesteren Nueva York.

Gary Ford actualmente se desempeña como Gerentedel Proyecto Mid-Continent Exploitation en AnadarkoPetroleum Corporation, Houston, Texas. Gary inició sucarrera en 1977 con la empresa Getty Oil Company enNueva Orleáns, Luisiana, desempeñando actividadesde exploración en Mississippi y Alabama, EUA: lacuenca interior Jurassic Salt y la cuenca BlackWarrior. Gary ingresó a Anadarko en 1984 en la ciudadde Oklahoma como geólogo de exploración y desem-peñó actividades de exploración en Oklahoma yArkansas en EUA. Su experiencia incluye cinco añoscomo geólogo de exploración en las exitosas activida-des de exploración de Anadarko en Argelia y mástarde como gerente de desarrollo de geología enLondres, Inglaterra. Gary abandonó el grupo interna-cional para convertirse en gerente de proyecto para laexploración de Cook Inlet y el desarrollo de Alaska ypasó dos años en Anchorage, Alaska. Gary obtuvo lalicenciatura y la maestría en geología de laUniversidad del Estado de Oklahoma. Es miembro dela AAPG y de la SEPM, y es geólogo profesional regis-trado en Arkansas.

Bill Grether se ha desempeñado como geólogo con-sultor de Petrotechnical Resources Alaska (PRA) enAnchorage, Alaska, desde mayo del 2000. Como asesorde PRA, recientemente se desempeñó como geólogode pozo para la empresa Anadarko Petroleum Corp enel pozo Lone Creek # 2 en Cook Inlet, Alaska. Inició sucarrera en 1977 con la empresa Atlantic RidgefieldCompany (ARCO). Mientras estuvo con ARCO, sedesempeñó como geólogo de exploración, desarro-llando sus tareas en la costa del Golfo de México enHouston, Texas (1977-1980). Pasó los siguientes 19años en la oficina de ARCO en Alaska, trabajandocomo geólogo de exploración en la cuenca Cook Inlet,en las cuencas internas de Alaska y en el campopetrolífero Kuparuk. Trabajó también en temas rela-cionados con el cumplimiento de las leyes ambienta-les y la obtención de permisos en el estado(1990-1994). Bill obtuvo la licenciatura en biología dela Universidad de St. Cloud del Estado de Minnesota yla maestría en geología de la Universidad deWisconsin en Madison.

Greg Gubelin es Gerente de Productos de RMN yreside en Sugar Land, Texas. Allí coordina la realiza-ción de pruebas, la introducción y la capacitaciónpara los productos y servicios de RMN deSchlumberger. Previamente, era gerente de distrito enBakersfield, California. Desde sus inicios conSchlumberger como ingeniero de campo en 1980, seha desempeñado en misiones en el sudoeste de EUA,California, y el este y oeste de Texas. Greg obtuvo lalicenciatura en ingeniería mecánica de la Universidadde Vanderbilt en Nashville, Tennessee, EUA, y esmiembro de la Sociedad Nacional Honoraria deIngeniería Mecánica, de la SPE y de la SPWLA.

John Hartner es geólogo de exploración de AnadarkoPetroleum Corporation en Anchorage, Alaska. Desdesu ingreso a Anadarko en 1981, se ha desempeñadocomo geólogo de desarrollo en Kansas, Colorado yTexas, y durante los últimos cuatro años en Alaska.John obtuvo la licenciatura en biología y química dela Universidad Central de Michigan en MountPleasant, EUA, y la maestría en geología de la Escuelade Minas de Colorado en Golden, EUA.

Nick Heaton obtuvo el doctorado en química de laUniversidad de Southampton en Inglaterra, en 1987.Posteriormente trabajó en asuntos relacionados conla investigación de resonancia magnética nuclear(RMN) en la Universidad de California en San Diego yen la Universidad de Stuttgart en Alemania. En 1998ingresó al Centro de Productos de Schlumberger enSugar Land como especialista en el desarrollo de pro-ductos de técnicas de interpretación de RMN.

Kyel Hodenfield es Gerente de Negocios de LWD.Reside en Clamart, Francia en la oficina matriz deSchlumberger Wireline & Testing. Está a cargo de laestrategia y el desarrollo de negocios de LWD. Ingresóa la compañía en 1985 como ingeniero de campo deSchlumberger Wireline & Testing y trabajó en diferen-tes sitios de California en la evaluación de la forma-ción y en los servicios de producción. De 1990 a 1996,ocupó diferentes puestos en el área gerencial y deventas en el oeste de los EUA. En 1997 fue transferidoa Anadrill en Sugar Land, Texas para convertirse en elpaladín del producto VISION475* y posteriormente sedesempeñó como el gerente de mercadotecnia denueva tecnología. Kyel obtuvo la licenciatura en inge-niería geológica y del petróleo de la Universidad deDakota del Norte en Grand Forks, EUA.

86 Oilfield Review

Brad Ivie es gerente de proyectos especiales delSegmento de Barrenas de Perforación de Schlumbergeren Reed-Hycalog en Houston, Texas. Su principal res-ponsabilidad es el proyecto del Simulador deRendimiento de la Barrena, un software que se pre-tende mejore la selección de las barrenas, simule lavelocidad de penetración y la vida de la barrena, estimelos costos de perforación e identifique las áreas deriesgo potencial para la perforación. Brad inició sucarrera en 1990 como diseñador para la empresaDresser/Security Diamond Products. En 1992 fue desig-nado ingeniero de productos y trabajó en diversos pro-yectos de ingeniería. De 1994 a 1996, encabezó eldepartamento de ingeniería, el cual se encargaba deproyectos de desarrollo de productos, el desarrollo denueva tecnología, la determinación de los criterios dediseño y la difusión de la información técnica. Pasó elaño siguiente en Venezuela como ingeniero de diseño yaplicaciones. Ingresó a Camco/Reed-Hycalog en 1997como ingeniero de diseño senior, a cargo del diseño y elanálisis de las barrenas de perforación de un compuestopolicristalino de diamante (PDC, por sus siglas enInglés) y diversos proyectos de investigación y realiza-ción de pruebas. Posteriormente fue designado super-visor de los servicios de ingeniería, a cargo de losgrupos de apoyo para el diseño y la fabricación de pro-ductos de la planta de Houston. De 1998 a 1999 estuvo acargo de los productos de cortador fijo en la planta deHouston. Antes de ocupar su puesto actual, Brad fuedirector de ingeniería de los productos de perforaciónde cortador fijo, a cargo del desarrollo general del pro-ducto, del apoyo técnico al campo, del soporte a lafabricación y del sistema de garantía de calidad en lasinstalaciones de Houston y Stonehouse, Inglaterra. Bradobtuvo la licenciatura en ingeniería mecánica de laUniversidad del Estado de Montana en Bozeman, EUA.

Craig Ivie es gerente de investigación de Reed-Hycalogen Houston, Texas. Allí prepara, dirige y coordina losprogramas de investigación y los procedimientos paraproporcionar un diseño de productos mejorados y tecno-logía de prueba mejorada. Después de trabajar durantecuatro años con la empresa Christensen DiamondProducts como ingeniero de campo, ingresó a Reed en1986 como ingeniero de diseño. En 1994 fue designadogerente de investigación. Craig obtuvo la licenciaturaen ciencias de la ingeniería de la Facultad de Ciencias yTecnología de los Minerales de Montana en Butte.

Fiona Lamb se incorporó a Merak en Aberdeen,Escocia, en enero del 2001 como analista consultor.Recientemente terminó su tesis doctoral denominada"Riesgo, Incertidumbre y Toma de Decisiones deInversión en el Sector de Upstream de la Industria delPetróleo y el Gas", en la Universidad de Aberdeen.Fiona obtuvo el grado académico (con mención honorí-fica) en matemáticas y gerenciamiento en laUniversidad de Aberdeen.

Carlos Maeso es el Paladín de Productos deInterpretación de registros de LWD para Drilling andMesurements en Sugar Land, Texas. Está a cargo de losasuntos de interpretación de registros de LWD, de lacoordinación de campo e ingeniería para la interpreta-ción de registros de LWD, de productos de geonavega-ción y de la capacitación para la interpretación deregistros de LWD. Ingresó a Schlumberger en 1996como petrofísico con GeoQuest en Aberdeen, Escocia.De 1998 al 2000 se desempeñó como petrofísico dedesarrollo de técnicas de interpretación. Antes deingresar a Schlumberger trabajó en Aberdeen durante16 años en sedimentología, estratigrafía y análisis denúcleos. Carlos obtuvo la licenciatura (con menciónhonorífica) en geología de la Universidad de Druham enInglaterra.

Chanh Cao Minh es el Gerente de Sección de CMR deldepartamento de RMN en el Centro de Productos deSchlumberger en Sugar Land. Ingresó a la compañíaen 1978 como ingeniero de campo, trabajando enFrancia y Noruega. Ha desempeñado diversas misionesgerenciales en Europa y el Sudeste de Asia, donde tra-bajó en la simulación de yacimientos. Encabezó elCentro de Cómputos de Schlumberger en China (1990-1991) y posteriormente fue transferido al Centro deInvestigaciones Doll Research de Schlumberger enRidgefield, Connecticut, como científico de investiga-ción. Antes de tomar su misión actual en 1997, sedesempeñó como petrofísico en Al-Khobar, ArabiaSaudita. Chanh obtuvo la licenciatura en ingenieríaeléctrica y mecánica de la Université de L’Etàt Liègeen Bélgica.

Mark A. Norville es vicepresidente de Exploración yDesarrollo de Kerns Oil & Gas, Inc. Ha estado condicha empresa en San Antonio, Texas, desde 1998.Actualmente trabaja en el desarrollo y la exploraciónde más de 20,000 acres en el sur y oeste de Texas, ysupervisa y evalúa los proyectos para la participaciónde Kerns. En sus inicios se desempeñó como geólogode distrito para la empresa Clayton Williams Energy enSan Antonio (1980-1985) y pasó los siguientes 12 añoscomo gerente de exploración para la empresa StallionOil Company, también en San Antonio. Actualmente espresidente de la Sociedad Geológica del Sur de Texas.Mark obtuvo la licenciatura en geología de laUniversidad de Texas A&M en College Station.

Richard Plumb es Consultor Principal y Gerente deGeomecánica en Schlumberger Holditch-ReservoirTechnologies en Houston, Texas. Anteriormente, sedesempeñó como líder del equipo de geomecánica delSegmento de Servicios de Manejo Integrado deProyectos IPM de Schlumberger y coordinador de geo-ciencias del Centro de Soporte de IPM en Houston.Antes de ingresar a IPM, Richard estuvo a cargo delestudio de casos reales en el departamento de inter-pretación y geomecánica del Centro deInvestigaciones de Schlumberger de Cambridge enInglaterra. Trabajó también en el Centro deInvestigaciones Doll Research de Schlumberger enRidgefield, Connecticut, donde desarrolló técnicas deinterpretación de registros para la identificación defracturas, mediciones de la tensión en sitio y controldel crecimiento vertical de la fractura hidráulica. Dickobtuvo la licenciatura en física y geología de laUniversidad de Wesleyan en Middletown, Connecticut;la maestría en geología en la Facultad de Dartmouthen Hanover, Nueva Hampshire, EUA, y el doctorado engeofísica de la Universidad de Columbia en NuevaYork, Nueva York.

Tim Pritchard es Consultor Técnico en Petrofísicapara la empresa BG International, Actualmente estáterminando un breve proyecto temporal sobre el desa-rrollo de negocios internacionales. Sus áreas de inte-rés principales son la integración de los datosobtenidos por herramientas operadas a cable condatos de laboratorio, datos de ingeniería geofísica y delpetróleo. Ingresó a BG plc. en 1988 para trabajar en lamedición y el modelado del fenómeno de adsorción degas, sistemas avanzados de separación de fluidos ymodernos sistemas patentados de membrana cerá-mica. Desde 1993 ha estado trabajando en el desarro-llo de técnicas de medición e interpretaciónpetrofísica, incluyendo las técnicas de generación deimágenes de RMN y los sistemas de registros conherramientas operadas a cable. También tiene expe-riencia en operaciones marinas con BG Internationalen Egipto, Trinidad, Túnez y la plataforma continentalen el Reino Unido, y ha encabezado una cartera deproyectos de desarrollo en Europa y Norteamérica.Tim obtuvo la maestría (con mención honorífica) enquímica de la Universidad de Aston en Birminghan y eldoctorado en resonancia magnética nuclear en mate-riales en estado sólido y estado líquido de laUniversidad de Durham, ambas en Inglaterra.

T. S. Ramakrishnan (Rama) es asesor científico en elCentro de Investigaciones Doll Research deSchlumberger en Ridgefield, Connecticut.Actualmente se encuentra en el departamento de opti-mización de yacimientos. Desde su ingreso a SDR en1985, ha estado involucrado en la investigación delanálisis de presión transitoria, el desarrollo de nuevastécnicas para medir las propiedades polifásicas, lainvasión y la petrofísica de los carbonatos.Anteriormente, estuvo a cargo del desarrollo de unprograma integrado de interpretación para herramien-tas de nueva generación. Rama obtuvo la licenciaturadel Instituto Tecnológico de la India en Nueva Delhi yel doctorado del Instituto de Tecnología de Illinois enChicago, EUA, ambos en ingeniería química.

Raghu Ramamoorthy es petrofísico principal de ladivisión de Asia del Este en Kuala Lumpur en Malasia.Supervisa todos los asuntos relacionados con la evalua-ción petrofísica de la formación que afectan la adquisi-ción de datos en las líneas de productos Wireline &Testing, Anadrill y GeoQuest. Ingresó a Schlumbergercomo ingeniero de campo en 1982 y trabajó en Egipto yen el Medio Oriente. Después de varias misiones enEgipto, Irán y la India, en 1991 recibió la capacitaciónpara convertirse en analista de registros y fue asignadoal Centro de Cómputos de Muscat, Omán. En 1994 fuetransferido al Centro de Investigaciones Doll Researchde Schlumberger en Riedgefield, Connecticut, comocientífico de investigación para trabajar en el grupo deCaracterización de Yacimientos, y más tarde en elgrupo de estudios de Carbonatos. Antes de ocupar supuesto actual en 1999, Raghu fue petrofísico de divi-sión para Australia y es autor de muchos artículos téc-nicos. Obtuvo la licenciatura en ingeniería mecánicadel Instituto de Tecnología de la India en Madrás y lamaestría en ingeniería del petróleo de la Universidadde Texas en Austin. Es editor de la publicación men-sual ASA Formation Evaluation Review y ha impar-tido clases en temas relacionados con la adquisición yla interpretación de registros CMR, tanto para ingenie-ros de campo como para analistas de registros.

John Rasmus es especialista en la interpretación deregistros de LWD de la organización de soporte alcliente y al campo InTouch. Reside en Sugar Land,Texas, y ha ocupado diversos puestos para el desarrollode técnicas de interpretación. John ha desarrolladonuevas e innovadoras técnicas de interpretación parala porosidad secundaria en carbonatos, la geonavega-ción de pozos horizontales, la cuantificación de la geo-presión en lutitas subcompactadas y la optimizacióndel motor de perforación de fondo de pozo. Ingresó aAnadrill después de trabajar en la organización decampo de Wireline & Testing en Calgary, Alberta,Canadá, y en Kansas y las Rocallosas (EUA). Johnobtuvo la licenciatura en ingeniería mecánica de laUniversidad de Ciencia y Tecnología del Estado deIowa en Ames, EUA y es ingeniero profesional regis-trado en Texas.

87Invierno de 2001

(continúa en la próxima página)

88 Oilfield Review

Hendrik Rohler es el referente senior de petrofísica enRWE-DEA AG en Hamburgo, Alemania. Desde 1997 haestado a cargo del sector de evaluación de la formación;del desarrollo del código de evaluación y de la mecá-nica de las rocas, y del desarrollo de la base de datos ydel modelo teórico. Comenzó a trabajar como ingenierode campo con la empresa Western Atlas InternationalInc. en Bremen, Alemania y posteriormente en Houma,Luisiana (1990-1991). De 1992 a 1996 fue jefe deldepartamento de registros de pozos de TerratecHeitersheim en Alemania. Hendrik obtuvo la maestríaen geofísica en la Universidad Técnica de Clausthal enAlemania y también participó de cursos de postgradoen geofísica en la Universidad de la Columbia Británicaen Vancouver, Canadá. Fue egresado asistente delCentro Interdisciplinario para Computación Científicaen la Universidad de Heidelberg, Alemania (1992-1993)y obtuvo el doctorado del Instituto de TecnologíaFederal Suizo en Zurich, Suiza. Entre sus logros seencuentra el desarrollo de un circuito de flujo con frac-turas de apertura variable para el registro de fluidos ylos estudios de mezclado del flujo gravitacional, y tam-bién de una herramienta de registros selectiva de ionesresistente a la presión.

Peter R. Rose es geólogo petrolero certificado. Sedesempeñó como geólogo de Shell Oil Company; jefe dela División de Petróleo y Gas del Servicio Geológico deEUA; y geólogo en jefe y director de la exploración dediversos campos para la empresa Energy ReservesGroup, Inc. [actualmente BHP Petroleum (Americas),Inc.]. En 1980 creó una empresa de consultoría inde-pendiente de petróleo y gas, Telegraph Exploration,Inc. Sus clientes incluyen a las compañías más impor-tantes de los EUA y a muchas empresas independientesprominentes, así como también a muchas firmas inter-nacionales y compañías petroleras estatales. Peter haexplorado en busca de petróleo y gas en la mayor partede las provincias geológicas de Norteamérica y hapublicado artículos e impartido un gran número de con-ferencias sobre la evaluación de los recursos en losEUA, el análisis de la cuenca, el desarrollo de zonaspotenciales, la evaluación de los prospectos, así comodel riesgo y la incertidumbre en la exploración. Desde1989, ha estado involucrado en el diseño y la implemen-tación de los sistemas de análisis de riesgo de la explo-ración para las principales compañías petrolerasnacionales e internacionales. Es socio gerente de lafirma de consultoría Rose & Associates en Austin,Texas. Peter fue nombrado Conferencista Distinguidode la AAPG en 1985, Presidente de la División deAsuntos Profesionales de la AAPG en 1996, y en 1998 sehizo acreedor a la Medalla Parker Memorial otorgadapor el Instituto Norteamericano de GeólogosProfesionales. Posee la licenciatura, la maestría y eldoctorado en geología de la Universidad de Texas enAustin.

Milton R. Seim es Vicepresidente de Operaciones deKerns Oil & Gas, Inc. Tiene a su cargo a todo el perso-nal de ingeniería y de los sectores operativos de la com-pañía. Es también vicepresidente de DiamondbackDrilling, de Mesquite Well Service y de la empresaKerns Development Company. Inició su carrera en 1970con Mobile Oil Corp., trabajando en producción e inge-niería de perforación. De 1979 a 1993 fue gerente deproducción de la empresa Forest Oil Corp. en Denver,Colorado, y en Corpus Christi y Midland, Texas. Ingresóa Kerns en 1995. Milton posee la licenciatura en inge-niería en gas natural de la Universidad de Texas A&I enKingsville.

El asterisco (*) se utiliza para identificar lasmarcas de Schlumberger.

Próximamente en Oilfield Review

La toma de decisiones en la industriadel petróleo y el gas.La toma de decisiones en el campo petrolerorequiere de un proceso de análisis práctico, quetome en cuenta la incertidumbre y cuantifique elimpacto de las diferentes decisiones. Los árbolesde decisión son herramientas que ofrecen la posi-bilidad de construir un marco para problemas difí-ciles a la hora de tomar decisiones y probar elefecto de cada uno de los pasos en el proceso.Estudios de casos reales demuestran cómo estasherramientas ayudan a combinar la informacióntécnica y económica para promover decisionessólidas en los programas de desarrollo de camposy en la preparación de los contratos.

Evaluación de yacimientos de carbonato.La heterogeneidad de los carbonatos presentaretos importantes en la exploración, el desarrollo yla producción que deben resolverse para producirel 60% de las reservas mundiales de petróleoconocidas y contenidas en estos yacimientos. Losantecedentes alrededor del mundo ilustran losenfoques actuales para manejar los yacimientos decarbonato y dar un rumbo a las iniciativas de inves-tigación en curso.

Resistividad de la formación en huecos revestidos.Seis décadas después de una continua búsqueda, lamedición de la resistividad en un pozo revestido esahora una realidad. Este artículo describe la historiay el desarrollo de la herramienta más moderna deadquisición de registros operada a cable, la cualcompleta el conjunto de mediciones para la evalua-ción de la formación en huecos revestidos. Los ejem-plos ilustran la importancia de la medición de laresistividad de la formación en huecos revestidos alos efectos de identificar zonas previamente inadver-tidas, y para el monitoreo de la producción y de losyacimientos.

Soluciones para la estimulación integrada.Grandes inversiones asociadas con las técnicas deestimulación de pozos, como la fracturaciónhidráulica, requieren de un enfoque específico parauna cuenca o para un yacimiento que maximice laproducción. El proceso PowerSTIM* ofrece un sis-tema de trabajo basado en las herramientas y elpotencial de la Red (Web), y que ayuda a integrarla experticia petrofísica y el conocimiento del yaci-miento con el diseño, la ejecución y la evaluaciónde los servicios a fin de desarrollar y redefinir losmodelos de interpretación y de terminación depozos. Estudios de casos reales ilustran cómo losequipos distribuidos de expertos utilizan estosmodelos para proporcionar soluciones oportunasdestinadas a los pozos futuros y al desarrollo delos campos.

Graeme Simpson obtuvo la licenciatura (con menciónhonorífica) y el doctorado, ambos en geología de laUniversidad de Sheffield en Inglaterra. Posee tambiénla maestría de la Escuela de Gerenciamiento deCranfield en Bedfordshire, Inglaterra. Inició su carreraen 1975, trabajando en la identificación y el análisis deprospectos en el Reino Unido, el Golfo de México yNoruega para la empresas Esso UK, Exxon USA y EssoNorway. De 1984 a 1988, trabajó para Esso Europe yEsso UK en la planeación, en el monitoreo de la econo-mía y del rendimiento. Durante los siguientes dosaños, se desempeñó como gerente de los proyectos deexploración de Esso UK. De 1990 a 1997 se desempeñócomo gerente de análisis de negocios de Esso UK, enfo-cándose en la planeación estratégica, presupuestos,adquisiciones, ventas y reclutamiento, y capacitación.De 1997 a junio del 2000 fue catedrático deSchlumberger para el Manejo de la IndustriaEnergética y Jefe del Departamento de EstudiosGerenciales en la Universidad de Aberdeen en Escocia.Actualmente es asesor senior en geociencias y econo-mía en la firma Gaffney Cline & Associates enHampshire, Inglaterra. Ha sido también nombradocatedrático honorario del Departamento de Economíade la Universidad de Aberdeen y es catedrático invi-tado en la Universidad de Petróleo y Minerales de KingFahd, Facultad de Gerenciamiento Industrial deDhahran, Arabia Saudita. Graeme es autor de numero-sas publicaciones y es miembro de la SociedadGeológica de Londres.

Roger Smith es gerente de Soluciones de Ingenieríade Diseño para Conos Giratorios en Reed-Hycalog enHouston, Texas. Está a cargo del desarrollo de las solu-ciones para la barrena de conos giratorios de uso mun-dial, enfocándose en el desarrollo de nuevasestructuras de corte, la actualización de la línea deproductos y los asuntos de rendimiento de las barre-nas. Ingresó a la compañía como ingeniero en 1978.Posteriormente estuvo en distintos puestos enHouston, Texas, en desarrollo y soporte de productos,en R&D, a cargo de los productos de diamante, y comoingeniero de productos y de soluciones. Roger es pose-edor de dos patentes y obtuvo la licenciatura en inge-niería mecánica de la Universidad de Houston enTexas.

Graham Watson es Ingeniero de Diseño Senior. Sedesempeña como supervisor de las barrenas de perfo-ración de diamante e impregnadas de diamante.Supervisa el desarrollo de los materiales y el diseño eidentificación de nuevas oportunidades de negocios.Desde 1998 trabaja en el Centro de Cortadores Fijos deReed-Hycalog en Houston, Texas. Anteriormente, tra-bajó en el Centro de Cortadores Fijos de Stonehouse,Inglaterra. Desde 1991, ha sido el diseñador de barre-nas de un compuesto policristalino de diamante (PDC)para Reed-Hycalog. Además de diseñar las barrenasPDC convencionales, ayudó también a diseñar y desa-rrollar las barrenas Bicentrix*. Graham es egresado dela Universidad Tecnológica de Loughborough en Lei-cestershire, Inglaterra donde obtuvo la licenciatura(con mención honorífica) en ingeniería mecánica.

Colaboradores (continuación de la página anterior)