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Volumen 25, no.3

Avances en tratamientos de acidifi cación

Monitoreo de la corrosión en las tuberías de revestimiento

Referenciamiento geomagnético

Las tormentas solares

Oilfield Review

SCHLUMBERGER OILFIELD REVIEW

M

ARZO DE 2014 VOLUM

EN 25 N

UMERO 3

13-OR-0004-S

Oilfield Review AppLa aplicación para iPad† de Oilfield Review para la plataforma Newsstand se encuentra disponible en forma gratuita en la tienda iTunes† App Store de Apple†.

Oilfield Review comunica a los profesionales de la industria petrolera los adelantos técnicos relacionados con la búsqueda y producción de hidrocarburos. La aplicación gratuita Oilfield Review Apple iPad para beneficiarse del contenido forma parte de la plataforma Newsstand y permite el acceso tanto a temáticas nuevas como archivadas. Muchos artículos han sido mejorados con contenidos más ricos, tales como animaciones y videos, que ayudan a explicar los conceptos y teorías que trascienden las capacidades de las imágenes estáticas. La aplicación brinda acceso a numerosos años de temáticas archivadas en un formato compacto que conserva el contenido y las imágenes de alta calidad a los que estamos acostumbrados con la versión impresa de Oilfield Review.

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Anuncio de la nueva aplicación

para iPad de Oilfi

eld Review

Ampliamente aclamada como tecnología innovadora, la perforación de pozos de alcance extendido permite el desarrollo económicamente efectivo de las reservas marinas desde localizaciones en tierra firme y desde estructuras de concreto construidas en el mar. Además, posibilita un máximo contacto con el yacimiento y permite el acceso a múltiples yacimientos con un solo agujero.

Para Eni US Operating Company Inc., la perforación de pozos de alcance extendido ha sido esencial para el desarrollo del campo Nikaitchuq, que se encuentra ubicado frente al Talud Norte de Alaska en EUA. Las carac-terísticas del campo —desde su localización marina y su temperatura de fondo de pozo hasta su geología compleja— lo convierten en un proyecto extremadamente desafiante.

Las concesiones de nuestra empresa se encuentran ubicadas costa afuera del Océano Ártico y el Mar de Beaufort, al norte del Círculo Polar Ártico. Para un mejor acceso al yacimiento, hemos construido una isla a unas pocas millas mar adentro, en un tirante de agua (profundi-dad del lecho marino) de menos de 3 m [10 pies]. De los 30 pozos que proyectamos perforar desde una sola localiza-ción en la isla artificial, ya hemos perforado 17; pero además perforamos 22 desde una localización terrestre ubicada en Oliktok Point. Además de las ventajas económi-cas, la restricción de los sitios de perforación a sólo dos localizaciones de pozos minimiza la huella ambiental.

El objetivo es un yacimiento somero y relativamente frío, lo que hace que el petróleo sea viscoso. Este yacimiento había sido desarrollado con un sistema de inyección de agua en línea (desplazamiento por frente continuo); el plan de desarrollo implica una distribución de pozos inyec-tores y productores horizontales alternados y, para el año 2014, se procederá a terminar un total de 52 pozos. El agua de inyección para el proceso de inundación con agua es producida desde una formación más profunda y más cálida.

Estamos perforando pozos de alcance extendido someros. Si bien la profundidad de estos pozos oscila entre 1 000 m [3 200 pies] y 1 300 m [4 200 pies], algunos pozos poseen una longitud de más de 7 000 m [23 000 pies]. Más del 90% de los pozos del desarrollo exhiben una relación alcan-ce-profundidad vertical verdadera (TVD) superior a 4 y en ciertos casos dicha relación alcanza un valor de 6. Los pozos están separados por una distancia de 370 m [1 200 pies] entre sí, a lo largo de sus intervalos de producción, y muchos siguen fallas que compartimentalizan el yacimiento. El posicionamiento preciso de los pozos es crucial para asegurar que no fracase el proceso de inyección de agua o se atraviese inadvertidamente una falla primaria. Un error de localización del 1% en un pozo de 7 000 m de longitud, se traduce en un error inaceptable de más de 60 m [200 pies] en la profundidad final (TD).

Aquí es donde hace su incursión el sistema de referen-ciamiento geomagnético. Si bien los levantamientos

Referenciamiento geomagnético para el posicionamiento de pozos

1

giroscópicos tradicionales podrían producir datos de cali-dad suficiente para lograr los emplazamientos de pozos necesarios, su ejecución en este ambiente es impracticable y requiere costos y tiempos adicionales que los torna prohi-bitivamente costosos para los programas de perforación de esta área. El referenciamiento geomagnético permite el posicionamiento preciso y en tiempo real de nuestros pozos y nos brinda la certeza de conocer dónde se encuen-tran sin tener que detener la perforación. Mediante la uti-lización del referenciamiento geomagnético, podemos construir un modelo detallado del campo magnético terres-tre para compararlo con las mediciones magnéticas obteni-das durante la perforación (véase “Referenciamiento geomagnético: La brújula en tiempo real para los perfora-dores direccionales,” página 34). El modelo se confecciona con las contribuciones del campo magnético principal de la Tierra, las variaciones magnéticas locales de las rocas corti-cales y las perturbaciones variables en el tiempo causadas por la actividad solar.

Las tormentas magnéticas relacionadas con el Sol se producen de manera impredecible y en las latitudes del Ártico generan oscilaciones de gran amplitud en la intensi-dad y la dirección del campo magnético, que deben ser incorporadas en el modelo. Para cuantificar estas pertur-baciones, Schlumberger se asoció con el Servicio Geológico de EUA a fin de construir un observatorio geomagnético cercano, en Deadhorse, Alaska. El observatorio proporciona los datos de referenciamiento de alta calidad requeridos para las correcciones asociadas con la continuación de la perforación en tiempo real y para los levantamientos defini-tivos al final de cada carrera del arreglo de fondo (BHA).

Estamos perforando nuestro pozo número 39 utilizando referenciamiento geomagnético. Desde las primeras aplicaciones de esta tecnología en nuestros pozos, la incertidumbre asociada con el posicionamiento de los pozos se redujo continuamente. Y, dado que conocemos las posiciones con gran certeza, estamos reingresando en los pozos para perforar tramos laterales duales desde laterales simples. Esta estrategia nos permite duplicar básicamente el contacto del pozo con el yacimiento e incrementar las tasas de producción. Aún con estas tasas incrementadas, se espera que este campo produzca durante más de 30 años.

Andrew BuchananGeólogo senior de operaciones Eni US Operating Company Inc.Anchorage, Alaska, EUA

Andrew Buchanan se desempeña desde el año 2009 en Eni US Operating Company Inc., en Anchorage, como geólogo senior de operaciones. Previamente, trabajó para ASRC Energy Services como geólogo consultor. Andrew obtuvo una licenciatura en geología de la Universidad de Regina, en Saskatchewan, Canadá. Actualmente se desempeña como el ex-presidente del Club del Petróleo de Anchorage.

www.slb.com/oilfieldreview

Schlumberger

Oilfield Review1 Referenciamiento geomagnético para el posicionamiento de pozos

Artículo de fondo aportado por Andrew Buchanan, geólogo senior de operaciones de Eni US Operating Company Inc.

4 Estimulación de yacimientos carbonatados naturalmente fracturados

La estimulación de yacimientos carbonatados naturalmente fracturados ha mejorado significativamente con la aplicación de fluidos de acidificación innovadores que contienen fibras degradables. Las fibras se congregan y forman barreras que impiden el movimiento de los fluidos hacia las fracturas, redireccionando el ácido hacia las regiones de permeabilidad más baja. Esta eficiencia de estimulación mejorada se ha traducido en perfiles de producción cada vez más uniformes a través de múltiples zonas y ha generado incrementos sustanciales de la producción en muchos campos de petróleo y gas de todo el mundo.

18 Medición de la corrosión en las tuberías de revestimiento para prolongar la vida de los activos

La corrosión de los tubulares de fondo de pozo puede acortar la vida productiva de un pozo y contribuir a generar daños costosos para los operadores. El monitoreo de la corrosión de fondo de pozo actúa como primera línea de defensa contra la corrosión en las tuberías de revestimiento.

Editor ejecutivoLisa Stewart

Editores seniorTony SmithsonMatt VarhaugRick von Flatern

EditorRichard Nolen-Hoeksema

ColaboradoresH. David LeslieTed MoonParijat MukerjiErik NelsonGinger OppenheimerRana Rottenberg

Diseño y producciónHerring DesignMike Messinger

Ilustraciones Chris LockwoodMike MessingerGeorge Stewart

ImpresiónRR Donnelley—Wetmore PlantCurtis Weeks

Traducción y producciónLynx Consulting, Inc.E-mail: [email protected];http://www.linced.com

Traducción Adriana RealEdición Antonio Jorge TorreSubedición Nora RosatoDiagramación Diego Sánchez

2

Acerca de Oilfield ReviewOilfield Review es una publicación trimestral de Schlumberger destinada a los profesionales de la industria petrolera, cuyo objetivo consiste en brindar información acerca de los adelantos técnicos relacionados con la búsqueda y producción de hidrocarburos. Oilfield Review se distribuye entre los empleados y clientes de Schlumberger y se imprime en los Estados Unidos de Norteamérica.

A menos que se indique lo contrario, las siglas que aparecen en esta publicacióncorresponden al idioma inglés.

Cuando se menciona sólo el lugar de residencia de un colaborador, significa que forma parte del personal de Schlumberger.

© 2014 Schlumberger. Todos los derechos reservados. Ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida, archivada o transmitida en forma o medio alguno, ya sea electrónico o mecánico, fotocopiado o grabado, sin la debida autorización escrita de Schlumberger.

Marzo de 2014

Volumen 25Número 3

63 Colaboradores

66 Definición del concepto de perfilaje de producción: Principios del perfilaje de producción

Éste es el decimoprimero de una serie de artículos introductorios que describen los conceptos básicos de la industria de E&P.

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34 Referenciamiento geomagnético: La brújula en tiempo real para los perforadores direccionales

En los últimos años, la necesidad de posicionar los pozos con precisión ha generado desarrollos tecnológicos que pro-movieron el avance de la ciencia de direccionamiento de los pozos. Este artículo examina los métodos de prospección magnetométrica que mejoran la precisión de las mediciones en tiempo real y permiten a los perforadores alcanzar sus objetivos de manera eficiente y económicamente efectiva.

Oilfield Review SUMMER 13Production Log Fig. 2ORSUMR 13-PRDLG 2

50 El soplido del viento solar: Las manchas solares, los ciclos solares y la vida en la Tierra

La meteorología espacial puede afectar los sistemas terrestres que son cruciales para la sociedad moderna. Este artículo describe los fenómenos solares que contribuyen a la meteorología espacial y constituyen la fuente de los pulsos electromagnéticos que poseen el potencial para afectar y dañar las tecnologías electrónicas, de generación de energía, de comunicaciones, de transporte y de otro tipo de infraestructura, tanto en la Tierra como en el espacio. Además, se analizan los ciclos de manchas solares y su influencia en la meteorología solar y terrestre.

Hani Elshahawi Shell Exploration and Production Houston, Texas, EUA

Gretchen M. Gillis Aramco Services Company Houston, Texas, EUA

Roland Hamp Woodside Energy Ltd. Perth, Australia

Dilip M. Kale ONGC Energy Centre Nueva Delhi, India

George King Apache Corporation Houston, Texas, EUA

Andrew Lodge Premier Oil plc Londres, Inglaterra

Consejo editorial

En la portada:

Las auroras boreales aparecen como cortinas brillantes de luces de colores en las regiones árticas del hemisferio norte terrestre. Las auroras, que pueden tener lugar en ambas regiones polares de la Tierra, se forman cuando las emisiones de las erupciones solares y las eyecciones de la masa coronal interactúan con el campo magnético terrestre. Un gran bucle de plasma, conocido como prominencia, emana de la superficie del Sol (inserto). Dicha masa de plasma eyectada en la dirección de la Tierra produce fenómenos meteorológicos espaciales que podrían afectar las tecnologías modernas relacionadas con el electromagnetismo, lo que incluye los métodos de direccionamiento de pozos que dependen de las mediciones magnéticas.

Dirigir la correspondencia editorial a: Oilfield Review 1325 S. Dairy Ashford Houston, Texas 77077 EUA(1) 281-285-7847Facsímile: (1) 281-285-1537E-mail: [email protected] encuentra disponible en forma gratuita una aplicación para iPad® para la versión en inglés de OilfieldReview.

Dirigir las consultas de distribución a: Vlamir BastosTeléfono: (55) 21 3541 7000 (switchboard)Directo: (55) 21 3541 7071 E-mail: [email protected]

Enlaces de interés:

Schlumbergerwww.slb.com

Archivo del Oilfield Review www.slb.com/oilfieldreview

Glosario del Oilfield Reviewwww.glossary.oilfield.slb.com

4 Oilfield Review

Estimulación de yacimientos carbonatados naturalmente fracturados

Khalid S. AsiriMohammed A. AtwiSaudi AramcoUdhailiyah, Arabia Saudita

Óscar Jiménez BuenoPetróleos Mexicanos (PEMEX)Villahermosa, México

Bruno LecerfAlejandro PeñaSugar Land, Texas, EUA

Tim LeskoConway, Arkansas, EUA

Fred MuellerCollege Station, Texas

Alexandre Z. I. PereiraPetrobrasRío de Janeiro, Brasil

Fernanda Téllez CisnerosVillahermosa, México

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Otoño de 2013: 25, no. 3.Copyright © 2014 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Charles-Edouard Cohen, Río de Janeiro; Víctor Ariel Exler, Macae, Brasil; Luis Daniel Gigena, Ciudad de México; Daniel Kalinin, Al-Khobar, Arabia Saudita; y Svetlana Pavlova, Novosibirsk, Rusia.ACTive, MaxCO3 Acid, POD, SXE y VDA son marcas de Schlumberger.

1. Crowe C, Masmonteil J, Touboul E y Thomas R: “Trends in Matrix Acidizing,” Oilfield Review 4, no. 4 (Octubre de 1992): 24–40.

Los yacimientos carbonatados naturalmente fracturados pueden ser difíciles de

estimular porque los fluidos de tratamiento tienden a ingresar en las fracturas y a

evitar las regiones menos permeables. Normalmente, se necesitan técnicas efectivas

de divergencia de fluidos para asegurarse de que los fluidos de estimulación entren

en contacto con la mayor superficie posible del yacimiento. Los ingenieros y

químicos desarrollaron un innovador fluido de acidificación que emplea fibras

degradables para obstruir temporariamente las fracturas permeables y hacer que el

fluido ingrese en las zonas menos permeables. Los operadores han aplicado el ácido

cargado de fibras en yacimientos de petróleo y gas naturalmente fracturados en los

que es difícil obtener una cobertura zonal completa y, como resultado de dicha

aplicación, han experimentado mejoramientos sustanciales de la producción.

Volumen 25, no.3 55

Desde los albores de la industria del petróleo y el gas, los operadores se han esforzado por maximi-zar la productividad de los pozos, empleando para ello una diversidad de técnicas. Por ejemplo, ya en el siglo XIX, los ingenieros comenzaron a bombear ácido en los pozos para mejorar la producción. Los tratamientos de acidificación disuelven y eli-minan el daño de formación producido por las operaciones de perforación y terminación de pozos y/o forman nuevos trayectos de producción en las formaciones productivas.

Los tratamientos de acidificación se dividen en dos categorías. La acidificación matricial consiste en el bombeo de fluido en la formación a velocida-des y presiones que no fracturan el yacimiento. El tratamiento resultante estimula una región que se extiende alrededor del pozo hasta una distancia de aproximadamente 1 m [3 pies]. La acidificación de las fracturas es un tratamiento de fractura-miento hidráulico en el que se bombea ácido durante al menos una etapa de fluido. La penetra-ción de la estimulación puede extenderse en la formación a lo largo de una distancia de uno o dos órdenes de magnitud mayor que la de la acidifica-ción matricial.

La composición de los fluidos de acidificación depende del tipo de formación a estimular. Las for-maciones carbonatadas, compuestas principal-mente por caliza (carbonato de calcio [CaCO3]) o dolomía (carbonato de calcio y magnesio [CaMg(CO3)2]), son tratadas con ácido clorhí-drico [HCl], diversos ácidos orgánicos, o combina-ciones de éstos. Las formaciones de areniscas están compuestas habitualmente por partículas de cuarzo [SiO2] o feldespato [KAlSi3O8–NaAlSi3O8–CaAl2Si2O6] ligadas entre sí por minerales de arcilla o carbonatos. Los minerales de silicatos no reaccionan con el HCl, sino que responden a los fluidos que contienen ácido fluorhídrico [HF] o ácido fluobórico [HBF4].1 A pesar de las dife-rencias existentes en la química de los fluidos, la mayoría de los aspectos de la acidificación de carbonatos y areniscas relacionados con la inge-niería son similares. No obstante, este artículo se centra en los avances recientes especialmente pertinentes a la acidificación de carbonatos.

Fundamentos de la acidificación de carbonatosLa caliza y la dolomía se disuelven rápidamente en HCl, formando productos de reacción solubles en agua —principalmente cloruros de calcio y de magnesio— y liberando dióxido de carbono. La tasa de disolución es limitada por la velocidad con la cual el ácido puede ser transportado hacia la superficie de la roca. Este proceso de disolu-ción produce la rápida formación de canales de

forma irregular denominados agujeros de gusa-nos (arriba). Los agujeros de gusanos se disponen en forma radial, con una distribución dendrítica, desde los puntos en los que el ácido sale del pozo e ingresa en la formación. Una vez formados, se convierten en los trayectos más permeables den-tro de la formación y transportan virtualmente todo el flujo de fluido durante la producción. Para una estimulación eficiente, la red de aguje-ros de gusanos debe penetrar el intervalo produc-tivo de manera profunda y uniforme.

Obtener uniformidad en el tratamiento de estimulación puede convertirse en un desafío si existen grandes variaciones de permeabilidad dentro del intervalo de tratamiento. A medida que penetra en la formación, el ácido fluye prefe-rentemente hacia los trayectos más permeables. Las áreas de permeabilidad más alta reciben la mayor parte del fluido y se vuelven más extensas, lo que hace que los fluidos de tratamiento pasen por alto las regiones de permeabilidad más baja.

> Agujeros de gusanos inducidos por el ácido. Una red intrincada de agujeros de gusanos formados durante un tratamiento de acidificación matricial a escala de laboratorio de una muestra de una formación carbonatada. La longitud, dirección y número de agujeros de gusanos depende de la reactividad de la formación y de la velocidad con la que el ácido ingresa en la formación. Una vez formados, los agujeros de gusanos acarrean virtualmente todo el flujo de fluido durante la producción.

Oilfield Review SUMMER 13MAXCO3 Fig. 1ORSUMR 13-MXCO 1

6 Oilfield Review

Para abordar este problema, los químicos e inge-nieros han desarrollado métodos para desviar los fluidos de acidificación lejos de los intervalos de alta permeabilidad y en dirección hacia las zonas menos permeables.

Los ingenieros logran la divergencia mediante el empleo de medios mecánicos o químicos o ambos.2 La divergencia mecánica de los fluidos de tratamiento puede efectuarse utilizando herra-mientas operadas con la columna de perforación o con tubería flexible, provistas de empacadores mecánicos que aíslan y dirigen el fluido hacia las zonas de baja permeabilidad. Alternativamente, el flujo puede ser obstruido en los disparos indivi-duales si se lanzan selladores de esferas en el fluido de estimulación a medida que éste des-ciende por el pozo. Los selladores de esferas se colocan y se sellan contra los disparos que aceptan

la mayor parte del fluido. Después del tratamiento, los selladores de esferas se desprenden, son desa- lojados mecánicamente o se disuelven (arriba).

Los agentes divergentes químicos incorpora-dos en los fluidos de estimulación pueden ser divididos en dos categorías: sustancias en partí-culas y viscosificadores. Las sustancias en partí-culas incluyen los agentes de obturación, tales como las escamas de ácido benzoico y los granos de sal dimensionados para taponar los poros de las formaciones. El espumado del ácido permite lograr un efecto de obturación similar debido al flujo bifásico.

Los viscosificadores incluyen los polímeros solubles en agua, los geles a base de polímeros reticulados y los surfactantes viscoelásticos (VES).3 Una década atrás, los científicos e inge-nieros de Schlumberger aplicaron la química VES

en los tratamientos de estimulación con ácido e introdujeron el sistema de ácido divergente vis-coelástico VDA. Los fluidos VDA demostraron ser particularmente exitosos tanto en aplicaciones de acidificación matricial como en aplicaciones de acidificación de fracturas de todo el mundo.4

La molécula de surfactante del sistema VDA, derivada de un ácido graso de cadena larga, es el zwitterion; una molécula neutra que transporta una carga positiva y otra negativa en posiciones independientes.5 Durante su bombeo en un pozo, el fluido VDA —una mezcla de HCl, surfactantes VES y aditivos comunes para tratamientos áci-dos— mantiene una viscosidad baja. A medida que el ácido se consume en la formación, las moléculas de surfactante comienzan a reunirse y forman micelas elongadas.6 Las micelas se entre-cruzan y producen el incremento de la viscosidad del fluido (abajo). El fluido de mayor viscosidad forma una barrera temporaria que obliga al ácido fresco a fluir hacia otras partes. Además de generar la divergencia, la viscosidad reduce la velocidad con la que el ácido reacciona con la for-mación, lo que proporciona más tiempo para la creación de agujeros de gusanos más profundos y más intrincados.

Cuando comienza la producción, el fluido VDA queda expuesto a los hidrocarburos, lo que altera el ambiente iónico y hace que las micelas se vuel-van esféricas. El entrecruzamiento cesa, las mice-las se desplazan libremente y la viscosidad del fluido se reduce drásticamente, lo que permite la limpieza eficiente posterior a la estimulación. A diferencia de los fluidos a base de polímeros, los surfactantes VES no dejan residuo dañino alguno que pueda interferir con la productividad del pozo.

>Métodos de divergencia mecánica. Los selladores de esferas (esferas verdes) se bombean en el pozo durante el tratamiento de estimulación (izquierda). Las esferas proporcionan divergencia mecánica porque obturan preferentemente los disparos que admiten el mayor volumen de fluido de tratamiento. Los empacadores de intervalos inflables también pueden ser desplegados con tubería flexible para aislar el intervalo de tratamiento preferido (derecha). En este ejemplo, los ingenieros ya han estimulado la zona inferior y han desplazado los empacadores hacia arriba, preparándose para estimular la zona siguiente.


Selladores de esferas Empacadores de intervalos inflables

> Comportamiento del fluido surfactante viscoelástico (VES) durante un tratamiento de acidificación. Al comienzo, cuando el surfactante se dispersa en el ácido, cada molécula se mueve independientemente a través del fluido (izquierda). A medida que el ácido reacciona con los minerales carbonatados, las moléculas de surfactantes se congregan y forman micelas elongadas (centro). Las micelas se entrecruzan e impiden el flujo de fluido, lo que incrementa la viscosidad del fluido. Cuando comienza la producción de hidrocarburos después del tratamiento, las micelas elongadas se transforman en esferas (derecha), lo que provoca una reducción considerable de la viscosidad del fluido y facilita una limpieza eficiente.

Moléculas desurfactantes

Micelas elongadas Micelas esféricas

Ácido consumido Hidrocarburos

CaCO3 + 2HCl CaCl2 + CO2 + H2O


Volumen 25, no.3 7

Los yacimientos naturalmente fracturados constituyen los ambientes más desafiantes para la acidificación de carbonatos porque pueden pre-sentar contrastes de permeabilidad extremos. Las regiones fracturadas pueden ser varios órdenes de magnitud más permeables que las capas sin frac-turar. Hasta hace poco, el considerable portafolio de tecnologías de divergencia de la industria demostró ser ineficiente en este ambiente. Aunque utilizaran fluidos autodivergentes tales como la formulación del fluido VDA, los ingenieros debían hacer esfuerzos para obstruir las fracturas y tratar el resto de la formación. En consecuencia, los ope-radores se veían obligados a bombear grandes volúmenes de fluido para llevar a cabo la estimula-ción, lo que se traducía en costos de tratamiento más elevados y resultados menos que óptimos.

No obstante, los ingenieros y químicos de Schlumberger descubrieron que era posible lograr mejoras significativas en la divergencia mediante el agregado de fibras degradables al fluido VDA. A medida que el fluido divergente cargado de fibras ingresa en una fractura, las fibras se congregan, se

entrecruzan y forman estructuras que limitan el ingreso de fluido. El nuevo producto, el sistema de ácido divergente degradable MaxCO3 Acid, ha sido utilizado con éxito y eficiencia para la estimu-lación de yacimientos carbonatados de todo el mundo caracterizados por su notoria dificultad.

Este artículo describe el desarrollo del sis-tema MaxCO3 Acid en el laboratorio y su intro-ducción en el campo petrolero. Algunos casos de estudio de México, Arabia Saudita y Brasil demuestran cómo la aplicación de este nuevo sis-tema de ácido está logrando mejoras significati-vas en la productividad de los pozos.

Estudio de laboratorio de ácidos cargados de fibrasDurante más de 20 años, los químicos e ingenieros exploraron formas de utilizar las fibras para mejo-rar las operaciones de servicios al pozo. A través del trabajo con fibras a base de minerales y polí-meros, estos profesionales descubrieron técnicas de control del comportamiento de los fluidos y los sólidos suspendidos, tanto durante como después

de su emplazamiento en un pozo. La investiga-ción condujo a numerosas innovaciones, que incluyeron métodos de limitación de las pérdidas de circulación durante las operaciones de perfo-ración y cementación, el mejoramiento de la fle-xibilidad y la durabilidad de los cementos de pozos, la facilitación del transporte de apunta-lante durante las operaciones de fracturamiento hidráulico y la prevención del contraflujo (flujo de retorno) de apuntalante en el pozo después de un tratamiento de fracturamiento.

El estudio de las aplicaciones para las fibras, en el contexto de la acidificación, constituye un esfuerzo más reciente. En el año 2007, los científi-cos de Schlumberger comenzaron a explorar la capacidad de las fibras para mejorar la divergencia del fluido tanto en escenarios de agujero descu-bierto como de pozo entubado (izquierda). La dife-rencia principal entre las dos condiciones es que, para las terminaciones en agujero descubierto, las fibras se deben acumular a través de toda la super-ficie del pozo para proporcionar la divergencia, pero en los casos de pozos entubados, la deposita-ción de las fibras puede confinarse a los disparos.

Los ingenieros descubrieron que el simple agregado de fibras a una solución de HCl conven-cional no bastaba para formar una suspensión fibrosa estable. Inmediatamente después del agregado, las fibras se congregaban, formaban bloques y se separaban del ácido. El éxito se alcanzó con la incorporación de las fibras en el fluido VDA. La mayor viscosidad del fluido resul-tante permitió la formación de una suspensión robusta de fibras discretas.

2. Robert JA y Rossen WR: “Fluid Placement and Pumping Strategy,” en Economides MJ y Nolte KG (eds): Reservoir Stimulation, 3a ed. Chichester, West Sussex, Inglaterra: John Wiley & Sons, Ltd (2000): 19-2–19-3.

3. Para obtener más información sobre los polímeros solubles en agua y los sistemas de fluidos VES, consulte: Gulbis J y Hodge RM: “Fracturing Fluid Chemistry and Proppants,” en Economides MJ y Nolte KG (eds): Reservoir Stimulation, 3a ed. Chichester, West Sussex, Inglaterra: John Wiley & Sons, Ltd (2000): 7-1–7-23.

4. Al-Anzi E, Al-Mutawa M, Al-Habib N, Al-Mumen A, Nasr-El-Din H, Alvarado O, Brady M, Davies S, Fredd C, Fu D, Lungwitz B, Chang F, Huidobro E, Jemmali M, Samuel M y Sandhu D: “Reacciones positivas en la estimulación de yacimientos carbonatados,” Oilfield Review 15, no. 4 (Primavera de 2004): 30–47.

Lungwitz B, Fredd C, Brady M, Miller M, Ali S y Hughes K: “Diversion and Cleanup Studies of Viscoelastic Surfactant-Based Self-Diverting Acid,” SPE Production & Operations 22, no. 1 (Febrero de 2007): 121–127.

5. Sullivan P, Nelson EB, Anderson V y Hughes T: “Oilfield Applications of Giant Micelles,” en Zana R y Kaler EW (eds): Giant Micelles—Properties and Applications. Boca Ratón, Florida, EUA: CRC Press (2007): 453–472.

6. Una micela es un agregado coloidal de moléculas de surfactantes. En el ambiente acuoso de un fluido de acidificación, las moléculas de surfactantes se disponen de manera tal que el interior de la micela es hidrofóbico y el exterior es hidrofílico. Las micelas con forma de gusano pueden tener varios micrones de largo y poseer una sección transversal de algunos nanómetros.

> Escenarios de despositación de fibras y divergencia. Durante la acidificación en agujero descubierto (extremo superior y extremo inferior izquierdo), las fibras forman un revoque de filtración que cubre toda la pared del pozo. Durante la acidificación en pozo entubado (extremo superior y extremo inferior derecho), las fibras forman revoques de filtración en los túneles dejados por los disparos.


Pareddel pozo

Acidificación en agujero descubierto Acidificación en pozo entubado

Pozo Pozo

Tubería derevestimiento

Revoque de filtración


Revoque de filtraciónFluido de tratamiento Fluido de tratamiento


Agujerode gusano

Agujerode gusano Disparo

Disparo


8 Oilfield Review

Luego, los ingenieros comenzaron a efectuar experimentos con equipos a escala de laboratorio para simular la pérdida de fluido y la depositación de las fibras (arriba). El simulador principal era un dispositivo de obturación provisto de diversos orificios a través de los cuales pasaba el ácido car-gado de fibras con tasas de flujo variables. Los ori-ficios circulares, con diámetros oscilantes entre 1 y 2 mm [0,04 y 0,08 pulgadas], simulaban los agu-jeros de gusanos. Los orificios rectangulares con anchos variables entre 2 y 6 mm [0,08 y 0,24 pulga-das] eran análogos a las fracturas. Los ingenieros observaron la formación de tapones de fibras y registraron la correspondiente presión del sis-tema a medida que el ácido cargado de fibras pasaba a través de un orificio.

> Equipo a escala de laboratorio para comprobar el comportamiento de la pérdida de fluido y la depositación del revoque de filtración. Los ingenieros utilizaron una celda de filtración convencional para simular un tratamiento de estimulación en agujero descubierto (extremo superior). Los técnicos colocaron primero un núcleo de carbonato en la base de la celda y luego vertieron ácido cargado de fibras. Después de sellar la celda, aplicaron una presión diferencial a través del núcleo y utilizaron una balanza para medir la cantidad de filtrado que pasaba por el núcleo. Para la simulación en pozo entubado (extremo inferior), los ingenieros utilizaron un dispositivo de obturación. El dispositivo consistió principalmente en un tubo de 300 mL provisto de un pistón, una bomba de cromatografía líquida de alto rendimiento (HPLC) y un orificio (izquierda). El orificio podía ser circular para simular un agujero de gusano (extremo superior derecho) o rectangular para representar una fractura (extremo inferior derecho). Los técnicos instalaron un pistón en la parte superior del tubo, que contenía el ácido cargado de fibras. Al salir del tubo, el ácido pasó a través del orificio y los técnicos evaluaron la capacidad de divergencia de las fibras mediante la medición del volumen filtrado, el volumen del revoque de filtración con fibras y la presión de bombeo con diversas tasas de flujo.

Presión

Revoquede filtración

Filtrado

Balanza

Celda de presión

Ácido y fibras

Regulador decontrapresión

Núcleo

Simulación en agujero descubierto


Fluj

o de

flui

do

130 mm

Diámetro interno (ID) 21 mm

20 mm1 a 2 mm

2 a 6 mm

25,75 mm

65 mm

75 mm

Pistón

Revoque de filtraciónOrificio

Orificio

Orificio

Sensor de presión

142

cm

Bomba

Geometría de agujeros de gusanos

Geometría de fisuras o fracturas

Ácido y fibras

Simulación en pozo entubado

El desarrollo de la presión en el dispositivo siguió un patrón consistente (próxima página, extremo superior izquierdo). Al comienzo, no se produjo incremento alguno de la presión, pero al cabo de algunos segundos ésta se incrementó rápi-damente cuando las fibras formaron un puente y comenzaron a rellenar el orificio. Estos resultados indicaron que cuando los primeros volúmenes de ácido cargado de fibras llegan a los disparos, el ácido penetra en el yacimiento como si no hubiera fibras presentes. Luego, a medida que las fibras producen la obturación, se acumulan en el interior de los disparos y forman un revoque de filtración. A continuación, las fibras taponan los disparos, reduciendo la inyectividad y favoreciendo la diver-gencia del fluido hacia los disparos. Los ingenieros

descubrieron además que la concentración de fibras requerida para lograr la obturación se incrementaba con la tasa de inyección del fluido (próxima página, extremo superior derecho).

En el laboratorio, después de bombear el ácido cargado de fibras a través del orificio, los ingenie-ros llevaron a cabo un lavado con agua dulce. Cuando el ácido viscoso salió del dispositivo, la presión de bombeo se redujo gradualmente y por último se estabilizó. Al final de cada prueba, quedaba en el orificio un tapón estable de fibras. Con el conocimiento de la presión, la tasa de flujo, la viscosidad del fluido y la longitud del tapón de fibras, los ingenieros también pudieron utilizar la ley de Darcy para calcular las permea-bilidades de los tapones de fibras. Dependiendo

Volumen 25, no.3 9

7. Puede parecer contradictorio imaginar que los tapones de fibras con permeabilidades más altas que la de la formación proporcionan una divergencia significativa. Sin embargo, la restricción de flujo y la caída de presión producidas a medida que el fluido ingresa en los disparos también proporcionan una divergencia significativa.

8. Cohen CE, Tardy PMJ, Lesko T, Lecerf B, Pavlova S, Voropaev S y Mchaweh A: “Understanding Diversion with a Novel Fiber-Laden Acid System for Matrix Acidizing of Carbonate Formations,” artículo SPE 134495, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Florencia, Italia, 19 al 22 de septiembre de 2010.

>Gráfica de presión versus tiempo derivada de un experimento de flujo a través de una ranura. Durante este experimento, la composición del fluido MaxCO3 Acid consistió en fluido VDA al 15% en peso y 50 lbm/1 000 galones US (6 kg/m3) de fibras degradables. En el período 0, el fluido MaxCO3 Acid comienza a fluir a través de la ranura y las fibras aún no han formado un puente. En el período 1, la presión se incrementa a medida que las fibras se entrecruzan y forman un tapón en la ranura. La presión continúa incremen- tándose hasta que el volumen de ácido se agota. En el período 2, la presión se reduce gradualmente a medida que el agua dulce ingresa en la ranura y desplaza el ácido viscoso. La presión del sistema se estabiliza durante el período 3. El tapón de fibras blancas permanece intacto y estable dentro de la ranura (fotografía).

Pres

ión,

lpc

40

50

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0 1 2 3

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Tiempo, s40 50 60 70 80

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Ranura de 2 mm

Influjo de fluido

de la concentración de fibras y de la tasa de flujo de fluido existente durante la depositación de las fibras, las permeabilidades medidas oscilaron entre 400 y 2 400 mD. Sobre la base de estos datos, los ingenieros llegaron a la conclusión de que las fibras harían posible una divergencia más eficiente en las zonas con permeabilidades de más de 100 mD (izquierda).7

Además, los datos adquiridos durante los experi-mentos con el simulador permitieron a los científi-cos desarrollar un modelo matemático para la predicción del comportamiento de los ácidos carga-dos de fibras en condiciones de agujero descubierto y de pozo entubado; el modelo puede ser utilizado para optimizar los diseños de los tratramientos.8 Los científicos efectuaron 340 simulaciones 3D de alta resolución en las que se evaluaron los esque-mas de disparos típicos, las permeabilidades del revoque de filtración fibroso y las permeabilidades

> Efecto de la concentración de fibras degradables en la capacidad de obturación a través de una ranura. Durante los experimentos de flujo a través de una ranura, los ingenieros determinaron que la concentración de fibras requerida para lograr la obturación y favorecer la divergencia del fluido se incrementa con la tasa de inyección del fluido.

Velocidad lineal del fluido, m/min

Velocidad lineal del fluido, pies/min

30251550 2010

32,8 49,2 65,6 82,0 98,416,40

50

100

150

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de

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000

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Región de obturación

Región sin obturación


> Permeabilidad aparente resultante del taponamiento de una zona disparada con fibras. El eje x muestra la permeabilidad original del núcleo. El eje y muestra la permeabilidad aparente de la zona después de la formación de un revoque de filtración fibroso de 2D. Los resultados indican que después de producirse el taponamiento, cuando la permeabilidad del núcleo excede aproximadamente 1 mD, la permeabilidad aparente finalmente se nivela en los 100 mD aproximadamente y se vuelve independiente de la permeabilidad del núcleo.

Perm

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Permeabilidad del núcleo, mD


10 Oilfield Review

> Predicciones de la divergencia con el simulador del sistema MaxCO3 Acid. Durante los experimentos de depositación de fibras efectuados con el simulador de disparos, las permeabilidades de los tapones de fibras resultantes oscilaron entre 400 y 2 400 mD aproximadamente (izquierda). El simulador pronostica cómo los tapones de fibras reducen las permeabilidades aparentes de los yacimientos y favorecen la divergencia. Los tapones de fibras de permeabilidad más baja son divergentes más eficaces. Los estudios de modelado demostraron además que los revoques de filtración fibrosos posibilitan la divergencia del fluido mediante la ecualización de las permeabilidades de las capas del intervalo tratado. Por ejemplo, si el intervalo contiene cuatro capas con diversas permeabilidades, la tasa de flujo de fluido en las capas más permeables se reduce y la tasa de flujo de fluido en las capas menos permeables se incrementa. Finalmente, las tasas de flujo convergen en una sola tasa de flujo y el intervalo se comporta como si exhibiera una sola permeabilidad (derecha). La convergencia de las tasas de flujo se produce más rápido en un pozo entubado con disparos porque la superficie del revoque de filtración es más baja.

Perm

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Permeabilidad del yacimiento, mD0,1

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Permeabilidad del tapón de fibras2 400 mD1 500 mD400 mD

Permeabilidad de las capas30 D10 D3 D1 D


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Permeabilidad del tapón de fibras2 400 mD1 500 mD400 mD

Permeabilidad de las capas30 D10 D3 D1 D


Tiempo

Tasa

de

flujo

>Mezcla del fluido MaxCO3 Acid por tandas (camadas, baches, lotes). Las fibras degradables (extremo superior izquierdo) son livianas y se encuentran finamente divididas, lo cual plantea un desafío en cuanto a la mezcla. El equipo tradicional para la mezcla por tandas de los fluidos de acidificación era ineficaz. Los ingenieros descubrieron que el equipo para mezclar por tandas las lechadas de cemento (extremo inferior izquierdo) podían dispersar las fibras en el fluido VDA. El fluido VDA fluye hacia un mezclador de paletas de 8 000 L [50 bbl] (extremo superior derecho). Para evitar la formación de bloques, el personal de campo agrega las fibras al fluido manualmente. Después de agregar las fibras, el tanque se llena con más fluido VDA y la agitación continúa hasta que la mezcla alcanza una consistencia uniforme (extremo inferior derecho). Durante la operación, los ingenieros mantienen la agitación para preservar la uniformidad del fluido.


de la formación. El modelo resultante permite a los científicos seguir el movimiento de los fluidos y las fibras a través del pozo, en dirección hacia el yacimiento, y seguir la propagación de los aguje-ros de gusanos generados a medida que el ácido reacciona con la roca carbonatada. Además, el modelo pronostica el comportamiento de la divergencia del fluido (arriba).

Después de demostrar en el laboratorio las capacidades de divergencia de los fluidos VDA cargados de fibras, los desarrolladores considera-ron los efectos de las fibras en la productividad de los yacimientos luego de un tratamiento de acidi-ficación. Si las fibras permanecieran en los aguje-ros de gusanos indefinidamente, su presencia obstruiría el flujo de fluidos desde el yacimiento

Volumen 25, no.3 11

9. Para obtener más información sobre pruebas de daño de formación en el laboratorio, consulte: Hill DG, Lietard OM, Piot BM y King GE: “Formation Damage: Origin, Diagnosis and Treatment Strategy,” en Economides MJ y Nolte KE (eds): Reservoir Stimulation, 3a ed. Chichester, West Sussex, Inglaterra: John Wiley & Sons, Ltd (2000): 14-31–14-33.

> Comportamiento de las fibras degradables. Los ingenieros llevaron a cabo pruebas estáticas en botellas, durante las cuales las fibras degradables se sumergieron en fluido con HCl parcialmente consumido. Los datos indican que la tasa de disolución de las fibras se reduce a medida que el HCl se neutraliza. No obstante, la disolución completa de las fibras se produce en unos pocos días (extremo superior). Las pruebas de núcleos demostraron que los productos de la degradación de las fibras ácidas pueden estimular adicionalmente la formación (extremo inferior). Mediante la utilización de un dispositivo estándar de pruebas de núcleos a 115°C [239°F], los ingenieros bombearon una solución de KCl al 2% en un núcleo de caliza, primero en la dirección de la inyección y luego en la dirección inversa o de producción (K0 y K1). Los técnicos registraron la caída de presión a través del núcleo y, aplicando la ley de Darcy, determinaron que la permeabilidad inicial del núcleo era de 5,1 mD. A continuación, inyectaron un fluido de HCl al 20% parcialmente consumido (pH = 6,5) que contenía fibras degradables (N2). El bombeo subsiguiente de KCl al 2% en ambas direcciones reveló que la permeabilidad del núcleo se había reducido a 3,5 mD (K2 y K3). Luego de un período de cierre de 16 horas, las fibras comenzaron a degradarse y la permeabilidad del núcleo se incrementó hasta alcanzar aproximadamente 4,8 mD (K4 y K5). Al cabo de otro período de cierre de 16 horas, se produjo la degradación completa de las fibras y la permeabilidad del núcleo alcanzó 5,5 mD (K6 y K7), lo que significó un mejoramiento del 8% respecto de la permeabilidad inicial de 5,1 mD.

Tiem

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Volumen de ácido consumido a 100°C, %

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20 30 40 50 60 70 80 90 100100

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Volumen de fluido, volúmenes porosos

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Cierrede 16 hs

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Cierrede 16 hs

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9

8

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5

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2

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00 5 10 15 20 25 35 45 50 5530 40


hacia el pozo. Por este motivo, las fibras degrada-bles fueron consideradas una opción atractiva. Después de un tratamiento, las fibras se hidrolizan y se degradan a los pocos días. La ausencia de fibras deja los agujeros de gusanos libres de obstrucciones y maximiza la productividad de la formación. Además, las fibras degradables están compuestas por un polímero ácido orgánico cuyos productos de degradación son ácidos, lo que produce la esti-mulación adicional de la formación (derecha).9

Los resultados del estudio de laboratorio fue-ron suficientemente alentadores como para per-mitir que los ingenieros pasaran a la etapa de desarrollo siguiente; es decir, las pruebas en depó-sito para demostrar que el fluido MaxCO3 Acid cargado de fibras podía ser preparado y bom-beado de manera eficiente y segura.

Verificación de la capacidad de producción en el sitio del pozoDado que los tratamientos de acidificación matri-cial habitualmente consumen volúmenes de fluidos pequeños en comparación con otras técnicas de estimulación, los ingenieros en general emplean procedimientos de mezcla por tandas (camadas, baches, lotes). Por el contrario, la acidificación de las fracturas usualmente requiere volúmenes de fluidos grandes y procedimientos de mezcla conti-nuos para responder a las tasas de bombeo más altas. En consecuencia, los ingenieros necesitaban desarrollar métodos de mezcla de las formulacio-nes del sistema MaxCO3 Acid en ambos escenarios. Los objetivos principales eran dispersar las fibras de manera segura y eficiente en el fluido y preparar una suspensión uniforme. Dado que las fibras degradables son livianas y se encuentran fina-mente divididas, los ingenieros debieron abordar el desafío de concebir formas de sumergir las fibras en el fluido VDA para que formaran una mezcla homogénea.

La experimentación permitió descubrir que las mezclas uniformes de fluidos MaxCO3 Acid pueden ser mezcladas eficientemente por tandas con el equipo existente (página anterior, abajo). El equipo consta de un recipiente, en el que los ingenieros vierten el fluido VDA base, y un tanque para mezcla de recirculación de 8 000 L [50 bbl] equipado con paletas giratorias. El personal de campo distribuye las fibras manualmente. Hasta que comienza el tratamiento, la agitación continua impide la separación de las fibras y el fluido.

El mezclador programable de densidad óptima POD es el equipo estándar de Schlumberger para la distribución continua de materiales sólidos, tales como los apuntalantes en los fluidos de frac-turamiento, y demostró ser un sistema eficiente para la preparación de las mezclas de fluidos

MaxCO3 Acid. No obstante, los puntos de salida del fluido deben ser seguros para garantizar la protec-ción del personal contra pulverizaciones y fugas de fluidos. Por consiguiente, los ingenieros diseñaron un equipo especial de protección contra salpicadu-

12 Oilfield Review

Villahermosa

Estadode Tabasco

CampoJujo-Tecominoacán

50

km0 50

millas0


ESTADOS UNIDOS

MÉXICO

ras que incluye un borde protector por debajo del mezclador y una pared lateral de plástico (arriba, a la izquierda). Además, desarrollaron un vertedor especial para medir las fibras degradables a medida que se dispersan en la cubeta mezcladora. Dicho vertedor modificado es un canal inclinado, instalado directamente sobre la cubeta de mezcla, que no posee restricción o curvatura alguna que impida la distribución pareja de las fibras.

10. Bombeo sin control zonal directo es el bombeo de fluidos en un pozo desde la superficie, sin control directo sobre qué intervalos admitirán los fluidos.

11. Thabet S, Brady M, Parsons C, Byrne S, Voropaev S, Lesko T, Tardy P, Cohen C y Mchaweh A: “Changing the Game in the Stimulation of Thick Carbonate Gas Reservoirs,” artículo IPTC 13097, presentado en la Conferencia Internacional de Tecnología de Petróleo, Doha, Qatar, 7 al 9 de diciembre de 2009.

Después de verificar que los fluidos MaxCO3

Acid podían ser preparados de manera confiable con el equipo de campo existente, el equipo de proyecto se trasladó a Qatar para las pruebas de campo. Uno de los objetivos principales de las pruebas era evaluar la precisión del emplaza-miento del ácido y del simulador de divergencia.

Pruebas de campo en QatarEl campo North de Qatar es un campo marino productor de gas que presenta desafíos únicos para las operaciones de terminación y estimula-ción de pozos (arriba, a la derecha). El yaci-miento posee un espesor oscilante entre 300 y 400 m [1 000 y 1 300 pies] y los pozos, con desvia-ciones que alcanzan 55º, pueden alcanzar una longitud de hasta 610 m [2 000 pies]. El yacimiento está compuesto por secuencias alternadas de cali-zas y dolomía, que exhiben un contraste de per-meabilidad de 100:1.

El flujo de trabajo habitual para el diseño y la ejecución de un tratamiento con MaxCO3 Acid

>Mezcla continua del fluido MaxCO3 Acid. Un mezclador POD está provisto de un dispositivo especial de suministro de fibras (extremo superior derecho) que no tiene restricciones ni curvas, lo que asegura una medición uniforme. Los trabajadores de campo colocan un borde protector (extremo superior izquierdo) por debajo del mezclador como protección contra los derrames de fluido. Una pared lateral de plástico colocada alrededor de las cubetas mezcladoras (extremo inferior) brinda protección adicional para el proceso de mezcla.


Dispositivo de alimentación de fibras

> Campo North de Qatar. Descubierta en la década de 1970, esta acumulación constituye el campo de gas más grande del mundo, con un volumen estimado de reservas de 25,5 trillones de m3 [900 Tpc]. El yacimiento se denomina campo South Pars en el lado iraní del límite marítimo (línea negra de guiones). La formación productiva se caracteriza por los grandes contrastes de permeabilidad entre las distintas zonas, que llegan a exhibir una relación de 100:1. La profundidad del yacimiento es de unos 3 000 m [9 800 pies] por debajo del lecho marino, y la presión hidrostática elevada tiende a favorecer la estimulación de las zonas inferiores a expensas de las capas prospectivas superiores, lo que incrementa aún más la dificultad para lograr una estimulación uniforme en un tratamiento.

Oilfield Review SUMMER 13MAXCO3 Fig. 13 ORSUMR 13-MXCO 13

IRÁN

QATAR

BAHRAINCampoNorth

SouthPars

ARABIASAUDITA

0 km

0 mi 50

50

ARABIASAUDITA

IRÁN

> Campo Jujo-Tecominoacán. Esta región es una de las áreas productoras de petróleo y gas más prolíficas del sur de México. Los yacimientos se encuentran naturalmente fracturados y resultan difíciles de estimular de manera uniforme.

Volumen 25, no.3 13

consistió en varios pasos. Para construir un modelo de yacimiento, los ingenieros obtuvieron primero una descripción exhaustiva del pozo candidato. La descripción incluyó diagramas de terminación del pozo, mediciones derivadas de los registros petrofísicos y de presión, y datos de producción del pozo previos al tratamiento. El simulador pro-dujo un programa de bombeo diseñado para pro-porcionar una cobertura zonal óptima y maximizar la permeabilidad del yacimiento con posteriori-dad al tratamiento. Durante el tratamiento, los ingenieros midieron las presiones de fondo de pozo y de boca de pozo y compararon los resulta-dos con los pronosticados con el simulador. Las actividades posteriores al tratamiento inclu-yeron el perfilaje (la adquisición de registros) de producción para verificar de manera más exhaus-tiva la precisión del simulador.

Un pozo de prueba tenía 88 m [290 pies] de disparos a lo largo de 250 m [830 pies]; entre 3 740 y 3 990 m [12 270 y 13 100 pies] de profundidad medida. Los principales obstáculos para el empla-zamiento efectivo del ácido eran el alto contraste de permeabilidad y los efectos de la presión hidrostática, que favorecían la estimulación pre-ferencial de las zonas más profundas de alta per-meabilidad (derecha). Previo a estas pruebas de campo, la instalación de tapones puente había sido la técnica preferida para lograr la divergen-cia del fluido.

Los ingenieros de Schlumberger llevaron a cabo un tratamiento de acidificación matricial con una embarcación para tratamientos de estimula-ción, utilizando la técnica de bombeo sin control zonal directo (bullheading).10 El tratamiento con-sistió en etapas alternadas de 290 bbl [46 m3] de HCl al 28% y 320 bbl [51 m3] de fluido MaxCO3 Acid que contenía 9,0 kg/m3 [75 lbm/1 000 galones US] de fibras degradables. Para asegurar la suspensión uniforme de las fibras, los ingenieros configuraron el tratamiento de modo tal que las etapas de MaxCO3 Acid fueran precedidas y seguidas por 160 bbl [25 m3] de espaciadores de fluido VDA. Durante el tratamiento, las presiones de fondo de pozo simu-ladas y medidas mostraron una buena concordan-cia, lo que confirmó que el simulador describía correctamente la física de divergencia del compor-tamiento del fluido MaxCO3 (derecha).

Después del éxito del primer pozo de prueba, los ingenieros efectuaron 10 tratamientos de aci-dificación adicionales en el campo con resultados similares.11 El ácido cargado de fibras mostró el desempeño pronosticado y las eficiencias opera-cionales se incrementaron por el hecho de no tener que depender de la divergencia mecánica. El tiempo requerido para terminar, disparar, esti-mular y limpiar los pozos MaxCO3 Acid implicó

> Perfil de permeabilidad. La permeabilidad varía cuatro órdenes de magnitud en un pozo de prueba del campo North de Qatar.

Prof

undi

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Permeabilidad, mD

13 2000,1 1 10 100 1 000

13 100

13 000

12 900

12 800

12 700

12 600

12 500

12 400

12 300

12 200


> Presión de fondo de pozo (BHP) simulada y medida derivadas de una prueba de campo del campo North de Qatar. Los ingenieros bombearon cuatro etapas de HCl al 28% y fluido MaxCO3 Acid. Cada etapa de MaxCO3 Acid fue precedida y seguida por un espaciador de fluido VDA para preservar la uniformidad de la suspensión de las fibras. La excelente concordancia entre las presiones de fondo de pozo medida (curva azul) y simulada (negro) ayudó a confirmar la validez del modelo de emplazamiento del fluido MaxCO3 Acid.


6 500

7 500

6 000

7 000

8 000

5 500

5 00080 100 120 140 160

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BHP medidaBHP simuladaVelocidad de bombeo

Fluido en los disparosFluido MaxCO3 AcidAgua

GasHCIÁcido VDA

entre dos y cuatro días menos que el requerido con el enfoque tradicional, lo que representó un aho-rro oscilante entre USD 480 000 y USD 960 000 por pozo. Entre las ventajas ambientales, se puede mencionar una reducción del 72% de las emisiones de gases de efecto invernadero debido a la reducción de los procesos de quema en antor-cha. Luego del éxito de las pruebas del campo de Qatar, el operador desplegó la tecnología MaxCO3

Acid en otras regiones.

Optimización de la producción en el sur de MéxicoEl campo Jujo-Tecominoacán, operado por Petróleos Mexicanos (PEMEX), se encuentra ubi-cado a 60 km [40 mi] de Villahermosa, en Tabasco, en el sur de México (página anterior, abajo). El campo posee 48 pozos de producción y 19 pozos de inyección para mantener la presión del yaci-miento. La profundidad promedio de los interva-los productivos es de 5 000 m [16 400 pies] y la

14 Oilfield Review

temperatura de yacimiento varía entre 120ºC y 160ºC [250ºF y 320ºF]. En general, los pozos de este campo producen de múltiples intervalos dis-parados, con una densidad de fracturas naturales altamente variable. Este escenario genera un gran contraste de permeabilidad entre los inter-valos, que puede llegar hasta 1 000:1. En conse-cuencia, la obtención de una cobertura zonal uniforme durante el tratamiento de estimulación plantea un desafío importante.

Un pozo típico, que fue perforado en el año 2005, presenta dos intervalos productivos: entre 5 274 y 5 294 m [17 303 y 17 369 pies] y entre 5 308 y 5 340 m [17 415 y 17 520 pies]. La temperatura y

la presión de yacimiento son de 137ºC [279ºF] y 22,8 MPa [3 300 lpc] respectivamente. La porosi-dad varía entre el 5% y el 8%. Las permeabilidades de los intervalos superior e inferior exhiben un valor de 1 000 mD y 3 mD; por consiguiente, el contraste de permeabilidad es de 333:1.

La tasa de producción inicial de petróleo fue de 1 278 bbl/d [203 m3/d]. Entre 2006 y 2009, PEMEX llevó a cabo varios tratamientos de esti-mulación, utilizando ácidos y técnicas de diver-gencia convencionales. La tasa de producción se incrementó de inmediato después de cada trata-miento, pero no pudo estabilizarse y continuó declinando. En el año 2009, los ingenieros de

PEMEX decidieron evaluar la tecnología MaxCO3

Acid con la esperanza de lograr la estimulación uniforme y duradera de los dos intervalos.12

Los ingenieros de Schlumberger efectuaron un tratamiento de acidificación matricial consistente en el bombeo sin control zonal directo de 30 m3 [7 800 galones US] de un colchón de prelavado de solvente aromático para limpiar los disparos, 60 m3

[15 600 galones US] de una mezcla de HCl y ácido fórmico, 10 m3 [2 600 galones US] de fluido MaxCO3 Acid que contenía 11 kg/m3 [90 lbm/1 000 galones US] de fibras y 2 m3 [520 galones US] de espaciador de salmuera de cloruro de amonio (izquierda). Las velo-cidades de bombeo oscilaron entre 8,2 y 15 bbl/min [1,3 y 2,4 m3/min]. En la última etapa del trata-miento se incluyó nitrógeno para energizar el fluido y acelerar la limpieza del pozo. La produc-ción de hidrocarburos comenzó al cabo de tres días. La tasa de producción inicial de petróleo, de 3 000 bbl/d [480 m3/d], superó el pronóstico de PEMEX. Transcurridos tres meses, la tasa de pro-ducción de petróleo promedio se había estabilizado en 1 600 bbl/d [250 m3/d] (abajo, a la izquierda). Luego del éxito de este tratamiento, PEMEX conti-nuó aplicando la tecnología MaxCO3 Acid en este campo con resultados favorables.

Mejoramiento de la producción de gas en Arabia SauditaLos vastos yacimientos carbonatados de Arabia Saudita son las principales localizaciones para los tratamientos de estimulación con sistemas de fluidos ácidos. Desde los simples lavados con áci-dos hasta las operaciones de fracturamiento ácido de gran envergadura, todas las técnicas de estimulación de carbonatos encontraron aplica-ción en esta región.

> Programa de bombeo para un tratamiento de acidificación matricial en el campo Jujo-Tecominoacán. Durante el tratamiento de 11 etapas, los ingenieros bombearon un solvente aromático para limpiar los disparos, una mezcla de HCl y ácido fórmico, fluido MaxCO3 Acid y un espaciador a base de salmuera de cloruro de amonio. La etapa final incluyó nitrógeno [N2] para mejorar la limpieza del pozo.

Nombredel fluido

Nombre dela etapa

Volumen de fluidode la etapa, m3

Velocidad de bombeode nitrógeno, m3/min

Espaciador Salmuera de NH4Cl al 3%

Espaciador Salmuera de NH4Cl al 3%

Divergente Fluido MaxCO3 Acid

Divergente Fluido MaxCO3 Acid

Ácido Mezcla de ácido HCI y ácido fórmico

Mezcla de ácido HCI y ácido fórmico

Mezcla de ácido HCI y ácido fórmico

Ácido

Colchón de prelavado Solvente aromático



Ácido

1

1

5

5

20

20

10

10

10

20

Lavado Nitrógeno

80

80

150

Oilfield Review SUMMER 13MAXCO3 Fig. Table 1ORSUMR 13-MXCO Table 1

> Historia de producción en un pozo de PEMEX situado en el campo Jujo-Tecominoacán. La producción inicial de petróleo fue de 1 278 bbl/d [203 m3/d]. Los tratamientos de acidificación matricial subsiguientes en los que se emplearon técnicas convencionales no lograron mejoramientos sostenidos de la producción. Después de un tratamiento con MaxCO3 Acid, llevado a cabo en diciembre de 2009, la producción de petróleo se incrementó hasta alcanzar 3 000 bbl/d y se estabilizó en 1 600 bbl/d, superando la tasa de producción original.

Tasa

de

prod

ucci

ón d

e pe

tróle

o, b

bl/d

Fecha

Comienzo del tratamiento con MaxCO3 Acid

Producción de petróleo

Jun. 2009 Ene. 2010Abr. 2009 Abr. 2010Jul. 2009 Oct. 2009

2 000

2 500

3 000

3 500

1 500

1 000

500

0


12. Martín F, Quevedo M, Téllez F, García A, Resendiz T, Jiménez Bueno O y Ramírez G: “Fiber-Assisted Self-Diverting Acid Brings a New Perspective to Hot, Deep Carbonate Reservoir Stimulation in México,” artículo SPE 138910, presentado en la Conferencia sobre Ingeniería Petrolera para América Latina y el Caribe de la SPE, Lima, Perú, 1º al 3 de diciembre de 2010.

13. Rahim Z, Al-Anazi HA, Al-Kanaan AA y Aziz AAA: “Successful Exploitation of the Khuff-B Low Permeability Gas Condensate Reservoir Through Optimized Development Strategy,” Saudi Aramco Journal of Technology (Invierno de 2010): 26–33.

14. Avilés I, Baihly J y Liu GH: “Estimulaciones en Múltiples Etapas de Formaciones no Convencionales Ricas en Hidrocarburos Líquidos,” Oilfield Review 25, no. 2 (Diciembre de 2013): 28–37.

15. Jauregui JL, Malik AR, Solares JR, Núñez García W, Bukovac T, Sinosic B y Gurmen MN: “Successful Application of Novel Fiber Laden Self-Diverting Acid System During Fracturing Operations of Naturally Fractured Carbonates in Saudi Arabia,” artículo SPE 142512, presentado en la Muestra y Conferencia del Petróleo y del Gas de Medio Oriente de la SPE, Manama, Bahrain, 25 al 28 de septiembre de 2011.

Volumen 25, no.3 15

> Campo South Ghawar en el este de Arabia Saudita. Los yacimientos productivos de la formación Khuff están compuestos por carbonatos heterogéneos. La permeabilidad y la porosidad varían considerablemente dentro de un intervalo de 30 a 60 m [100 a 200 pies] de espesor de formación, lo que plantea desafíos complejos para la divergencia de los fluidos.


IRÁN

BAHRAIN

QATAR

EMIRATOSÁRABES UNIDOS

ARABIA SAUDITA

Campo SouthGhawar

0 km

0 mi 100

100

GasPetróleo

ARABIASAUDITA

EGIPTO

IRÁN

La mayor parte de la producción de gas de Arabia Saudita proviene de la formación Khuff, loca-lizada en la porción oriental del país (derecha). La formación Khuff es altamente heterogénea y exhibe grandes variaciones de permeabilidad (de 0,5 mD a 10 mD) y de porosidad (de 5% a 15%). Está compuesta principalmente por calcita y dolo-mía interestratificadas con filones de anhidrita. La temperatura y la presión promedio son de 138ºC [280ºF] y 7 500 lpc [52 MPa] respectivamente.13

Los ingenieros de Saudi Aramco aplicaron la tecnología MaxCO3 Acid en diversos tratamientos de acidificación matricial, que en todos los casos arrojaron resultados excelentes. Debido a este éxito, los ingenieros de Saudi Aramco decidieron llevar a cabo 25 tratamientos de fracturamiento ácido empleando la formulación del fluido MaxCO3 Acid. Se ejecutaron ocho etapas de frac-turamiento ácido en tres pozos equipados con terminaciones de múltiples etapas por fractura-miento en agujero descubierto, que posibilitaron los tratamientos continuos.14 El resto de las ope-raciones, es decir los tratamientos de una sola etapa en pozos verticales o desviados, se ejecutó con tuberías de revestimiento cortas (liners) cementadas y disparadas.15

Los ingenieros llevaron a cabo un tratamiento en un pozo cementado y disparado, cuya trayecto-ria había sido desviada en 65º. A lo largo de un intervalo de 73 m [240 pies], situado en el sector central del campo, existían tres zonas productivas. Sobre la base de los parámetros de yacimiento obtenidos de los registros adquiridos en agujero descubierto, los ingenieros llegaron a la conclu-sión de que, para satisfacer las expectativas de producción de Saudi Aramco, sería necesario bombear un tratamiento que estimulara las tres zonas disparadas simultáneamente.

Los ingenieros desarrollaron un tratamiento de fracturamiento que consistió en 19 etapas de fluido en las que se alternaron porciones de 4,2 kg/m3 [35 lbm/1 000 galones US] de un fluido de fractu-ramiento a base de goma guar reticulado con borato, ácido emulsionado SXE superX al 28% para retardar la tasa de consumo de ácido, HCl al 28% y una for-mulación de MaxCO3 Acid al 15% con concentracio-nes de fibras degradables oscilantes entre 9 y 21 kg/m3 [75 y 175 lbm/1 000 galones US] (derecha). Durante el tratamiento, después de que la primera etapa de MaxCO3 Acid entrara en contacto con la formación, los ingenieros registraron una subida de la presión de fondo de pozo de 4 500 lpc [31 MPa] —la primera vez que se registraba un incre-mento tan grande en este yacimiento de carbona-tos— lo que indicó que se había logrado un excelente control de pérdida de fluido y de diver-

> Programa de bombeo para un tratamiento de fracturamiento ácido en Arabia Saudita. El volumen total de fluido fue de 2 960 bbl, 470 m3 [124 200 galones US], lo que permitió la estimulación simultánea de tres zonas sin necesidad de técnicas de divergencia mecánica. La simplicidad de dicho tratamiento permitió un ahorro de varios días de equipo de perforación, lo que se tradujo en un ahorro significativo de costos operacionales.

Programa de tratamiento

Nombre del fluidoNombrede la etapa

Volumen de fluido de laetapa, galón US [m3]

Concentraciónde ácido, %

Tasa de bombeo,bbl/min [m3/min]

20 [3,2]

30 [4,8]

40 [6,4]

40 [6,4]

40 [6,4]

30 [4,8]

35 [5,6]

30 [4,8]

35 [5,6]

40 [6,4]

20 [3,2]

30 [4,8]

40 [6,4]

40 [6,4]

10 [1,6]

10 [1,6]

10 [1,6]

10 [1,6]

40 [6,4]

0

0

0

0

0

0

0

15

15

15

28

28

28

28

0

0

15

28

0

Colchón

Colchón

Colchón

Colchón

Colchón

Colchón

Colchón

Divergente 1

Divergente 2

Divergente 3

Ácido 1

Ácido 2

Ácido 3

Ácido 3

Fluido dedesplazamiento 2

Lavado

Divergente 4

Ácido 4

Fluido dedesplazamiento 1

35 lbm de gel reticulado







Fluido MaxCO3 Acid

Fluido MaxCO3 Acid

Fluido MaxCO3 Acid

Ácido emulsionado SXE




Fluido dedesplazamiento

Agua

Fluido MaxCO3 Acid

HCl al 28%

Fluido dedesplazamiento

Oilfield Review SUMMER 13MAXCO3 Fig. Table 2ORSUMR 13-MXCO Table 2

9 000 [34]

9 000 [34]

9 000 [34]

3 000 [11]

10 000 [38]

3 000 [11]

3 000 [11]

3 000 [11]

3 000 [11]

9 000 [34]

9 000 [34]

9 000 [34]

9 000 [34]

5 000 [19]

11 200 [42]

3 000 [11]

7 000 [26]

7 000 [26]

3 000 [11]

16 Oilfield Review

> Datos de presión y temperatura. Durante un tratamiento de fracturamiento ácido de Saudi Aramco, la velocidad de bombeo (línea azul) osciló entre 10 y 40 bbl/min [1,6 y 6,4 m3/min], y la presión de tratamiento de fondo de pozo (línea roja) excedió la presión de fracturamiento de la formación (línea negra de guiones) durante la mayor parte del tratamiento. Las barras azules verticales indican los períodos durante los cuales el fluido MaxCO3 Acid ingresó en los disparos.


8 000

6 600

5 200

3 800

2 400

1 000

10

10 30 50 70 90 110 130 150 170

25

40

55

70

85

100

115

9 400

10 800

12 200

15 000

13 600

Pres

ión,

lpc

Tiempo de tratamiento, min

Presión de fractura

Tasa

de

bom

beo,

bbl

/min

100

115Presión de tratamiento de fondo de pozoTasa de bombeo

> Yacimientos presalinos de Brasil. Los principales campos productores se localizan fundamentalmente en el área marina (izquierda). Los yacimientos corresponden a formaciones carbonatadas que yacen por debajo de una capa de minerales evaporíticos de gran espesor (derecha). La profundidad del yacimiento oscila entre 4 500 y 6 500 m [14 800 y 21 300 pies].

BRASIL

Sal

Prof

undi

dad,

m

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

8 000

9 000

Estratos de sobrecarga

Petróleopresalino

Río de Janeiro

Cuenca Espíritu Santo

Cuenca de Campos

Cuenca de Santos

San Pablo

Curitiba

AMÉRICADEL SUR


km 5000

mi 5000

gencia (izquierda). Además, la presión de fondo de pozo excedió la presión de fracturamiento a lo largo de la mayor parte del tratamiento, lo cual no hubiera sido posible de lograr durante los intentos previos en los que se utilizaron técnicas de diver-gencia convencionales.

Después del tratamiento, el pozo se limpió en menos de tres días; previamente, hubieran sido necesarios entre cuatro y cinco días. Previo al tratamiento, la tasa de producción de gas había sido de 8 MMpc/d [230 000 m3/d] con una presión de boca de pozo de 2 060 lpc [14,2 MPa]. La tasa de producción posterior al tratamiento alcanzó 23 MMpc/d [650 000 m3/d] —un incremento de casi tres veces— con una presión de boca de pozo de 2 230 lpc [15,4 MPa]. El excelente de- sempeño de este pozo, posterior al tratamiento de estimulación, ha sido observado en la mayoría de los otros pozos de esta región tratados con el ácido cargado de fibras.

Volumen 25, no.3 17

> Tratamiento de acidificación matricial. En un pozo presalino del área marina de Brasil, los ingenieros bombearon 13 etapas de fluido consistentes en porciones alternadas de HCl al 15%, divergente VDA y fluido MaxCO3 Acid con diversas velocidades de bombeo (curva azul). El tratamiento fue precedido y seguido por una mezcla de HCl al 15% y un solvente mutuo. Con el avance del tratamiento, se incrementaron la presión de superficie (curva roja) y la presión de fondo de pozo (curva verde), lo que indicó que las fibras estaban desviando efectivamente el tratamiento hacia las zonas con permeabilidad más baja.


0 1 00000

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

8 000

4

8

12

16

20

24

28

32

36

40

2 000 3 000

Tiempo, s4 000

4 000

4 500

5 500

6 500

7 500

5 000

6 000

7 000

8 000

5 000 6 000 7 000 8 000 9 000 10 000

Velo

cida

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/min

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ción

, lpc

Pres

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de p

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lpc

HCl más solvente mutuoHCl al 15%Fluido VDA Fluido MaxCO3 Acid

La eliminación de las técnicas de divergencia mecánica redujo el tiempo de terminación y esti-mulación del pozo en hasta seis días, lo que generó un ahorro oscilante entre USD 480 000 y USD 600 000. Como resultado, el sistema MaxCO3

Acid se ha convertido en un elemento prominente de la estrategia de estimulación de Saudi Aramco.

Estimulación de la producción de petróleo en el área marina de BrasilEn América del Sur, la región presalina com-prende un grupo de formaciones carbonatadas petrolíferas, localizadas en una región marina de la costa de Brasil (página anterior, abajo).16 Las formaciones productivas se encuentran ubicadas

a profundidades oscilantes entre 4 500 y 6 500 m [14 800 y 21 300 pies], directamente por debajo de una capa de 2 000 m [6 500 pies] de minerales evaporíticos. Las temperaturas de yacimiento varían entre 60ºC y 133ºC [140ºF y 272ºF].

Los yacimientos carbonatados productivos son el resultado de la depositación de especies de moluscos seguida por el proceso de diagénesis. Dichos yacimientos, denominados “coquinas,” exhiben grandes variaciones en sus propiedades. La porosidad varía entre 5% y 18%, y la permeabi-lidad oscila entre menos de 0,001 mD y decenas de mD. Durante los tratamientos de estimula-ción, esta heterogeneidad plantea un desafío par-ticularmente difícil en cuanto a divergencia.

Los ingenieros de Petrobras decidieron eva-luar la tecnología de divergencia asistida con fibras MaxCO3 Acid en un pozo nuevo del campo Pirambu. Mediante la utilización del simulador de emplazamiento y divergencia del ácido, los ingenieros de Schlumberger diseñaron un trata-miento de acidificación matricial para un inter-valo comprendido entre 4 500 m y 4 570 m [14 800

y 15 000 pies]. El simulador requería un tratamiento bombeado sin control zonal directo de 13 etapas y 790 bbl [12,6 m3], consistente en volúmenes alter-nados de HCl al 15%, fluido VDA y fluido MaxCO3 Acid con una concentración de fibras oscilante entre 12 y 14 kg/m3 [100 y 120 lbm/1 000 galones US]. El tratamiento fue precedido por una mezcla de sal-muera y HCl que contenía un solvente mutuo a base de monobutil éter.17 Después del tratamiento, los ingenieros bombearon otro volumen de HCl con sol-vente mutuo seguido por diésel para acelerar la lim-pieza del pozo. La velocidad de bombeo osciló entre 5 bbl/min [0,8 m3/min] durante las etapas del fluido MaxCO3 Acid y 10 bbl/min [1,6 m3/min] durante la inyección de HCl y 20 bbl/min [3,2 m3/min] durante las etapas del divergente VDA (izquierda).

Después de la limpieza del pozo, los ingenieros de Petrobras evaluaron los resultados mediante la adquisición de registros de producción. Los regis-tros indicaron que el pozo producía de todas las zonas tratadas, como se había pronosticado con el simulador. Desde este tratamiento, Petrobras continuó solicitando el fluido MaxCO3 Acid.

Perfeccionamiento de la tecnología MaxCO3 AcidEn el momento de la redacción de este artículo, se habían llevado a cabo más de 300 tratamientos de estimulación con el fluido MaxCO3 Acid en todo el mundo. Además de los ejemplos presenta-dos, se han efectuado tratamientos en Kazakstán, Angola, Canadá, EUA, Kuwait y el Mar Caspio.

Con el incremento del número de tratamien-tos, la mayor base de datos de tratamientos dispo-nible ha permitido el perfeccionamiento continuo del simulador y el mejoramiento de los resultados de las operaciones de estimulación en los yaci-mientos carbonatados naturalmente fracturados. Además, la técnica permitió a los operadores reducir o eliminar la utilización de selladores de esferas o empacadores, lo que redujo los costos y los riesgos operacionales.

Actualmente, se está trabajando para combinar la tecnología MaxCO3 Acid con la familia de servi-cios de fondo de pozo con tubería flexible ACTive. Este arreglo emplea sensores que registran la dis-tribución de la temperatura, los cuales permitirán a los ingenieros monitorear el emplazamiento de los fluidos en tiempo real y modificar los diseños de los tratamientos durante una operación. Dicha flexibi-lidad mejorará aún más la efectividad de los trata-mientos de acidificación que emplean técnicas de divergencia de fluidos basadas en fibras. —EBN

16. Beasley CJ, Fiduk JC, Bize E, Boyd A, Frydman M, Zerilli A, Dribus JR, Moreira JLP y Pinto ACC: “El play presalino de Brasil,” Oilfield Review 22, no. 3 (Marzo de 2010): 28–39.

17. Los solventes mutuos son sustancias químicas en las que tanto los componentes acuosos como los no acuosos son miscibles. Estos solventes pueden ser utilizados para prevenir las emulsiones, reducir la tensión superficial y hacer que las superficies de las formaciones sean superficies humedecidas con agua.

18 Oilfield Review

Medición de la corrosión en las tuberías de revestimiento para prolongar la vida de los activos

Los desafíos que plantea la corrosión no son nuevos para la industria del petróleo y

el gas, y las compañías productoras buscan constantemente nuevas formas de frenar

la corrosión. Los especialistas han logrado avances en materia de monitoreo de la

corrosión a lo largo de varios frentes. La implementación de estas tecnologías puede

ayudar a los operadores a optimizar la utilización de la infraestructura, maximizar la

producción y minimizar el impacto negativo en el medio ambiente.

Las compañías de petróleo y gas se enfrentan a una permanente disyuntiva. Por un lado, la renta-bilidad impone que las compañías productoras maximicen la producción en el largo plazo y a la vez minimicen los costos operativos. Por el otro, el

cumplimiento de la legislación ambiental requiere que las compañías lleven a cabo las operaciones de exploración y producción de manera ambien-talmente segura y responsable.

Dalia AbdallahMohamed FahimAbu Dhabi Company for Onshore Oil OperationsAbu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos

Khaled Al-HendiMohannad Al-MuhailanRam JawaleKuwait Oil CompanyAhmadi, Kuwait

Adel Abdulla Al-KhalafQatar PetroleumDoha, Qatar

Zaid Al-KindiAbu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos

Abdulmohsen S. Al-KuaitHassan B. Al-QahtaniKaram S. Al-Yateem Saudi AramcoDhahran, Arabia Saudita

Nausha AsrarSugar Land, Texas, EUA

Syed Aamir AzizJ.J. KohringDhahran, Arabia Saudita

Abderrahmane BenslimaniAhmadi, Kuwait

M. Aiman FituriDoha, Qatar

Mahmut SengulHouston, Texas

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Otoño de 2013: 25, no. 3.Copyright © 2014 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Ram Sunder Kalyanaraman, Clamart, Francia.Avocet, EM Pipe Scanner, FloView, Petrel, PS Platform, PipeView, Techlog, UCI y USI son marcas de Schlumberger.

> Ciclo de evolución habitual de la corrosión durante la refinación de metales. La energía se almacena en un metal cuando el mismo se refina a partir de su estado natural (tal como mineral de hierro) y se convierte en una aleación. La corrosión se produce espontáneamente y libera la energía almacenada, lo que retorna al metal a un estado de energía inferior. Ese proceso puede retardarse en el campo mediante la aplicación de una o más medidas de mitigación.

Oilfield Review AUTUMN 13Corrosion Fig. 1ORAUT 13 CORSN 1

Energía incorporada durantela refinación de metales

Metal o aleación refinadaMineral de hierro (óxidos)y productos de corrosión

Energía liberada por la corrosión

Volumen 25, no.3 1919

Y ambos mandatos tienen un enemigo en común. La corrosión, que es la tendencia natural de los materiales a volver a su estado termodiná-micamente más estable a través de la reacción con los agentes del medio adyacente, ataca a casi todos los componentes de un pozo. Los pozos se constru-yen principalmente con acero, que se refina a par-tir del mineral de hierro natural. El proceso de refinación del mineral de hierro para obtener una aleación de acero adecuada para las operaciones de perforación y producción de petróleo y gas lleva al mineral a un estado de energía superior. La corrosión invierte este proceso y retorna el metal a su estado de energía inferior original (página anterior).1

El proceso de corrosión, que comienza en el momento en que se funde el acero, se acelera en el campo petrolero debido a la presencia de especies ácidas —tales como el ácido sulfhídrico [H2S] o el dióxido de carbono [CO2]— en muchos fluidos de formación, y a causa de las presiones y tempera-turas elevadas de las formaciones productivas. Entre las consecuencias de la corrosión se encuen-tran la reducción del espesor de las paredes y la pérdida de resistencia, ductilidad y resistencia al impacto del acero que compone los tubulares de fondo de pozo, los cabezales de los pozos y las tuberías de superficie, y el equipo de procesa-miento ubicado aguas abajo (derecha).

La falta de reacción temprana a los ataques corrosivos incide en la rentabilidad de los pozos porque los operadores deben implementar méto-dos de mitigación potencialmente costosos y proba-blemente extensivos. Las medidas de mitigación no sólo incrementan los costos operativos, sino que además pueden obligar a los operadores a cerrar un pozo durante un cierto tiempo. En el peor de los casos, si no se encara, la corrosión puede producir fugas o rupturas, que constituyen amenazas para la seguridad del personal petrolero, generar pérdidas de producción e introducir hidrocarburos y otros fluidos de yacimiento en el medio ambiente.

. Resumen de los problemas de corrosión y sus soluciones. En el campo petrolero, la corrosión es un fenómeno generalizado y adopta diversas formas. Mediante la identificación correcta de la fuente del ataque corrosivo, un operador puede implementar un programa adecuado de monitoreo y control de la corrosión.

Oilfield Review AUTUMN 13Corrosion Fig. Table 1ORAUT 13 CORSN Table 1

Problema Métodos de controlCausa de la corrosión Monitoreo

Corrosión por oxígeno

Bacterias sulfato reductoras (SRB)

Fisuración por tensocorrosión producida por ácido sulfhídrico

Fisuración inducida por hidrógeno

Corrosión por ácido

Corrosión galvánica (bimetálica)

Corrosión por picadura (corrosión rápida en los defectos de las películas superficiales inertes)

Corrosión por subdepósitos

Corrosión por cloruros (fisuración rápida por exposición a medios con cloruros calientes)

Fatiga

Corrosión fisurante

Picaduras de corrosión por ácido sulfhídrico

Corrosión por dióxido de carbono

• Muestreo de agua y oxígeno• Niveles de hierro• Probetas de corrosión• Sensores de oxígeno• Análisis de cupones • Estudios de espesor de pared• Inspecciones visuales internas• Análisis visuales

• Recuentos de bacterias anaeróbicas• Mediciones de residuos de cloro

• Control de calidad de los materiales

• Controles de inhibidores de ácidos

• Revisiones de diseños

• Inspecciones de equipos

• Inspecciones de equipos• Recuentos de bacterias

• Inspecciones de equipos• Análisis de oxígeno

• Inspecciones de equipos

• Desmontaje e inspecciones de equipos• Detectores de fugas

• Probetas• Niveles de hierro• Estudios de espesor de pared

• Probetas• Niveles de hierro• Estudios de espesor de pared

• Materiales resistentes• Secuestradores de oxígeno

• Desorción de oxígeno• Diseño de sellos mejorado• Revestimientos• Protección catódica

• Biocidas• Cloración

• Materiales adecuados

• Inhibidores de ácidos

• Diseño mejorado

• Aislamiento eléctrico de metales (revestimiento catódico)

• Selección de materiales

• Limpieza con diablo • Biocidas• Sellado y diseño mejorados • Diseño de velocidad mínima


• Diseño contra vibraciones

• Diseño mejorado • Selección de materiales

• Control del gas contaminado

• Desgasificación a baja presión

• Utilización de materiales resistentes

• Desgasificación a baja presión• Control del gas contaminado• Utilización de materiales resistentes

• Agua oxigenada• Ataque interno• Ataque externo

• Fluidos anaeróbicos• Fluidos estancados• Condiciones debajo de incrustaciones u otros depósitos

• Fluidos producidos que contienen ácido sulfhídrico• Sistemas anaeróbicos contaminados con SRB

• Ácidos para tratamientos de estimulación y limpieza

• Dos metales con diferentes potenciales iónicos en un medio corrosivo

• Inmersión• Películas superficiales inertes

• Depósitos de sólidos húmedos• Biopelículas• Empaquetaduras porosas

• Solución salina• Oxígeno y calor

• Equipo rotativo• Carga inducida por oleaje, vientos o corrientes

• Diseño pobre• Imperfecciones en el metal

• Agua de un acuífero de producción u otro acuífero profundo• Agua contaminada con gas de desorción o gas para levantamiento artificial

• Agua de un acuífero de producción u otro acuífero profundo• Agua contaminada con gas de desorción o gas para levantamiento artificial

1. Para obtener más información sobre el proceso de corrosión, consulte: Brondel D, Edwards R, Hayman A, Hill D, Mehta S y Semerad T: “Corrosion in the Oil Industry,” Oilfield Review 6, no. 2 (Abril de 1994): 4–18.

20 Oilfield Review


• Modelado de yacimientos

• Análisis de núcleos


• Análisis de riesgos

Diseñodel pozo Declinación del pozo

Puesta fuerade servicio

Perforación yterminaciones Producción

• Selección del lodo de perforación adecuado

• Selección de las aleaciones adecuadas para las tuberías y los equipos

• Selección de secuestradores de oxígeno y sulfuros adecuados

• Aseguramiento de la contención del pozo abandonado en el largo plazo

• Aseguramiento del cumplimiento de la legislación ambiental aplicable

• Implementación de evaluaciones de integridad de los activos más estrictas y más expansivas • Implementación o expansión de las operaciones de separación de petróleo y agua

• Utilización de herramientas y servicios de monitoreo de la corrosión

• Utilización de tecnologías de mitigación de la corrosión (inhibidores de corrosión, sistemas de control de la producción de arena y secuestradores de oxígeno)

• Evaluación del estado de la infraestructura y rastreo de los índices de corrosión • Implementación de reparaciones y de estrategias de reemplazo, cuando sea necesario

Prod

ucci

ón

El costo anual total de la corrosión en EUA sola-mente se estima en alrededor de USD 1 400 millones, de los cuales USD 589 millones corresponden a costos de líneas de conducción e instalaciones de superficie, USD 463 millones son costos de tube-rías de producción de fondo de pozo y USD 320 millones corresponden a erogaciones de capital.2 Estas estimaciones no contemplan las multas que pueden imponer los organismos normativos guber-namentales a los operadores que experimentan descargas de fluidos de producción relacionadas con la corrosión en el medio ambiente. Además, los costos y los riesgos pueden incrementarse a medida que se descubren fuentes de hidrocarbu-ros en ambientes más desafiantes —yacimientos más profundos con temperaturas y presiones más elevadas, y mayores concentraciones de gases ácidos— que pueden constituir ambientes de corrosión más agresivos.

La industria ha propuesto diversos métodos para combatir la corrosión y prolongar la vida operativa de un pozo. Estos métodos pueden divi-dirse en líneas generales en cuatro categorías principales: • Metalurgia: sustitución de los tubulares tradi-

cionales de los pozos por tubulares fabricados con aleaciones resistentes a la corrosión (CRA)

• Química: modificación de los fluidos de produc-ción para reducir la intensidad de los ataques corrosivos o creación de barreras que aíslan el metal de los fluidos producidos a través de la aplicación de un revestimiento de protección

• Inyección: bombeo de fluidos a base de surfac-tantes que se congregan en la superficie del metal y obturan el contacto entre el agua y el metal, inhibiendo la corrosión

• Protección catódica: utilización de corriente continua (CC) para generar una protección catódica por corriente impresa.3

La primera opción —mejoramiento de los tubulares para que se equiparen con los com-puestos de CRA— puede ser prohibitiva en térmi-nos de costos en gran escala. En EUA solamente, existen más de 100 000 pozos productores de petróleo y gas con tuberías de revestimiento, tuberías de producción, cabezales, equipos de procesamiento y redes de recolección.

Los fabricantes pueden emplear otra opción de mitigación: aplicar revestimientos permanen-tes que combaten la corrosión mediante la forma-ción de una barrera resistente entre los medios con fluidos corrosivos y la superficie del metal. Existen muchos tipos de revestimientos, pero en general se dividen en las siguientes categorías:• metálicos: zinc, cromo y aluminio• inorgánicos: esmaltes, vidrios, cerámicos y reves-

timientos con vidrio reforzado• orgánicos: resinas epóxicas, acrílicos y poliure-

tanos.4

Al igual que con las CRAs, los revestimientos ofrecen una vida operativa más larga con un man-tenimiento reducido, pero su costo es elevado.5

Los operadores pueden utilizar la inhibición con medios químicos durante la etapa de produc-

ción del pozo para mitigar la corrosión en la superficie interna de las tuberías y los equipos. Los inhibidores de corrosión suelen ser formula-ciones químicas a base de surfactantes, que se agregan a la corriente de producción en concen-traciones oscilantes entre decenas y varios cien-tos de partes por millón (ppm). Las moléculas de inhibidor migran y se agrupan en las superficies; en el caso de la infraestructura de producción de un pozo, las moléculas se agrupan en la superfi-cie del metal para formar una barrera entre ésta y la fase de fluido corrosivo. De esta manera, actúan de manera similar a un revestimiento, pero a un costo inferior al de un revestimiento permanente o una CRA. Además, a diferencia de un revestimiento, un inhibidor de corrosión debe ser reaplicado para reponer la película de inhibi-dor que ha sido degradada o eliminada por la acción de flujo de la corriente de producción.6

En la prevención de la corrosión mediante la protección catódica, se hace que las superficies anódicas del metal —las superficies suscepti-bles al ataque corrosivo— se vuelvan catódicas o no corrosivas. Para ello, los operadores aplican una corriente continua a través del metal a fin de contrarrestar la corriente de corrosión —técnica denominada protección catódica por corriente impresa (ICP)— o utilizan ánodos de sacrificio, que están compuestos por un metal con una mayor tendencia a la corrosión que el metal a proteger.7

> Consideraciones acerca de la corrosión en cada etapa del ciclo de vida de los activos. Durante cada etapa de la vida productiva de un pozo, los ingenieros deben considerar los factores operacionales para controlar la corrosión y minimizar la amenaza de pérdidas de los fluidos de producción en el ambiente adyacente.

Volumen 25, no.3 21

Este artículo se centra en las técnicas de moni-toreo y medición de la corrosión de la infraestruc-tura de fondo de pozo durante la producción. Algunos casos de estudio de Medio Oriente demuestran cómo las herramientas de monitoreo de la corrosión y las tecnologías de mitigación han ayudado a los operadores a identificar la localiza-ción y la gravedad de la corrosión producida en la infraestructura del subsuelo, proporcionando a cada compañía la información básica para selec-cionar la solución más adecuada de mitigación.

La corrosión y el ciclo de vida del pozoLa corrosión constituye una preocupación impor-tante durante toda la vida productiva de un pozo y en cada etapa se requieren consideraciones y estrategias de mitigación específicas. El personal a cargo de los activos de las compañías usual-mente comienza tomando decisiones relaciona-das con la mitigación de la corrosión de un pozo antes de la perforación. Durante la etapa de diseño del pozo, el operador lleva a cabo estudios integrales del yacimiento, lo que incluye el mode-lado del yacimiento, estudios de núcleos y análisis de fluidos a partir de los datos de pozos vecinos. Los ingenieros utilizan la información obtenida de estos estudios con el fin de evaluar riesgos para las amenazas de corrosión en las etapas sub-siguientes del pozo. Y luego desarrollan e imple-mentan estrategias de mitigación que incluyen la selección de materiales adecuados, tasas de pro-ducción óptimas, programas de monitoreo y tra-tamientos con inhibidores de corrosión (página anterior, arriba).

Durante el proceso de perforación, los opera-dores centran las estrategias de mitigación de la corrosión en la prolongación de la vida útil de la columna de perforación, que se encuentra expuesta a grandes esfuerzos operacionales y a lodos de perforación y fluidos de formación potencial-

mente corrosivos. La columna de perforación puede experimentar diversos tipos de mecanis-mos de corrosión, incluidas picaduras localizadas, en las que el H2S, el cloruro o el oxígeno de los lodos de perforación a base de agua generan una tasa de corrosión que excede los 25 cm [9,8 pulga-das] por año.8 Otras fuentes de corrosión son la presencia de CO2 a una presión parcial que oscila entre 20 y 200 kPa [3 y 30 lpc] o mayor, la corro-sión influida microbiológicamente (MIC) cau-sada por la presencia de ciertas bacterias (microbios) en los fluidos producidos y la corro-sión fisurante en la que los índices de corrosión localizada en las interfaces entre un metal y otro metal o entre un metal y un no metal, tal como en los acoplamientos de juntas o en las empaqueta-duras, alcanzan niveles elevados y producen pica-duras o fisuras.9

El ingrediente en común de estos diversos fenómenos de corrosión es el lodo de perforación. Para evitar que los lodos de perforación se vuel-van corrosivos, los ingenieros de lodo utilizan tratamientos químicos específicos en el lodo. Estos tratamientos se centran en mantener el pH del lodo dentro de un rango aceptable —habi-tualmente entre 9,5 y 12— mediante su dosifica-ción con álcali o el agregado de secuestradores de oxígeno para reducir los niveles de oxígeno disuelto por debajo de 1 ppm o la incorporación de secuestradores de sulfuro que eliminan el H2S del sistema de lodo.10

La fase de terminación de un pozo se refiere al montaje y la instalación de los tubulares y equipos de fondo de pozo, tales como empacadores y siste-mas de bombeo para operaciones de levanta-miento artificial. La información recolectada durante la etapa de planeación del pozo, incluidos datos de temperatura y presión del yacimiento y la composición de los fluidos de producción, ayuda a proveer información al operador para la

toma de decisiones sobre las medidas de mitiga-ción de la corrosión que han de ser incluidas en la fase de terminación. Por ejemplo, la anticipación de la producción de H2S o CO2 puede conducir al operador a utilizar aleaciones CRA en las sartas de revestimiento para la terminación del pozo, las válvulas de control, los medidores de fondo de pozo instalados en forma permanente y las líneas de control hidráulicas y eléctricas.11

Al final del ciclo de vida del pozo, los niveles de producción de hidrocarburos caen —a menudo con un incremento correspondiente de las tasas de producción de agua— hasta un punto en el cual el pozo deja de ser redituable y el operador debe taponarlo y abandonarlo (P&A). Las estrategias de mitigación de la corrosión del operador se des-plazan entonces hacia la prevención permanente de las descargas de fluidos de yacimiento en el medio ambiente después de abandonar el pozo. Los pasos básicos de una operación de P&A com-prenden la remoción del equipamiento de termi-nación, la colocación de tapones de aislamiento y la inyección forzada de cemento en los espacios anulares, a diferentes profundidades, para aislar permanentemente las zonas productivas de las zonas acuíferas.12

Las operaciones de P&A representan un costo neto, por lo que los operadores llevan a cabo estas actividades de la forma más rápida y efi-ciente posible. Al mismo tiempo, una operación de P&A debe ser llevada a cabo respetando estricta-mente los requisitos normativos gubernamentales. Si bien estas regulaciones varían significativa-mente en cuanto a severidad y medidas punitivas, si un organismo regulador descubre una fuga en un pozo previamente abandonado, es responsabi-lidad del operador retornar para efectuar las reparaciones necesarias y volver a taponar el pozo; a menudo a un costo significativamente más elevado que el de la operación de P&A original.

2. Koch GH, Brongers MPH, Thompson NG, Virmani YP y Payer JH: “Corrosion Costs and Preventive Strategies in the United States,” Washington, DC: Administración Federal de Autopistas del Departamento de Transporte de EUA, Oficina de Investigación y Desarrollo de Infraestructura, Publicación Nº FHWA-RD-01-156, septiembre de 2001.

3. Nalli K: “Corrosion and Its Mitigation in the Oil & Gas Industry—An Overview,” PetroMin Pipeliner (Enero- marzo de 2010): 10–16.

4. Heim G y Schwenk W: “Coatings for Corrosion Protection,” en von Baekman W, Shwenk W y Prinz W (eds): Handbook of Cathodic Corrosion Protection, 3a ed. Houston: Gulf Coast Publishing Company (1997): 153–178.

5. Craig BD, Lane RA y Rose DH: Corrosion Prevention and Control: A Program Management Guide for Selecting Materials, Spiral 2, 2nd ed. Rome, Nueva York, EUA: Centro Avanzado de Análisis de Información de Materiales, Manufactura y Pruebas, Alion Science & Technology (Septiembre de 2006): 40.

6. Los inhibidores de corrosión son aplicados en forma continua mediante su inyección estratégica en el pozo o en la sarta de producción, a una velocidad constante, para mantener una concentración deseada o bien por medio de la aplicación por lotes, proceso en el cual se aplica periódicamente en el pozo un volumen más grande de inhibidor al que se alude a menudo como lote, bache, camada o bolsón. La inyección continua ofrece una ventaja adicional ya que el inhibidor puede ser aplicado sin cerrar el pozo.

7. Para obtener más información sobre la protección catódica por corriente impresa, consulte: Brondel et al, referencia 1.

8. El índice de corrosión es el espesor de metal que podría perderse en un año como consecuencia de la corrosión. Este índice indica claramente que en mucho menos de un año podría formarse un agujero en la columna de perforación.

9. Para obtener más información sobre la corrosión influida microbiológicamente, consulte: Augustinovic Z, Birketveit O, Clements K, Freeman M, Gopi S, Ishoey T, Jackson G, Kubala G, Larsen J, Marcotte BWG, Scheie J, Skovhus TL y Sunde E: “Microbios:¿ Enemigos o aliados de los campos petroleros?,” Oilfield Review 24, no. 2 (Diciembre de 2012): 4–17.

10. Sloat B y Weibel J: “How Oxygen Corrosion Affects Drill Pipe,” Oil and Gas Journal 68, no. 24 (Junio de 1970): 77–79.

11. Saldanha S: “Intelligent Wells Offer Completion Solution for Lower Tertiary Fields,” Offshore Magazine 72, no. 8 (1º de agosto de 2012): 54–57.

12. Para obtener más información sobre las operaciones de taponamiento y abandono de pozos, consulte: Abshire LW, Desai P, Mueller D, Paulsen WB, Robertson RDB y Solheim T: “Abandono permanente de los pozos de áreas marinas,” Oilfield Review 24, no. 1 (Septiembre de 2012): 48–57.

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Los operadores obtienen ganancias durante la fase de producción de un pozo, que puede durar desde tan sólo algunos años hasta varias décadas. En esta fase, los esfuerzos para mitigar la corrosión se centran generalmente en mante-ner bajos los índices de corrosión y prevenir las fugas (arriba). El operador debe monitorear e inspeccionar continuamente la infraestructura para medir la integridad de las tuberías y de los equipos de superficie y fondo de pozo y la efecti-vidad de la mitigación.

Las compañías utilizan diversas técnicas de monitoreo de la corrosión en los campos de petró-leo y gas. En parte, las técnicas se seleccionan sobre la base de la facilidad de implementación del sistema para una aplicación o una localización dada dentro del sistema de producción, la facili-dad con que pueden implementarse los resultados y la severidad relativa del ataque corrosivo. Algunas técnicas de medición de la corrosión uti-lizan herramientas de monitoreo en línea coloca-das directamente en el sistema de producción;

estas herramientas se exponen a la corriente de flujo de producción. Otras técnicas proporcionan el análisis de los efectos de la corrosión, a poste-riori, en un ambiente de laboratorio.13

La técnica de pérdida de peso que utiliza cupones, un método de identificación visual directa, constituye un proceso de monitoreo sim-ple y conocido. En esta técnica, una muestra de material —el cupón— se expone al ambiente del proceso durante un tiempo dado y luego un técnico lo extrae del sistema y lo analiza para determinar su estado físico y la cantidad de peso perdido.14 La técnica de los cupones de corrosión es venta-josa porque los cupones pueden ser fabricados con la misma aleación del sistema en estudio, el índice de corrosión puede ser calculado fácil-mente a partir de la pérdida de peso del cupón durante el tiempo de exposición y la técnica per-mite la verificación visual de los depósitos de corrosión o de la corrosión localizada. No obs-tante, si se produjera un problema de corrosión tal como una fuga mientras el cupón se encuen-

tra dentro del sistema, el operador no podría uti-lizar el cupón sólo para determinar su tiempo de ocurrencia con precisión. Además, la técnica de los cupones es aplicable solamente en los lugares del sistema a los que el acceso para colocar y extraer el cupón resulta fácil o práctico.

Esta segunda limitación imposibilita esencial-mente el monitoreo de los cupones, o cualquier técnica de inspección visual, para las sartas de revestimiento y los tubulares de fondo de pozo. Las otras opciones disponibles son las técnicas de medición indirecta, que incorporan una o más de las diversas herramientas de adquisición de regis-tros (perfilaje) desplegadas en el fondo del pozo mediante cable, tractor o tubería flexible.

Avances en el monitoreo de la corrosión en el fondo del pozoLas técnicas de perfilaje para el monitoreo de la corrosión en el fondo del pozo incluyen métodos ultrasónicos, electromagnéticos y mecánicos, que proporcionan información detallada sobre la loca-lización y el alcance de un problema de corrosión. El monitoreo ultrasónico emplea una sonda cen-tralizada que se sumerge en el fluido del pozo y utiliza un subconjunto que contiene un transductor rotativo para obtener las mediciones.15 La mayoría de las herramientas ultrasónicas funcionan sobre la base del principio de las mediciones de ecos de pulsos y los operadores escogen un transductor con las características necesarias para el tipo de medición a obtener. Las mediciones incluyen la evaluación del cemento, la generación de imáge-nes en agujero descubierto y la generación de imágenes de la corrosión.

Un transductor generador de imágenes ultra-sónicas USI, que transmite una señal ultrasónica con una frecuencia que oscila entre 200 y 700 kHz para hacer resonar la tubería de revestimiento, está diseñado habitualmente para la evaluación de la adherencia del cemento y la inspección de las tuberías. La calidad de la adherencia del cemento se relaciona directamente con el grado de resonancia de la tubería de revestimiento: una buena adherencia del cemento amortigua la señal acústica y hace que una señal secundaria de baja amplitud retorne al transductor; una operación de cementación deficiente o una tubería suelta permite que la tubería de revestimiento repique y retorne un eco de mayor amplitud. Además, las mediciones USI incluyen la generación de imáge-nes 2D del radio interno de la tubería de revesti-miento —derivadas del tiempo de tránsito del eco principal proveniente de la superficie interna— y el espesor 2D de la tubería de revestimiento, deri-vado de la respuesta de frecuencia.

> Impacto de la corrosión en la integridad de la tubería de revestimiento. Las fugas en la tubería de revestimiento se producen generalmente como resultado de la corrosión excesiva del sistema de producción. Es probable que estas fugas, que pueden ser costosas y perjudiciales para el medio ambiente, permitan el ingreso de agua de formación adicional y arena en la sarta de producción del pozo (flecha azul). Alternativamente, pueden producirse flujos cruzados (flechas verdes), difíciles de caracterizar y tratar, y en casos severos, puede ser necesario que el operador extraiga y reemplace toda la sarta de revestimiento.


Arenisca acuífera

Arena petrolífera

Disparos

Empacador

Recubrimiento de cemento

Fisuras inducidas por la corrosión

Volumen 25, no.3 23

Con el generador de imágenes ultrasónicas de la tubería de revestimiento UCI, que utiliza un transductor de 2 MHz enfocado con resolución mejorada respecto de la herramienta USI, pueden obtenerse mediciones de mayor resolución de la tubería de revestimiento (derecha).16 La herra-mienta UCI registra dos ecos: el eco principal proveniente de la superficie interna de la tubería de revestimiento y el eco más pequeño prove-niente de la superficie externa. El radio y el espe-sor de la tubería de revestimiento se computan a partir de los tiempos de arribo de los dos ecos. Los tamaños relativos, o amplitudes, de los dos ecos son indicadores cualitativos del estado de la tubería de revestimiento. Si bien el dispositivo UCI proporciona una mejor indicación del estado de la tubería de revestimiento que el generador de imágenes USI, su utilización se limita a aque-llas operaciones en las que el fluido del pozo con-siste en salmueras, petróleo y lodos a base de petróleo liviano o agua. Los lodos espesados pro-ducen una atenuación acústica que es demasiado intensa para permitir la obtención de una medi-ción válida.

La inspección ultrasónica ofrece numerosas ventajas como herramienta de medición de la corrosión, lo que incluye su sensibilidad tanto a los defectos internos como a los defectos exter-nos y la notificación instantánea en el campo cuando se detecta un defecto. Además, la técnica requiere el acceso a un solo lado del material para medir el estado de todo el objeto y obtener imáge-nes exteriores e interiores detalladas del mismo. No obstante, la inspección resulta ardua para los materiales de composición heterogénea, de forma irregular o de escaso espesor; para mejorar los resultados de la inspección, los técnicos deben preparar la superficie interna, previo a la medición, mediante la remoción de las incrusta-ciones u otros detritos.

Los operadores también pueden emplear otro método de monitoreo de la corrosión: la inspección electromagnética (EM). El principio básico de esta técnica consiste en medir los cambios producidos en un campo magnético a medida que pasa a través de un objeto metálico; los cambios se relacionan

> Principios básicos de la herramienta ultrasónica de imágenes de corrosión UCI. La herramienta UCI utiliza un transductor enfocado de 2 MHz para mejorar la resolución de la medición ultrasónica. El transductor actúa además como receptor de la señal reflejada y registra su amplitud y su tiempo de arribo. Esta señal es emitida (o pulsada) a través del fluido del pozo hacia el interior de la tubería de revestimiento (extremo superior). Cuando encuentra una discontinuidad, tal como la pared interna o externa de la tubería de revestimiento (centro), la señal se refleja. La mayor parte de la energía se refleja en el eco inicial, en la pared interna de la tubería de revestimiento, debido al gran contraste de impedancia existente entre el lodo y el acero; la energía remanente transmitida hacia el interior de la tubería de revestimiento se vuelve a reflejar en la pared externa. La señal que se vuelve a reflejar en la pared interna puede ser utilizada para evaluar el estado y el radio de la tubería de revestimiento. La diferencia de tiempo entre los dos primeros ecos puede ser utilizada para determinar el espesor de la tubería de revestimiento (extremo inferior). En comparación, la herramienta USI se utiliza con más frecuencia para la inspección ultrasónica de las tuberías y emplea un transductor ultrasónico no enfocado de 200 a 700 kHz para inducir una resonancia en la tubería de revestimiento. En la medición USI, el espesor se determina a partir de la frecuencia de la resonancia. (Adaptado de Hayman et al, referencia 15.)


Amplitud

Ampl

itud

Transductor Señal ultrasónica


Radio Espesor

Tiempo

con el estado del material, lo que incluye su espesor y sus propiedades electromagnéticas.

Actualmente, la industria utiliza dos herramien-tas de monitoreo EM de la corrosión. La primera, una herramienta de pérdida de flujo, magnetiza el objeto metálico utilizando un electroimán. Cuando el flujo magnético encuentra una sección

dañada o un agujero en el material, parte del flujo magnético se pierde fuera del metal; esta pérdida es detectada por las bobinas de los sensores de la herramienta. Si bien este método es útil para medir cambios abruptos en el espesor de las tuberías, tales como picaduras o agujeros en la sarta interna, y la localización de esos cambios, resulta menos efectivo para monitorear el incre-mento regular de la corrosión o la corrosión que varía gradualmente a lo largo de una sección grande de tubería o de configuraciones de tube-rías de revestimiento concéntricas.

La segunda tecnología de monitoreo electro-magnético —la herramienta de corrientes pará-sitas de campo remoto— mide la señal no sólo del campo EM primario sino también del campo secundario a partir de las corrientes parásitas inducidas de la tubería adyacente.17

13. “Introduction to Corrosion Monitoring,” Metal Samples: Corrosion Monitoring Systems, www.alspi.com/introduction.htm (Se accedió el 20 de marzo de 2013).

14. “Introduction to Corrosion Monitoring,” referencia 13.15. Hayman AJ, Hutin R y Wright PV: “High-Resolution

Cementation and Corrosion Imaging by Ultrasound,” Transcripciones del 32o Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, París, 16 al 19 de junio de 1991, artículo KK.

16. Hayman AJ, Parent P, Rouault G, Zurquiyah S, Verges P, Liang K, Stanke FE y Herve P: “Developments in Corrosion Logging Using Ultrasonic Imaging,” Transcripciones del 36o Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, París, 26 al 29 de junio de 1995, artículo W.

17. Para obtener más información sobre la inducción electromagnética como método de monitoreo de la corrosión, consulte: Acuña IA, Monsegue A, Brill TM, Graven H, Mulders F, Le Calvez J-L, Nichols EA, Zapata Bermúdez F, Notoadinegoro DM y Sofronov I: “Detección de la corrosión en el fondo del pozo,” Oilfield Review 22, no. 1 (Septiembre de 2010): 46–55.

Brill TM, Le Calvez JL, Demichel C, Nichols E y Zapata Bermúdez F: “Electromagnetic Casing Inspection Tool for Corrosion Evaluation,” artículo IPTC 14865, presentado en la Conferencia Internacional de Tecnología del Petróleo, Bangkok, Tailandia, 7 al 9 de febrero de 2012.

24 Oilfield Review

La herramienta electromagnética de inspección de la tubería de revestimiento EM Pipe Scanner obtiene cuatro mediciones bien diferenciadas. Mediante la utilización de un transmisor —que opera en tres frecuencias— y dos receptores, la herramienta EM Pipe Scanner obtiene una medi-ción de la impedancia (Z), que depende de las características eléctricas y magnéticas de la tubería de revestimiento. Si se utiliza un transmi-sor de señales de baja frecuencia en la porción central de la herramienta y dos conjuntos de receptores —uno por encima y el otro por debajo del transmisor— la herramienta mide el espesor promedio del metal normalizado por la profundi-dad de penetración efectiva.18

Las dos mediciones restantes proporcionan imágenes 2D de la tubería; la herramienta obtiene estas mediciones presionando los sensores del patín contra la pared interna de la tubería. Una medición utiliza una señal de baja frecuencia para obtener información del espesor 2D y la otra utiliza un

transmisor discriminador de alta frecuencia loca-lizado en el mandril de la herramienta para gene-rar señales que no penetran en la pared de la tubería, creándose un mapa 2D en el que se dife-rencia el daño de la pared interna del daño de la pared externa. Los cambios producidos en las propiedades geométricas del metal, tales como el espesor o el diámetro, provocarán cambios en la impedancia mutua, que es producida por los defectos de la tubería de revestimiento.

Desde el año 2009, la sonda EM Pipe Scanner ha sido utilizada en pozos de todo el mundo para detectar agujeros grandes, grietas en las tuberías de revestimiento y pérdidas de metal asociadas con la corrosión tanto desde la superficie interna como desde la superficie externa de la tubería de revestimiento; además, puede medir las pérdidas desde una sarta de revestimiento externa si existen múltiples sartas presentes. La herramienta consta de 18 brazos radiales con sensores de patines ado-sados en torno a un pequeño mandril. Los sensores

exploran la superficie interior y el espesor local de la tubería de revestimiento de producción; la medi-ción del mandril ayuda a identificar la pérdida de metal promedio, los daños y las grietas de la tubería de revestimiento (izquierda).

Las compañías operadoras pueden obtener estas mediciones sin extraer la tubería de pro-ducción del pozo, lo que ahorra tiempo de equipo de reparación de pozos y costos de operaciones de intervención. Mientras el ingeniero baja la herramienta EM Pipe Scanner en el pozo con cable, tractor o tubería flexible, ésta efectúa un reconoci-miento inicial a alta velocidad a fin de rotular las áreas de interés para la obtención de exploraciones de diagnóstico detalladas a medida que la herra-mienta se lleva a la superficie. La herramienta graba un registro continuo tanto del diámetro interno promedio de la tubería de revestimiento como del espesor total del metal y proporciona esti-maciones de la corrosión. La herramienta responde al espesor total del metal, permitiendo la detección de la corrosión de la tubería de producción o de la tubería de revestimiento externa. Las mediciones del radio interno del metal de la tubería de reves-timiento son válidas en presencia de la mayoría de los diferentes tipos de incrustaciones. Su diámetro de 21/8 pulgadas posibilita el acceso a través de res-tricciones estrechas. La herramienta opera en medios gaseosos o líquidos.

Mejor prevenir que curarEn el año 2011, utilizando la sonda EM Pipe Scanner, Saudi Aramco llevó a cabo una campaña de moni-toreo de la corrosión en las tuberías de revesti-miento de los pozos de un campo que contenía pozos terrestres y marinos. Las exploraciones ini-ciales de siete pozos de tierra firme indicaron pérdidas de metal relativamente pequeñas y confir-maron que el sistema ICP existente estaba funcio-nando satisfactoriamente. Debido a la falta de una fuente de alimentación suficientemente impor-tante, el ICP de los pozos marinos era limitado, lo que incrementaba la posibilidad de que los índi-ces de corrosión fueran más elevados.

Para determinar la magnitud de la pérdida de metal en las tuberías de revestimiento de los pozos de la porción marina del campo y ayudar al operador a mapear geográficamente los pozos que exhibían las pérdidas de metal más severas, se desplegó la herramienta EM Pipe Scanner. Durante una campaña, en cuatro pozos adyacen-tes terminados originalmente en el año 1976, Saudi Aramco realizó controles para determinar si alguno de estos pozos estaba provisto de tube-rías de revestimiento concéntricas que pudieran presentar fugas rápidamente.19 Si los ingenieros observaban una pérdida de metal, planificaban el

RZ

RZ

TZ

RLS

RLL

TL

RLS

RLL

TH

RP

Transmisordiscriminador, TH

Diámetro externode la herramienta

TuberíaReceptorde patín, RP

Espesor 2D

Discriminación 2D

TL

RP RP

TH

RP

Decaimiento en laprofundidad de

penetración efectiva

Espesor promedio

RLS

RLL

RLL

RLS

TL

d

Propiedades Z

RZ

RZ

TZ

=ID0

1 1 μμ

τωσ

, Herramienta EM Pipe Scanner. La herramienta (izquierda) obtiene cuatro mediciones. La medición de las propiedades Z (extremo inferior derecho) utiliza un transmisor (Tz), que opera en tres frecuencias, y uno de los dos receptores de la herramienta (Rz). La señal de respuesta de impedancia depende considerablemente de la cantidad adimensional, τ, que es una función del diámetro interno (ID) de la tubería, la frecuencia angular, ω, y las propiedades electromagnéticas del metal de la tubería: la permeabilidad μ y la conductividad σ. El término μ0 es la permeabilidad constante del espacio libre. El espesor promedio de la pared de la tubería, d, se determina con el transmisor de baja frecuencia (TL) ubicado en la porción central de la herramienta, junto con dos receptores por encima y dos por debajo del transmisor (extremo derecho central). Los dos receptores de baja frecuencia (RLL) se denominan receptores con espaciamiento largo y los otros dos, receptores con espaciamiento corto (RLS). El corrimiento de fase de la señal —que es una función de la profundidad de penetración efectiva δ— conforme la señal atraviesa la tubería desde el transmisor y retorna hacia cada receptor, se utiliza para determinar el espesor de la tubería d/δ. Cerca de la parte superior de la herramienta, los 18 brazos de los calibradores presionan los receptores de patines (RP) contra el interior de la tubería (extremo superior derecho). La combinación de las mediciones de estos sensores con la señal de baja frecuencia del transmisor (TL), en la parte central de la herramienta, proporciona una medición del espesor 2D. Los 18 sensores se utilizan además con un transmisor discriminador de alta frecuencia (TH) localizado en el mandril de la herramienta, alineado con los patines de los sensores (extremo superior izquierdo). La señal de alta frecuencia no penetra la pared de la tubería; esta parte de la herramienta proporciona un mapa 2D que distingue el daño existente en la pared interna de otras señales que pueden indicar otros fenómenos.

Volumen 25, no.3 25

análisis del perfil de pérdidas con el fin de mapear y anticipar la probabilidad de corrosión en las tuberías de revestimiento de los pozos cer-canos no registrados.

Los registros adquiridos con la herramienta EM Pipe Scanner mostraron pérdidas variables de metal en cada uno de los cuatro pozos de referen-cia, si bien aquellos indicaron una clara correla-ción en profundidad entre los mismos. Se observó una correlación notable entre 760 y 850 m [2 500 y 2 800 pies], donde los cuatro pozos exhibieron pér-didas de metal en las tuberías de revestimiento, oscilantes entre 62% y 65% (derecha). El operador llegó a la conclusión de que los otros pozos de estas inmediaciones geográficas eran suscepti-bles de experimentar pérdidas de metal significa-tivas y corrían el riesgo de presentar fugas por la tubería de revestimiento en este intervalo de pro-fundidad. Es probable que esta conclusión guíe las decisiones de terminación de los pozos futuros del área, lo que podría incluir el asentamiento de la sarta de revestimiento más externa —habitual-mente de 133/8 pulgadas— a mayor profundidad que en los pozos previos. La profundidad de asen-tamiento original de 213 m [700 pies] podría extenderse hasta 914 m [3 000 pies] para propor-cionar a la sarta interna una capa adicional de protección contra la corrosión. Otra solución consistiría en agregar un nivel adicional de pro-tección mediante la utilización de tubería de revestimiento de 133/8 pulgadas con revestimiento o aleación de cromo, desde 300 m [1 000 pies] hasta 914 m [3 000 pies].

Los perfiles de pérdida de metal de estos pozos también pueden incidir en la decisión del operador de implementar reacondicionamientos más eficientes y económicamente efectivos para reparar las fugas. Por ejemplo, el operador podría reducir los costos de reacondicionamiento de pozos mediante la ejecución de una operación de inyección forzada de cemento limitada a la pro-fundidad de la pérdida significativa de metal en vez de incurrir en los costos adicionales de una tubería de revestimiento corta (liner), un parche

18. Cuando el campo electromagnético (EM) encuentra un material conductor, tal como el metal de una tubería, la amplitud del campo se reduce exponencialmente con una tasa característica dada por la profundidad de penetración efectiva. Un material conductor y ferromagnético, tal como la tubería de revestimiento, tiene una profundidad de penetración efectiva corta. Todos los medios, salvo el vacío, poseen profundidades de penetración efectiva más cortas en las frecuencias más altas.

19. Dado que se sabía que los fluidos de producción de estos pozos no eran corrosivos y que el espacio anular existente entre la tubería de producción y la tubería de revestimiento contenía diésel e inhibidor de corrosión, se asumió que cualquier pérdida de metal medida era externa solamente.

> Registros obtenidos con la herramienta EM Pipe Scanner. Los registros correspondientes a los cuatro pozos de Saudi Aramco mostraron grados variables de pérdida de metal (rojo), espesor remanente (gris) y espesor medido total (verde) con respecto a la profundidad. Entre los pozos se observó una clara correlación de patrones y una reducción similar del espesor total con la profundidad. Todos los pozos mostraron pérdidas de metal variables entre el 62% y el 65% de las tuberías de revestimiento dobles externas a una profundidad de aproximadamente 2 500 pies. El operador utilizó esta información para anticipar patrones de pérdida de metal similares y esperó una severidad de la corrosión comparable en los pozos adyacentes aún no registrados.


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s

1 000

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Espesor total derivadode la herramientaEM Pipe Scanner




1,5pulgadas 0 1,5pulgadas 0 1,5pulgadas 0 1,5pulgadas

2 000

3 000

4 000

1 000

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3 000

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4 000

5 000

Pérdida de metal del65% de las tuberías de

revestimiento dobles

5 000

Zapata de tubería de revestimiento de 95/8 pulgadas

Zapata de tubería de revestimiento de 95/8 pulgadas Zapata de tubería

de revestimiento de 95/8 pulgadas





revestimiento dobles Pérdida de metal del63% de las tuberías de


26 Oilfield Review

de tubería de revestimiento o una tubería de revestimiento de reparación (scab), lo que se recomendaría normalmente si una pérdida de metal masiva cubriera un intervalo largo.20

Además de las técnicas acústicas y electro-magnéticas de monitoreo analizadas, resultan de utilidad los métodos mecánicos. Existe un calibra-dor mecánico de brazos múltiples basado en un criterio esencialmente diferente. Los dispositivos de calibradores se basan en el contacto físico directo con la pared de la tubería para la obtención de mediciones y la detección de cambios pequeños en las paredes de los tubulares, tales como las deformaciones que se producen como consecuen-cia de la acumulación de incrustaciones o las pérdidas de metal ocasionadas por la corrosión. Aunque bien establecidos para evaluar problemas internos, los calibradores no proporcionan datos sobre el estado de la pared externa.

El calibrador de brazos múltiples PipeView de Schlumberger para la sarta de sonda PS Platform ha sido desplegado para investigar la corrosión en numerosos tipos de pozos, pero especialmente en aquellos que presentan excesiva corrosión e incrustaciones, en los que no pueden correrse herramientas acústicas. La sonda, que puede ser desplegada con 24, 40 o 60 brazos y utilizarse con diámetros de tuberías de revestimiento oscilantes entre 13/4 pulgadas y 14 pulgadas, proporciona una imagen mecánica de la corrosión interna de los tubulares utilizando un software de visualización y análisis 3D (izquierda).

Las mediciones con el tiempoAbu Dhabi Company for Onshore Oil Operations (ADCO) desplegó la herramienta PipeView para medir la corrosión producida con el tiempo en un pozo de un campo maduro prolífico. El pozo fue perforado originalmente en el año 1969 y ha sido sometido a numerosas operaciones de reacondi-cionamiento. Durante el reacondicionamiento más reciente llevado a cabo en el año 2006, se corrió y se cementó hasta la superficie una tubería de revesti-miento corta de empalme de 7 pulgadas, para cubrir una sección corroída de tubería de revesti-miento de 95/8 pulgadas. Luego, el operador perforó un pozo horizontal de 57/8 pulgadas en una forma-ción carbonatada previamente pasada por alto. Este tramo lateral fue terminado como un pozo productor de petróleo mediante levantamiento artificial por gas.21

Los ingenieros de la compañía utilizaron el gas producido naturalmente sin tratamiento alguno de inhibición de la corrosión como gas de inyec-ción, que ingresaba en el sistema a través de un mandril de cavidad lateral para el levantamiento artificial por gas. Preocupados por el potencial de

> Calibradores de brazos (o dedos) múltiples. Los calibradores de brazos múltiples miden el diámetro interno de las tuberías de revestimiento. Numerosos calibradores, o brazos, presionados contra la pared de la tubería detectan pequeños cambios en el diámetro interno de la tubería, que pueden ser interpretados como fenómenos de desgaste o corrosión. En general, los calibradores de brazos múltiples cuentan con un número variable de brazos; para los diámetros internos más grandes se necesita un mayor número de brazos. El generador de imágenes de brazos múltiples de los servicios de producción de nueva generación PipeView PS Platform, la herramienta PMIT de 24 brazos (izquierda), requiere centralizadores mecánicos (no mostrados). La herramienta PMIT PipeView de 40 brazos (derecha) cuenta con centralizadores motorizados incorporados. Una tercera versión, no mostrada aquí, posee 60 brazos.


PMIT-24 brazos PMIT-40 brazos

Centralizadoresmotorizados

Centralizadoresmotorizados

Calibradores

Volumen 25, no.3 27

corrosión que planteaba el gas de inyección, los ingenieros de ADCO optaron por ejecutar levan-tamientos de monitoreo entre lapsos de tiempo (técnica de repetición) con el generador de imá-genes de brazos múltiples para identificar, cuan-tificar y rastrear el desarrollo de la corrosión interna en la tubería de producción y estimar un índice de corrosión y el tiempo hasta la falla.

> Registros de corrosión obtenidos con un calibrador. Los datos obtenidos con el servicio PipeView (extremo superior izquierdo) y la pérdida de metal promedio versus la profundidad (extremo superior derecho) fueron registrados en los años 2009, 2010 y 2011 para la tubería de producción en el punto de inyección de gas. Los registros del carril 1 (extremo superior y extremo inferior izquierdos) incluyen una medición del radio interno nominal (línea negra de guiones), el radio externo nominal (línea verde de guiones), la excentricidad (línea roja de guiones), el radio interno mínimo (línea azul sólida), el radio interno máximo (línea roja sólida) y el radio interno promedio (línea negra sólida) por encima y por debajo del punto de inyección de gas (extremo superior y extremo inferior izquierdos, respectivamente). El carril 2 es una traza de cada calibrador. El carril 3 es un registro de imagen de la pérdida de espesor de la tubería de revestimiento. El azul oscuro indica la presencia de incrustaciones, el azul al blanco indica una pérdida de espesor del 0% al 20%, el blanco al rosado representa una pérdida del 20% al 40% y el anaranjado al rojo indica una pérdida del 40% al 80%. El rojo puro (no mostrado) indicaría una pérdida del 100% y la presencia de un agujero en la tubería de revestimiento. La pérdida de metal promedio por encima del punto de inyección de gas (extremo superior derecho) no cambió significativamente durante los tres años, lo que indica que el gas produjo un efecto de mitigación de la corrosión. Una gráfica similar para la tubería de producción por debajo del punto de inyección de gas (extremo inferior derecho) indicó una pérdida de metal mayor, que se incrementó durante un período de tres años, lo que insinúa un fenómeno de corrosión más agresivo.


Prof

undi

dad,

pie

sPr

ofun

dida

d, p

ies

Y 050

Y 000

X 500

X 550

Pérd

ida

de m

etal

pro

med

io, %

Profundidad

Pérdida de metal promedio, 2009Pérdida de metal promedio, 2010Pérdida de metal promedio, 2011

Pérdida de metal promedio, 2009Pérdida de metal promedio, 2010Pérdida de metal promedio, 2011

Pérd

ida

de m

etal

pro

med

io, %

50

40

30

20

10

0

50

40

30

20

10

0

1 000 pies

500 pies Profundidad

ADCO efectuó los levantamientos durante un período de tres años —desde 2009 hasta 2011— utilizando una versión de la herramienta de 111/16 pulgadas y 24 brazos.

Los registros de calibración revelaron una corrosión variable en dos secciones de la sarta de producción, una por debajo y otra por encima del punto de entrada del gas de inyección en el man-dril de cavidad lateral (arriba). La sección inferior, desde el extremo inferior de la tubería de produc-ción hasta el punto de inyección del gas, había experimentado una corrosión significativa y la sub-siguiente pérdida de metal, que se incrementó entre el año 2009 y el año 2011. El intervalo supe-rior, comprendido entre el mandril de levanta-miento artificial por gas hasta el extremo superior de la sarta de producción, experimentó una corro-sión mínima durante el mismo período y conservó las dimensiones de manufactura originales.

El operador presupuso que el gas de inyec-ción, que ingresa en el flujo de petróleo-agua pro-ducida en el mandril y fluye hacia arriba, genera un efecto inhibidor en los fluidos de producción. Este efecto redujo el índice de corrosión en el intervalo superior, pero dado que los fluidos pro-ducidos por debajo del mandril no contenían gas para el levantamiento artificial, esa sección expe-rimentó una corrosión más severa.

Los ingenieros de ADCO aún continúan conje-turando acerca del mecanismo de inhibición exacto; según una teoría muy verosímil, el gas inyectado agrega turbulencia al flujo de producción y altera el régimen de flujo, lo que reduce la fracción volumé-trica del agua y el contacto del agua con la superfi-cie interna de la tubería de producción. Este mismo fenómeno de menor corrosión por encima del punto de inyección de gas ha sido observado en otros pozos que producen mediante levantamiento

20. La inyección forzada de cemento es una operación de remediación diseñada para forzar cemento en los trayectos de las fugas existentes en los tubulares de los pozos y en las sartas de revestimiento. Las operaciones de inyección forzada de cemento se llevan a cabo para reparar operaciones deficientes de cementación primaria, aislar disparos o reparar tuberías de revestimiento o tuberías de revestimiento cortas (liner) dañadas.

21. El levantamiento artificial por gas es un método de terminación en el que se inyecta gas en la tubería de producción para reducir la presión hidrostática de la columna de fluido del pozo y la presión de fondo de pozo. Este método permite que los fluidos del yacimiento ingresen en el pozo con una tasa de flujo más alta.

28 Oilfield Review

artificial por gas, en los que se efectuaron levanta-mientos con calibradores. Un registro de calibra-ción de un pozo similar, en combinación con una medición de la fracción volumétrica FloView, corro-bora la teoría de que la inyección de gas puede estar reduciendo el contacto del agua con la tube-ría de producción (arriba). El operador tiene pre-visto utilizar estos resultados para refinar el diseño de las terminaciones de pozos futuros que produz-

can mediante levantamiento artificial por gas a fin de aprovechar este efecto.

Combinación de mediciones para el mejoramiento del monitoreo de la corrosiónLos operadores pueden incrementar su conoci-miento de la localización y extensión de la corrosión en los tubulares de fondo de pozo combinando la información proveniente de múltiples herramientas.

Kuwait Oil Company (KOC) aplicó este criterio en un pozo de un campo de tierra firme que contiene pozos que producen desde hace más de 60 años. Diversos factores, incluida la antigüedad, el incre-mento de la mezcla de la producción de agua de formación y el alto contenido de CO2 y H2S de los fluidos producidos, instaron a KOC a examinar el potencial de corrosión de estos pozos.

> Cambios producidos en el perfil de la fracción volumétrica del agua. Un registro de calibración corrido en combinación con las sondas de medición de la fracción volumétrica del agua FloView en un pozo de ADCO muestra el incremento de la corrosión con el tiempo (carril 2) por debajo del punto de inyección de gas y muy poca corrosión por encima de dicho punto. Este fenómeno se atribuye a una reducción de la fracción volumétrica del agua por encima del punto de entrada del gas. Según los analistas, existe un incremento del gas en el régimen de flujo (derecha, puntos rojos), lo que también incluye un volumen significativo de agua (azul) y petróleo (puntos verdes). La fracción volumétrica del agua, corregida por el volumen de la línea de flujo (carril 4), se reduce en la sección superior; el índice de corrosión es más bajo en la sección superior que en la inferior, en la que existe menos gas presente. El carril 3 es una imagen de la fracción volumétrica del agua; el azul representa el agua y el rojo, el petróleo y el gas. Oilfield Review

AUTUMN 13Corrosion Fig. 9ORAUT 13 CORSN 9

Inyecciónde gas

Fracciónvolumétrica

del agua,volumen de

flujo corregidoVista en imagen

Pérdida de metal promedio, 2009Prof

undi

dad,

pie

s

D 500

E 500

F 500

G 500

H 500

I 500

E 000

F 000

G 000

H 000

I 000

J 000

Pérdida de metal promedio, 2010

Pérdida de metal promedio, 2011

Rayos gamma,2009

Rayos gamma,2010

Rayos gamma,2011

Por encima delmandril de

cavidad lateral,el gas rompeel contactoagua/metal

Por debajo delmandril de

cavidad lateral,el contacto

agua/metal semantiene estable

Régimende flujo

Distribución de lafracción volumétrica

del agua ensección transversal

00 100%

0 100%

0

0 ºAPI

0 ºAPI

0 ºAPI 100

100

100

100 %

0,9 0,4 1

Volumen 25, no.3 29

> Comparación en paralelo. Los registros adquiridos con el calibrador de brazos múltiples PipeView y la herramienta de inspección de la tubería de revestimiento EM Pipe Scanner, corridos a través del intervalo que contenía las sartas de revestimiento de 31/2 pulgadas y 95/8 pulgadas, mostraron la existencia de daños y agujeros en la tubería de producción de 31/2 pulgadas y pérdida de metal (carriles 4, 5 y 6, sombreado verde) en la tubería de revestimiento de 95/8 pulgadas, lo que incluye una sección que experimentó una pérdida de metal del 100%.

Pérdida de metal total

Espesor de latubería de producción

de 31/2 pulgadas


Prof

undi

dad,

pie

s

X 000

–8 V 0 360grado–0,8 0,8 0,254 pulgadas 0,395 pulgadas

Profundidad dellocalizador de los

collares de la tuberíade revestimiento

Esquema del pozo

Radios menos promedioEspesor nominal de latubería de producción

Espesor total nominalPseudo-espesor de latubería de producción

Bobina doble BFase de

espaciamiento largo

Espesor de latubería de producción

más la tubería derevestimiento

Línea de base del espesor dela tubería de revestimiento externa

Espesor de la tubería derevestimiento externa

Radio interno nominal

Radio externo nominal

Radio interno máximo

Radio interno mínimo

Radio interno promedio

Pérdida de metal en latubería de producción

de 31/2 pulgadasPérdida de metal en la tubería derevestimiento de 95/8 pulgadas

Herramienta de inspección de la tubería derevestimiento EM Pipe Scanner Calibrador de brazos múltiples PipeView

Y 000

Z 000

1 1,4 1,9pulgadas

1,40,2 pulgadas

pulgadas

0 10,4

0,649 pulgadas

0 pulgadas 9

1,9pulgadaspulgadas

1,4 1,9pulgadas

1,4 1,9pulgadas

1,4 1,9pulgadas

Sección:31/2 pulgadas

y 9 5/8 pulgadas

100% de pérdidade metal

Durante una operación de reacondiciona-miento destinada a ejecutar una inyección forzada de cemento en los disparos existentes y retermi-nar el pozo —que había sido perforado y terminado en septiembre de 2001 como pozo productor— los ingenieros descubrieron una fuga en el pozo. Para localizar la zona de la fuga a través de la cuantificación de la pérdida de metal en la tubería de producción de 31/2 pulgadas y en las sartas de revestimiento de 7 pulgadas y 95/8 pulga-das, el operador consideró la extracción de la tubería de producción fuera del pozo y la eje-cución de pruebas de presión en la tubería de revestimiento. No obstante, esto habría sumado

un costo significativo y habría puesto el pozo fuera de producción durante varias semanas.

En cambio, los ingenieros de KOC decidieron evaluar la integridad de las sartas de producción y revestimiento utilizando las herramientas PipeView y EM Pipe Scanner. El plan de perfilaje consistió en correr el calibrador PipeView para evaluar la pérdida de metal de la tubería de producción y uti-lizar la herramienta EM Pipe Scanner para medir el espesor total de las sartas de revestimiento. Mediante el conocimiento del espesor combinado total de las sartas de producción y revestimiento desde el principio y la substracción de la pérdida de metal de la tubería de producción, los ingenie-

ros pudieron atribuir cualquier pérdida de metal a las sartas de revestimiento.

La operación de perfilaje se dividió en tres secciones de acuerdo con el diseño de la tubería de revestimiento. La primera sección consistió en tuberías de revestimiento de 31/2 pulgadas y 95/8 pulgadas; la segunda sección, en tuberías de revestimiento de 31/2 pulgadas, 7 pulgadas y 95/8 pul-gadas; y la tercera sección consistió en una tube-ría de revestimiento de 7 pulgadas. Los registros calibradores mostraron daños en la tubería de producción, en el intervalo del pozo con tuberías de revestimiento de 31/2 pulgadas y 95/8 pulgadas, lo que indicó la presencia de agujeros (arriba).

30 Oilfield Review

También en la primera sección, la medición del espesor promedio obtenida con la herramienta EM Pipe Scanner reveló la pérdida de metal en la sarta externa de la tubería de revestimiento de 95/8 pulgadas.

Sobre la base de estos resultados, KOC extrajo la tubería de producción para confirmar el daño. El registro de calibración procesado y una foto-grafía del daño de la tubería de producción mues-tran una correlación directa entre las mediciones de la corrosión y la localización del daño (izquierda). Los resultados de este levantamiento inspiraron la confianza de KOC en cuanto a que podría medir con exactitud la corrosión e identificar un intervalo con pérdidas detrás de la tubería de producción en los pozos futuros sin tener que extraer la tubería de producción del pozo.

Qatar Petroleum implementó además una estrategia combinada de medición de la corro-sión en un pozo de un campo marino. El pozo, per-forado en 1998, contenía sartas de revestimiento de 95/8 pulgadas, 133/8 pulgadas y 20 pulgadas, una tubería de revestimiento corta de 7 pulgadas y una sarta de producción de 31/2 pulgadas (abajo).

> Registro de calibración procesado. Los registros de campo obtenidos con el calibrador de brazos múltiples PipeView en el intervalo con tuberías de producción de 31/2 pulgadas y de revestimiento de 95/8 pulgadas (extremo superior) se correlacionaron con precisión con el daño visual observado en la tubería de producción recuperada (extremo inferior derecho). El registro de calibración (extremo superior izquierdo) incluye mediciones correspondientes a la excentricidad (línea roja de guiones), el radio interno promedio (línea negra sólida), el radio interno máximo (línea roja sólida), el radio interno mínimo (línea azul sólida), la excentralización (línea negra de guiones) y el radio externo nominal (línea verde de guiones). El registro de calibración (extremo superior, centro) se compone de tres trazas que indican los collares de la tubería de revestimiento utilizados para la correlación en profundidad (línea roja horizontal). El registro de imagen (extremo superior derecho) de la tubería de revestimiento indica pérdidas de espesor. El azul oscuro indica la escala, el azul al blanco indica una pérdida de metal del 0% al 20%, el blanco al rosado representa una pérdida del 20% al 40% y el anaranjado al rojo indica una pérdida del 40% al 80%. El rojo (círculo) indica una pérdida del 100% y un agujero en la tubería de revestimiento. Una imagen del procesamiento 3D (extremo inferior izquierdo) basada en los datos derivados del calibrador de brazos múltiples muestra además una fuerte correlación con el daño observado en la tubería de producción recuperada, como lo hacen los registros procesados (extremo inferior, centro).

Espesor de la tuberíade producción de

31⁄2 pulgadas



Excentralización



Radio interno promedio

2 pulgadas 3

1,4 –0,16 0,44

–0,08 0,08

pulgadas pulgadas

pulgadas

1,9

2 pulgadas 3

2 pulgadas 3

2 pulgadas 3

0 pulgadas 1

Radio interno promedio Radios menos promedio

Radio interno menospromedio PMIT-A




Radio interno nominal

Excentricidad

pulgadas 10

Collar

Visualización obtenida con elcalibrador de brazos múltiples 0 grado 360

Radios menos promedio

Orientación relativa

Agujeros visibles en la imagen 3D y en el perfil

1,500Calibrador, pulgadas

1,625 1,750

> Programa de entubación. El pozo de referencia de un campo del área marina de Qatar contenía una tubería de producción de 31/2 pulgadas, una tubería de revestimiento corta (liner) de 7 pulgadas y sartas concéntricas de tuberías de revestimiento de 95/8 pulgadas, 133/8 pulgadas y 20 pulgadas.



Tubería de producción de 31/2 pulgadas


Zapata de tubería de revestimiento corta (liner) de 7 pulgadas

Zapata de tubería de revestimiento de 20 pulgadas

Volumen 25, no.3 31

> Tope del cemento. Los ingenieros utilizaron los registros de la herramienta USI para localizar con precisión el tope del cemento por detrás de la tubería de revestimiento de 95/8 pulgadas (carriles 10 y 11); los datos de la herramienta USI estándar indicaron que la tubería de revestimiento corta de 7 pulgadas y la tubería de revestimiento de 95/8 pulgadas estaban libres de cualquier problema de corrosión significativo.


–20 –0,08 0,08 –0,08 0,0820pulgadas 0

5 3,5

100dB

0 100dB

0 100dB

RPM

0 0,5

6 8

0 grado 0,5

pulgadas

4,2 4,7pulgadas

4,2 4,7pulgadas

4,2 4,7pulgadas

pulgadas

5 3,5pulgadas

5 3,5pulgadas

5 3,5pulgadas

0

–6 0,5

1 000pies/h

dB

Localizador de los collares de la

tubería derevestimiento,

ultrasónicoRadio externo

promedioRadio externo

promedio

Amplitud deexcentricidad

Amplitudmínima de onda

Amplitudpromedio de onda

Velocidad del motor

Amplitudmáxima de onda

Radio internomáximo



Radio internopromedio



Radio internomínimo



Amplitud de ondamenos máximo

Velocidad del cable

Azimut ultrasónico

300

400

410

420

430

440

310

320

330

340

350

360

370

380

390

Agua

Ligado

Líquido

Micro pérdida de adherencia

Espacio anular

Agua

Espacio anularPr

ofun

dida

d, p

ies



5 3,5pulgadas

5 3,5pulgadas 0,1 0,6 0 01 –2,0 8,08,0Mrayl Mraylpulgadas

0,1 0,6pulgadas

0,1 0,6pulgadas

5 3,5pulgadas

5 3,5pulgadas

Espesor máximo

Espesor promedio

Impedancia acústicadel cemento

Espesor promediode la tubería

de revestimientoRadios internosmenos promedio Micro pérdida de adherencia

Espesor mínimo 01

Relación de micropérdida de adherencia

01

Mediciones decemento / Total

Mediciones degas / Total

Tope del cementoSin pérdidas de metal

severas detectadas

En el año 2011, el operador observó que la tube-ría de revestimiento de 133/8 pulgadas se había hundido en el cabezal del pozo. Una prueba de pre-sión, diseñada para verificar la integridad de cada sarta de revestimiento, demostró la presencia de flujo de fluido en el espacio anular existente entre las sartas de 95/8 pulgadas y 133/8 pulgadas, y en el espacio anular que separaba las sartas de 133/8 pul-gadas y 20 pulgadas. Esto indicó que había una fuga en la sarta de revestimiento de 133/8 pulgadas.

Los ingenieros de Qatar Petroleum implemen-taron una operación de reacondicionamiento, a la que se puso en marcha mediante la evaluación de

la integridad del cemento y la presencia de corro-sión en la tubería de revestimiento corta de 7 pul-gadas y la tubería de revestimiento de 95/8 pulgadas. Una prueba de inspección ultrasónica identificó el tope del cemento por detrás de la tubería de revestimiento de 95/8 pulgadas y confirmó que la tubería de revestimiento corta de 7 pulgadas y la tubería de revestimiento de 95/8 pulgadas estaban libres de cualquier tipo de corrosión significativa o de la presencia de un agujero que pudiera per-mitir la comunicación de los fluidos. En base a la localización del tope del cemento, que fue identi-ficado con el registro de adherencia del cemento

adquirido con la herramienta USI, los ingenieros de Qatar Petroleum lograron determinar el inter-valo a cortar para la recuperación de la tubería de revestimiento (arriba). Luego, pudieron eva-luar directamente la tubería de revestimiento de 133/8 pulgadas para determinar los defectos pro-ducidos por la corrosión.

A continuación, los ingenieros desplegaron la herramienta EM Pipe Scanner para evaluar las sartas de revestimiento externas. A pesar de que las mediciones se efectuaron fuera de las especi-ficaciones recomendadas, la herramienta identi-ficó una anomalía a una profundidad por encima

32 Oilfield Review

del lecho marino; el nivel de amplitud en la anoma-lía era alto y el nivel de fase bajo, lo que en ambos casos sugería que existía menos metal presente a través de la anomalía del que cabría esperar en cir-cunstancias normales. Esta información reforzó la interpretación de los datos de la prueba de presión

anular y señaló la localización precisa del agujero en la tubería de revestimiento de 133/8 pulgadas. Luego, se corrió el generador de imágenes de bra-zos múltiples PipeView para evaluar la tubería de revestimiento de 133/8 pulgadas; el registro indicó que la tubería de revestimiento estaba corroída y

completamente partida a la misma profundidad en la que la herramienta EM Pipe Scanner había detectado la pérdida de metal (abajo). Estas medi-ciones proporcionaron a Qatar Petroleum un cono-cimiento claro de la localización y la extensión del daño producido por la corrosión a fin de que los

> Pérdida de metal significativa. Si bien la herramienta EM Pipe Scanner fue corrida fuera de su rango especificado de amplitud y fase, detectó una pérdida de metal significativa en las tres sartas de revestimiento (recuadro rojo de guiones, extremo superior izquierdo). Las visualizaciones 3D (extremo superior central) y 2D (extremo superior derecho), producidas a partir del registro de calibración de la herramienta de brazos múltiples PipeView corrido en la tubería de revestimiento de 133/8 pulgadas, indican que la tubería de revestimiento se había corroído al punto de fracturarse (extremo inferior izquierdo y derecho) a la profundidad en que la herramienta EM Pipe Scanner había detectado una pérdida de metal.

Pérdida de metal

Tubería de revestimientode 20 pulgadas

Tubería de revestimientode 133⁄8 pulgadas

Tubería de revestimientode 95⁄8 pulgadas


90

Prof

undi

dad,

pie

s

–60 dB

Bobina doble BFase de

espaciamiento largo

Bobina doble BAmplitud de

espaciamiento largo

0

40 grados 400

90

86

82

78

74

94

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102

106

110

114

118

122

Prof

undi

dad,

pie

s

6,688

6,578

6,469

6,359

6,250Calib

rado

r, pu

lgad

as

6,6886,469 6,5786,250 6,359

Calibrador, pulgadas

100

Volumen 25, no.3 33

ingenieros de la compañía pudieran planificar una estrategia para recuperar la tubería de reves-timiento de 133/8 pulgadas y colocarle un parche.

Qatar Petroleum había efectuado varias ope-raciones de reacondicionamiento en otro pozo marino del campo y lo está utilizando como pozo inyector de agua, en el que el agua producida se inyecta en otra formación. Dado que el agua inyec-tada es agua sin tratamiento, la tubería de revesti-miento de producción experimenta regularmente problemas de corrosión.

El pozo fue entubado originalmente con tres con-juntos de tuberías de revestimiento de acero: una tubería de revestimiento de superficie de 20 pulga-das, una tubería de revestimiento intermedia de 133/8 pulgadas y una tubería de revestimiento de producción de 95/8 pulgadas. Después de detectar problemas de corrosión en el año 2002, los inge-nieros superpusieron la tubería de revestimiento de producción con la tubería de revestimiento de 7 pulgadas. El pozo se encuentra disparado en una formación entre 1 918 y 1 926 m [6 290 y 6 320 pies] y en otra, entre 1 988 y 2 143 m [6 523 y 7 030 pies]. El agua producida de ambas formaciones es inyectada en una formación, entre 2 284 y 2 344 m [7 492 y 7 690 pies].

Como parte del monitoreo operacional regu-lar y de la evaluación del pozo, los ingenieros de Qatar Petroleum desplegaron la herramienta EM Pipe Scanner para evaluar la corrosión del pozo. Los resultados obtenidos con esta herra-mienta indicaron una pérdida de metal significa-tiva en las secciones de 7 pulgadas y 95/8 pulgadas. A aproximadamente 1 900 m [6 250 pies], la herramienta indicó un espesor de aproximada-mente 0,71 cm [0,28 pulgadas], mucho menor que el espesor nominal esperado de 2,03 cm [0,797 pulgadas], lo que significó una pérdida de metal de aproximadamente 65%. La historia del pozo y la experiencia local del operador en el campo indicaron que toda la tubería de revesti-miento de 95/8 pulgadas estaba corroída y que la tubería de revestimiento de 7 pulgadas presen-

taba una corrosión parcial con una pérdida de metal de aproximadamente 10%. La medición con imágenes de alta frecuencia obtenida con la herramienta EM Pipe Scanner confirmó que la tubería de revestimiento interna de 7 pulgadas no había sido penetrada completamente por la corrosión, lo que indicó que la pared interna de la tubería se encontraba en buen estado.

Mitigación mejorada de la corrosión a través de la gestión Las herramientas de monitoreo de la corrosión de fondo de pozo ayudan a los ingenieros a cono-cer el estado físico de las sartas de producción y revestimiento. Luego, los operadores pueden tomar decisiones más informadas y económica-mente efectivas de mitigación y reparación. Pero conforme las compañías continúan buscando métodos holísticos y más simplificados para pro-teger sus activos y prolongar la vida productiva de sus pozos, los proveedores de servicios trabajan para mejorar las capacidades de monitoreo.

Por ejemplo, la introducción de las capacida-des de obtener mediciones en línea, en tiempo casi real, produjo una progresión natural hacia el desarrollo de flujos de trabajo de monitoreo de la corrosión y plataformas de software que maximi-zan la utilidad de los datos registrados. Estas pla-taformas utilizan los avances de la tecnología de la información y la comunicación para mejorar las gestiones de E&P de las compañías de petróleo y gas con los objetivos de optimizar las operaciones de campo y evitar el tiempo no productivo.

Los ingenieros de Schlumberger están traba-jando para integrar el proceso de recolección de datos de mediciones de corrosión en las operacio-nes de campo generales. Estos esfuerzos se cen-tran en tres plataformas de gestión basadas en aplicaciones de computación. La plataforma del software Petrel E&P proporciona a los operado-res y las compañías de servicios una visión de la optimización de los campos petroleros a nivel de yacimiento, ya que permite a los equipos a cargo

de los activos de las compañías construir flujos de trabajo en ambientes de colaboración basados en las propiedades geomecánicas, geoquímicas y de los fluidos de yacimiento. Junto con información tal como la temperatura y la presión de yacimiento y las características corrosivas previstas de los flui-dos de producción del mismo, el software Petrel ayuda a guiar a los planificadores de pozos en la toma de las decisiones adecuadas para asegurar la construcción de pozos de alta integridad con alea-ciones adecuadas.

La plataforma del software para pozos Techlog mejora aún más esta evaluación a través de la provisión de flujos de trabajo centrados en el pozo para identificar los riesgos de corrosión. Estos flujos de trabajo incorporan datos sobre composición de fluidos y tasas de flujo para rotu-lar cualquier problema del pozo inducido por la corrosión, permitiendo que el operador tome decisiones de construcción y terminación que minimicen el impacto de la corrosión. La plata-forma del software de operaciones de producción Avocet combina las operaciones de pozos con los sistemas de manejo de datos de producción para generar una imagen clara e integral de las opera-ciones en la superficie. El software Avocet acepta los datos de corrosión registrados con diversas técnicas de monitoreo y los analiza para determi-nar su impacto en la producción. El software rotula las áreas con mayor corrosión o con una historia de fenómenos relacionados con la corro-sión, y como resultado, el operador puede priori-zar las operaciones de mitigación de la corrosión e implementar medidas preventivas adecuadas.

A medida que la industria accede a ambientes de corrosión más agresivos y regiones de producción técnicamente exigentes, este tipo de avances en materia de monitoreo de la corrosión debe conti-nuar expandiéndose y evolucionando si se pretende que los operadores continúen siendo redituables y a la vez ambientalmente responsables. — TM

34 Oilfield Review

Referenciamiento geomagnético: La brújula en tiempo real para los perforadores direccionales

Para establecer con exactitud la localización y dirección de un pozo, los

perforadores direccionales se basan en mediciones obtenidas con acelerómetros,

magnetómetros y giroscopios. En el pasado, los métodos de orientación de pozos

de alta precisión requerían la interrupción de la perforación para obtener

mediciones direccionales. Los avances logrados en materia de referenciamiento

geomagnético ahora permiten que las compañías utilicen los datos adquiridos

en tiempo real durante la perforación para posicionar con exactitud los pozos

horizontales, reducir el espaciamiento entre pozos y perforar múltiples pozos

desde localizaciones limitadas en la superficie.

Por diversos motivos, las compañías operadoras necesitan saber dónde se encuentran sus pozos a medida que se perforan. Muchos de los pozos des-viados y horizontales de nuestros días no se limi-tan sencillamente a penetrar una zona yacimiento, sino que deben navegar lateralmente a través de dicha zona para incrementar lo más posible el contacto con el yacimiento. El posicionamiento preciso de las trayectorias de los pozos es necesa-rio para optimizar la recuperación de hidrocarbu-ros, determinar dónde se encuentra cada pozo con respecto al yacimiento y evitar colisiones con otros pozos.

Para lograr estos objetivos, los perforadores requieren una precisión direccional de una frac-ción de grado. Y para alcanzar este nivel de preci-sión, utilizan herramientas de adquisición de mediciones durante la perforación (MWD) que incluyen acelerómetros y magnetómetros para la detección del campo gravitacional y el campo magnético de la Tierra; además, utilizan procedi-mientos sofisticados para compensar las pertur-baciones de las mediciones. A medida que los perforadores lograron éxito con estas herramien-tas y su uso se tornó indispensable para el direc-cionamiento de sus pozos, se incrementó la necesidad de cuantificar con exactitud la incerti-dumbre posicional en la que se toma en cuenta cualquier error de medición. Para ciertas aplica-

ciones, la incertidumbre es tan importante como la posición propiamente dicha.

Este artículo analiza diversos aspectos de la prospección (levantamientos, relevamientos) de pozos y se centra principalmente en las técnicas modernas de prospección magnética con herra-mientas MWD. Para comprender la operación de las herramientas magnéticas y la incertidumbre asociada con las mismas, se examinan los aspec-tos importantes del campo magnético terrestre y su medición. Algunos ejemplos de EUA, Canadá, las áreas marinas de Brasil y las áreas marinas de Ghana ilustran la aplicación de nuevas técnicas que mejoran la exactitud de las mediciones y por ende reducen considerablemente los errores aso-ciados con las prospecciones ejecutadas con herramientas magnéticas.

Perspectiva históricaTradicionalmente, los pozos eran perforados en sentido vertical con un amplio espaciamiento entre sí. El espaciamiento entre los pozos se redujo conforme los campos maduraron, las normativas se tornaron más estrictas y los nuevos objetivos eran yacimientos de áreas remotas. Con el tiempo, la perforación de múltiples pozos horizontales desde una sola localización se convirtió en prác-tica corriente. Hoy en día, es posible lograr que muchos pozos penetren en un yacimiento, dispues-

Andrew BuchananEni US Operating Company Inc.Anchorage, Alaska, EUA

Carol A. FinnJeffrey J. LoveE. William Worthington Servicio Geológico de EUADenver, Colorado, EUA

Fraser LawsonTullow Ghana Ltd.Accra, Ghana

Stefan MausMagnetic Variation Services LLCBoulder, Colorado

Shola OkewunmiChevron CorporationHouston, Texas, EUA

Benny PoedjonoSugar Land, Texas

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Otoño de 2013: 25, no. 3.Copyright © 2014 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Essam Adly, Muscat, Omán; Goke Akinniranye, The Woode lands, Texas; James Ashbaugh y Robert Kuntz, Pennsylvania General Energy Company, LLC, Warren, Pensilvania, EUA; Nathan Beck, Anchorage; Luca Borri, Jason Brink y Joseph Longo, Eni US Operating Co. Inc., Anchorage; Daniel Cardozo, St. John’s, Terranova, Canadá; Pete Clark, Chevron Energy Technology Company, Houston; Steve Crozier, Tullow Ghana Ltd., Accra, Ghana; Mike Hollis, Chesapeake Energy, Oklahoma City, Oklahoma, EUA; Christopher Jamerson, Apache Corporation, Tulsa; Xiong Li, CGG GravMag Solutions, Houston; Ross Lowdon, Aberdeen; Diana Montenegro Cuellar, Bogotá, Colombia; Ismail Bolaji Olalere, Shell Nigeria, Port Harcourt, Nigeria; Irina Shevchenko, Michael Terpening y John Zabaldano, Houston; Tim White, Servicio Geológico de EUA, Denver; y al Departamento de Recursos Naturales del Gobierno de Terranova y Labrador, St. John’s, Terranova, Canadá.PowerDrive es una marca de Schlumberger.

1. La orientación de un pozo puede ser descripta en términos de inclinación y azimut. La inclinación se refiere al ángulo vertical medido desde la dirección descendente; las direcciones descendente, horizontal y ascendente poseen inclinaciones de 0°, 90° y 180° respectivamente. El azimut se refiere al ángulo horizontal medido en sentido horario desde el norte verdadero; las direcciones norte, este, sur y oeste poseen azimuts de 0°, 90°, 180° y 270° respectivamente. Para obtener más información sobre la orientación de los pozos, consulte: Jamieson AL: Introduction to Wellbore Positioning. Inverness, Escocia: Universidad de las Highlands y las Islas, 2012, http://www.uhi.ac.uk/en/research-enterprise/wellbore-positioning-download (Se accedió el 18 de junio de 2013).

2. Griswold EH: “Acid Bottle Method of Subsurface Well Survey and Its Application,” Transcripciones de AIME 82, no. 1 (Diciembre de 1929): 41–49.

Volumen 25, no.3 3535

tos en abanico desde una sola plataforma marina o desde una localización en tierra firme.

La perforación desde localizaciones de múlti-ples pozos —el agrupamiento de los cabezales de los pozos en una localización de superficie— requiere menos movimientos de los equipos de perforación y terminación de pozos, produce menos perturbación en la superficie, y facilita y economiza las operaciones de terminación de pozos y producción de hidrocarburos. No obs-tante, la introducción de la técnica de perfora-

ción horizontal y la reducción del espaciamiento entre los pozos han intensificado la necesidad de posicionar los pozos con exactitud y contar con procesos para evitar colisiones entre la barrena y los pozos cercanos.

Antes de la introducción de los motores direc-cionales modernos de fondo de pozo y de las herramientas avanzadas para medir la inclinación y el azimut del pozo, la perforación direccional u horizontal era mucho más lenta que la perfora-ción vertical debido a la necesidad de detenerse

con regularidad y ejecutar relevamientos de fondo de pozo que requerían mucho tiempo. El perfora-dor direccional interrumpía la perforación para medir la inclinación y el azimut del pozo.1

El método de prospección más antiguo consis-tía en bajar en el pozo una botella de vidrio con ácido, manteniéndola fija un tiempo suficiente para lograr el ataque de un anillo horizontal con-tenido en la botella con el ácido. Una vez que se recuperaba el dispositivo, se interpretaba la posi-ción del anillo para determinar la inclinación.2

36 Oilfield Review

Otra herramienta de prospección simple es el indicador mecánico de deriva de un solo dis-paro (arriba). También se han utilizado prospec-ciones magnéticas de un solo disparo (MSS) y de disparos múltiples (MMS) para registrar la incli-nación y el azimut magnético. En esos levanta-mientos, la herramienta obtenía fotografías de las rosas de los vientos (orientación de la brújula en la posición de relevamiento) en el fondo del pozo mientras la tubería se mantenía fija con las cuñas de retención. Las fotografías eran tomadas cada 27 m [90 pies], durante los cambios activos de ángulo o de dirección, y cada 60 a 90 m [200 a 300 pies] mientras se perforaba en línea recta. La introducción de los motores de lodo de fondo de pozo en la década de 1970, el desarrollo de sensores reforzados y la transmisión de datos MWD con el sistema de transmisión de pulsos a través del lodo permitieron la utilización de mediciones digi-tales actualizadas constantemente para implemen-

tar ajustes en la trayectoria en tiempo casi real. Ahora, la mayoría de los pozos se perfora utili-zando mediciones derivadas de prospecciones eje-cutadas con herramientas MWD modernas.

Los fundamentos de las prospecciones de pozosHoy, los perforadores direccionales se basan principalmente en mediciones MWD del campo gra-vitacional y el campo magnético, obtenidas con ace-lerómetros y magnetómetros triaxiales reforzados. Otras categorías de herramientas de prospección son las herramientas magnéticas de disparos múl-tiples, las herramientas de sólo inclinación y una familia de herramientas basadas en la utilización de giroscopios o giros.3 A diferencia de las herra-mientas MWD, muchas de estas herramientas especiales se corren como servicios con cable, por lo que requieren el cese de la perforación. No obstante, las herramientas giroscópicas están siendo incorporadas cada vez con más frecuencia en los instrumentos de direccionamiento y pros-pección de fondo de pozo para ser utilizadas durante la perforación.

Los acelerómetros triaxiales miden el campo gra-vitacional local a lo largo de tres ejes ortogonales. Estas mediciones proporcionan la inclinación del eje de la herramienta a lo largo del pozo y además la orientación de la herramienta (toolface) con respecto a su lado alto.4 De un modo similar, los

magnetómetros triaxiales miden la intensidad del campo magnético terrestre a lo largo de tres ejes ortogonales. Sobre la base de estas medicio-nes y de las mediciones del acelerómetro, la herramienta determina la orientación azimutal del eje de la herramienta con respecto al norte magnético. La conversión de las mediciones mag-néticas en la orientación geográfica constituye el meollo de la prospección de pozos con sistemas MWD. Las mediciones clave son el buzamiento magnético (también denominado inclinación magnética), el campo magnético total y la decli-nación magnética (abajo).5

Numerosas herramientas explotan los princi-pios de los sistemas giroscópicos. Estos sistemas no son afectados por los materiales ferromagnéti-cos, lo que les proporciona una ventaja con res-pecto a las herramientas magnéticas en ciertos escenarios de perforación. Algunas herramientas obtienen mediciones a intervalos discretos de profundidad medida (MD), a lo largo del trayecto del pozo, cuando la herramienta de prospección se encuentra fija; otras, operan en modo de medi-ción continuo. Los girocompases que apuntan hacia el norte (NSG) utilizan giroscopios y la rota-ción de la Tierra para hallar automáticamente el norte geográfico. Los giroscopios de velocidad angular proveen una salida proporcional a la velo-cidad de rotación del instrumento y pueden ser

> Orientación del campo magnético. En cualquier punto P, el vector del campo magnético (rojo) se describe normalmente en términos de su dirección, su magnitud total, F, en esa dirección, y H y Z, las componentes locales horizontal y vertical de F. Los ángulos D e I describen la orientación del vector del campo magnético. La declinación, D, es el ángulo en el plano horizontal formado entre H y el norte geográfico. La inclinación, I, es el ángulo formado entre el vector del campo magnético y el plano horizontal que contiene a H. De estas mediciones, se requieren los ángulos D y I para convertir la orientación de un pozo indicada por una brújula en su orientación geográfica. Las magnitudes absolutas de F, Z o H se utilizan para el control de calidad y la calibración.

Oilfield Review SUMMER 13WELLGUIDE Fig. 2ORSUMR 13-WLGD 2

Este

Oeste

Descendente

Vector del campo m

agnético

Norte magnético

Norte geográfico

Z

P

X

HY

F

D

I

> Indicador mecánico de deriva. Este dispositivo de fondo de pozo mide la deriva o desviación respecto de la vertical utilizando un péndulo o el principio de la “plomada.” El péndulo puntiagudo se baja sobre un disco en el cual perfora dos orificios que indican una medición inicial y luego una medición de verificación. En este ejemplo, la inclinación es de 3,5°. La técnica no proporciona indicación alguna del azimut; sin embargo, puede resultar confiable para intervalos de pozos superficiales y pozos verticales someros en los que la severidad de la pata de perro y la inclinación no son significativas. [Adaptado de Gatlin C: Petroleum Engineering Drilling and Well Completions. Englewood Cliffs, Nueva Jersey, EUA: Prentice-Hall, Inc. (1960): 143.]


6°

4°

2°

Plomada

Disco

Reloj

Las marcas de las perforacionesmuestran una inclinación de 3,5°

Disco del indicador de deriva

Volumen 25, no.3 37

utilizados para determinar la orientación a medida que la herramienta de prospección atra-viesa el trayecto del pozo. Los especialistas en prospecciones gravimétricas y magnetométricas (en adelante especialistas) también las utilizan en modo de girocompás, en el que la herramienta fija responde a la componente horizontal de la veloci-dad de rotación de la Tierra. El uso de giroscopios de velocidad angular redujo los errores asociados con los giroscopios convencionales, tales como los errores de referencia geográfica y las desviaciones inexplicables de las mediciones. Lamentablemente, dado que se obtienen mientras la herramienta se encuentra fija, las prospecciones giroscópicas con-llevan riesgos operacionales y el costo del tiempo de equipo de perforación asociado con el acondi-cionamiento del pozo cuando se interrumpe la perforación.6

En algunos intervalos, la interferencia mag-nética significativa de los pozos vecinos impide la ejecución de prospecciones magnéticas precisas. Para abordar esta limitación, los científicos desa-rrollaron métodos giroscópicos de prospección durante la perforación. Los ingenieros de diseño de herramientas están extendiendo los límites operacionales de algunos sistemas giroscópicos de prospección comerciales durante la perfora-ción a todo el rango de inclinaciones de pozos.

En ciertas situaciones, los especialistas com-binan la prospección giroscópica con la prospec-ción magnética. Una de las técnicas combinadas —los estudios de referenciamiento en el pozo— utiliza mediciones giroscópicas de alta precisión en secciones someras del pozo para alinear los datos subsiguientes derivados de prospecciones magnéticas en secciones más profundas.7 En los pozos altamente desviados y de alcance exten-dido, este enfoque brinda niveles de precisión comparables con los de las prospecciones giroscó-picas sin incurrir en tiempo o costos adicionales. En estos sistemas de referenciamiento en el pozo,

se utilizan mediciones giroscópicas en secciones someras de pozos casi verticales, cercanas a la tubería de revestimiento, hasta poder obtener prospecciones magnéticas MWD libres de interfe-rencias y en secciones de mayor alcance en las que las inclinaciones se incrementan. Una ventaja adicional de la utilización de prospecciones giroscó-picas y MWD es la detección de fuentes de errores groseros en cualquiera de ambas herramientas.

La incertidumbre posicionalLos perforadores utilizan estimaciones de la incer-tidumbre posicional para determinar la probabili-dad de hallar un objetivo geológico e intersectar otros pozos.8 Y basan esas estimaciones en las pre-dicciones de los modelos de error de las herramien-tas, que a su vez dependen del control de calidad (QC) de los datos derivados de las prospecciones. Los controles de calidad de las herramientas de prospección ayudan a identificar las fuentes de error, a menudo con prospecciones redundantes como comprobaciones independientes.

Los datos de salida de la mayoría de las herra-mientas de prospección son el azimut, la inclina-ción y la profundidad medida. Los errores de las mediciones pueden deberse tanto a la herra-mienta como al medio ambiente. Las precisiones disponibles con las mediciones obtenidas en con-diciones fijas con herramientas MWD estándar se encuentran en el orden de ±0,1° para la inclina-ción, ±0,5° para el azimut y ±1,0° para la orienta-ción de la herramienta.

La capacidad de un especialista para determi-nar la trayectoria del pozo depende de la acumula-ción de errores desde el cabezal del pozo hasta la profundidad total. En vez de especificar un punto en el espacio, los especialistas consideran que la posición del pozo se encuentra dentro de un elip–soide de incertidumbre (EOU). Normalmente, la incertidumbre asociada con la dirección lateral es mayor que en la dirección vertical o a lo largo

del pozo. Si se despliegan en forma continua a lo largo del pozo, los EOUs presentan un volumen con forma de cono aplanado que rodea la trayec-toria estimada del pozo (arriba). Los efectos combinados de los errores acumulados pueden alcanzar un valor del 1% de la profundidad medida del pozo, cifra que podría resultar inacep-tablemente grande para pozos largos.9

3. Esta familia incluye los giroscopios convencionales, los giroscopios de velocidad angular, los giroscopios que apuntan hacia el norte, los giroscopios inerciales mecánicos y los giroscopios inerciales láser de anillo. Para obtener más información sobre los giroscopios, consulte: Jamieson AL: “Understanding Borehole Surveying Accuracy,” Resúmenes Expandidos, 75a Reunión y Exposición Internacional Anual de la SEG, Houston (6 al 11 de noviembre de 2005): 2339–2340.

Jamieson, referencia 1. 4. La orientación gravimétrica, o de lado alto, de la

herramienta es la orientación del instrumento de prospección en el pozo con respecto a la dirección ascendente. La orientación magnética de la herramienta es la orientación del instrumento de prospección con respecto al norte magnético, corregida en función de una referencia elegida que puede ser el norte de cuadrícula (norte de mapa) o bien el norte verdadero. La mayoría de los sistemas MWD pasan de una orientación magnética a una orientación de lado alto cuando la inclinación excede un valor umbral prefijado que habitualmente

> Trayectorias planificadas de pozo que muestran secciones de los elipsoides de incertidumbre (EOU) obtenidas de levantamientos MWD estándar (azul) y de levantamientos MWD de mayor precisión (rojo). Las incertidumbres asociadas con el azimut y la inclinación se encuentran en el plano XY perpendicular al pozo. La incertidumbre asociada con la profundidad se encuentra a lo largo del eje Z del pozo. Si se muestran en una serie densa de puntos a lo largo de la trayectoria del pozo, forman un “cono de incertidumbre.” El método de alta precisión proporciona un pozo con menor incertidumbre posicional. (Adaptado de Poedjono et al, referencia 32.)


XY Z

200 pies

1 000 pies1 000 pies

se establece entre 3° y 8°. Para obtener más información sobre la orientación de los instrumentos, consulte: Jamieson, referencia 1.

5. Por acuerdo internacional, la orientación del campo magnético puede ser descripta en términos de buzamiento (también aludido como inclinación) y de declinación. El buzamiento se mide con signo positivo hacia abajo desde la dirección horizontal; las direcciones descendente, horizontal y ascendente poseen buzamientos de 90°, 0° y –90° respectivamente. La declinación se define de manera similar al azimut del pozo. Para obtener más información sobre la orientación del campo magnético, consulte: Campbell WH: Introduction to Geomagnetic Fields, 2nd ed. Cambridge, Inglaterra: Cambridge University Press, 2003.

6. Las prospecciones giroscópicas efectuadas con cable en secciones de agujero descubierto conllevan el riesgo de atascamiento de las herramientas de prospección. Las prospecciones efectuadas a través de la columna de perforación cuando se detiene la perforación conllevan el riesgo de atascamiento de la columna de perforación. Por otra parte, los operadores normalmente ejecutan un

ciclo de limpieza para acondicionar el pozo después de interrumpir la perforación. Estas operaciones combinadas pueden requerir muchas horas de equipo de perforación.

7. Thorogood JL y Knott DR: “Surveying Techniques with a Solid-State Magnetic Multishot Device,” SPE Drilling Engineering 5, no. 3 (Septiembre de 1990): 209–214.

8. Ekseth R, Torkildsen T, Brooks A, Weston J, Nyrnes E, Wilson H y Kovalenko K: “High-Integrity Wellbore Surveying,” SPE Drilling & Completion 25, no. 4 (Diciembre de 2010): 438–447.

9. Para las profundidades de pozos y las extensiones o los alcances horizontales típicos, las dimensiones de la envolvente de incertidumbre pueden estar en el orden de los 30 m [100 pies] o un valor superior, a menos que se adopten medidas para corregir las fuentes de error y ejecutar levantamientos de alta precisión. Esto puede hacer que se exceda el tamaño del objetivo y se incremente el riesgo de direccionamiento fallido del pozo. Para obtener más información sobre el cálculo, la extensión y las causas de la incertidumbre posicional, consulte: Jamieson, referencias 1 y 3.

38 Oilfield Review

La Comisión Directiva de la Industria para la Precisión de las Prospecciones de Pozos ISCWSA —que se ha convertido ahora en la Sección Técnica de Posicionamiento de Pozos de la SPE, WPTS— ha fomentado el desarrollo de un proce-dimiento matemático riguroso para la combina-ción de varias fuentes de error en una elipse de incertidumbre 3D.10 Entre los efectos externos que inciden en la precisión se encuentran la desa- lineación axial, la deflexión del conjunto de fondo (BHA), las variaciones no modeladas del campo geomagnético y la interferencia inducida por la sarta de perforación. Los últimos dos factores controlan el desempeño de las herramientas magnéticas y de sus modelos de error, y esos modelos dependen de la resolución del modelo geomagnético de referencia en uso.11

El campo geomagnético Para utilizar mediciones magnéticas con el fin de hallar la dirección, es necesario tener en cuenta la complejidad del campo geomagnético. El campo geomagnético rodea la Tierra y se extiende hacia el espacio cercano.12 El campo magnético total medido cerca de la superficie terrestre es la superposición de los campos magnéticos originados por numero-sos procesos físicos variables en el tiempo, que se agrupan para definir cuatro componentes genera-les: el campo magnético principal, el campo corti-cal, el campo de perturbaciones externo y la interferencia magnética local.13 La importancia de estas contribuciones para la dirección, la intensi-dad y la estabilidad del campo magnético total varía con la región geográfica y con la dirección de la prospección magnética. La relevancia de dar cuenta de cada componente en la medición depende del propósito y de la exactitud requerida de la prospección.

Los físicos determinaron que el campo magné-tico terrestre principal se genera en el núcleo externo líquido de la Tierra a través de un proceso de una dínamo autoexcitada. Aproximadamente un 95% del campo magnético total medido en la superficie terrestre proviene de este campo prin-cipal, una porción significativa del cual puede ser descripta como el campo de un dipolo emplazado en el centro de la Tierra con una inclinación cer-cana a 11° con respecto al eje de la misma (izquierda, extremo superior). La magnitud del campo magnético principal es de casi 60 000 nT cerca de los polos y de aproximadamente 30 000 nT cerca del ecuador magnético.14 Sin embargo, exis-ten significativas contribuciones no dipolares al campo magnético principal que complican su representación matemática y gráfica (izquierda, extremo inferior). Como complicación adicional, el campo principal varía lentamente debido a

> Campo geomagnético simplificado. El campo geomagnético principal de la Tierra se muestra como el campo magnético ideal de un dipolo inclinado geocéntrico con los polos en el núcleo de la Tierra (sombreado marrón). Las líneas de flujo magnético (rojo) emanan hacia afuera a través de la superficie terrestre, cerca del polo sur geográfico, y reingresan cerca del polo norte geográfico. Esas posiciones a lo largo del eje del dipolo corresponden a los polos magnéticos sur y norte, aunque la polaridad del dipolo interno es la opuesta. Los polos geográficos norte y sur yacen en el eje de rotación de la Tierra. Ambos ejes se encuentran inclinados con respecto al plano de la órbita de rotación de la Tierra.


Eje de los polos magnéticos

Línea en el plano orbital

Eje de rotación de la Tierra

S

N

> Valores de declinación a lo largo de las líneas de igual declinación (líneas isogónicas) del campo magnético de la Tierra. En las áreas rodeadas por las líneas rojas, o las líneas de igual declinación positiva, una brújula señala el este del norte verdadero. Las líneas de igual declinación negativa, para las cuales la brújula señala el oeste del norte verdadero, son azules. A lo largo de las líneas agónicas verdes, para las cuales la declinación magnética es igual a cero, las direcciones al norte magnético y al norte verdadero son idénticas. El campo mostrado es el Campo Geomagnético Internacional de Referencia correspondiente al año 2010. [Adaptado de “Historical Main Field Change and Declination,” CIRES Geomagnetism, http://geomag.org/info/declination.html (Se accedió el 24 de junio de 2013).]


10

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los cambios producidos en el núcleo terrestre. Las intensidades relativas de los componentes no dipolares cambian y hasta la posición del polo del eje del dipolo magnético se desvía con el tiempo (arriba, a la izquierda).15 El campo magnético

asociado con la corteza terrestre tiene su origen en el magnetismo inducido y remanente.16 El campo cortical —también denominado campo de anomalías— varía en dirección e intensidad si se mide a través de la superficie terrestre (arriba, a la derecha). Dicho campo es relativamente intenso en las proximidades de los materiales ferrosos y magnéticos, tal como sucede en la cor-teza oceánica y cerca de concentraciones de minerales metálicos, y constituye el foco de la exploración geofísica de minerales.

El campo de perturbaciones es un campo magnético externo originado en las corrientes eléctricas, que fluyen en la ionosfera y la magne-tosfera, y en las corrientes especulares inducidas en la Tierra y los océanos por las variaciones tem-porales del campo magnético externo. El campo de perturbaciones se asocia con las variaciones del campo diurno y las tormentas magnéticas (véase “El soplido del viento solar: Las manchas solares, los ciclos solares y la vida en la Tierra,” página 50). Este campo es afectado por la actividad

10. Para obtener más información sobre la selección de modelos de error para herramientas y sobre los modelos de error ISCWSA aceptados como norma industrial para las herramientas magnéticas, consulte: Williamson HS: “Accuracy Prediction for Directional Measurement While Drilling,” SPE Drilling & Completion 15, no. 4 (Diciembre de 2000): 221–233.

Para obtener más información sobre modelos de error para las herramientas giroscópicas, consulte: Torkildsen T, Havardstein ST, Weston JL y Ekseth R: “Prediction of Wellbore Position Accuracy When Surveyed with Gyroscopic Tools,” artículo SPE 90408, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Houston, 26 al 29 de septiembre de 2004.

11. Williamson, referencia 10.12. Love JJ: “Magnetic Monitoring of Earth and Space,”

Physics Today 61, no. 2 (Febrero de 2008): 31–37.13. Akasofu S-I y Lanzerotti LJ: “The Earth’s

Magnetosphere,” Physics Today 28, no. 12 (Diciembre de 1975): 28–34.

Jacobs JA (ed): Geomagnetism, Volumen 1. Orlando, Florida, EUA: Academic Press, 1987.

Jacobs JA (ed): Geomagnetism, Volumen 3. San Diego, California, EUA: Academic Press, 1989.

Merrill RT, McElhinny MW y McFadden PL: The Magnetic Field of the Earth: Paleomagnetism, the Core, and the Deep Mantle. San Diego, California: Academic Press, International Geophysics Series, Volumen 63, 1996.

Campbell, referencia 5. Lanza R y Meloni A: The Earth’s Magnetism: An

Introduction for Geologists. Berlín: Springer, 2006. Auster H-U: “How to Measure Earth’s Magnetic Field,”

Physics Today 61, no. 2 (Febrero de 2008): 76–77. Love, referencia 12.14. El símbolo B se utiliza a menudo para la inducción

magnética, la magnitud que es detectada por los magnetómetros. La unidad para B en el sistema internacional (SI) es el tesla (T), y la unidad basada en el centímetro, el gramo y el segundo (cgs) es el gauss (G); la unidad común es el gamma, que es 10–9 T = 1 nT.

15. Las variaciones en el tiempo, denominadas variaciones seculares, necesitan que se actualicen periódicamente los mapas y los modelos del campo magnético. Estas variaciones son causadas por dos tipos de procesos que tienen lugar en el núcleo terrestre.

El primero está relacionado con el campo principal de un dipolo y opera con escalas de tiempo de cientos o miles de años. El segundo está relacionado con las variaciones del campo no dipolar en escalas de tiempo del orden de decenas de años. Para obtener más información sobre las variaciones seculares, consulte: Lanza and Meloni, referencia 13.

16. El magnetismo remanente de las rocas tiene su origen en la exposición de los materiales magnéticos de las rocas al campo magnético terrestre durante la formación de las rocas. Las rocas ígneas conservan la magnetización termo-remanente cuando se enfrían. En ciertas rocas, la magnetización remanente se origina cuando se forman granos magnéticos durante las reacciones químicas. Las rocas sedimentarias conservan la magnetización remanente cuando los granos magnéticos se alinean con el campo magnético durante la depositación de los sedimentos. El magnetismo remanente también se produce en los materiales ferromagnéticos, tales como el acero de las tuberías de revestimiento o de la columna de perforación, como resultado de la exposición al campo magnético terrestre o a fuentes industriales asociadas con el campo magnético.

> Variación de la posición del polo magnético norte entre los años 1990 y 2010. Se muestra la declinación magnética (líneas rojas y azules) derivada del modelo del Campo Geomagnético Internacional de Referencia para el año 2010. El punto verde representa la posición del polo de inclinación magnética en el año 2010; el punto amarillo representa la posición de ese polo en 1990. Las líneas agónicas, para las cuales la declinación es igual a cero en el año 2010, se resaltan en verde. Si una brújula situada en cualquier localización señala a la derecha del norte verdadero, la declinación es positiva, o este (curvas de contorno rojas), y si señala a la izquierda del norte verdadero, la declinación es negativa, u oeste (curvas de contorno azules). [Adaptado de “Historical Magnetic Declination,” Centro Nacional de Datos Geofísicos de la NOAA, http://maps.ngdc.noaa.gov/viewers/historical_declination/ (Se accedió el 24 de junio de 2013).]


Año 2010

> Campo cortical geomagnético. Las mediciones aéreas de la intensidad del campo magnético proporcionan datos que se utilizan para determinar la contribución anómala de los materiales de la corteza terrestre. La anomalía de intensidad total (TIA) es la diferencia entre la magnitud del campo total y la magnitud del campo magnético principal. El campo TIA en el oeste de Canadá; Alaska, EUA; y el sector continental noroeste de EUA varía entre –300 nT (azul) y +400 nT (rosado). En esta región, la intensidad media del campo total es de unos 55 000 nT. El campo cortical muestra crestas de intensidad locales, con una variación en una escala espacial mucho más fina que la del campo magnético principal. [Adaptado de “Magnetic Anomaly Map of North America,” USGS, http://mrdata.usgs.gov/geophysics/aeromag-na.html (Se accedió el 23 de julio de 2013).]


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AlaskaC A N A D Á

O c é a n o P a c í f i c o

40 Oilfield Review

solar (viento solar), el campo magnético interplane-tario y el campo magnético de la Tierra (arriba).

El campo magnético externo exhibe variacio-nes en diversas escalas de tiempo, lo que puede afectar la aplicabilidad de los modelos de refe-rencia del campo magnético.17 Las variaciones a largo plazo se relacionan con el ciclo solar de apro-ximadamente 11 años. Las variaciones a corto plazo se originan en la variación diaria de la luz solar, las mareas atmosféricas y las variaciones diurnas de la conductividad. Las variaciones temporales irregula-res son influenciadas por el viento solar. Los estados magnéticos perturbados, denominados tormentas magnéticas, muestran variaciones temporales rápi-das, impulsivas e impredecibles.

En la escala local, las estructuras cercanas, tales como equipos de perforación y pozos, pueden indu-cir interferencias magnéticas. La magnetización remanente de la sarta de perforación y la permeabi-lidad magnética contribuyen a las perturbaciones del campo magnético medido (derecha). Los ope-radores pueden utilizar portamechas (lastrabarre-nas) no magnéticos para reducir estos efectos, junto con técnicas de software para compensarlos.

Mediciones, instrumentos y modelos asociados con el campo magnéticoLos físicos han desarrollado diversos instrumentos sofisticados para medir los campos magnéticos.18 De particular interés para el referenciamiento geomagnético resultan los instrumentos que uti-lizan los científicos en los observatorios magnéti-cos de la superficie terrestre y los que emplean los especialistas en el campo petrolero para los levantamientos MWD de fondo de pozo.

Los magnetómetros Overhauser y de precesión protónica, que miden el campo magnético terres-tre, se basan en el fenómeno de paramagnetismo nuclear y en la tendencia de los núcleos atómicos con un espín magnético a orientarse a lo largo del campo magnético dominante. Durante este pro-ceso, se aplica y se remueve intermitentemente un campo magnético inducido por una corriente y luego se mide la frecuencia de precesión a medida que los protones del fluido sensor se desplazan con movimiento de precesión bajo la influencia del campo magnético de la Tierra. El magnetómetro Overhauser utiliza los electrones libres adiciona-les del fluido sensor y la aplicación de un campo de polarización de radiofrecuencia de gran inten-sidad para permitir la medición continua de la frecuencia de precesión. Los 14 observatorios magnéticos del Servicio Geológico de EUA (USGS) utilizan magnetómetros Overhauser para propor-cionar mediciones absolutas de la intensidad del campo magnético.19 Estos magnetómetros alcan-zan una precisión absoluta del orden de 0,1 nT.

> Contribuciones al campo magnético total observado. Durante los períodos de calma solar, la discrepancia entre el campo observado, Bobservado (rojo), y el campo magnético principal, Bm (verde), se debe en gran medida al campo cortical local Bc (azul) y a la interferencia de la sarta de perforación, Bint (amarillo). En otros períodos, el campo de perturbación externo también realiza una contribución. (Adaptado de Poedjono et al, referencia 30.)


Bint

Bint

Bc

Bm

Bobservado

> Distorsión de la magnetosfera terrestre por la acción del viento solar. El sol emite un flujo de partículas, denominado viento solar, compuesto de electrones, protones, núcleos de helio [He] y elementos más pesados. El campo magnético de la Tierra es confinado por el plasma de baja densidad del viento solar y el campo magnético interplanetario (IMF) que lo acompaña. Éstos distorsionan la forma dipolar del campo magnético de la Tierra en la magnetosfera, la extensa región del espacio que rodea la Tierra. El campo se compacta en el lado orientado al Sol y se alarga en el lado opuesto. El viento solar produce diversos efectos, entre los que se encuentran la magnetopausa, los cinturones de radiación y la magnetocola. Las interacciones variables en el tiempo entre la magnetosfera y el viento solar producen tormentas magnéticas y el campo de perturbaciones externo.


Viento solar

Arco de choque

Magnetopausa

Magnetocola

Tierra

Envoltura magnética

Líneas del campomagnético

Cinturones de radiación de Van Allen

Volumen 25, no.3 41

Los magnetómetros de flujo operan mediante la saturación controlada de los núcleos de los cir-cuitos magnéticos y la medición de las asimetrías leves que tienen origen en la contribución adicio-nal del campo magnético terrestre. Estos instru-mentos proporcionan mediciones magnéticas no absolutas a lo largo de una determinada direc-ción, con una resolución de hasta 0,01 nT.20 Y se utilizan en los observatorios de superficie y en los equipos MWD reforzados de fondo de pozo, aunque algunos son sensibles a la temperatura y requieren la estabilización a través del diseño mecánico.

Los modelos de campo magnético proporcio-nan valores de declinación magnética, inclinación magnética y campo magnético total en determina-dos puntos de la superficie terrestre; los científicos utilizan estos modelos para convertir las medicio-nes magnéticas en direcciones en el sistema de coordenadas geográficas. Diversas organizaciones han desarrollado modelos de referenciamiento geomagnético que utilizan mediciones del campo magnético global obtenidas con satélites, aerona-ves y embarcaciones. Estas organizaciones son, entre otras, la Administración Nacional Oceánica

y Atmosférica (NOAA) de EUA, el Centro Nacional de Datos Geofísicos (NGDC) de la agencia NOAA, el Servicio Geológico Británico (BGS) y la Asociación Internacional de Geomagnetismo y Aeronomía (IAGA). Los modelos difieren en la resolución temporal y espacial (arriba).

El Modelo Magnético Mundial (WMM) carac-teriza la porción de longitud de onda larga del campo magnético que se genera en el núcleo terrestre; es decir, no representa las porciones que se originan en la corteza y el manto superior o bien en el campo de perturbaciones, generado en la ionosfera y en la magnetosfera.21 En conse-cuencia, las mediciones magnéticas pueden mos-trar discrepancias si se referencian con el modelo WMM solamente. Las anomalías de declinación magnética locales y regionales ocasionalmente exceden los 10° y las anomalías de declinación magnética del orden de los 4°, aunque no inusua-les, son de pequeña extensión espacial. Para dar cuenta de la variación secular, el WMM se actua-liza cada cinco años. Una misión especial interna-cional formada por la IAGA emitió el modelo de Campo Geomagnético Internacional de Referencia

IGRF-11, una serie de modelos matemáticos del campo magnético principal de la Tierra y su tasa de cambio. Estos modelos poseen una resolución comparable a la del WMM.22

Las operaciones de perforación direccional requieren modelos de mayor resolución que el WMM o el IGRF por sí solos. El Modelo Geomagnético Global (BGGM) del BGS, ampliamente utilizado en la industria de perforación, proporciona el campo magnético principal con una resolución de 800 km [500 mi] y se actualiza anualmente.23 El Modelo Magnético Mejorado (EMM) posee una resolución espacial considerablemente mejorada. El EMM y un modelo sucesor, el Modelo Geomagnético de Alta Definición (HDGM), resuelven anomalías de hasta 56 km [35 mi], lo que representa un mejora-miento de un orden de magnitud con respecto a los modelos previos. Dado que considera una banda de onda más grande del espectro geomagnético, el modelo HDGM mejora la precisión del campo de referencia, lo que a su vez incrementa la confiabili-dad de la determinación del azimut del pozo y posi-bilita una corrección de alta precisión de la interferencia de la sarta de perforación.24

Mejoramiento de la precisión de la posición de los pozosPara posicionar los pozos con precisión cuando se utilizan sistemas de orientación magnéticos, los especialistas deben tener en cuenta o eliminar dos fuentes importantes de error: la interferencia cau-sada por los elementos magnetizados de la sarta de perforación y las variaciones locales entre el norte magnético y el norte verdadero o geográfico. El análisis de los datos de múltiples estaciones de prospección de pozos, o análisis de estaciones múl-tiples (MSA), se ha convertido en la clave para abordar la interferencia de la sarta de perforación. Los especialistas utilizan el referenciamiento geomagnético, que incluye la influencia del campo

17. Durante los períodos de poca actividad solar, las variaciones diarias del campo, denominadas variaciones diurnas, pueden exhibir magnitudes de aproximadamente 20 nT, en las latitudes intermedias, y de hasta 200 nT en las regiones ecuatoriales. Durante los períodos de actividad solar intensificada, las tormentas magnéticas pueden persistir durante varias horas o varios días con desviaciones de los componentes de la intensidad magnética del orden de varias decenas a cientos de nT en las latitudes intermedias. En las regiones aurorales, las perturbaciones ocasionalmente alcanzan los 1 000 nT y el ángulo de declinación puede variar en varios grados. Para obtener más información sobre los modelos de referencia del campo magnético, consulte: Lanza y Meloni, referencia 13 y Campbell, referencia 5.

18. Campbell, referencia 5. Lanza y Meloni, referencia 13. Auster, referencia 13.19. Love JJ y Finn CA: “The USGS Geomagnetism Program

and Its Role in Space Weather Monitoring,” Space Weather 9, no. 7 (Julio de 2011): S07001-1–S07001-5.

>Modelos de referencia del campo magnético. Diversos grupos y organizaciones han desarrollado modelos de referencia de variada resolución; los modelos se actualizan con diferentes frecuencias. En la columna Orden, el orden se incrementa con la complejidad del modelo y en este caso se refiere a modelos de armónicos esféricos. Estos modelos construyen el campo magnético global como una suma de términos de orden y grado variables. Los términos de orden “n” tienen un total de n líneas nodales circulares en la esfera en la que la contribución del campo magnético equivale a cero. La orientación de las líneas depende de la combinación de orden y grado. La resolución corresponde a la longitud de onda del término de mayor orden.


Modelo Organización Orden Resolución, km

WMM

IGRF IAGA

BGGM BGS

EMM y HDGM

NOAA, NGDC y BGS

NOAA y NGDC

Intervalo de actualización

5 años

5 años

1 año

5 años y 1 año

12

13

50

720

3 334

3 077

800

56

20. Auster, referencia 13.21. Para obtener más información sobre el Modelo

Magnético Mundial (WMM), consulte: Maus S, Macmillan S, McLean S, Hamilton B, Thomson A, Nair M y Rollins C: “The US/UK World Magnetic Model for 2010–2015,” Boulder, Colorado, EUA: Informe técnico de la agencia NOAA de EUA, Servicio Nacional de Datos e Información de Satélites Ambientales / Centro Nacional de Datos Geofísicos, 2010.

22. Para obtener más información sobre el modelo del Campo Geomagnético Internacional de Referencia (IGRF), consulte: Glassmeier K-H, Soffel H y Negendank JFW (eds): Geomagnetic Field Variations. Berlín: Springer-Verlag, 2009, http://www.ngdc.noaa.gov/IAGA/vmod/igrf.html (Se accedió el 21 de julio de 2013).

23. Para obtener más información sobre el Modelo Geomagnético Global (BGGM) del BGS, consulte: “BGS Global Geomagnetic Model,” Servicio Geológico Británico, http://www.geomag.bgs.ac.uk/data_service/directionaldrilling/bggm.html (Se accedió 16 de julio de 2013).

Macmillan S, McKay A y Grindrod S: “Confidence Limits Associated with Values of the Earth’s Magnetic Field Used for Directional Drilling,” artículo SPE/IADC 119851, presentado en la Conferencia y Exhibición de Perforación de las SPE/IADC, Ámsterdam, 17 al 19 de marzo de 2009.

24. Para obtener más información sobre el Modelo Magnético Mejorado (EMM), consulte: Maus S: “An Ellipsoidal Harmonic Representation of Earth’s Lithospheric Magnetic Field to Degree and Order 720,” Geochemistry Geophysics Geosystems 11, no. 6 (Junio de 2010): Q06015-1–Q06015-12.

Para obtener más información sobre el Modelo Geomagnético de Alta Definición (HDGM), consulte: Maus S, Nair MC, Poedjono B, Okewunmi S, Fairhead D, Barckhausen U, Milligan PR y Matzka J: “High Definition Geomagnetic Models: A New Perspective for Improved Wellbore Positioning,” artículo IADC/SPE 151436, presentado en la Conferencia y Exhibición de Perforación de las IADC/SPE, San Diego, California, 6 al 8 de marzo de 2012.

42 Oilfield Review

cortical y del campo de perturbaciones variables en el tiempo, además de las variaciones seculares del campo magnético principal.

Análisis de estaciones múltiples—El análisis MSA es una técnica que ayuda a compensar la interferencia magnética de la sarta de perfora-ción, que puede afectar las prospecciones magné-ticas de fondo de pozo.25 Los componentes de la sarta de perforación generan perturbaciones locales en el campo magnético de la Tierra debido a su permeabilidad magnética y la magne-tización remanente. La utilización de herramien-tas fabricadas con materiales no magnéticos para aislar los sensores direccionales de los compo-nentes magnetizados de la sarta de perforación es ventajosa, pero su empleo puede resultar imperfecto o inadecuado ya que pueden incidir en el costo o el desempeño del BHA. Una alterna-tiva consiste en caracterizar la magnitud de la perturbación asociada con el BHA para que su influencia sea predecible.

La técnica MSA evalúa la rúbrica magnética del BHA mediante la comparación del campo magné-tico principal de la Tierra con los datos magnéticos adquiridos en múltiples estaciones de prospección. La magnitud de la perturbación depende de la orientación de la herramienta con respecto a la dirección del campo magnético. Con datos suficien-tes, el método determina una corrección robusta de la perturbación del BHA que se aplica para cada orientación de pozo en particular.

El análisis de estaciones múltiples constituye una mejora respecto de la técnica previa de aná-lisis de una sola estación, en la que la compensa-ción se estima y se aplica en cada estación de prospección por separado. Utilizado ahora como práctica habitual en la industria, el MSA general-mente reduce la incertidumbre direccional y asiste en la penetración de objetivos prospectivos más pequeños que los que podían lograrse previamente. Esta técnica permite eliminar algunas carreras de los girocompases, lo que reduce los costos ope-racionales. Las compañías de servicios han desa-rrollado requerimientos de datos y criterios de aceptación que deben ser satisfechos cuando se aplica el MSA, y además se ha propuesto una norma industrial.26

Referenciamiento geomagnético—Se trata de otra técnica para mejorar la exactitud del posicio-namiento de los pozos y que proporciona el mapeo entre el norte magnético y el norte verdadero que es necesario para convertir las orientaciones determinadas magnéticamente en orientaciones geográficas a escala local. El mapeo debe conside-rar las variaciones seculares en el modelo del campo magnético principal e incluir un modelo cortical preciso. Además, debe incorporar el campo de perturbaciones variables en el tiempo cuando es significativo. Con el método de referenciamiento geomagnético de Schlumberger, se construye un modelo personalizado del campo geomagnético, con todos los componentes del campo magnético,

para minimizar los errores de mapeo entre el norte magnético y el norte verdadero.27

Los modelos del campo magnético actualiza-dos anualmente, tales como el modelo BGGM o el modelo HDGM, rastrean con exactitud las varia-ciones seculares del campo magnético principal. Los especialistas emplean dichos modelos como base para un modelo personalizado y utilizan diver-sas técnicas para el mapeo magnético del campo cortical local, entre las que se encuentran las pros-pecciones terrestres, marinas o aeromagnéticas. Afortunadamente, el campo magnético cortical necesita ser caracterizado una sola vez durante la vida productiva del yacimiento. No obstante, el campo de perturbaciones varía rápidamente con el tiempo. Dado que se dispone de datos de los observatorios magnéticos, los especialistas pueden incorporar las perturbaciones causadas por la acti-vidad solar diurna y las tormentas magnéticas en el procesamiento de los datos de las prospecciones.

La técnica de referenciamiento de campo (IFR) utiliza los datos derivados de las prospec-ciones magnéticas locales cercanos a una locali-zación de pozo para caracterizar el campo magnético cortical. Las compañías de servicios han desarrollado algunas extensiones de esta téc-nica, incorporando datos de observatorios remotos para incluir las variaciones temporales. Los espe-cialistas utilizan estas técnicas para extender el modelo del campo magnético principal y propor-cionar la mejor estimación del campo magnético local, lo que resulta crítico para el referencia-miento geomagnético y la compensación por la interferencia de la sarta de perforación. Estas téc-nicas permiten la prospección magnética hasta en las latitudes altas, en las que el campo magné-tico local exhibe variaciones extremas.

Schlumberger introdujo el servicio de refe-renciamiento geomagnético (GRS) como alterna-tiva económicamente efectiva para la ejecución de prospecciones giroscópicas en las aplicacio-nes de perforación en tiempo real.28 El servicio GRS proporciona datos exactos sobre la posición del pozo y posibilita la ejecución de correcciones oportunas en su trayectoria. Los especialistas uti-lizan un algoritmo patentado, un modelo cortical 3D y una referencia geomagnética variable en el tiempo y en la profundidad para corregir las medi-ciones MWD por la interferencia magnética de la sarta de perforación y para calcular la orientación de la herramienta a partir de las mediciones corregidas e informar al perforador direccional sobre los ajustes de la trayectoria. La coordina-ción entre el operador, el contratista de perfora-ción direccional, el proveedor de servicios de levantamientos MWD, el observatorio geomagné-tico y el especialista es esencial para el manejo

> Vista en planta de las trayectorias de los pozos, observada desde arriba. PGE utilizó un diseño de localización de múltiples pozos para los 14 pozos perforados en la lutita Marcellus desde una sola localización de perforación. El plano muestra los discos de incertidumbre inicial a profundidades verticales verdaderas de 2 500 pies (rojo) y 5 000 pies (amarillo). Como cabe esperar, la incertidumbre aumenta con el incremento de la distancia existente hasta la localización de superficie y puede impactar el programa de perforación. Ni los discos rojos ni los amarillos se intersectan entre sí, lo que indica que los pozos (azul) no interfieren entre sí a esas profundidades. (Copyright 2010, Reunión Regional de Oriente de la SPE. Reproducido con la autorización de la SPE. Se prohíbe cualquier otra reproducción sin autorización.)


Volumen 25, no.3 43

de esta técnica de prospección. Algunos ejemplos de EUA, Canadá y las áreas marinas de Brasil y Ghana ilustran diversas aplicaciones de la téc-nica de referenciamiento geomagnético.

Prevención de colisiones en la lutita MarcellusPennsylvania General Energy (PGE) ha empren-dido un proceso de desarrollo de campos en la lutita Marcellus, que ilustra las ventajas de la pla-neación de múltiples pozos y la necesidad de cuantificar la incertidumbre posicional y asegu-rar la prevención de colisiones. PGE y sus compa-ñías proveedoras de servicios buscaban optimizar el diseño de una localización para la perforación de múltiples pozos.29 Históricamente, los operado-res han desarrollado la lutita Marcellus y otros recursos de la cuenca de los Apalaches utilizando pozos verticales de bajo costo, con un mínimo con-trol de calidad de las prospecciones efectuadas con herramientas giroscópicas y direccionales. No obstante, actualmente más operadores están recurriendo a las localizaciones de múltiples pozos y a los pozos horizontales para mejorar la logística y el impacto económico y ambiental durante el desarrollo de los yacimientos de gas de lutita.

Ahora, los operadores están perforando hasta 14 pozos por localización de múltiples pozos con centros de 2 m [7 pies] y la construcción de pozos desviados. Primero, se perfora con aire un pozo superficial de 171/2 pulgadas hasta una profundi-dad de aproximadamente 300 m [1 000 pies] y se efectúa un relevamiento. Luego, se perfora con aire una sección de 121/4 pulgadas para una sarta de protección contra la incursión de agua hasta una profundidad vertical verdadera (TVD) de

760 m [2 500 pies], utilizando herramientas giroscópicas durante la perforación para guiar la separación de los pozos en la localización de múl-tiples pozos. El perforador direccional utiliza un giroscopio que apunta hacia el norte hasta que el pozo alcanza una profundidad libre de interfe-rencias magnéticas externas provenientes de los pozos cercanos. La sección desviada más pro-funda de 83/4 pulgadas se perfora y se explora simultáneamente hasta la profundidad total (TD) con un sistema rotativo direccional (RSS) y herramientas MWD.

Dado que la prospección precisa y el monitoreo de la condición anticolisión son imperiosos, PGE adoptó un enfoque proactivo para la localización de múltiples pozos y la perforación, utilizando un estándar anticolisión propuesto recientemente.30 Con este procedimiento, el operador definió áreas de incertidumbre en tres TVDs: 300 m, 760 m y 1 500 m [5 000 pies]. Los planificadores de pozos efectuaron el análisis anticolisión de las trayecto-rias para asegurarse de que los pozos estuvieran correctamente separados en estas profundidades. La visualización de las trayectorias de los pozos, con las áreas de incertidumbre representadas gráficamente en las profundidades intermedias y mayores, confirmó la improbabilidad de que el plan de perforación resultara en la colisión de los pozos (página anterior).

La selección de bocas en la localización de múltiples pozos fue un aspecto importante del diseño de la localización de PGE debido a las res-tricciones de las localizaciones de pozos de super-ficie y las coordenadas del objetivo. PGE perforó siete pozos en cada uno de los dos yacimientos

apilados. El ingeniero de perforación concluyó el diseño final de la localización de múltiples pozos después de perforar y prospectar los pozos super-ficiales; luego, se re-planificaron todos los pozos, se re-calcularon las áreas de incertidumbre y se re-evaluaron las condiciones anticolisión (izquierda). Como resultado, el plan redujo el riesgo de coli-sión de los pozos y sus costos asociados.

Acceso a objetivos difíciles en el área marina de CanadáLas técnicas de referenciamiento geomagnético ayudaron a un operador a alcanzar sus objetivos de manera eficiente y segura en la cuenca marina Jeanne d’Arc del este de Canadá.31 Las condiciones meteorológicas a menudo son severas en esta área remota del Atlántico Norte, lo que conduce a los operadores a desarrollar estrategias para mini-mizar la extensión de sus instalaciones marinas.

> Diseño de una localización de múltiples pozos y trayectorias de los pozos. PGE perforó 14 pozos en dos yacimientos durante las fases 1 (magenta) y 2 (azul) de la campaña de perforación. El tamaño gráfico de cada pozo corresponde al tamaño de los EOUs, como se definen en el programa de prospección. Los perforadores confirmaron la condición anticolisión. En el punto de entrada en el yacimiento, cada pozo necesitaba tener una separación mínima de 60 m [200 pies] respecto de su contraparte perforada en la dirección opuesta. (Copyright 2010, Reunión Regional de Oriente de la SPE. Reproducido con la autorización de la SPE. Se prohíbe cualquier otra reproducción sin autorización.)


25. Brooks AG, Gurden PA y Noy KA: “Practical Application of a Multiple-Survey Magnetic Correction Algorithm,” artículo SPE 49060, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, 27 al 30 de septiembre de 1998.

Lowdon RM y Chia CR: “Multistation Analysis and Geomagnetic Referencing Significantly Improve Magnetic Survey Results,” artículo SPE/IADC 79820, presentado en la Conferencia de Perforación de las SPE/IADC, Ámsterdam, 19 al 21 de febrero de 2003.

Chia CR y de Lima DC: “MWD Survey Accuracy Improvements Using Multistation Analysis,” artículo IADC/SPE 87977, presentado en la Conferencia y Exhibición de Tecnología de Perforación de la Región del Pacífico Asiático de las IADC/SPE, Kuala Lumpur, 13 al 15 de septiembre de 2004.

26. Nyrnes E, Torkildsen T y Wilson H: “Minimum Requirements for Multi-Station Analysis of MWD Magnetic Directional Surveys,” artículo SPE/IADC 125677, presentado en la Conferencia y Exhibición de Tecnología de Perforación de Medio Oriente de las SPE/IADC, Manama, Bahrain, 26 al 28 de octubre de 2009.

27. Para conocer una descripción detallada del modelado magnético cortical, incluida la construcción del vector del campo magnético cortical utilizando la técnica de continuación hacia abajo e interpolación trilineal, consulte: Poedjono B, Adly E, Terpening M y Li X: “Geomagnetic Referencing Service—A Viable Alternative for Accurate Wellbore Surveying,” artículo IADC/SPE 127753, presentado en la Conferencia y Exhibición de Perforación de las IADC/SPE, Nueva Orleáns, 2 al 4 de febrero de 2010.

28. Lowdon y Chia, referencia 25. 29. Poedjono B, Zabaldano J, Shevchenko I, Jamerson C,

Kuntz R y Ashbaugh J: “Case Studies in the Application of Pad Design Drilling in the Marcellus Shale,” artículo SPE 139045, presentado en la Reunión Regional de Oriente de la SPE, Morgantown, Virginia Occidental, EUA, 12 al 14 de octubre de 2010.

Kuntz R, Ashbaugh J, Poedjono B, Zabaldano J, Shevchenko I y Jamerson C: “Pad Design Key for Marcellus Drilling,” The American Oil & Gas Reporter, 54, no. 4 (Abril de 2011): 111–114.

30. Poedjono B, Lombardo GJ y Phillips W: “Anti-Collision Risk Management Standard for Well Placement,” artículo SPE 121040, presentado en la Conferencia de Medio Ambiente y Seguridad en E&P de las Américas de la SPE, San Antonio, Texas, EUA, 23 al 25 de marzo de 2009.

31. Poedjono et al, referencia 27. Kuntz et al, referencia 29.

44 Oilfield Review

La construcción de múltiples pozos de alcance extendido, perforados desde bocas de estructuras de concreto construidas en el mar, apalanca la utilización de la infraestructura pero genera un subsuelo atestado, lo que subraya aún más la importancia de la prevención de colisiones y el posicionamiento preciso de los pozos.

Como desafío adicional, la geología del área es compleja. La cuenca sedimentaria está com-puesta por areniscas estratificadas de gran espe-sor, separadas por lutitas y subdivididas por fallas en grandes compartimentos o bloques. El yaci-miento se encuentra en un sector limitado por fallas, en el que las zonas objetivo son más peque-ñas que la resolución sísmica. El operador necesi-taba emplear técnicas sofisticadas de perforación

y prospección para alcanzar estos objetivos peque-ños y a la vez mantener restricciones estrechas en los diseños de las trayectorias de los pozos.

Para el éxito del programa de perforación, el ope-rador requería una descripción exacta de la incerti-dumbre posicional y un elipsoide de error pequeño. El programa de perforación guiado por el servicio GRS satisfizo estos requerimientos y posibilitó una mayor perforabilidad, menos tiempo de per-foración y más posibilidades de acceder al obje-tivo geológico (arriba).

Alta precisión en altas latitudesEl referenciamiento geomagnético ofrece venta-jas significativas pero se enfrenta a su mayor desafío cuando se aplica en latitudes altas, donde

la magnitud de las variaciones del campo de pertur-bación geomagnético es considerable. El campo Nikaitchuq de Eni US Operating Co. Inc., situado en el Mar de Beaufort, frente al Talud Norte de Alaska, EUA, es una localización de esas características. La continuidad del yacimiento está interrumpida por numerosas fallas y los perforadores necesitan considerar la compartimentalización local de los yacimientos en la planeación de los pozos.32 El posicionamiento debe ser preciso y exacto.

En estas latitudes altas, el campo de pertur-baciones externo varía significativamente con el tiempo.33 Esta perturbación representa la principal fuente de ruido de los datos magnéticos utilizados para la orientación de los pozos. Las variaciones de amplitud alcanzan los 1 000 nT y los ángulos de declinación medidos pueden cambiar en varios gra-dos durante las tormentas magnéticas. Para consi-derar estas perturbaciones, el servicio GRS aplica a las mediciones MWD los datos de referencia varia-bles en el tiempo de un observatorio cercano.

En el año 2009, el USGS estableció una aso-ciación pública-privada con Schlumberger para comenzar a planificar la instalación y el manteni-miento de un nuevo observatorio, el Observatorio Geomagnético de Deadhorse (DED), en la ciudad de Deadhorse, en el Talud Norte de Alaska. DED, el más nuevo de los 14 observatorios, es operado ahora por Schlumberger bajo la dirección del USGS y sigue las normas Intermagnet.34

El instrumental del observatorio incluye un magnetómetro de flujo triaxial para las mediciones del campo vectorial, un magnetómetro Overhauser para las mediciones de la intensidad del campo total y un magnetómetro de flujo de eje simple (DIM), montado sobre un teodolito no magné-tico, para medir la declinación y la inclinación del campo magnético terrestre. Los especialistas utilizan los datos de los magnetómetros DIM y Overhauser para calibrar los datos variacionales de flujo semanalmente. Los científicos del USGS han desarrollado algoritmos especiales de proce-samiento de datos para producir versiones ajusta-das y definitivas de flujos de datos en tiempo real, recibidos en forma remota en las oficinas centra-les del Programa de Geomagnetismo del USGS en Golden, Colorado, EUA.35

El flujo de trabajo para el referenciamiento geomagnético incluye la adquisición y el control de calidad simultáneos de dos flujos de datos; los datos de los levantamientos MWD en la localiza-ción de perforación y los datos magnéticos en tiempo real en el observatorio (próxima página, arriba).36 Los ingenieros de pozos de Schlumberger ejecutan el control de calidad de los datos MWD crudos. Los especialistas del USGS efectúan la inspección diaria y el control de calidad automá-

> Acceso a objetivos remotos con un pozo de alcance extendido en la cuenca Jeanne d’Arc del área marina de Canadá. La trayectoria de este pozo (centro) se extiende a lo largo de unos 7 000 m [23 000 pies] y luego desciende para encontrar dos objetivos (rojo) a aproximadamente 4 000 m [13 000 pies]. Los insertos (extremo superior y extremo inferior) muestran vistas en primer plano de los objetivos y los elipsoides de incertidumbre (EOU) para dos métodos de prospección. La incertidumbre posicional (verde) de las prospecciones magnéticas sin el servicio GRS (extremo superior) es tan grande que el pozo podría estar fuera de los objetivos. Con el servicio GRS (extremo inferior), la incertidumbre posicional (azul) se encuentra perfectamente dentro del área de los objetivos. (Adaptado de Poedjono et al, referencia 27. Las imágenes de esta figura corresponden al Copyright 2010, Conferencia y Exhibición de Perforación de las IADC/SPE. Reproducido con la autorización de la SPE. Se prohíbe cualquier otra reproducción sin autorización.)

0 m

–400 m

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–2 400 m

–2 800 m

–3 200 m

–3 600 mEje X

Eje Y

Eje Y

Eje Z


Volumen 25, no.3 45

32. Poedjono B, Beck N, Buchanan A, Brink J, Longo J, Finn CA y Worthington EW: “Geomagnetic Referencing in the Arctic Environment,” artículo SPE 149629, presentado en la Conferencia y Exhibición sobre el Ártico y los Ambientes Extremos de la SPE, Moscú, 18 al 20 de octubre de 2011.

33. Merrill et al, referencia 13.34. Para obtener más información sobre Intermagnet,

consulte: “International Real-time Magnetic Observatory Network,” INTERMAGNET, http://www.intermagnet.org/index-eng.php (Se accedió el 16 de octubre de 2013).

35. Love and Finn, referencia 19.36. Para obtener más información sobre el flujo de trabajo

en el observatorio DED y sobre el referenciamiento geomagnético, consulte: Poedjono et al, referencia 32.

tico de los datos del observatorio DED y aplican los factores de calibración de los sensores para proporcionar datos de observatorio ajustados, que representan la corrección del campo de per-turbaciones variable en el tiempo. El procesa-miento GRS combina los datos del campo de perturbaciones con indicación de tiempo, los datos del campo cortical y los datos del modelo del campo magnético principal. El algoritmo aplica los datos del campo magnético combinado a los datos de los sensores MWD en cada profun-didad de prospección y ejecuta los procesos de procesamiento de estaciones múltiples y referen-ciamiento geomagnético, proporcionando la orientación geográfica del pozo. Durante las eta-pas de procesamiento adicionales, el algoritmo implementa la lógica de aceptación de los datos y computa una corrección de la dirección de perfo-ración. El perforador direccional aplica la correc-ción para continuar perforando hasta que se completa un nuevo conjunto de prospecciones y se dispone de una nueva corrección para seguir ade-lante con la perforación. Una vez concluida cada una de las carreras del BHA, los especialistas apli-can las correcciones de deflexión del BHA y com-pilan la prospección final para esa carrera. La utilización de datos de referencia variables en el tiempo resultó esencial para que los ingenieros de perforación planificaran y ejecutaran las ope-raciones de perforación en el campo Nikaitchuq. Inicialmente, los datos crudos de los levanta-mientos MWD magnéticos no lograron satisfacer los límites de aceptación de calidad en las diversas profundidades, pero mejoraron hasta alcanzar un rango aceptable cuando fueron referenciados con el observatorio DED (izquierda). Gracias a que la compañía utilizó el servicio GRS, las actividades de perforación continuaron sin necesidad de eje-cutar prospecciones dedicadas y costosas más allá de las estaciones de prospección MWD estándar.

> Flujo de trabajo del referenciamiento geomagnético. El flujo de trabajo comienza con los flujos de datos crudos MWD y del observatorio magnético (que se muestran aquí como si fueran del observatorio DED) y los combina con los datos del campo magnético cortical. Luego se pasa a las fases de procesamiento geomagnético, ajuste de los datos y control de calidad. El procesamiento genera correcciones continuas de la perforación direccional y proporciona prospecciones definitivas al final de las carreras de la barrena. (Adaptado de Poedjono et al, referencia 32.)


Iniciar

Datos crudos del levantamiento MWD en tiempo real con QA/QC (aseguramiento de la calidad/control de calidad) a cargo de Schlumberger

QA/QC •se remueven los datoscon interferencia externa

QA/QC•¿calibración?•¿sensor defectuoso?

Procesamiento delreferenciamiento

geomagnético

Observatorio DED•datos ajustados•QA/QC a cargodel USGS

Datos corticales•coordenadas de un cubo

Corrección del azimut con el servicio GRSen tiempo real para

continuar la perforación

GRS final•prospecciones definitivas•informe GRS final

GRS seccional•prospeccionesdefinitivas

¿Aprueba elQA/QC?

Detener

No

No

No

No

Sí

Sí

Sí

Sí

¿Pozo cercano?

S final

No

Sí

Sí¿Final de lacarrera de la

barrena?

GRS seccio

No

Sí

í ¿Profundidadtotal alcanzada?

Nueva carrerade la barrena

> Datos de referencia variables en el tiempo. Los datos de los levantamientos MWD magnéticos crudos (extremo superior, azul) inicialmente excedieron los límites de aceptación de la calidad (rojo) en diversas profundidades, pero fueron aceptados al ser referenciados con los datos del observatorio DED (extremo inferior). Los límites de aceptación iniciales se basaron en un valor de referencia estático (extremo superior, verde) para la intensidad del campo magnético local, en tanto que los datos DED proporcionaron valores reales variables en el tiempo (extremo inferior, verde) respecto de los cuales se podrían referenciar los límites. (Adaptado de Poedjono et al, referencia 32.)


57 03910 500 11 776 13 052 14 328 15 605

Profundidad, pies16 881 18 157 19 433 20 710

10 500 11 776 13 052 14 328 15 605

Profundidad, pies16 881 18 157 19 433 20 710

DatosReferencia

DatosReferencia

57 239

57 439

57 639

57 839

58 039

58 239

nT

56 744

57 091

57 438

57 785

58 132

58 479

58 826

nT

46 Oilfield Review

Alta densidad de pozos en la cuenca Williston ConocoPhillips Company ha demostrado que el mejoramiento de la precisión de las prospeccio-nes de pozos contribuye al incremento de la pro-ducción de petróleo. Las prospecciones más exactas posibilitan una separación más estrecha entre los pozos y la ejecución de pozos horizontales más largos para aumentar la eficiencia de los pro-gramas de inyección de agua diseñados para mejo-rar la recuperación de petróleo. Mientras operaba en dos campos cercanos al anticlinal Cedar Creek, en el límite entre Montana y Dakota del Norte, en EUA, la compañía estudió sistemática-mente la precisión de los datos de prospecciones de pozos existentes y examinó las causas de los errores de los levantamientos MWD. A través del desarrollo de metodologías mejoradas de recolec-ción de datos magnéticos y la reducción de esos errores, la compañía redujo la incertidumbre posicional y contribuyó tanto a la seguridad como a la viabilidad del programa de perforación de pozos horizontales.37

En un comienzo, los operadores de estos campos posicionaban los pozos horizontales con un espacia-miento de 2,6 km2 [640 acres]. Subsiguientemente, redujeron ese espaciamiento a 1,3 km2 [320 acres] y reconfiguraron la distribución de los pozos para un proyecto de inyección en línea (de frente continuo), en el que las filas de pozos de inyección se alternaban con las filas de pozos de producción (arriba). El modelado de yacimientos indicó que la reducción del espaciamiento entre pozos a 0,65 km2 [160 acres] resultaría ventajoso. No obstante, antes de proceder, el operador nece-sitaba evaluar la precisión de la posición de los pozos, dado que su convergencia inadvertida podría afectar adversamente la eficiencia de barrido de la inyección de agua, reduciendo la producción de hidrocarburos e incrementando los costos de extracción y eliminación final.

Para evaluar la precisión de los levantamien-tos MWD, el operador efectuó varias prospeccio-nes estadísticas en las que las posiciones de los pozos perforados utilizando el enfoque MWD fue-

ron comparadas con las posiciones determinadas en base a prospecciones giroscópicas posteriores a la perforación. Los resultados obtenidos indica-ron que mientras la desviación azimutal promedio entre los datos MWD y los datos giroscópicos era de aproximadamente 1°, las diferencias resulta-ban mayores para un número significativo de pozos. Después de evaluar los datos, los especia-listas determinaron que la causa principal del error azimutal era la interferencia magnética inducida por el BHA. Otros factores fueron las variaciones del campo magnético local y la flexión de la sarta de perforación.

La comprensión y la minimización de la inter-ferencia magnética inducida por el BHA demos-traron ser la clave para el mejoramiento de la precisión de las prospecciones. Los especialistas utilizaron un software especial para estimar la contribución de la interferencia de la sarta de perforación al error azimutal y evaluar las venta-jas y desventajas de colocar material no magné-tico entre los magnetómetros y el resto del BHA. Dado que la separación de los sensores respecto de la barrena puede comprometer el direcciona-miento en tiempo real, los operadores minimizaron los componentes no magnéticos y en cambio emplearon técnicas de procesamiento de una sola estación y de estaciones múltiples para corregir las prospecciones en tiempo real. Las comparaciones posteriores a la perforación entre las trayectorias perforadas con levantamientos MWD y con pros-pecciones giroscópicas confirmaron que las dis-crepancias se habían reducido estadísticamente, aún en los casos con correcciones considerables por la interferencia magnética. Al considerar los EOUs, los ingenieros de perforación pudieron alter-nar las posiciones de los cabezales de pozos y opti-mizar su espaciamiento para prevenir la incursión prematura de agua (próxima página, arriba).

Variaciones corticales En ciertas situaciones, la preocupación principal no es la corrección del campo variable en el tiempo sino la corrección del campo cortical. Tal fue el caso de un operador de un campo de petróleo pesado situado en el área marina de aguas pro-fundas de Brasil.38 El proyecto se sitúa en un tirante de agua (profundidad del lecho marino) de 1 100 m [3 600 pies] en el sector norte de la cuenca de Campos. El operador había perforado varios pozos utilizando levantamientos MWD, observando discrepancias entre las lecturas de la herramienta de fondo de pozo y las lecturas espe-radas del modelo BGGM. Para mejorar las opera-ciones de prospección magnética en este campo, era necesario desarrollar un mejor modelo del campo magnético local para que las trayectorias

> Plan de desarrollo de un campo. En un campo de Montana y Dakota del Norte, EUA, los operadores pusieron en marcha la fase de desarrollo con un pozo por cada parcela de 1 mi2 [640 acres, 2,6 km2]. Las filas alternadas de pozos inyectores (azul) y productores (gris) muestran el espaciamiento descendente planificado con una separación entre pozos de 290 m [950 pies] (recuadro rojo). Es necesario minimizar la incertidumbre posicional para mantener paralelas las trayectorias de los pozos y reducir el riesgo de incursión prematura de agua de los inyectores. (Adaptado de Landry et al, referencia 37.)


950 p

ies

1 mi

1 m

i

Espaciamiento inicial de pozos productores:Un pozo cada 640 acres

Cuenca Williston

Volumen 25, no.3 47

de los pozos accedieran a sus objetivos. La compa-ñía necesitaba emplear un modelo geomagnético de alta precisión para evitar el incumplimiento de los criterios de aceptación del campo en la perfo-ración en tiempo real. Dicho incumplimiento podría traducirse en operaciones innecesarias de recuperación de herramientas, debido a la pre-sunta falla de las mismas.

Para resolver las discrepancias de las pros-pecciones, un equipo de investigación integrado por representantes del operador, Schlumberger, otros contratistas y el sector académico, desarro-lló un método de mapeo de las variaciones mag-néticas utilizando el Modelo Geomagnético de Alta Definición (HDGM2011), que había sido desarrollado recientemente en el NGDC de EUA. El equipo integró este modelo del campo magné-tico en gran escala con datos de una prospección aeromagnética local para extender el espectro espacial del campo magnético de las escalas regionales a la escala kilométrica (derecha, extremo inferior).

Los técnicos utilizaron dos métodos indepen-dientes para analizar el modelo magnético cortical.39 El método 1 combinó el modelo BGGM con los datos de la prospección aeromagnética y empleó un método de fuente equivalente para la continuación hacia abajo del campo hasta la profundidad del yacimiento. El método 2 combinó la prospec-ción aeromagnética con un modelo del campo cor-tical de longitud de onda larga proporcionado por la misión satelital alemana CHAMP y generó un modelo magnético 3D para el área de la concesión. El equipo de trabajo estableció la validez del método 2 a través de la comparación de los resul-tados con los perfiles magnéticos marinos obte-nidos del archivo de las NOAA/NGDC de EUA. Los atributos del modelo del campo magnético computados con estos dos métodos concordaron

>Estrategias para asegurar un espaciamiento óptimo a fin de prevenir la incursión prematura de agua. El programa de prospección B (rosado) ofrece mayor precisión que el programa de prospección A (azul). Si los pozos 1 y 2 hubiesen sido perforados desde las localizaciones de superficie adyacentes, utilizando el programa de prospección A, podrían haber colisionado en la TD. El programa de prospección B, con la compensación por la interferencia magnética, asegura la no colisión y permite que los pozos se extiendan hasta la profundidad total planificada. Modificando la posición del cabezal de pozo a la localización de superficie del pozo 3, el operador pudo incrementar la separación entre los pozos en la profundidad total, perforar los pozos con la orientación y el espaciamiento pretendidos y evitar la incursión prematura de agua. El operador optó por aplicar tanto el programa de prospección B como la disposición modificada de los cabezales de pozos (Adaptado de Landry et al, referencia 37.)


Localización de superficiePozo 1 Localización de superficie

Pozo 3Localización de superficiePozo 2

Separación entre pozos en la localización de superficie

El programa de prospección A no proporciona la separación en la TD

Separación en la profundidad medida

Separación correspondiente al programa de prospección A con respecto al desplazamiento en la TD del pozo 3

El programa de prospección Bproporciona la separación en la TD

Vista en planta

Incertidumbre del programa de prospección A

Incertidumbre del programa de prospección B

>Mapas de declinación del campo magnético en el área marina de Brasil. El modelo estándar (izquierda) muestra variaciones suaves en gran escala de la declinación del campo magnético en las proximidades del campo de hidrocarburos (polígono rojo). El modelo HDGM de mayor resolución (centro) incluye más detalles. La combinación del modelo HDGM con el modelo de la prospección aeromagnética (derecha) contiene la información de mayor resolución de los tres modelos. Todos los mapas muestran la declinación magnética en el nivel medio del mar. Entre el modelo estándar y el modelo de mayor resolución de las proximidades del campo se observan diferencias de casi 1° en la declinación magnética. (Adaptado de Poedjono et al, referencia 38.)


–23,2

–23,2

–23

–23,2

–22,2

–23,2

–23,6

–23

–22°48’

–22°24’

–22°00’

–21°36’

–21°12’

–20°48’

–40°00’ –39°36’–40°00’ –39°36’–40°00’ –39°36’

–23,4

–23,4 –23,4–23,8

Longitud

Campo

Latit

ud

–23

–22

–24

Decl

inac

ión

del c

ampo

mag

nétic

o, g

rado

s

37. Landry B, Poedjono B, Akinniranye G y Hollis M: “Survey Accuracy Extends Well Displacement at Minimum Cost,” artículo SPE 105669, presentado en la 15a Muestra y Conferencia del Petróleo y el Gas de Medio Oriente de la SPE, Bahrain, 11 al 14 de marzo de 2007.

38. Poedjono B, Montenegro D, Clark P, Okewunmi S, Maus S y Li X: “Successful Application of Geomagnetic Referencing for Accurate Wellbore Positioning in a Deepwater Project Offshore Brazil,” artículo IADC/SPE 150107, presentado en la Conferencia y Exhibición de Perforación de las IADC/SPE, San Diego, California, 6 al 8 de marzo de 2012.

39. Dos métodos de procesamiento patentados, desarrollados para analizar el campo cortical, se analizan en Poedjono et al, referencia 38. El método 1 fue desarrollado por Fugro Gravity & Magnetic Services Inc, que ahora forma parte de CGG. El método 2 fue desarrollado por Magnetic Variation Services LLC.

48 Oilfield Review

significativamente entre sí cuando se compararon en el nivel medio del mar y en la profundidad del yacimiento de 5 000 m [16 400 pies] (arriba).

El equipo de trabajo descubrió que las anoma-lías de longitud de onda intermedia causadas por la magnetización en gran escala de la corteza oceánica producían un impacto significativo en la declinación magnética local. Los modelos de referencia geomagnética de alta resolución posi-bilitaron la compensación más refinada de las estaciones múltiples por la interferencia de la sarta de perforación. Mediante la comparación de las predicciones de las componentes horizontal y vertical del campo magnético con las de las lectu-ras de las herramientas MWD, los técnicos estable-cieron la validez de los modelos de banda ancha. Los puntos de medición afectados por la interfe-rencia de la sarta de perforación se encontraban fuera de las bandas de aceptación del control de calidad si se procesaban con el modelo BGGM, pero resultaban consistentes con los otros datos al efectuar el procesamiento con un modelo de alta resolución.

Los profesionales evaluaron la importancia del campo de perturbaciones variable en el tiempo utilizando los datos del Observatorio Magnético de Vassouras en Brasil. Los resultados obtenidos indicaron variaciones pequeñas en la declinación magnética, el buzamiento y la intensidad del campo total. Las variaciones diurnas fueron insignificantes en las posiciones de los pozos

durante los períodos de poca actividad solar, y los datos derivados de los modelos estáticos de alta resolución fueron suficientes para esos períodos. Los representantes del operador llegaron a la con-clusión de que el análisis de estaciones múltiples se mejoraba cuando utilizaban los modelos geomag-néticos de alta resolución en lugar de las predic-ciones del campo magnético del modelo BGGM. Y además registraron mejoras significativas en las localizaciones cuando utilizaron el servicio GRS para corregir las lecturas MWD sin procesar. Las localizaciones estimadas de fondo de pozo se desplazaron significativamente y los tamaños de los elipsoides de incertidumbre y la incertidumbre asociada con la TVD se redujeron en consecuencia.

El éxito en aguas profundas Las prospecciones magnéticas precisas en tiempo real permiten a los perforadores direccionales mantenerse en el trayecto y reducir el número de prospecciones giroscópicas confirmatorias reque-ridas. Tullow Ghana Ltd. utilizó la técnica de refe-renciamiento geomagnético para lograr el acceso a los objetivos remotos de manera exacta y dentro del presupuesto durante el desarrollo del campo Jubilee del área marina de Ghana.40

El operador pretendía perforar todos los pozos de manera segura y exitosa en el menor tiempo posible porque en esta área los costos diferenciales del equipo de perforación son excepcionalmente elevados. Para posibilitar un servicio GRS preciso,

los especialistas de Schlumberger llevaron a cabo simulaciones numéricas, que cuantificaron la sensibilidad de la medición magnética a la trayectoria del pozo y a la inclusión de collarines no magnéticos por las variaciones del BHA (próxima página, a la izquierda).

Una prospección aeromagnética constituyó la base para el modelo geomagnético diseñado a medida. Esta prospección de 80 km × 80 km [50 mi × 50 mi] se centró en el campo Jubilee a una altitud de 80 m [260 pies], e incluyó vuelos de prueba previos a la prospección para la calibración y la utilización de una estación base como referencia para los cambios variables en el tiempo producidos en el campo magnético. Los analistas computaron una cuadrícula de anomalías de intensidad magnética total (TMI) utilizando el campo magnético total medido en la prospección aeromagnética, combinado con el modelo del campo magnético principal BGGM 2010.41 El procesamiento del campo magnético cortical dio como resultado un campo magnético actualizado, desde el nivel del mar hasta una profundidad de 4 500 m [14 800 pies], utilizando la continuación

40. Poedjono B, Olalere IB, Shevchenko I, Lawson F, Crozier S y Li X: “Improved Drilling Economics and Enhanced Target Acquisition Through the Application of Effective Geomagnetic Referencing,” artículo SPE 140436, presentado en la Conferencia y Exhibición Anual de EUROPEC/EAGE de la SPE, Viena, Austria, 23 al 26 de mayo de 2011.

41. Para obtener más información sobre el flujo de trabajo de procesamiento, consulte: Poedjono et al, referencia 32.

> Contribución del campo cortical a la declinación del campo magnético en dos profundidades diferentes cerca de un campo ubicado en el área marina de Brasil. La contribución del campo cortical a la declinación magnética se muestra como una vista en planta en el nivel medio del mar (izquierda) y a una profundidad de 5 000 m (derecha). Los valores fueron calculados utilizando un método en el que se combinó un prospección aeromagnética con un modelo del campo cortical de longitud de onda larga suministrado por la misión satelital alemana CHAMP; luego, el método generó un modelo magnético 3D para el área de la concesión. El campo magnético 3D cambia con la profundidad, debido en gran parte a las propiedades magnéticas de la corteza terrestre que infrayace los sedimentos del área marina de Brasil. (Adaptado de Poedjono et al, referencia 38.)


2,0

1,8

1,6

1,4

1,2

1,0

0,8

0,6

0,4

0,2

0

–0,2

–0,4

–0,6

0

0,20,4 0,6

0,8

Decl

inac

ión

del c

ampo

mag

nétic

o, g

rado

s10 000 m

10 0

00 m

Contribución del campo cortical en el nivel del mar

Decl

inac

ión

del c

ampo

mag

nétic

o, g

rado

s

2,0

1,8

1,6

1,4

1,2

1,0

0,8

0,6

0,4

0,2

0

–0,2

–0,4

–0,6

0

0,2

–0,2

0,40,6

0,6

0,8

1,2

1,4

10 000 m

10 0

00 m

Contribución del campo cortical a 5 000 m de profundidad

Volumen 25, no.3 49

hacia abajo de la anomalía TMI escalar. En el procesamiento subsiguiente, se determinaron los componentes este, norte y vertical del campo magnético y se los convirtió en perturbaciones de declinación magnética e inclinación con respecto al campo magnético principal.

Para los pozos iniciales del campo Jubilee, los levantamientos MWD estándar proporcionaron EOUs suficientemente pequeños para tener acceso a los objetivos geológicos con seguridad. Estos trayectos de pozos iniciales tenían ángulos de inclinación relativamente someros. Para los objetivos más remotos, con ángulos de inclina-ción más altos y secciones tangentes más largas, la incertidumbre asociada con los levantamien-tos MWD estándar fue inaceptablemente grande, pero resultó considerablemente más pequeña para los datos magnéticos procesados con el ser-vicio GRS y los perforadores alcanzaron sus obje-tivos con una alta confiabilidad. Mediante la utilización del servicio GRS, el operador pudo perforar el pozo con la garantía de posicionarlo dentro del objetivo (arriba, a la derecha).

Acceso al objetivoEstos ejemplos ilustran diversos requerimientos nuevos y exigentes para la orientación de los pozos y la tecnología de mediciones geomagnéti-cas que ha sido desarrollada para satisfacer esos requerimientos. Los desafíos planteados incluyeron la colisión de los pozos, la reducción de la interferencia magnética de la sarta de per-foración y la consideración de las variaciones del campo geomagnético asociadas con el magne-tismo cortical y las variaciones temporales del campo magnético.

Ahora, los perforadores direccionales empla-zan los pozos con objetivos cada vez más exigentes basándose en prospecciones de pozos obtenidas en tiempo real y EOUs pequeños. Los modelos de referencia geomagnética de alta resolución asis-

ten en el procesamiento para la compensación de la interferencia de la sarta de perforación y mejo-ran el control de calidad de las mediciones mediante la utilización de criterios de aceptación personalizados. La técnica de referenciamiento geomagnético mejora la precisión del posiciona-miento de los pozos, reduce la incertidumbre posicional y mitiga el riesgo de colisión con los pozos existentes. Si se utiliza en la navegación de pozos en tiempo real, el servicio GRS ahorra tiempo de equipo de perforación, reduce los cos-tos de perforación y ayuda a los perforadores a alcanzar sus objetivos. —HDL

> Cuantificación de la sensibilidad de las mediciones magnéticas con respecto a la interferencia de la sarta de herramientas. Para simular la magnitud de la interferencia magnética para diversas orientaciones de prospecciones y diferentes diseños de BHA se utilizan códigos de modelado. Esta simulación, obtenida de la caja de herramientas de prospecciones de Schlumberger Drilling & Measurements, muestra el error azimutal considerable (rojo) que se produciría con este azimut de cuadrícula de 270° y la inclinación de 90° de este pozo en particular si el perforador no agregaba material de separación no magnético al BHA además del material incluido en el diseño inicial (azul). Los ingenieros de perforación utilizan estas simulaciones para determinar la longitud del material no magnético, por encima y por debajo del punto de medición MWD, necesario para reducir lo suficiente el error.


BHA Collar Size

Azimuth Reference

Nonmagnetic Spacing of BHA Elements

Units Survey Data Geomagnetic Reference

Schlumberger Drilling & Measurements Survey Tool Box

BHA Configuration Type

1

2

3

4

Results

Small (4.75” OD or Less)

MetersGridAzimuth

Inclination

Declination GeoMag Field Geographic Region

Grid Convergence Total lBl

RegionDEM Total CorrectionCheck Reference

Minimum Number of Surveys Required for DMAG

deg

deg

deg

deg

ft

ft ft

ft

Steel

NonMag

ft

ft ft

ft ft

degDip nT Feet

True North

Grid North

Medium (6.75” and all Medium sizes)

PowerDrive Rotary Steerable

Steerable Motor Assembly

NonMag Steerable Motor

Drill Collars or Other BHA

Stabilizer + Bit Only Below MWD

Azimuth Error:Add Nonmagnetic Spacing

4.22

270.00 4.5900

0.2100

4.3800

49895 61.7590.00

25

D2

D2

L2 L1S2 S1

D1

D1

MP

MP

100.51 52.78 36.02

deg

NMR

deg

nT

nT

1746

330.0

0.00.07

Calculate

Open Save Save As .. Clear Exit

Report

Interfering Field:Above MWD Add ..

Undo LastBelow MWD

Delta FAC dlBl

Delta FAC dDip

Large (8” OD or More)

Main

EDI Calculator Reference Check Benchmark Rotation Shot BHA Survey Frequency

File Launch Help

> Un pozo de alcance extendido del campo Jubilee en el área marina de Ghana. El pozo 4 de Tullow Ghana Ltd. posee una extensión de gran longitud y un perfil tangente para tener acceso al objetivo (rojo). El EOU obtenido con las herramientas MWD estándar (extremo superior izquierdo, verde) es más grande que el objetivo geológico rectangular. Debido al EOU más pequeño obtenido con el servicio GRS (extremo superior derecho, azul), el operador pudo perforar el pozo con la confiabilidad de que penetraría en el objetivo. (Adaptado de Poedjono et al, referencia 40. Las imágenes de esta figura corresponden al Copyright 2011, Conferencia y Exhibición Anual de EUROPEC/EAGE de la SPE. Reproducido con la autorización de la SPE. Se prohíbe cualquier otra reproducción sin autorización.)


0 m

0 –400 m

–400 –800 m

–800 –1 200 m

–1 200 –1 600 m

–1 600 –2 000 m

–2 000 –2 400 m

–2 400 –2 800 m

–2 800 m –3 200 m

–3 200 m 515 000 m

515 000 m

514 000 m

514 000 m

513 000 m

513 000

512 000 m

512 000

Eje X

Eje XEje Y

Eje Z

Eje X

511 600 m

511 800 m

512 000 m

511 600 m

511 800 m

512 000 m

Eje X

Eje Y

50 Oilfield Review

El soplido del viento solar: Las manchas solares, los ciclos solares y la vida en la Tierra

El Sol experimenta regularmente erupciones que colman el espacio de

iones energéticos. En 1859, se produjo un fenómeno solar masivo cuya magnitud

superó a la de todos los demás eventos registrados y la Tierra se encontraba

directamente en el trayecto de la tormenta. Horas después de la erupción, los

cables de telégrafo comenzaron a lanzar chispas, los cables caídos produjeron

incendios, los operadores de los equipos sufrieron descargas eléctricas al tocar

las teclas de sus telégrafos y las cintas de teletipos estallaron en llamas.

Transcurrido un siglo y medio, si se produjera un evento solar similar, habría

algo más que cables y papeles en peligro.

Anatoly ArsentievIrkutsk, Rusia

David H. HathawayCentro de Vuelos Espaciales Marshall de la Administración Nacional de la Aeronáutica y del Espacio (NASA) en Huntsville, Alabama, EUA

Rodney W. Lessard Houston, Texas, EUA

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Otoño de 2013: 25, no. 3.Copyright © 2014 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Don Williamson.

Quienes trabajamos en la industria energética, dependemos del Sol para nuestro sustento. Los hidro-carburos que buscamos y producimos se genera-ron a partir de materia orgánica que almacenó energía antigua originada en el Sol. En un pasado no tan lejano, el Sol era un objeto reverenciado debido al control que ejercía sobre nuestras vidas. Hoy en día, gracias a su conocimiento, ha desapa-recido gran parte de ese sentido de veneración, si bien no cabe duda que nuestra existencia misma se basa en una relación con la presencia, aparen-temente inmutable, de la estrella brillante del sistema solar.

Sin embargo, ocasionalmente, la estabilidad aparente del Sol es interrumpida por las potentes manifestaciones de su dinamismo. Un ejemplo de ello es el episodio ocurrido en la mañana del 1º de septiembre de 1859. Desde su observatorio pri-vado, el astrónomo aficionado Richard Carrington observó un enorme grupo de manchas en la super-ficie del Sol. Súbitamente, desde la zona de las manchas solares se produjo un destello brillante de luz blanca: una erupción solar.1 Esta erupción particular fue precursora de una eyección de masa coronal (CME) gigante, que arrojó plasma solar al espacio interplanetario.

Esta nube masiva de partículas cargadas llegó a la Tierra en menos de 18 horas y en su trans-curso afectó la tecnología más avanzada de la época: el telégrafo.2 La interacción entre la CME y el campo magnético de la Tierra indujo corrien-tes eléctricas en los cables de telégrafo expuestos.

La corriente atravesó los cables y produjo el sobre-calentamiento y la caída de algunos de ellos, con la consiguiente iniciación de incendios. Los sistemas de telegrafía fueron afectados por potentes impul-sos de electricidad y los operadores sufrieron des-cargas eléctricas. Algunos informes describieron cómo se quemaba el papel telegráfico y cómo las máquinas continuaban recibiendo información incluso cuando los telegrafistas habían desconec-tado las baterías que les suministraban energía. Las perturbaciones del campo magnético de la Tierra, resultado de los efectos de la CME, genera-ron un comportamiento errático en las agujas de las brújulas. Y esos efectos no sólo se vieron en la superficie terrestre; las auroras, que normalmente se limitan a las latitudes más altas de la Tierra, iluminaron el cielo hasta la región del Caribe.

En su mayoría, los expertos consideran que la supertormenta solar de 1859, conocida como evento Carrington, fue la tormenta solar más intensa de la que se tienen registros y que produjo un impacto directo en la Tierra. Los datos de núcleos de hielo que datan de 500 años atrás, muestran evidencias de tormentas geomagnéticas de variada intensidad, pero ninguna alcanzó la magnitud de ese episodio singular.3

La infraestructura moderna depende de una diversidad de sistemas y dispositivos interconec-tados, que son sensibles a las fuerzas electromag-néticas y geomagnéticas. Los científicos sienten preocupación frente a la posibilidad de que otra CME del tipo del evento Carrington, dirigida hacia

1. Cliver EW: “The 1859 Space Weather Event: Then and Now,” Advances in Space Research 38, no. 2 (2006): 119−129.

2. Boteler DH: “The Super Storms of August/September 1859 and Their Effects on the Telegraph System,” Advances in Space Research 38, no. 2 (2006): 159−172.

3. Stephens DL, Townsend LW y Hoff JL: “Interplanetary Crew Dose Estimates for Worst Case Solar Particle Events Based on Historical Data for the Carrington Flare of 1859,” Acta Astronáutica 56, no. 9−12 (Mayo−Junio de 2005): 969−974.

Volumen 25, no.3 51

52 Oilfield Review

la Tierra, haga estragos, saturando los sistemas de control y las redes eléctricas, destruyendo los saté-lites de telecomunicaciones, alterando los sistemas de posicionamiento global (GPS) y sumergiendo

continentes enteros en la oscuridad y el caos. En 1989, una tormenta geomagnética mucho más pequeña produjo un apagón que sumió en la oscu-ridad la provincia de Quebec, en Canadá, y dejó

sin suministro eléctrico a muchos lugares del nordeste de EUA.

Según los científicos solares, la predicción del próximo evento Carrington, o de cualquier tor-menta solar, es prácticamente imposible. Cuando se producen erupciones solares y CMEs, es difícil para los científicos determinar si la Tierra se encuentra directamente en el trayecto de este flujo de iones. En los últimos años, se ha mejo-rado la capacidad de emisión de alertas sobre tormentas solares potencialmente dañinas gra-cias al despliegue de satélites posicionados estra-tégicamente para monitorear la actividad del Sol.

Si bien no pueden pronosticar con exactitud cuándo se producirán las erupciones solares y las CMEs, los científicos han descubierto una corre-lación entre un incremento del número de man-chas solares y la frecuencia y la intensidad de los eventos solares. Las manchas solares son regio-nes oscuras del Sol que responden a un ciclo de 11 años. Cuando el ciclo de las manchas solares alcanza un período de actividad mínima, puede que no existan manchas solares visibles, pero durante el período de máxima actividad el número de manchas solares llega a ser superior a 200. Cada ciclo ha sido numerado desde 1755, año en que los observadores comenzaron a registrar la actividad de las manchas solares de manera sis-temática (arriba). El evento Carrington se pro-dujo durante el pico del ciclo 10. El Centro de Predicción del Clima Espacial (SWPC) de la Administración Oceánica y Atmosférica Nacional (NOAA) de EUA predijo que el ciclo 24 alcanzará su pico en el año 2013.4 El Sol se ha mantenido relativamente calmo durante el ciclo 24, pero siempre existe el potencial para que desate otro evento como el de Carrington.

> Ciclos de manchas solares. Los científicos han registrado sistemáticamente el número de manchas solares y han numerado los picos de sus ciclos desde el siglo XVIII. En muchos de los ciclos recientes, el número de manchas solares se aproximó o superó las 200; el promedio del ciclo actual es de menos de 100.

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Evento Carrington

Apagón de Quebec

> La estructura del Sol. Las reacciones de fusión tienen lugar en el núcleo central del Sol. La atracción gravitacional produce el aceleramiento de los núcleos de hidrógeno hacia adentro, en dirección al centro del Sol, donde se fusionan y forman helio; esta reacción libera energía. La energía —en forma de fotones y otros subproductos de partículas elementales— sube a través de la zona radioactiva y la zona de convección del Sol y luego sale de la fotosfera. La corona es la atmósfera externa del Sol, una capa de plasma que rodea la cromosfera. Aquí, los rasgos que aparecen en la superficie del Sol son una prominencia, erupciones solares, manchas solares y un agujero coronal. [Ilustración, cortesía de la Administración Nacional de la Aeronáutica y del Espacio (NASA).]

Erupción

Cromosfera

Manchas solares

Fotosfera

Zona de convecciónZona radioactivaNúcleo

Prominencia

Agujero coronal

Corona

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Este artículo analiza los conceptos de ciclos solares, eventos solares, CMEs, clima espacial, monitoreo solar y los efectos potenciales de las tormentas solares en la infraestructura moderna, y además proporciona una revisión de los siste-mas de advertencia actuales.

Un Sol no tan benignoHace unos 5 000 millones de años, una nube de polvo y gases de aproximadamente 1,6 trillones de km [1 trillón de mi] de diámetro se unió para formar nuestro sistema solar.5 Se cree que el ori-gen de esa nube fue una mezcla de materiales y gases primordiales provenientes de estrellas más antiguas que explotaron en supernovas masivas.6

La nube se contrajo por acción de la gravedad y la atracción mutua de las partículas aceleró el colapso y formó un núcleo central denso. La rota-ción de la nube se aceleró con la contracción, en tanto que las fuerzas centrífugas produjeron el aplanamiento de la nube hacia sus bordes, que-dando una protuberancia cerca de la zona cen-tral a partir de la cual se desarrolló el Sol.

Conforme el núcleo central del Sol continuó contrayéndose, la compresión generó calor y ese calor derritió y evaporó el polvo. Unos 10 millones de años después de que comenzara el proceso de contracción, la velocidad de contracción se redujo porque la atracción gravitatoria se equilibró con la presión de los gases calientes. El incremento de la temperatura del núcleo generó reacciones nucleares, y el calor y la presión suprimieron los electrones, quedando principalmente plasma: una mezcla de protones y electrones. La atracción gravitatoria del Sol continuó comprimiendo el plasma en su núcleo hasta que se alcanzaron den-sidades equivalentes a casi diez veces la densidad del plomo y calentó el plasma hasta casi 16 millo-nes de °C [29 millones de °F], punto en el cual pueden producirse reacciones de fusión.

En la reacción de fusión del Sol, los átomos de hidrógeno se fusionan y forman helio. Durante la reacción, parte de la masa original se convierte

en calor y fotones. Los fotones irradian hacia afuera, desplazándose primero a través de la zona radioactiva, y luego de millones de colisiones lle-gan a la región cercana a la superficie: la zona de convección (página anterior, abajo). Desde la zona de convección, los fotones finalmente abandonan el Sol. Viajando a la velocidad de la luz, los foto-nes cubren los 150 millones de km [93 millones de mi] que separan la Tierra del Sol en unos ocho minutos.

Los fotones emitidos por el Sol cubren una ancha banda del espectro electromagnético; desde los rayos X de alta energía hasta las ondas de radio. La Tierra es bombardeada constantemente por esta energía, pero dado que la atmósfera la pro-tege de la mayor parte de las emisiones, sólo algu-nas frecuencias específicas —principalmente las de la luz ultravioleta, la luz visible y las ondas de radio— alcanzan la superficie terrestre.

Un campo magnético autogenerado es un sub-producto del reactor de fusión, la rotación y la masa de plasma en constante movimiento del Sol en la zona de convección. Las líneas del campo magnético generalmente se encuentran alineadas con el eje de rotación del Sol. El campo exhibe una naturaleza bipolar análoga a la de la Tierra, con sus polos magnéticos norte y sur. No obstante, a diferencia del campo magnético de la Tierra, el campo magnético del Sol invierte su polaridad con regularidad, en coincidencia con el punto medio del pico del ciclo de 11 años de las man-chas solares.

El campo magnético rotativo del Sol genera además una lámina de corriente que se extiende desde el Sol hacia el espacio a través de miles de millones de kilómetros. Cuando se produce la inversión de la polaridad magnética —proceso que se inició en el verano de 2013 para el ciclo 24— la lámina de corriente se contrae considerablemente. La Tierra atraviesa la lámina de corriente mien-tras describe una órbita alrededor del Sol, gene-rando condiciones potenciales de clima espacial tormentoso.7

En la superficie del Sol, las líneas del campo magnético emergen y forman manchas solares. Las líneas del campo magnético pueden abarcar volúmenes muy grandes; el planeta Júpiter, cuyo diá-metro es de 150 000 km [90 000 millas], podría entrar perfectamente en algunas de ellas (derecha). En la superficie, también se forman bucles coro-nales, siguiendo las líneas del campo magnético. Durante los picos de los ciclos de manchas solares, el número de bucles coronales se incrementa y las líneas del campo magnético a menudo se entrelazan. Este entrelazamiento produce el almacenamiento de cantidades masivas de energía que finalmente es liberada en forma de erupciones solares, CMEs

y otros fenómenos. El clima espacial es marcado por pulsos de energía provenientes de estas per-turbaciones magnéticas.

El clima espacialEl clima espacial se define como el conjunto de condiciones físicas existentes en el espacio, que poseen el potencial para afectar los sistemas tecno-lógicos terrestres o espaciales.8 El clima espacial es considerablemente influenciado por la energía transportada por el viento solar desde el Sol y puede alterar las condiciones existentes en torno a la Tierra. El viento solar se compone de partículas cargadas; principalmente protones y electrones. Estas partículas son emitidas desde el Sol en todas las direcciones. La velocidad, densidad y composi-ción del viento solar determinan los efectos asocia-dos que se producen en la Tierra.9 Las tormentas geomagnéticas, las perturbaciones ionosféricas y las emisiones de las auroras son todas manifesta-ciones del clima espacial. Las eyecciones de masa coronal y las ondas de choque asociadas son los componentes más violentos del clima espacial y tienden a comprimir la magnetosfera terrestre y a desencadenar tormentas geomagnéticas.

La magnetosfera terrestre es una burbuja con forma de bala que protege la superficie del planeta de las radiaciones nocivas. La magnetosfera pro-tege a la Tierra de los iones rápidos a través de la deflexión y la concentración de dichos iones en los polos norte y sur de la Tierra. Los cinturones de radiación de Van Allen atrapan las partículas car-gadas que fugan a través de la magnetosfera, pro-

4. NOAA: Mild Solar Storm Season Predicted,” National Oceanic and Atmospheric Administration (8 de mayo de 2009), http://www.noaanews.noaa.gov/stories2009/20090508 _solarstorm.html (Se accedió el 4 de septiembre de 2013).

5. Friedman H: The Astronomer’s Universe: Stars, Galaxies and Cosmos. Ciudad de Nueva York: Ballantine Books, 1991.

6. Los elementos pesados naturales que se encuentran en la Tierra, tales como el uranio y el plutonio, sólo pueden haber provenido de una reacción nuclear extremadamente violenta, tal como una supernova.

7. Phillips T: “The Sun’s Magnetic Field Is About to Flip,” NASA (5 de agosto de 2013), http://www.nasa.gov/content/goddard/the-suns-magnetic-field-is-about- to-flip (Se accedió el 28 de agosto de 2013).

8. Hanslmeier A: The Sun and Space Weather, 2da ed. Dordrecht, Países Bajos: Springer, 2007.

9. Feldman U, Landi E y Schwadron NA: “On the Sources of Fast and Slow Solar Wind,” Journal of Geophysical Research 110, no. A7 (Julio de 2005): A07109.1–A07109.12.

> Líneas del campo magnético del Sol. Las líneas convolutas del campo magnético (verde) pueden extenderse a lo largo de una distancia de miles de kilómetros desde la superficie del Sol. (Imagen, cortesía del Estudio de Visualización Científica del Centro de Vuelos Espaciales Goddard de la NASA.)

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tegiendo adicionalmente a la superficie terrestre frente a las radiaciones electromagnéticas nocivas. La región de la magnetosfera alejada del Sol es elongada debido a la presión del viento solar y su forma varía con las condiciones del clima espa-cial (izquierda).

El clima espacial posee el potencial para per-turbar de manera catastrófica el ambiente próximo a la Tierra. La Organización Meteorológica Mundial (WMO), un organismo de las Naciones Unidas, creó el Equipo de Coordinación de Interprogramas sobre el Clima Espacial (ICTSW) para abordar las preocupaciones ante las perturbaciones potencia-les para la vida en la Tierra, causadas por el clima espacial.10 El programa cuenta con la parti-cipación de especialistas de veinte países y siete organizaciones internacionales. En los Estados Unidos, la NOAA es responsable del monitoreo del clima terrestre y espacial. El centro SWPC de la NOAA monitorea constantemente los datos relacionados con el Sol y pronostica los eventos solares y geofísicos que pueden incidir en los satélites, los sistemas de navegación, las redes eléctricas, las redes de comunicaciones y otros sistemas tecnológicos.11 Debido a la correlación entre los incrementos del número de manchas solares y las tormentas solares, los científicos se encuentran en estado de alerta máxima durante los períodos de máxima actividad solar.

Las manchas solaresHace aproximadamente 2 800 años, un grupo de astrónomos chinos formuló la primera observación registrada de las manchas solares.12 La invención del telescopio, en el siglo XVII, posibilitó estudiar y registrar de manera más exhaustiva la cara siempre cambiante del Sol. La disponibilidad de registros confiables y sistemáticos de las man-chas solares se remonta al siglo XVIII. A media-dos del siglo XIX, el astrónomo alemán Samuel Heinrich Schwabe identificó por primera vez un patrón de 10 años en el ascenso y el descenso de las manchas solares: el ciclo de manchas solares. Posteriormente, el astrónomo suizo Johann Rudolf Wolf caracterizó el período de 11 años para el ciclo y desarrolló una fórmula para cuantificar la actividad de las manchas solares, el número de Wolf, que aún hoy se sigue utilizando.13 El ciclo no es exactamente de 11 años sino que varía entre 9 y 14 años.

Las manchas solares se forman donde las líneas concentradas de los campos magnéticos se proyectan a través de los gases calientes de la fotosfera y corresponden a regiones que son más frías que la superficie circundante. Si bien pare-cen más oscuras que el resto del disco solar, si fueran removidas del Sol, serían más brillantes

> La magnetosfera terrestre. La magnetosfera, la región del espacio que rodea la Tierra creada por el campo magnético terrestre, es una estructura dinámica que responde a las variaciones producidas en la actividad solar y el clima espacial. El viento solar, que comprime el lado de la magnetosfera en dirección al Sol, determina su forma. En el lado de la Tierra orientado al Sol se forma una onda de choque supersónica; el arco de choque. En su mayoría, las partículas del viento solar se desaceleran en el arco de choque y son dirigidas alrededor de la Tierra en la envoltura magnética. El viento solar ejerce tracción en la magnetosfera, en el lado nocturno de la Tierra, extendiendo su longitud hasta en 1 000 radios terrestres y formando lo que se denomina magnetocola. El límite exterior del campo geomagnético confinado de la Tierra se denomina magnetopausa. Las partículas cargadas atrapadas —los cinturones de radiación de Van Allen, la plasmasfera y la lámina de plasma— residen en la magnetosfera. (Adaptado de una imagen, cortesía de Aaron Kaase del Centro de Vuelos Espaciales Goddard de la NASA.)

Líneas del campo magnético interplanetario

Arco dechoque

Viento solar

Envoltura magnética

Magnetopausa

Lámina de plasma

Plasmasfera

Cinturones deradiación de Van Allen

Magnetocola

>Manchas solares. Regiones del Sol que parecen más oscuras que el resto del disco, las manchas solares son formadas por los campos magnéticos concentrados que se proyectan a través de los gases calientes de la fotosfera hacia la superficie del Sol. Estos campos magnéticos crean regiones más oscuras y más frías denominadas manchas solares. El centro oscuro de una mancha solar se denomina umbra y la región clara que rodea la umbra es la penumbra. Las manchas solares ocurren en grupos y con frecuencia en pares. Las dos manchas de un par poseen polaridades magnéticas opuestas. (Fotografías, cortesía de la NASA.)

Umbra

Penumbra

Penumbra

Umbra

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10. Para obtener más información sobre la WMO y el ICTSW, consulte: “WMO Scientific and Technical Programs,” World Meteorological Organization, http://www.wmo.int/pages/prog/ (Se accedió el 1º de agosto de 2013).

11. Para obtener más información sobre el SWPC, consulte: NOAA National Weather Service Space Weather Prediction Center, http://www.swpc.noaa.gov/AboutUs/index.html (Se accedió el 13 de agosto de 2013).

12. Clark DH y Stephenson FR: “An Interpretation of the Pre-Telescopic Sunspot Records from the Orient,” Quarterly Journal of the Royal Astronomical Society 19, no. 4 (Diciembre de 1978): 387−410.

13. Hathaway DH: “The Solar Cycle,” Living Reviews in Solar Physics 7 (2010): 1–65.

14. Alexander D: The Sun. Santa Bárbara, California, EUA: Greenwood Press, 2009.

que cualquier otro componente del sistema solar (página anterior, abajo). La importancia de los campos magnéticos complejos para la actividad del Sol recién fue admitida en los últimos 100 años. El astrónomo norteamericano George Ellery Hale reportó por primera vez el magnetismo solar en 1908. Hale determinó la presencia de los campos magné-ticos a través de la medición de los cambios produ-cidos en la intensidad y la polarización de la luz emitida desde los átomos en la atmósfera del Sol.14 Este astrónomo y sus colegas demostraron que las manchas solares contienen campos magnéticos intensos y que todos los grupos de manchas sola-res de un hemisferio solar dado poseen la misma rúbrica de polaridad magnética. Además, la polari-dad de las manchas solares se correlaciona con la orientación del campo magnético del Sol en un ciclo solar específico, que se invierte con cada ciclo. El hemisferio que posee una polaridad magnética norte en un período de actividad solar mínima, exhibe una polaridad magnética sur en el siguiente período de actividad solar mínima.

El tamaño de las manchas solares oscila entre 2 500 y 50 000 km [1 500 y 30 000 mi] y las mismas cubren menos del 4% del disco visible del Sol. En comparación, el diámetro de la Tierra es de unos 12 700 km [7 900 mi]. Normalmente, las man-chas solares tienen una vida oscilante entre algunos días y algunas semanas, y tienden a concentrarse en dos bandas de latitud media a ambos lados del ecua-dor del Sol. Durante la primera parte del ciclo solar, las manchas solares se observan con más frecuencia en torno a los 25°-30° de latitud norte y sur respecto del Ecuador. Más adelante, aparecen en las latitu-des de 5° a 10°. Las manchas solares rara vez ocu-rren en latitudes de más de 50°.

Los intensos campos magnéticos asociados con las manchas solares a menudo forman colum-nas arqueadas de plasma, denominadas promi-nencias, que aparecen por encima de las regiones de manchas solares (derecha, extremo superior). Algunas prominencias pueden colgar suspendi-das por encima de la superficie solar durante varios días. Cuando estos bucles masivos de ener-gía se entrelazan, almacenan energía que puede

ser expulsada violentamente y lanzar material coronal fuera del Sol en forma de erupción solar o CME.

Las erupciones solares y las CMEsLa fuente de energía de las erupciones solares proviene del desgarramiento y la reconexión de las líneas de los campos magnéticos, y los campos magnéticos intensos de las regiones de las man-

chas solares activas a menudo producen erupcio-nes solares (abajo). Estas descargas intensas y fugaces de energía constituyen los eventos más explosivos de nuestro sistema solar. Durante una erupción solar, las temperaturas se elevan hasta los 5 millones de °K y pueden arrojarse al espacio vastas cantidades de partículas y radiaciones, pero una erupción normalmente concluye al cabo de 20 minutos.

> Prominencia solar fotografiada el 23 de septiembre de 1999. El Observatorio Solar y Heliosférico (SOHO) espacial captó esta imagen de una prominencia eruptiva utilizando frecuencias ultravioletas extremas. La liberación de energía desde las líneas entrelazadas de los campos magnéticos arroja plasma por encima de la superficie del Sol. [Fotografía, cortesía del consorcio EIT (Telescopio de generación de imágenes en luz ultravioleta extrema) del satélite SOHO.]

Prominencia

> Erupción solar. El Observatorio de Dinámica Solar (SDO) de la NASA captó esta imagen de una erupción solar el 22 mayo de 2013. La imagen capta la luz en la longitud de onda de 13,1 nm, lo que resalta el material que se calienta hasta alcanzar temperaturas intensas durante una erupción. La coloración verde turquesa es característica de las imágenes que utilizan esta longitud de onda. (Fotografía, cortesía del satélite SDO de la NASA.)

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Durante el pico del ciclo de manchas solares, pueden ocurrir varias erupciones diarias. Cuando estalla una erupción solar, la radiación ultravio-leta y de rayos X proveniente de la erupción viaja a la velocidad de la luz y llega a la Tierra en apro-ximadamente 8 minutos. Al cabo de uno o dos días, también pueden llegar a la Tierra partículas de alta energía, que producen auroras —luces en los cielos nocturnos polares— y afectan las radio-comunicaciones (arriba).15

Durante algunas erupciones solares, puede tener lugar una reacción más violenta: una eyec-ción de masa coronal (izquierda). Cuando las líneas entrelazadas de los campos magnéticos se cruzan, su energía almacenada detona hacia afuera con una fuerza tremenda. Una CME se produce cuando la fuerza de la energía liberada arroja al espacio una masa de plasma sobrecalen-tada proveniente de la superficie del Sol.

Las CMEs varían en intensidad y magnitud. Una CME grande puede contener 9 × 1012 kg [20 × 1012 lbm] de materia, que puede desplazarse aceleradamente hacia el espacio con una veloci-dad de varios millones de kilómetros por hora. La velocidad con la que se desplaza el plasma depende de la descarga de energía original. Una CME de alta energía puede llegar a la Tierra en tan sólo 16 horas, pero el viaje de las descargas de energía más baja puede insumir varios días.

> Auroras en altas latitudes. Las partículas cargadas del viento solar y las tormentas geomagnéticas siguen las líneas del campo magnético de la Tierra y pueden ionizar los gases presentes en la atmósfera superior. Las moléculas de oxígeno ionizadas emiten una luz de color verde a rojo pardusco; las emisiones de nitrógeno ionizado son de color azul o rojo. La aurora borealis (izquierda) fue fotografiada el 25 de enero de 2012 desde la Estación Espacial Internacional de la Región del Medio Oeste de EUA. La fotografía de la aurora australis (derecha), captada por el satélite IMAGE de la NASA el 11 de septiembre de 2005, fue tomada cuatro días después de una erupción solar. La aurora circunda el Polo Sur y parece una cortina de luz si se observa desde el nivel del terreno. (Fotografías, cortesía de la Estación Espacial Internacional de la NASA y del Centro de Ciencias IMAGE.)

> Imagen de una CME captada desde el espacio el 22 de octubre de 2011. El coronógrafo espectrométrico de gran ángulo (LASCO), a bordo del satélite SOHO de la NASA, captó esta imagen en la que se arroja plasma en la dirección de Marte. El Sol es oscurecido por un disco que permite que el sensor del instrumento se enfoque en las emisiones provenientes de la superficie del Sol, lo que mejora la observación de la corona mediante el bloqueo de la luz directa del Sol. El círculo blanco del disco representa el tamaño y la localización de la superficie del Sol. (Fotografía, cortesía del consorcio EIT del satélite SOHO.)

Diámetrodel sol

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Con el impacto de una CME, la magnetosfera terrestre se deforma temporariamente y el campo magnético de la Tierra se distorsiona. Durante estas disrupciones, los satélites que orbitan la Tierra se exponen a la presencia de partículas ioni-zadas, las agujas de las brújulas pueden exhibir un comportamiento errático y en la Tierra en sí pue-den inducirse corrientes eléctricas. Estos eventos —las tormentas geomagnéticas— pueden per-turbar la infraestructura técnica a escala global. Debido a los riesgos asociados con las tormentas solares y las CMEs, los científicos monitorean el clima espacial en forma constante.

En un período de mínima actividad solar (mínimo solar), la ocurrencia estimada de una CME es de aproximadamente un evento cada cinco días, en tanto que durante un máximo solar, la frecuencia es de aproximadamente 3,5 por día. Si bien parecería que esto pone en peligro el pla-neta de manera frecuente, la probabilidad de que una CME se dirija hacia la Tierra es pequeña.

En comparación con el Sol y la extensión del sis-tema solar, la Tierra es diminuta; la mayoría de las tormentas solares se desencadenan inofensi-vamente lejos de la Tierra o sólo producen un golpe fuerte.

En cambio, las CMEs sí azotan la Tierra. El evento Carrington no es la única CME que impactó la Tierra directamente. En 1984, el Presidente de EUA Ronald Reagan viajó en el avión presidencial Air Force One, a través del Océano Pacífico, durante una tormenta solar. La tormenta afectó las radiocomunicaciones de alta frecuen-cia durante varias horas y concretamente dejó al avión Air Force One aislado del resto del mundo. En julio de 1989, un sector de Quebec, en Canadá, sufrió un apagón de nueve horas porque una tor-menta solar sobrecargó los interruptores de cir-cuitos de la red eléctrica. En América del Norte, se reportaron más de 200 eventos relacionados. La Academia Nacional de Ciencias de Estados Unidos hizo saber que si la tormenta hubiera sido

15. Comins NF y Kaufmann WJ: Discovering the Universe, 9a ed. Ciudad de Nueva York: W. H. Freeman and Company, 2012.

16. Consejo Nacional de Investigación de las Academias Nacionales (National Research Council of the National Academies): “Severe Space Weather Events—Understanding Societal and Economic Impacts: A Workshop Report,” Washington, DC: National Academies Press, Mayo de 2008.

17. Los puntos de Lagrange, que deben su nombre al matemático ítalo-francés Joseph-Louis Lagrange, son las cinco posiciones en las que una masa pequeña puede mantener un patrón constante y a la vez describir una órbita alrededor de una masa más grande. El punto L1 yace en una línea directa entre la Tierra y el Sol.

Para obtener más información sobre los puntos de Lagrange, consulte: “The Lagrange Points,” National Aeronautics and Space Administration, http://map.gsfc.nasa.gov/mission/observatory_l2.html (Se accedió el 1º de agosto de 2013).

un evento tipo Carrington, los costos habrían oscilado entre USD 1 y 2 trillones en daños de infraestructura crítica y la recuperación habría requerido entre 4 y 10 años.16

El pronóstico del clima espacialEntre las tecnologías que son sensibles a los cam-bios producidos por las tormentas geomagnéticas en el entorno electromagnético próximo a la Tierra se encuentran los sistemas de comunica-ción satelital, los sistemas de posicionamiento global (GPS), las redes de computación, las redes eléctricas y las redes de telefonía celular. La civi-lización se ha vuelto cada vez más dependiente de estas tecnologías, y el clima espacial posee el potencial para perturbarlas. Por consiguiente, la necesidad de contar con pronósticos precisos del clima espacial se ha vuelto imperiosa. El Centro de Predicción del Clima Espacial (SWPC) de la Administración Oceánica y Atmosférica Nacional (NOAA) actúa como el principal centro de alerta para los Estados Unidos y proporciona informa-ción al Servicio Internacional del Medio Ambiente Espacial (ISES). El ISES —una red de colaboración de informadores del clima espa-cial— monitorea el clima espacial, proporciona pronósticos y emite alertas desde los centros de alerta regionales. Mediante la utilización de un amplio arreglo de sensores terrestres y espacia-les, los científicos monitorean continuamente el medio ambiente espacial para detectar aquellos eventos que podrían impactar la Tierra.

A una distancia de aproximadamente 1,6 millo-nes de km [1 millón de mi] de la Tierra, en la dirección del Sol, un grupo de satélites de la NASA monitorea el Sol y el viento solar en el punto de Lagrange L1 (izquierda).17 En lo que es análogo a una órbita geoestacionaria, las naves espaciales permanecen en posiciones fijas con la órbita terrestre respecto del Sol. El Observatorio Solar y Heliosférico (SOHO), el Explorador Avanzado de Composición (ACE) y otros activos espaciales monitorean la superficie del Sol y ras-

> Puntos de Lagrange. Los científicos han identificado cinco puntos (L1 a L5) asociados con la órbita terrestre del Sol, donde los satélites pueden mantener órbitas estables. Estas localizaciones, denominadas puntos de Lagrange (verde), se muestran aquí con las líneas de potencial gravitatorio (líneas grises) establecidas por el sistema Solar-Terrestre. Estas posiciones corresponden a regiones del espacio en las que las fuerzas gravitacionales de atracción (flechas rojas) y repulsión (flechas azules) se encuentran en equilibrio. La sonda de anisotropía de microondas Wilkinson (WMAP) se encuentra ubicada en torno a la posición L2, a una distancia de aproximadamente 1,5 millones de km [930 000 mi] de la Tierra. La nave espacial WMAP se alinea con el eje Sol-Tierra, en forma similar a una órbita geoestacionaria, pero se requieren correcciones del rumbo para mantener su posición relativa. La ilustración no se encuentra en escala. (Ilustración, cortesía del Equipo de Ciencias WMAP de la NASA.)

L3

L5

L1 L2

L4

Luna

Sol

Tierra

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trean las CMEs desde esta posición.18 Horas antes del impacto de una CME, los satélites centinelas en el punto L1 pueden anticipar su llegada a la magne-tosfera terrestre (izquierda). El satélite SOHO, lan-zado en el año 1995, permite a los científicos monitorear el Sol en forma constante (abajo, a la izquierda). Este satélite es una de las herramientas de pronóstico más confiables de la NASA y la Agencia Espacial Europea (ESA) y proporciona a los científicos datos que los ayudan a pronosticar el clima espacial y estimar las consecuencias poten-ciales. El coronógrafo espectrométrico de gran ángulo (LASCO), uno de los 12 instrumentos a bordo del satélite SOHO, registra imágenes de las CMEs lanzadas desde el Sol. Mediante la utiliza-ción de los datos LASCO, el SWPC tiene dos o tres días de alerta anticipada hasta el inicio de las tor-mentas geomagnéticas.

El Observatorio de Dinámica Solar (SDO), desarrollado en el Centro de Vuelos Espaciales Goddard de la NASA en Greenbelt, Maryland, EUA, y lanzado el 11 de febrero de 2010, forma parte de una misión de la NASA de cinco años de duración para estudiar el Sol y su influencia en el clima espacial (próxima página).19 A bordo del satélite se transportan varios dispositivos, entre los que se encuentran el experimento de variabi-lidad ultravioleta extremo y el arreglo de genera-ción de imágenes atmosféricas. La herramienta de generación de imágenes heliosísmicas y mag-néticas proporciona mapas en tiempo real de los campos magnéticos de la superficie del Sol y mide su intensidad y orientación. Los cambios y la realineación de los campos magnéticos del Sol son indicaciones tempranas de posibles erupcio-nes y resultan cruciales para la predicción del clima espacial y las tormentas geomagnéticas. Los instrumentos transportados a bordo del saté-lite también pueden caracterizar el interior del Sol, donde se originan los campos magnéticos. Gracias a los datos SDO, los científicos están incrementando sus conocimientos de la actividad solar y el clima espacial.

La amenaza de las tormentas geomagnéticasLas tormentas geomagnéticas que perturban las actividades llevadas a cabo en la Tierra son infre-cuentes, pero sus consecuencias son significati-vas; las tormentas solares poseen el potencial para afectar todo el planeta. Las tecnologías que definen a la sociedad moderna son susceptibles a los efectos del clima espacial. Las corrientes inducidas pueden perturbar y dañar las redes eléctricas modernas y paralizar los satélites y los sistemas de comunicación. En lo que atañe a la industria del petróleo y el gas, las tormentas geo-magnéticas pueden afectar adversamente las

> El explorador avanzado de composición (ACE) de la NASA. Lanzado el 25 de agosto de 1997, el satélite ACE, un componente crucial de la flotilla de monitoreo del clima espacial de la NASA, se encuentra situado en el punto L1 de Lagrange. Desde esta posición, el satélite registra la radiación emitida desde el Sol, el sistema solar y la galaxia. Cuando las descargas de material solar se dirigen hacia la Tierra, los instrumentos transportados a bordo del satélite ACE registran el incremento del número de partículas y transmiten esta información a los científicos en la Tierra, que utilizan estos datos para alertar sobre los episodios inminentes relacionados con el clima espacial. Los alertas y las advertencias se transmiten a las organizaciones pertinentes y son anunciados en línea por el centro SWPC de la NOAA. (Ilustración, cortesía de la NASA.)

>Monitoreo del clima espacial con el satélite SOHO. El satélite SOHO (derecha) fue lanzado en diciembre de 1995 y constituye un proyecto conjunto entre la Administración Espacial Europea (ESA) y la NASA para estudiar el Sol desde su núcleo profundo hasta la corona exterior y el viento solar. El satélite pesa aproximadamente 17,8 kN [2 toneladas US] y sus paneles solares se extienden a lo largo de 7,6 m [25 pies] aproximadamente. Esta erupción solar (izquierda), que duró cuatro horas, fue fotografiada el 31 de diciembre de 2012 con el telescopio de imágenes ultravioletas extremas (EIT) en una emisión de 30,4 nm. La mayor parte del plasma volvió a caer en la superficie del Sol. Se muestra la Tierra como parámetro de escala. (Fotografía solar, cortesía del consorcio EIT del satélite SOHO; imagen satelital, cortesía de Alex Lutkus.)

Tamaño relativode la Tierra

Volumen 25, no.3 59

líneas de conducción y los sistemas de control, y generar problemas con las operaciones de pros-pección y geonavegación durante la perforación.

Los efectos más devastadores de las tormen-tas geomagnéticas provienen de las corrientes inducidas geomagnéticamente (GIC) que fluyen a través de las redes eléctricas. En el nivel más benigno, las GICs pueden producir la desco-nexión de los interruptores eléctricos, pero los eventos más intensos pueden destruir los trans-formadores y provocar la fusión de los componen-tes a través de extensas áreas geográficas.

Las GICs dañan los transformadores ya que generan un estado de saturación cada medio ciclo; el núcleo del transformador se satura magnética-mente en medio de ciclos alternados. Un nivel de tensión inducido por una GIC de tan sólo 1 a 2 vol-tios por kilómetro o una corriente de 5 amperios es suficiente para producir la saturación de los trans-

formadores en un segundo o aún menos tiempo.20 Los ingenieros han medido corrientes GIC de hasta 184 amperios durante las tormentas geo-magnéticas; estos niveles son muy superiores al requerido para sobrecargar las redes eléctricas.21 En caso de producirse un incidente GIC severo, el tiempo necesario para restaurar los equipos dañados y volver a poner en marcha grandes poblaciones podría medirse en semanas, meses o incluso años.

Cuando la nube de plasma cargada de una CME colisiona con la atmósfera terrestre, las ondas magnéticas transitorias alteran el campo magnético normalmente estable de la Tierra; los efectos pueden persistir durante varios días. Estas perturbaciones magnéticas pueden produ-cir variaciones de tensión a través de la superfi-cie terrestre, induciendo corrientes eléctricas entre los puntos de conexión a tierra debido a las

diferencias de potencial. Las GICs de este tipo son particularmente perjudiciales para los trans-formadores que se encuentran normalmente en las centrales eléctricas y en las subestaciones de distribución eléctrica.

> El Observatorio de Dinámica Solar (SDO). El satélite SDO (izquierda) fue lanzado en febrero de 2010 como parte del programa Viviendo con una Estrella de la NASA, que estudia la variabilidad solar y los impactos potenciales en la Tierra y el espacio. A través del examen de la atmósfera solar en pequeñas escalas y la captación de emisiones con muchas longitudes de onda simultáneamente, se espera que el estudio ayude a determinar cómo se genera y se estructura el campo magnético del Sol y cómo la energía magnética almacenada se convierte y se libera en la heliosfera y el espacio. Esta imagen de las líneas del campo magnético del Sol (derecha), captada el 4 de junio de 2013, fue obtenida con luz ultravioleta extrema y resalta las espirales brillantes de las líneas del campo magnético que se elevan en el fondo por encima de una región activa. También puede verse un filamento, que aparece como una región más oscura de la superficie del Sol. (Fotografía e imagen, cortesía del satélite SDO de la NASA.)

Filamento

Líneas del campo magnético

18. Para obtener más información sobre el satélite SOHO, consulte: http://sohowww.nascom.nasa.gov/ (Se accedió el 13 de agosto de 2013).

Para obtener más información sobre el satélite ACE, consulte: http://www.srl.caltech.edu/ACE/ (Se accedió el 13 de agosto de 2013).

19. Para obtener más información sobre el satélite SDO, consulte: http://sdo.gsfc.nasa.gov/ (Se accedió el 13 de agosto 2013).

20. Para obtener más información sobre los efectos perjudiciales en las redes eléctricas, consulte: Barnes PR, Rizy DT, McConnell BW, Tesche FM y Taylor ER Jr: “Electric Utility Industry Experience with Geomagnetic Disturbances,” Oak Ridge, Tennessee, EUA: Oak Ridge National Laboratory, ORNL-6665, septiembre de 1991.

21. Odenwald S: The 23rd Cycle: Learning to Live with a Stormy Star. New York City: Columbia University Press, 2001.

60 Oilfield Review

Son numerosos los factores que determinan la susceptibilidad de un sistema dado de redes eléctri-cas a la perturbación y el daño que producen las tor-mentas solares. La proximidad de una red de energía eléctrica con respecto a las latitudes polares de la Tierra generalmente incrementa su riesgo de falla o mal funcionamiento. Además, los sitios localizados en regiones de baja conductividad del terreno, tales como las provincias de rocas ígneas, son más sus-ceptibles a los efectos de las GICs (arriba).

La interconectividad de las redes de energía eléctrica puede exacerbar el potencial para la gene-ración de problemas en gran escala. Durante la tormenta solar de julio de 1989, se reportaron numerosos episodios relacionados entre sí, entre los que pueden mencionarse la falla de un trans-formador en la central nuclear de Salem, en Nueva Jersey, EUA; la pérdida de 150 MW en la New York Power en el momento en que falló la red de energía eléctrica de Quebec; y la New England Power Pool, una asociación de proveedores de energía eléctrica, que perdió 1 410 MW. El servicio provisto a 96 empresas eléctricas de la región de Nueva Inglaterra de EUA quedó interrumpido antes de que las compañías de energía eléctrica pudieran incorporar otras reservas.22

El daño provocado por las partículas energi-zadas emitidas desde el Sol no se limita a los sis-temas terrestres. Los satélites, los vehículos de exploración del espacio y las misiones espaciales tripuladas pueden ser afectados por las emisio-nes solares, algunas de las cuales son demasiado débiles para ingresar en el campo magnético de la Tierra. Por ejemplo, las CMEs y las erupciones solares débiles pueden producir eventos de proto-nes solares (SPE) que en su mayoría pasan desa-percibidos en la superficie terrestre. Sin embargo, los SPEs pueden ocasionar daños significativos en los equipos localizados fuera de la capa de protección de la Tierra.

Cuando las partículas cargadas de alta energía colisionan con los satélites, los electrones gene-ran una carga dieléctrica en las naves espaciales. Esta carga estática puede destruir los tableros de circuitos electrónicos, alterar y mezclar confusa-mente los datos almacenados y afectar las instruc-ciones de control guardadas en la memoria de las computadoras. Si bien estos efectos pueden pro-ducir la falla completa de un satélite, a menudo es posible corregir el daño con sólo reiniciar las computadoras de abordo.

Si los equipos solares que suministran energía a los satélites son azotados por protones de alta ener-gía provenientes de las SPEs y las CMEs, los átomos de silicio de la matriz de las células solares pueden cambiar de posición, lo que incrementa la resisten-cia interna de las células solares y reduce la pro-ducción eléctrica. Un solo evento de tipo tormenta solar puede reducir en varios años la esperanza de vida de los paneles. Si la ocurrencia de eventos con partículas de alta energía dañan los sistemas de control de altitud de los satélites utilizados para corregir su orientación y su posición, un satélite puede perder su control orbital, lo que a su vez puede producir un reingreso prematuro e impre-visto en la atmósfera terrestre.23 Los satélites de- sempeñan un rol tan crucial en las comunicaciones, que una pérdida podría afectar los sistemas de tele-visión, la programación por cable, los servicios de radio, los datos meteorológicos, el servicio de telefo-nía celular, los servicios bancarios automáticos, los sistemas de líneas aéreas comerciales, los sistemas GPS y los servicios de navegación. Las pérdidas de rutina resultantes del mal funcionamiento de los satélites y de la falla prematura de los activos, pro-vocadas por las tormentas solares, se estiman en miles de millones de dólares estadounidenses.

> Susceptibilidad de los sistemas de energía eléctrica. Los sistemas de energía eléctrica de las áreas con menos conductividad del terreno (izquierda, rojo y amarillo más oscuro) son los más vulnerables a los efectos de la actividad geomagnética intensa. La alta resistencia del suelo por debajo de estas áreas facilita el flujo de corrientes inducidas geomagnéticamente (GIC) en las líneas de transmisión eléctrica. Las zonas aurorales para América del Norte son susceptibles a las GICs debido a su proximidad a las regiones polares. (Datos de la Unión Geofísica Americana y del Servicio Geológico de Canadá.) Para EUA, los científicos confeccionaron un mapa basado en los escenarios de los sistemas de energía eléctrica existentes a fin de determinar su vulnerabilidad a las tormentas geomagnéticas (derecha). Si llega a la Tierra una tormenta 10 veces más grande que la del año 1989, que afectó los sistemas de energía eléctrica de Quebec, los sistemas que correrían mayor peligro ya han sido identificados (rojo). Las líneas azules rodean los centros poblacionales más grandes que reciben los servicios de esos sistemas en riesgo. (Adaptado del Consejo Nacional de Investigación de las Academias Nacionales, referencia 16.)

Localizaciónde la zona

auroral típica

Extremo de la zona auroralal 13 de marzo de 1989

ESTADOS UNIDOS

MÉXICO

CANADÁESTADOSUNIDOS

CANADÁ

MÉXICO

Riesgo máximoRiesgo intermedioRedes eléctricas conectadas

1 a 1010–1 a 110–2 a 10–1

10–3 a 10–2

10–4 a 10–3

Conductividad dela región, S/m

Volumen 25, no.3 61

Es probable que las consecuencias de las tor-mentas solares no se limiten únicamente a daños eléctricos. La tormenta solar de julio de 1989 pro-dujo la compresión de la magnetosfera terrestre, reduciendo su profundidad habitual de más de 54 000 km [33 500 mi] a menos de 30 000 km [18 640 mi]; es decir, el ámbito de la región geosin-crónica de la Tierra donde orbitan los satélites. Cuando la atmósfera terrestre fue bombardeada por partículas energéticas y comprimida por el viento solar, la densidad de la atmósfera superior se incrementó en un factor de 5 a 10. El incremento del arrastre ejercido en los satélites de órbita terrestre baja produjo un decaimiento orbital; el Comando Espacial de la Fuerza Aérea de EUA reportó haber perdido el rastro de más de 1 300 obje-tos orbitales que cayeron a altitudes más bajas.24 En un evento independiente, acaecido el 13 de marzo de 1989, la NOAA reportó la pérdida del satélite meteorológico GOES-7. Los problemas de circuitos, causados por una lluvia de partículas energizadas, inutilizaron la mayoría de sus sistemas. Los dispositivos de energía solar críticos del saté-lite GOES-7 perdieron un 50% de su eficiencia. Los ingenieros de la NASA reportaron que muchos otros satélites experimentaron fallas eléctricas que dejaron temporariamente fuera de servicio las computadoras de abordo.25 La tormenta perturbó las comunicaciones en la Tierra y entre los contro-ladores terrestres y los satélites orbitales.

Los sistemas de distribución y las líneas de con-ducción de petróleo y gas también son vulnerables. Si se produjera una tormenta geomagnética, los operadores podrían perder de inmediato los sis-

temas de supervisión, control y adquisición de datos (SCADA). Los operadores también deben tener en cuenta los efectos a largo plazo asociados con el incremento de los índices de corrosión de las líneas de conducción. Los sistemas de protec-ción catódica utilizados en las líneas de conducción para minimizar la corrosión poseen un potencial negativo con respecto al terreno. Durante las tor-mentas solares, los eventos de tipo GIC reducen la efectividad de la protección catódica de las líneas de conducción, lo que puede incrementar los efectos corrosivos en el largo plazo.26 El nivel de impacto está influenciado por las propiedades específicas de los materiales de construcción de las líneas de conducción, sus diámetros, curvas, ramificaciones, bridas aisladas y la integridad de los materiales aislantes.

Los operadores también manifiestan preocupa-ción por el gran porcentaje de pozos de petróleo y gas modernos que son perforados direccionalmente. Los perforadores deben utilizar planes de trayec-torias estrictos para controlar la posición del pozo respecto del yacimiento y evitar la colisión con pozos cercanos. Las operaciones de perfora-ción direccional utilizan instrumentos que obtie-nen mediciones en tiempo real para determinar y rastrear la localización del arreglo de perforación en el subsuelo. Los magnetómetros triaxiales miden la intensidad del campo magnético de la Tierra y los acelerómetros triaxiales se utilizan para corregir los datos obtenidos con los magnetómetros en cuanto a posición, movimiento y orientación. Los girocompases —que utilizan giroscopios y la rotación de la Tierra para hallar el norte geográ-

fico— también son desplegados con cable para ejecutar levantamientos direccionales precisos.27 Las perturbaciones del campo magnético terres-tre causadas por las corrientes eléctricas que fluyen en la ionosfera y la magnetosfera pueden afectar estas mediciones (arriba). Las variacio-nes del campo magnético terrestre también pue-den inducir corrientes especulares en la Tierra y los océanos. Estos campos magnéticos externos son afectados por el viento solar, el campo mag-nético interplanetario y el núcleo magnético de la Tierra. Los ingenieros especialistas en posicio-namiento de pozos deben tener plena conciencia de las perturbaciones magnéticas y las variacio-nes del campo geomagnético para asegurar el posicionamiento correcto de los pozos.28 (Véase “Referenciamiento geomagnético: La brújula en tiempo real para los perforadores direccionales, página 34.)

El clima terrestre también es sensible al clima espacial y a las emisiones de partículas provenien-tes del Sol. Si bien el Sol parece ser una fuente de energía constante, los científicos han demostrado que la producción de la energía básica del Sol varía hasta en un 0,5% en plazos cortos y en un 0,1% a lo largo del ciclo de manchas solares de 11 años de duración. Consideradas significativas por los científicos atmosféricos, estas fluctuacio-nes pueden afectar el clima terrestre. Las varia-ciones producidas en el desarrollo vegetal se han correlacionado con el ciclo de 11 años de las manchas solares y con el período magnético del Sol de 22 años de duración, como lo indican los registros de los anillos de los árboles.29

> Las tormentas geomagnéticas y la perforación direccional. Los perforadores de pozos direccionales utilizan herramientas MWD para determinar la orientación y la posición de la barrena de perforación; estas mediciones dependen de los datos derivados de los magnetómetros y de los acelerómetros. Durante las tormentas geomagnéticas, los magnetómetros pueden arrojar lecturas erróneas. Mientras un operador perforaba un pozo en el Mar del Norte, se produjo una tormenta solar y la medición del azimut de perforación MWD (azul) se vio afectada por la tormenta geomagnética. Los ingenieros corrigieron los datos utilizando una técnica desarrollada por el Servicio Geológico Británico que efectúa ajustes por el clima espacial. Los resultados proporcionaron una localización de pozo más exacta (verde). (Adaptado de Clark y Clarke, referencia 28.)

259

260

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263

264

Azim

ut, g

rado

s

3 600Profundidad, pies

Tormentamagnética

4 7004 6004 5004 4004 3004 2004 1004 0003 9003 8003 700

Azimut corregidoAzimut de perforación

22. North American Electric Reliability Corporation (Corporación de Fiabilidad Eléctrica de Norteamérica) (NERC): “Effects of Geomagnetic Disturbances on the Bulk Power Systems,” Atlanta, Georgia, EUA: NERC (Febrero de 2012).

23. Odenwald, referencia 21.24. Alexander, referencia 14.25. Odenwald, referencia 21.26. Grupo de Servicios Financieros de Zurich: ”Solar

Storms: Potential Impact on Pipelines,” http://www.zurich.com/internet/main/SiteCollectionDocuments/insight/solar-storms-impact-on-pipelines.pdf (Se accedió el 5 de septiembre de 2013).

27. Ekseth R y Weston J: “Wellbore Positions Obtained While Drilling by the Most Advanced Magnetic Surveying Methods May Be Less Accurate than Predicted,” artículo IADC/SPE 128217, presentado en la Conferencia y Exhibición de Perforación de las IADC/SPE, Nueva Orleáns, 2 al 4 de febrero de 2010.

28. Clark TDG y Clarke E: “2001 Space Weather Services for the Offshore Drilling Industry,” presentación de pósters en Proceedings from the ESA Space Weather Workshop: Looking Towards a Future European Space Weather Program. Noordwijk, Países Bajos, 17 al 19 de diciembre de 2001.

29. Para conocer una investigación reciente sobre los efectos de los ciclos solares en el clima terrestre, consulte: Meehl GA, Arblaster JM, Matthes K, Sassi F y van Loon H: “Amplifying the Pacific Climate System Response to a Small 11-Year Solar Cycle Forcing,” Science 325, no. 5944 (Agosto de 2009): 114−1118.

62 Oilfield Review

Si bien el ciclo solar se ha mantenido relativa-mente estable a lo largo de los últimos 300 años, en el siglo XVII, durante un período de 70 años, se observaron algunas manchas solares. Este período, denominado Mínimo de Maunder, coincidió con el de la Pequeña Edad de Hielo que tuvo lugar en Europa. Algunos científicos han teorizado acerca de que este fenómeno constituye una evi-dencia de la conexión climática existente entre el Sol y la Tierra (abajo).30 Recientemente, algunos científicos propusieron una relación más directa entre el clima terrestre y la variabilidad solar. Por ejemplo, los vientos de la estratosfera cerca-nos al ecuador terrestre cambian de dirección con cada ciclo solar. Existen estudios en ejecu-ción para determinar cómo esta inversión de la dirección del viento afecta los patrones de circu-lación globales, el tiempo y el clima.31

El próximo gran eventoAunque infrecuentes, las tormentas geomagnéticas pueden afectar de manera severa las infraestruc-turas críticas de la sociedad moderna. Dado que en nuestra economía global interconectada cada vez existe una mayor dependencia de tecnologías

susceptibles, las tormentas solares poseen el potencial para hacer estragos a escala mundial. La comunidad científica está trabajando para mejorar el conocimiento de los aspectos técnicos de esta amenaza y de las vulnerabilidades asocia-das en varios segmentos industriales para mane-jar mejor los riesgos.

La ciencia del pronóstico del clima espacial aún está dando sus primeros pasos. Los científi-cos no pueden pronosticar con precisión el número de manchas solares antes del inicio de un ciclo solar o predecir la actividad de las tor-mentas geomagnéticas, si bien algunas organiza-ciones están realizando intentos en este sentido. Una década atrás, antes del inicio del ciclo 24, algunos pronosticadores predijeron el máximo solar más intenso en 50 años y pronosticaron ade-más que el ciclo podía generar tormentas geo-magnéticas devastadoras.32 Pero esos pronósticos fueron erróneos.

La actividad de las manchas solares del ciclo 24 ha sido la menos intensa en más de 100 años, apenas la mitad del nivel de actividad del ciclo 23. Algunos científicos conjeturan que el Sol está ingresando en otro período de quietud similar al Mínimo de Maunder y se plantean ciertas pregun-tas: ¿Los efectos del clima global serán similares a los de la Pequeña Edad de Hielo acaecida durante el Mínimo de Maunder o no existe una correlación directa entre las manchas solares y el clima terrestre? ¿Es sólo la calma que precede a

la tormenta? Hasta en un ciclo solar de amplitud relativamente baja, se puede desencadenar una CME que produzca un impacto directo en el pla-neta Tierra.

La probabilidad de recurrencia del evento Carrington de 1859 se estima en 1 cada 500 años y la probabilidad de recurrencia de la tormenta de Quebec de 1989 se calcula en 1 cada 150 años.33 Si bien los científicos, ingenieros y administrado-res de riesgos manifiestan preocupación en torno al daño potencial de otro evento del tipo Carrington, hoy cuentan con muchas más herramientas a su disposición para ayudarlos a predecir este tipo de evento y reaccionar cuando suceda. Estas herra-mientas permiten que la comunidad científica se mantenga alerta con respecto a la actividad del Sol y esté preparada para la acción.

La lista de consecuencias de las tormentas solares crece en forma proporcional a nuestra dependencia de los sistemas de tecnologías elec-tromagnéticamente sensibles. El SWPC y el ISES, que trabajan en colaboración con numerosos socios nacionales e internacionales, continúan desarrollando capacidades mejoradas de monito-reo y modelado del clima espacial. Los avances de los sistemas de adquisición de datos terrestres y satelitales, junto con el modelado y la mayor com-prensión de nuestra relación entrelazada con el Sol, prometen reducir nuestro riesgo de exposición cuando la Tierra se encuentre directamente en el trayecto de la próxima gran tormenta solar. —TS

> Los ciclos de manchas solares y el clima terrestre. Los científicos no han llegado a un consenso con respecto a los efectos de la actividad solar en el tiempo y el clima de la Tierra. No obstante, la mayoría coincide en que el Sol es la fuente de calor más importante para la Tierra, y en consecuencia, el factor de control principal del clima. Algunos científicos han tratado de establecer una correlación entre la ausencia de manchas solares durante el Mínimo de Maunder (extremo superior) —un período de 70 años que tuvo lugar en el siglo XVII— y la Pequeña Edad de Hielo que afectó gran parte de la Tierra, especialmente Europa (extremo inferior). El Mínimo de Dalton, otro período de escasas ocurrencias de manchas solares acaecido alrededor del año 1800, también coincidió con la existencia de temperaturas globales más bajas que las medias. El incremento del número promedio total de manchas solares (negro), a partir del siglo XX, parece correlacionarse con incrementos de las temperaturas globales. Si bien un examen minucioso de los datos indica que otros factores producen las variaciones de temperatura, tales como las erupciones volcánicas y los cambios en los niveles de CO2, algunos observadores proponen la actividad solar como uno de los componentes principales de las fluctuaciones de la temperatura y el clima. La actividad del Ciclo Solar 24 es comparable con la de los ciclos registrados en el siglo XIX, más que con los del siglo XX. Dentro de un siglo, los científicos podrán mirar atrás y desacreditar o convalidar la relación causal entre las manchas solares y el cambio climático.

Período cálido medieval

Temperatura media

Pequeña Edad de Hielo

Tem

pera

tura

Fecha

Temperaturas del Hemisferio Norte en los últimos 1 000 años

900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000

20000

50

100

150

200

250

Núm

eros

de

man

chas

sol

ares

Fecha

400 años de datos observados con las manchas solares

1600 1650 1700 1750

Mínimo deMaunder

Mínimo deDalton

Máximomoderno

1800 1850 1900 1950

Datos de observación menos confiablesDatos de observación confiables

30. Weng H: “Impacts of Multi-Scale Solar Activity on Climate. Part I: Atmospheric Circulation Patterns and Climate Extremes,” Advances in Atmospheric Sciences 29, no. 4 (Julio de 2012): 867−886.

31. Weng H: “Impacts of Multi-Scale Solar Activity on Climate. Part II: Dominant Timescales in Decadal-Centennial Climate Variability,” Advances in Atmospheric Sciences 29, no. 4 (Julio de 2012): 887−908.

32. “Solar Storm Warning,” NASA (15 de marzo de 2006), http://www.nasa.gov/vision/universe/solarsystem/10mar_ stormwarning.html (Se accedió el 18 de agosto de 2013).

33. Zurich Financial Services Group (Grupo de Servicios Financieros de Zurich), referencia 26.

Colaboradores

Volumen 25, no.3 63

Dalia Abdallah se desempeña como químico de producción senior para Abu Dhabi Company for Onshore Oil Operations (ADCO) en Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos. Ingresó en la compañía en el año 2008, concentrándose en las estrategias de mitigación asociadas con las incrustaciones y los asfaltenos, los problemas de corrosión, el tratamiento del agua producida y las estrategias de estimulación efectivas. Previamente, trabajó como ingeniero especialista en análisis de fluidos en Schlumberger en Abu Dhabi. Dalia, que es titular de dos patentes y autora de varios artículos, posee un doctorado en química de la Universidad de Queen en Kingston, Ontario, Canadá.

Khaled Al-Hendi se desempeña como supervisor de perforación y reparación de pozos para Kuwait Oil Company (KOC) en Ahmadi, Kuwait. Ingresó en KOC en el año 2006 como representante de la compañía, supervisando las operaciones de perforación y reparación de los pozos afectados por la invasión iraquí de Kuwait. Khaled posee una licenciatura en ingeniería petrolera de la Universidad de Kuwait en la Ciudad de Kuwait.

Adel Abdulla Al-Khalaf se desempeña como ingeniero de petróleo senior y petrofísico en Qatar Petroleum, en Doha, Qatar, y trabaja en la integridad de los pozos de campos marinos. Previamente, trabajó para la compañía como ingeniero de petróleo asistente y luego como ingeniero de yacimientos en el campo Dukhan en tierra firme. Adel obtuvo una licenciatura en ingeniería de petróleo y gas natural de la Universidad de Virginia Occidental en Morgantown, EUA.

Zaid Al-Kindi se desempeña como campeón de dominio de integridad de pozos para Schlumberger en Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos, y provee soporte y capacitación para los proyectos de integridad de tuberías y aislamiento zonal en Egipto, Omán, Pakistán y Emiratos Árabes Unidos. Integrante de la compañía desde 1994, ha ocupado posiciones relacionadas con la calidad de los servicios y la gestión de cuentas de clientes. Previamente, trabajó en ventas técnicas para Galadari Heavy Equipment Company y como ingeniero de proyectos en el Reino Unido. Zaid obtuvo una licenciatura en ingeniería mecánica del King’s College en Londres.

Abdulmohsen S. Al-Kuait se desempeña como supervisor general de la división de ingeniería de producción del campo Safaniya de Saudi Aramco en Dhahran, Arabia Saudita. Durante sus más de 25 años en Saudi Aramco, trabajó en numerosos proyectos centrados en ingeniería de producción y operaciones de producción. Abdulmohsen obtuvo una licenciatura de la Universidad King Fahd de Petróleo y Minerales en Dhahran, Arabia Saudita.

Mohannad Al-Muhailan se desempeña como líder de equipo de ingeniería de perforación de pozos profundos para Kuwait Oil Company en Ahmadi, Kuwait. Cuenta con 15 años de experiencia en operaciones de perforación convencionales, perforación en condiciones de alta presión y alta temperatura, operaciones de reparación de pozos, y manejo y finanzas de las operaciones de perforación. Además, Mohannad trabajó en operaciones de perforación en emplazamientos de múltiples pozos, en condiciones de bajo balance y con manejo de la presión. Posee una licenciatura en ingeniería petrolera de la Universidad de Kuwait en la Ciudad de Kuwait.

Hassan B. Al-Qahtani se desempeña como supervisor de la división de ingeniería de producción del campo Safaniya de Saudi Aramco en Dhahran, Arabia Saudita. Durante más de 17 años como ingeniero de petróleo para Saudi Aramco, trabajó en las mejores prácticas de manejo de yacimientos, ingeniería de producción y desarrollo de campos petroleros. Hassan posee una licenciatura de la Universidad King Fahd de Petróleo y Minerales de Dhahran, y una maestría de la Universidad de Texas, ubicada en Austin, EUA. Es graduado del programa de desarrollo de técnicos en ingeniería petrolera de Saudi Aramco con especialización en recuperación mejorada de petróleo.

Karam S. Al-Yateem se desempeña como líder de grupo para el grupo de expertos en tecnologías transformadoras de Saudi Aramco en Dhahran, Arabia Saudita, y comenzó en la compañía en el año 2005 como ingeniero de yacimientos, pruebas y producción en localizaciones de campos marinos y terrestres. Integra el comité internacional de producción y operaciones de la SPE, es autor o coautor de diversos artículos técnicos e ingeniero de petróleo certificado de la SPE. Karam obtuvo una licenciatura en ingeniería petrolera de la Universidad King Fahd de Petróleo y Minerales de Dhahran, Arabia Saudita, y una maestría con especialización en tecnologías y manejo de campos petroleros inteligentes de la Universidad de California del Sur en Los Ángeles, EUA.

Anatoly Arsentiev se desempeña como líder del equipo de electrónica de Schlumberger Drilling & Measurements y como campeón de operaciones de calibración del segmento Direction and Inclination (D&I) del GeoMarket* en Irkutsk, Rusia, donde está a cargo del mantenimiento preventivo y la reparación de las herramientas MWD y LWD y del abordaje de los aspectos técnicos de los levantamientos D&I. Comenzó su carrera profesional en Schlumberger en el año 2006 como técnico electrónico. Previamente, trabajó en Insight LLC, una compañía de ingeniería médica de Irkutsk. Anatoly posee una licenciatura en física terrestre de la Universidad Estatal de Irkutsk y realizó actividades de investigación de posgrado en el Instituto de Física Solar-Terrestre en Irkutsk.

Khalid S. Asiri se desempeña como supervisor de ingeniería de producción de gas para Saudi Aramco en Udhailiyah, Arabia Saudita; está a cargo de la unidad de ingeniería de producción de gas no convencional y de todas las actividades de estimulación no convencional en yacimientos de gas en areniscas compactas. Además, trabajó en diversas áreas de la compañía, incluidas las de ingeniería de producción de gas, servicios y terminaciones de pozos de gas, ingeniería de yacimientos e ingeniería de perforación de pozos de gas. Antes de ingresar en Saudi Aramco en el año 2002, trabajó en el Ministerio de Recursos Petroleros y Minerales de Arabia Saudita. Khalid obtuvo una licenciatura en ingeniería petrolera de la Universidad King Saud de Riyadh, Arabia Saudita. Es miembro de la SPE, de la Sección de Arabia Saudita de la SPE y del Consejo de Ingenieros de Arabia Saudita.

Nausha Asrar se desempeña como científico senior de materiales y gerente de soporte de materiales y análisis de fallas para Schlumberger en Sugar Land, Texas. Actualmente, se especializa en análisis de fallas de herramientas de fondo de pozo y en pruebas y evaluación de materiales. Antes de ingresar en Schlumberger en el año 2005, trabajó como especialista en materiales y corrosión en Shell Global Solutions. Además, trabajó para Saudi Basic Industries Corporation y Saline Water Conversion Corporation en Arabia Saudita, y para la Autoridad de Acero de India. Nausha obtuvo una maestría en química de la Universidad Aligarh Muslim de Uttar Pradesh, India, y un doctorado de la Universidad Estatal Lomonósov de Moscú.

Mohammed A. Atwi se desempeña como supervisor general para la división de ingeniería de Saudi Aramco en South Ghawar Production en Udhailiyah, Arabia Saudita. Durante su carrera profesional de 10 años en Saudi Aramco, trabajó en ingeniería de producción de gas, operaciones de terminación de pozos, ingeniería de perforación de pozos profundos de gas y manejo de yacimientos. Mohammed posee una licenciatura en ingeniería petrolera de la Universidad de Tulsa, Oklahoma, EUA.

Syed Aamir Aziz se desempeña como ingeniero de producción senior en Schlumberger en Dhahran, Arabia Saudita, donde está a cargo del procesamiento y la interpretación de los registros de producción y del monitoreo de la integridad de los pozos. Comenzó su carrera profesional en el año 2002 como ingeniero de campo especialista en operaciones con cable en National Petroleum Services, en Arabia Saudita, donde luego se convirtió en analista de registros y geocientífico a cargo del procesamiento y la interpretación de registros. Ingresó en Schlumberger en el año 2008 en Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos. Aamir obtuvo una licenciatura y una maestría en geolo-gía de la Universidad de Karachi en Pakistán.

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Abderrahmane Benslimani es campeón asociado de dominio de integridad de pozos para Schlumberger Wireline en Ahmadi, Kuwait. Comenzó su carrera profesional en el año 2004 en los Emiratos Árabes Unidos, como ingeniero de campo especialista en adquisición de registros (perfilaje) y ocupó posiciones relacionadas con operaciones de campo en Argelia, Libia y China antes de trasladarse a Kuwait en 2012. Abderrahmane posee una licenciatura en ingeniería eléctrica de la Escuela Politécnica Nacional de Argel en Argelia, una maestría en ciencias eléctricas y otra en ingeniería eléctrica, ambas de la Universidad de Montpellier II de Francia, y una maestría en matemática y ciencias de la computación de la Universidad de París-Sur en Francia.

Andrew Buchanan se desempeña como geólogo senior de operaciones desde el año 2009 en Eni US Operating Company Inc., en Anchorage. Previamente, trabajó para ASRC Energy Services como geólogo consultor. Andrew obtuvo una licenciatura en geología de la Universidad de Regina de Saskatchewan, Actualmente se desempeña como el ex-presidente del Club del Petróleo de Anchorage.

Mohamed Fahim se desempeña como especialista en ingeniería petrolera para Abu Dhabi Company, para la división de servicios técnicos para operaciones petroleras en tierra firme en Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos. Previamente, Mohamed trabajó como ingeniero de petróleo senior para Gulf of Suez Petroleum Company en Egipto. Posee una licenciatura en ingeniería petrolera y es ingeniero de petróleo certificado de la SPE.

Carol A. Finn se desempeña desde el año 2006 como líder del grupo de geomagnetismo para el Centro de Ciencias de Riesgos Geológicos del Servicio Geológico de EUA (USGS) en Denver. Está a cargo de las operaciones y el mantenimiento de 13 observatorios geomagnéticos del USGS en EUA y sus territorios. Antes de ingresar en el USGS, trabajó 10 años en el Centro de Aplicaciones Técnicas de la Fuerza Aérea de EUA como geofísico de investigación y se desempeñó como geodesta en el Centro Hidrográfico/Topográfico de la Agencia Cartográfica del Ministerio de Defensa de EUA. Carol obtuvo una maestría en geofísica de la Universidad de St. Louis de Missouri, EUA, y una licenciatura en geología de la Universidad Estatal de Southwest Missouri en Springfield.

M. Aiman Fituri se desempeña como campeón de dominio de integridad de pozos para Schlumberger Wireline en Doha, Qatar. Antes de ocupar su posición actual, brindó soporte para los procesos de adquisición de registros petrofísicos en agujero descubierto y la evaluación de las operaciones de cementación. Ingresó en la compañía en el año 2000 en Omán y ocupó posiciones relacionadas con operaciones en India, Sudán y Egipto, antes de ser transferido a Qatar. Aiman obtuvo una licenciatura en ingeniería computacional de la Universidad Al-Fateh en Trípoli, Libia.

David H. Hathaway se desempeñó como astrofísico, jefe del grupo de física solar, en el Centro Marshall de Vuelos Espaciales de la Administración Nacional de Aeronáutica y el Espacio (NASA) en Huntsville, Alabama, EUA, desde 1996 hasta 2010. Fue becario de posdoctorado en el Centro Nacional de Investigación Atmosférica de Boulder, Colorado, EUA, e investigador asociado y astrónomo asistente en el Observatorio Solar Nacional, en Sunspot, Nuevo México, EUA, antes de ser transferido a Huntsville en 1984. Posee una licenciatura en astronomía de la Universidad de Massachussets en Amherst, EUA, y una maestría en física y un doctorado en astrofísica de la Universidad de Colorado en Boulder. David es autor de más de 150 artículos y titular de tres patentes de EUA, incluidas dos por el Invento del Año de la NASA en el año 2002.

Ram Jawale se desempeña como ingeniero de perforación para Kuwait Oil Company en Ahmadi, Kuwait. Comenzó su carrera profesional en Gujarat State Petroleum Corporation en Gandhinagar, Gujarat, India, como ingeniero de perforación para el proyecto de pozos de alta presión y alta temperatura de Kingston Group Offshore. En carácter de tal, llevó a cabo la planeación y ejecución de la ingeniería para las operaciones de perforación exploratoria. Ram posee una licenciatura en ingeniería petrolera del Instituto de Tecnología de Maharashtra en Pune, India.

Óscar Jiménez Bueno ingresó en Petróleos Mexicanos (PEMEX) en 1984 como ingeniero de yacimientos y reside en Villahermosa, México. Dentro de la compañía, ocupó múltiples posiciones de ingeniería, trabajando en el desarrollo de activos, la estimulación de yacimientos y la optimización de la producción. Ha estado a cargo de las operaciones de terminación de pozos con una producción de más de 3 180 m3/d [20 000 bbl/d]. Óscar obtuvo una licenciatura en ingeniería petrolera y una maestría en ingeniería de yacimientos de la Universidad Nacional Autónoma de México en la Ciudad de México.

J.J. Kohring se desempeña como campeón de dominio de integridad de pozos para Schlumberger en Dhahran, Arabia Saudita, desde el año 2010. Comenzó su carrera profesional en Schlumberger Wireline en el año 1979 y en los últimos 15 años se especializó en producción e integridad de pozos. Jim se desempeña como ingeniero de producción principal con experiencia en Medio Oriente, EUA, Nigeria e Indonesia. Posee una licenciatura de la Universidad de Alaska en Fairbanks, EUA.

Fraser Lawson se desempeña como supervisor de ingeniería de pozos paraTullow Ghana Ltd. en Accra, Ghana. Cuenta con 29 años de experiencia en ingeniería de pozos, lo que incluye proyectos de aguas profundas y perforación de pozos de alcance extendido. Fraser obtuvo una licenciatura (con mención honorífica) en ingeniería civil de la Universidad Heriot-Watt de Edimburgo, Escocia, y una maestría en ingeniería petrolera de la Universidad de Strathclyde, Glasgow, Escocia, y es ingeniero matriculado.

Bruno Lecerf se desempeña como gerente de ingeniería de productos en el grupo de operaciones de bombeo a presión y química, dentro del segmento de ingeniería, manufactura y sustentabilidad de Schlumberger y reside en Sugar Land, Texas. Previamente, se desempeñó como gerente de proyectos en el Centro de Tecnología de Novosibirsk en Rusia y previamente, como ingeniero de soluciones para tratamientos de acidificación en el Centro Integrado de Productividad y Operación de Herramientas en Sugar Land. Bruno obtuvo una maestría en química de la École Supérieure de Chimie Physique Electronique de Lyon, Francia, y una maestría en ingeniería química de la Universidad de Houston.

Tim Lesko se desempeña como ingeniero técnico de distrito, para el proyecto de avances desestabilizadores para tratamientos de estimulación no convencionales sustentables de Schlumberger en Conway, Arkansas, EUA. Comenzó su carrera profesional en Schlumberger en el año 2004 como ingeniero de desarrollo de productos en el grupo de operaciones de bombeo a presión y química en Sugar Land, Texas. En el año 2006, fue transferido al Centro de Tecnología de Novosibirsk en Rusia, donde trabajó con el equipo a cargo del sistema MaxCO3 Acid*. Participó en proyectos tales como los de divergencia de fibras en lutitas, conductividad de apuntalantes y calidad del agua de tratamientos de estimulación por fracturamiento hidráulico. Tim obtuvo una licenciatura en física química de la Universidad de California de Riverside, y un doctorado en química del Instituto de Tecnología de California en Pasadena.

Rodney W. Lessard ingresó en Schlumberger en el año 2001 después de concluir su pasantía posdoctoral en la Universidad de Purdue, en West Lafayette, Indiana, EUA. Allí se desempeña como científico senior de simulación y optimización de la producción en Houston. Es coautor de diversos artículos sobre rayos gamma de energía muy alta, astronomía y manejo de portafolios petroleros. Rod posee una licenciatura y una maestría en física de la Universidad de Calgary y un doctorado en física experimental de la Universidad Nacional de Irlanda en Dublin.

Jeffrey J. Love ingresó en el USGS en el año 2001. Allí se desempeña como investigador geofísico y asesor del USGS para investigación geomagnética en Denver. Además, enseña geofísica en la Escuela de Minas de Colorado, en Golden. Ocupó posiciones de investigación en la Universidad de Leeds, en Inglaterra; en el Instituto Oceanográfico de Scripps, en La Jolla, California; y en el Institut de Physique du Globe de París. Jeffrey obtuvo una licenciatura en física y matemática aplicada de la Universidad de California, en Berkeley, y un doctorado en geofísica de la Universidad de Harvard en Cambridge, Massachussets.

Stefan Maus es director de Magnetic Variation Services LLC y científico senior en la Universidad de Colorado, en Boulder; además, mantiene un laboratorio en el Centro Nacional de Datos Geofísicos de EUA en Boulder. Previamente, se desempeñó como científico en GFZ Potsdam en Alemania, y como conferenciante en la Universidad de Free en Berlín. Stefan posee una licenciatura en matemática y una maestría en geofísica, ambas de la Universidad Ludwig Maximilian de Munich en Alemania, y un doctorado en geofísica de la Universidad de Osmania en Hyderabad, Andhra Pradesh, India.

Fred Mueller es el director de ingeniería para la Red de Excelencia en Capacitación de América del Norte (NExT, una compañía de Schlumberger) en College Station, Texas. En el año 1980, ingresó en Dowell, que ahora forma parte de Schlumberger, como ingeniero de campo. Pasó muchos años con los sistemas de soporte técnico de Schlumberger para el mejoramiento y la optimización de la producción y fue gerente técnico de Well Services en California y el Sur de Texas. Fred posee experiencia en los aspectos técnicos y operacionales del diseño de las operaciones de cementación y fracturamiento hidráulico para formaciones gasíferas y arcillosas compactas. Obtuvo una licenciatura en ingeniería y tecnología de la Universidad A&M de Texas en College Station.

Shola Okewunmi trabajó como experto en la materia, en el área de perforación direccional de Chevron Energy Technology Company en Houston y ahora trabaja en Yakarta como ingeniero senior de perforación y terminaciones para proyectos de desarrollo en aguas profundas. Cuenta con más de 20 años de experiencia en perforación y mediciones, geonavegación y evaluación de formaciones. Shola obtuvo una licenciatura en ingeniería mecánica de la Universidad Obafemi Awolowo, en la ciudad de Ile-Ife en Nigeria, una maestría en administración de empresas de la Universidad de Houston-Victoria y un doctorado en manejo de ingeniería de la Universidad Western Kennedy en Wyoming, EUA.

Alejandro Peña es gerente global del portafolio de química y materiales de Schlumberger en Sugar Land, Texas. Allí está a cargo de la supervisión de la estrategia corporativa para la innovación de tecnologías de estimulación de pozos posibilitadas por la química. Posee una licenciatura en ingeniería química y fue profesor adjunto en la Universidad de Los Andes en Mérida, Venezuela. Después de terminar su doctorado en ingeniería química en la Universidad de Rice en Houston, ingresó en Schlumberger como ingeniero químico senior. Desde entonces, ocupó diversas posiciones operacionales, de ingeniería y de manejo de tecnología dentro de Schlumberger en América del Norte y América del Sur. Alejandro es titular de numerosas patentes y autor de varias publicaciones sobre fenómenos interfaciales y tecnología de estimulación de yacimientos.

Alexandre Z. I. Pereira se desempeña como asesor de Petrobras en el grupo de ingeniería de pozos en Río de Janeiro y se especializa en tratamientos químicos. Trabajó en la unidad operacional de la cuenca de Campos cuando ingresó en Petrobras en 1987 y luego fue transferido a la unidad operacional de Río de Janeiro, donde desarrolla proyectos relacionados con terminaciones de pozos, corrosión, depósitos de incrustaciones y tratamientos de estimulación en el Centro de Investigación y Desarrollo de Petrobras. Miembro de la SPE, Alexandre posee una licenciatura en ingeniería química y una maestría en química de la Universidad del Estado de Río de Janeiro.

Benny Poedjono se desempeña como gerente de prospección y manejo de riesgos de Schlumberger para el área marina de América del Norte y como ingeniero asesor petrotécnico para posicionamiento de pozos en Sugar Land, Texas. Comenzó su carrera profesional en la compañía en el año 1982 como ingeniero de campo de Wireline y ocupó posiciones

operataivas, directivas, de soporte técnico y de desa-rrollo de negocios en 22 países. En los últimos 10 años, se concentró en prospección avanzada de pozos y manejo de la prevención de colisiones. Es titular de numerosas patentes y secretos de fabricación y publicó más de 30 artículos técnicos. Benny posee una licenciatura en ingeniería electrónica del Instituto de Tecnología de Bandung en Indonesia.

Mahmut Sengul se desempeña como asesor de tecnología de producción de Schlumberger en Houston. Ingresó en la compañía en 1997 como gerente de soluciones de yacimientos en los Emiratos Árabes Unidos, donde se involucró en el diseño de proyectos de recuperación mejorada de petróleo. Luego, se convirtió en vicepresidente de Schlumberger Carbon Services en Medio Oriente. Previo a su carrera profesional en Schlumberger, Mahmut trabajó para Turkish Petroleum Corporation, Mobil y ADCO. Mahmut obtuvo una licenciatura en ingeniería petrolera y una maestría en ingeniería de yacimientos, ambas de la Universidad Técnica de Medio Oriente en Ankara, Turquía.

Fernanda Téllez Cisneros se desempeña como ingeniero de diseño senior de Schlumberger para tratamientos de acidificación matricial, fracturamiento ácido y fracturamiento hidráulico en Villahermosa, México. Comenzó su carrera profesional como ingeniero de campo de Well Services en el año 2007. Fernanda obtuvo una licenciatura en ingeniería química del Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores de Monterrey en México.

E. William Worthington se desempeña como geofísico en el sector de operaciones del observatorio geomagnético del Centro de Ciencias de Riesgos Geológicos del USGS en Golden, Colorado. Trabaja para el USGS desde 1988. Durante su carrera profesional, fue científico visitante en la Academia Soviética de Ciencias, investigador en el Instituto Geofísico de la Universidad de Alaska en Fairbanks, y jefe del observatorio magnético del USGS en Fairbanks. Bill obtuvo una licenciatura en geociencias de la Universidad de Arizona en Tucson, EUA, y una maestría y un doctorado en geofísica de la Escuela de Minas de Colorado en Golden.

Se utiliza un asterisco (*) para denotar una marca de Schlumberger.

Volumen 25, no.3 65

Oilfield Review

La expresión perfilaje (o adquisición de registros) de producción cubre un amplio conjunto de sensores, mediciones y técnicas de interpretación. Los ope-radores utilizan los registros de producción para evaluar el movimiento de los fluidos en y fuera del pozo, cuantificar las tasas de flujo y determinar las propiedades de los fluidos en condiciones de fondo de pozo. Basados en la interpretación de los registros de producción, los ingenieros especialistas en terminaciones de pozos pueden evaluar la eficiencia de las operaciones de producción y de disparos, y planificar las operaciones de remediación o modificar los diseños de las terminaciones futuras. Los ingenieros de yaci-mientos y de producción pueden utilizar estos registros para ayudar a mane-jar y optimizar el desempeño de los pozos y de los yacimientos.

Los orígenes del perfilaje de producción se remontan a la década de 1930 y a la medición de la temperatura del pozo. Con el transcurso de las décadas, el servicio fue incorporando otras mediciones; incluidas la presión, la densidad de fluidos, la velocidad de flujo y la fracción volumétrica o reten-ción (la fracción volumétrica de la tubería ocupada por el fluido). Si bien las mediciones de presión, temperatura y tasa de flujo pueden obtenerse en la superficie, las mediciones de superficie no necesariamente reflejan lo que sucede en el yacimiento. Una evaluación exhaustiva de los registros de pro-ducción requiere que las mediciones sean efectuadas en el fondo del pozo.

Mediciones derivadas de los registros de producción El perfilaje de producción consiste en diversas mediciones, muchas de las cuales son utilizadas en forma complementaria para determinar las propie-dades del flujo y de los fluidos (abajo). La velocidad del fluido se mide nor-malmente con un medidor de flujo de molinete; se trata de un aspa rotativa que gira con el paso del fluido. En condiciones ideales, la velocidad de rota-ción del aspa en revoluciones por segundo (RPS) es proporcional a la veloci-dad del fluido. La fricción producida en los cojinetes del medidor de molinete y los efectos de la viscosidad del fluido generan velocidades de respuesta no lineales, que requieren la calibración de la medición. Esta calibración se efectúa mediante pases ascendentes y descendentes con velocidades

variables de perfilaje. Antes de computar la velocidad absoluta del fluido, se corrige la velocidad del medidor de molinete por la velocidad relativa de la herramienta. Debido a la fricción producida cerca de la pared de la tube-ría, la velocidad absoluta del fluido no es igual a la velocidad promedio del fluido que se desplaza a través de la tubería. Después de aplicar factores de corrección, los ingenieros convierten la velocidad del medidor de molinete a una velocidad promedio, utilizando técnicas de modelado computacional que presentan el perfil de velocidad del fluido a través del diámetro de la tubería.

La presión es una medición versátil con diversas aplicaciones para los inge-nieros de yacimientos y de producción. Los medidores de deformación, zafiro y cuarzo son los principales dispositivos utilizados para medir la presión. Los ingenieros también pueden medir la presión utilizando un manómetro; un dispositivo que convierte el desplazamiento mecánico a presión. A partir de los datos de presión del pozo, los ingenieros pueden determinar su esta-bilidad en el momento del perfilaje, estimar la presión del yacimiento a partir de perfilajes con múltiples tasas de flujo, calcular la densidad de los fluidos y obtener parámetros clave del yacimiento mediante el análisis de presiones transitorias.

La temperatura es una medición integral para todas las operaciones de perfilaje de producción. Los ingenieros utilizan los datos de temperatura para obtener conclusiones cualitativas acerca de las entradas de fluidos, especial-mente en escenarios con bajas tasas de flujo en los que un medidor de moli-nete quizás no sea suficientemente sensible para detectar el movimiento. Las entradas de gas generan anomalías de enfriamiento que son fáciles de detectar utilizando registros de temperatura. Las mediciones de tempera-tura también son utilizadas en la evaluación de los tratamientos de fractu-ramiento y para evaluar el comportamiento de los pozos inyectores. Mediante la utilización de los datos de temperatura, los ingenieros pueden evaluar la integridad de las terminaciones de pozos, detectar fugas en la tubería de revestimiento e identificar la presencia de canales de flujo conti-nuo detrás de la tubería. Los detectores de temperatura basados en la varia-ción de la resistencia eléctrica, el tipo más común de sensor, generalmente constan de un cable o una película de platino depositada en una superficie no conductiva. Los cambios de temperatura producen variaciones en la resistencia, que es calibrada y convertida a temperatura.

DEFINICIÓN DEL CONCEPTO DE PERFILAJE DE PRODUCCIÓN

Principios del perfilaje de producción

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Otoño de 2013: 25, no. 3.

Copyright © 2014 Schlumberger.

Parijat MukerjiAsesor de perfilaje de producción

> Sarta de herramientas de perfilaje de producción. Esta sarta de herramientas de perfilaje de producción consta de un medidor de molinete de diámetro completo, las probetas de fracción volumétrica (o retención) de fluido y conteo de burbujas, un calibrador del diámetro de la tubería y un centralizador, un sensor de orientación relativa, medidores de presión, un sensor de temperatura, una herramienta de rayos gamma y un localizador de los collares de la tubería de revestimiento. Cuando los ingenieros corren la herramienta en modo de almacenamiento de los datos en memoria, se utilizan baterías y un registrador de datos. Las herramientas de lectura en la superficie utilizan una sección de telemetría y de suministro de energía.

Sonda de mediciones básicas Medidor de flujo de molineteBaterías, registrador, localizador de los collaresde la tubería de revestimiento y sensores para

medir los rayos gamma, la temperatura y la presión

Calibrador, fracción volumétrica (retención)de agua, conteo de burbujas, orientación

relativa, centralizador

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Volumen 25, no.3

Las mediciones de la densidad de los fluidos permiten diferenciar el petró-leo, el gas y el agua. Las compañías de servicios han desarrollado herramien-tas basadas en distintos principios físicos para obtener estas mediciones:• la presión diferencial a través de dos orificios separados por una distan-

cia conocida• la difusión Compton de los rayos gamma• la relación entre el gradiente de presión y la densidad• la relación entre la vibración del flujo y la densidad y la viscosidad.

En el caso del flujo bifásico, los ingenieros pueden utilizar la densidad del fluido —junto con otras mediciones, tales como la viscosidad del fluido— para computar la fracción volumétrica o retención. Cuando existe flujo multifásico presente, deben emplear herramientas con probetas distri-buidas a través del pozo para medir la fracción volumétrica de fluido en forma directa. Un tipo de herramienta detecta las diferencias producidas en la reflectancia óptica para obtener la fracción volumétrica, que implica la medición de la cantidad de luz reflejada desde un fluido. Otro tipo de herra-mienta diferencia el agua del petróleo y del gas, utilizando probetas que miden las propiedades eléctricas de los fluidos.

Las mediciones auxiliares obtenidas normalmente con las sartas de per-filaje de producción son los registros de collares de la tubería de revesti-miento, los registros de rayos gamma, los datos del calibrador y los datos de desviaciones. Los registros de collares de la tubería de revestimiento y los registros de rayos gamma proporcionan el control de profundidad y la correlación con los equipamientos de terminación del pozo. Los datos del calibrador y de desviaciones son utilizados en los programas de modelado de la producción.

Los registros de producción pueden ser difíciles de interpretar porque el flujo de fluido quizás no sea uniforme, y los pases múltiples generan grandes volúmenes de datos que en ciertos casos producen respuestas contradictorias. Se han desarrollado programas computacionales para ayudar a los ingenie-ros a comprender las condiciones de fondo de pozo; las interpretaciones generadas con la computadora eliminan algunas de las ambigüedades aso-ciadas con la interpretación (derecha). Los productos de interpretación a menudo ayudan al ingeniero a identificar los intervalos más productivos, detectar el ingreso de agua y determinar los intervalos que no contribuyen a la producción.

Regímenes de flujoPara analizar los datos derivados de los registros de producción, los ingenie-ros de producción deben conocer los regímenes de flujo de fondo de pozo. El conocimiento de los regímenes de flujo previstos permite a los operado-res escoger mediciones adecuadas para las condiciones de fondo de pozo.

El flujo monofásico—cuando sólo se produce petróleo, gas o agua— es el flujo más simple de evaluar, pero resulta poco común en la mayoría de los pozos. El flujo bifásico y el flujo trifásico —mezclas de dos o tres tipos de fluidos— pueden exhibir una amplia diversidad de regímenes de flujo y se

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> Registro de producción. Este registro muestra los datos que proporcionan normalmente los sensores de fondo de pozo en un perfilaje de producción. Dos intervalos poseen disparos abiertos (carril 1, rojo). Los ingenieros efectúan pases múltiples con diferentes velocidades de perfilaje (carril 2); las velocidades negativas del cable representan pases descendentes y las velocidades de perfilaje positivas, pases ascendentes. La codificación en colores, basada en la velocidad de perfilaje, ayuda a diferenciar los distintos conjuntos de datos. Los datos de rayos gamma (carril 3) proporcionan la correlación con los registros adquiridos en agujero descubierto. A partir de los datos del medidor de molinete (carril 4), los ingenieros identifican los cambios de la velocidad del fluido asociados con el influjo de la producción, el flujo de las zonas de pérdida de circulación o el flujo de los procesos de inyección. Los datos de densidad del fluido (carril 5) indican la presencia de agua (1,0 g/cm3) por debajo de los disparos (sumidero), que luego cambia principalmente a petróleo (0,75 g/cm3). Los datos de temperatura (carril 6) indican los efectos de calentamiento o enfriamiento producidos por el influjo de fluidos. La presión estable del pozo (carril 7) es una característica del flujo estable durante el perfilaje. Los datos de la fracción volumétrica (retención) (carril 8) indican la fracción de agua y petróleo del pozo. El software computa las tasas de flujo incremental y acumulado (carriles 9 y 10). Los dos intervalos producen petróleo y el intervalo inferior produce además un volumen mínimo de agua (carril 9).


Rayosgamma

Velocidaddel cable

X 900

60 pies/min

90 pies/min

1 200 pies/min

–120 120 0 0 1,1g/cm3 194 196 0,8

Petróleo

Agua

Petróleo

Agua1,03 600 0 3 000bbl/d 0 5 000bbl/d3 710lpc°F–15 350RPS250°API

Y 000

Disp

aros

Prof

undi

dad,

pie

s

ProducciónacumuladaProducción

Fracciónvolumétrica(retención)

de agua

Presióndel pozo

Temperaturadel fluido

Densidaddel fluido

Medidorde flujo demolinete

Oilfield Review68

DEFINICIÓN DEL CONCEPTO DE PERFILAJE DE PRODUCCIÓN

complican en los pozos desviados (derecha). En esos casos, la fuerza de gravedad hace que la fase más liviana se desplace a mayor velocidad que las fases más densas. La diferencia de velocidad entre los diferentes fluidos se denomina velocidad de deslizamiento.

A medida que los fluidos migran hacia la superficie, el régimen de flujo normalmente cambia. Por ejemplo, el petróleo con gas disuelto puede ingre-sar en el pozo como una sola fase. La presión hidrostática disminuye a medida que el petróleo se eleva y comienzan a formarse burbujas de gas en el petróleo. El régimen de flujo se convierte entonces en flujo de burbujas. La presión se reduce aún más conforme la mezcla se desplaza hacia la superficie; se forman más burbujas y las burbujas más pequeñas se unen para generar burbujas más grandes. Las burbujas grandes, o bolsones de gas, viajan más rápido que las burbujas pequeñas y los líquidos. Los bolso-nes de gas pueden generar un flujo intermitente. Los bolsones tienden a unirse y desplazarse hacia el centro de la tubería, produciendo el flujo de la mayor parte del petróleo a lo largo de las paredes de la tubería. Este régi-men de flujo se denomina flujo espumoso. Finalmente, puede alcanzarse un régimen de flujo de niebla, en el que el gas transporta pequeñas gotas de petróleo, y ambos fluidos se desplazan esencialmente a la misma velocidad. Este ejemplo simplificado se vuelve complejo en los pozos desviados o cuando los fluidos de varias fases ingresan en el pozo desde múltiples zonas. Los programas de modelado procuran resolver estas complejidades utili-zando los datos derivados de los registros de producción.

Inspección y manejo de yacimientosLos registros de producción ayudan a los ingenieros a diagnosticar los problemas que ocurren durante la vida productiva de un pozo y también son utilizados para el manejo y la inspección de múltiples pozos o de todo el yacimiento. Un desafío común con el que se enfrentan los operadores en los campos maduros es la identificación de zonas que producen cantidades excesivas de agua. El agua producida impacta las operaciones de manipu-lación en la superficie porque el agua debe ser separada de la corriente de flujo para su eliminación. El agua producida también puede afectar el de-sempeño de los pozos al limitar el volumen de hidrocarburos producidos. Después de identificar las zonas que producen agua, los ingenieros de pro-ducción pueden ejecutar operaciones de remediación para reducir o elimi-nar la producción de agua.

Los operadores también pueden utilizar los registros de producción para calibrar los modelos de simulación de yacimientos. Durante el ajuste histó-rico del modelo de yacimientos a escala de campo completo, los ingenieros

pueden emplear los datos de los registros de producción para ayudar a iden-tificar o comparar las contribuciones zonales, ajustar los parámetros y ajus-tar el modelo con los datos empíricos de desempeño.

Perfilaje durante toda la vida productivaLos registros de producción ayudan a los ingenieros de yacimientos y de producción a efectuar diagnósticos útiles para la comprensión del ambiente de fondo de pozo. Estas mediciones locales adquiridas en condiciones diná-micas constituyen una instantánea de la situación existente. Pero esa ins-tantánea capta solamente la situación existente en ese momento. Ya sea por la extracción o por la inyección de fluidos, la producción de petróleo y gas modifica las condiciones del yacimiento. Los registros de producción ayu-dan a los operadores a conocer la dinámica del pozo y del yacimiento a lo largo de toda la vida productiva de un pozo y proporcionan un mapa de ruta para los programas futuros de remediación, mejoramiento de la producción y desarrollo de yacimientos.

> Flujo de fluido. Los trabajos teóricos y los experimentos en circuitos cerrados de flujo han ayudado a los ingenieros a comprender el flujo multifásico en pozos verticales, desviados y horizontales. Entre los parámetros de interés se encuentran el diámetro y la inclinación de la tubería, y la densidad, viscosidad y tasa de flujo del fluido. Cada caso muestra la variación de la fracción volumétrica (retención) de agua y petróleo en base a la desviación del pozo.


Pozo casi vertical Pozo casi horizontalPozo desviado

• Petróleo en el tope, agua en la base y una mezcla de ambos en el centro de la tubería

• Estructuras de flujo casi estratificadas

• Fase de agua en la base de la tubería

• Fase de petróleo disperso en el nivel superior extremo de la tubería

• Estructuras de flujo altamente complejas

• Petróleo y agua mezclados en la sección de la tubería

13-OR-0004-S

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Volumen 25, no.3

Avances en tratamientos de acidifi cación

Monitoreo de la corrosión en las tuberías de revestimiento

Referenciamiento geomagnético

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