Primavera de 2004

Opciones reales

Estimulación avanzada de yacimientos carbonatados

Disparos en condiciones de bajo balance dinámico

Oilfield Review

OR_04_001_S

En la terminología petrolera, y según el Glosario de TérminosPetroleros (Oilfield Glossary) de Schlumberger, un yacimien-to es un cuerpo rocoso subterráneo que tiene porosidad y per-meabilidad suficientes para almacenar y transmitir fluidos.Para extraer una analogía, como es costumbre de los geólogos,el Glosario de Términos Petroleros es en sí un yacimiento; unvasto y rico repositorio de terminología de exploración y pro-ducción, fácilmente accesible a través de Internet. Las coor-denadas de acceso son: www.glossary.oilfield.slb.com.

Diversas y singulares características diferencian al Glosariode Términos Petroleros de los trabajos de referencia estándar.Más detalladas que los vocablos de un diccionario, pero másconcisas que un artículo de enciclopedia, las definiciones abar-can disciplinas clave, de la A a la Z, relacionadas con la explo-ración, el desarrollo y la producción. Se observa, por ejemplo,que el término “presión anormal” se refiere a la presión del flui-do de poro del yacimiento que difiere de la presión normal ejer-cida por una columna de agua salada. Miles de términos másadelante, se encuentra la palabra “collares de diámetro reduci-do,” que se define como collares de perforación (porta barre-nas, porta mechas) que han sido maquinados con un diámetroreducido en el extremo hembra. En su totalidad, el Glosario deTérminos Petroleros ofrece una riqueza de definiciones.

El glosario contiene además otras herramientas de ayuda,tales como enlaces de Red con información sobre la tecnolo-gía de Schlumberger y sitios relevantes en la Red. Más quepromover los productos y servicios de Schlumberger, estosenlaces se mantienen independientes para eliminar cualquierposibilidad de introducir cierta tendencia corporativa en lasdefiniciones técnicas. Numerosas definiciones contienen refe-rencias a importantes publicaciones técnicas que ayudarán allector a encontrar información adicional sobre un determina-do tema. Fotografías e ilustraciones de excelente calidad, atodo color, contribuyen a esclarecer muchas definiciones.

A primera vista, el glosario parece una herramienta relati-vamente simple. Como es lógico suponer, la tarea de comple-tarlo no ha sido tan ardua como la de descubrir y producirpetróleo y gas, pero la analogía con el yacimiento es relevan-te. La definición de yacimiento que ofrece el Glosario deTérminos Petroleros agrega que un yacimiento es un compo-nente crítico de un sistema petrolero completo; las piezas yprocesos geológicos necesarios para generar y almacenarhidrocarburos. Al igual que sus contrapartes en el subsuelo, elGlosario de Términos Petroleros posee estas características.En 1995, Jim Kent, entonces editor del Oilfield Review, reco-noció el rico material de referencia contenido en esta publica-ción y visualizó cómo el tiempo y la energía podrían hacerloalcanzar la etapa de madurez convirtiéndolo en un glosarioque abarcara la totalidad de la tecnología de los campospetroleros. El desarrollo de definiciones para el Glosario deTérminos Petroleros comenzó en 1997. En 1998, se creó un

Un yacimiento de definiciones

“repositorio” interactivo a modo de base de datos y los explo-radores de la Red comenzaron a aprovecharlo aun cuando elvolumen se halla en proceso de ser completado.

A diferencia de los complejos y lentos procesos de generacióny migración que dan origen a la acumulación de hidrocarburosen los yacimientos, el esfuerzo de elaboración del glosariocomenzó en forma más simple, con especialistas que escribíandefiniciones de términos correspondientes a disciplinas especí-ficas. Luego, los especialistas de Schlumberger revisaban estasdefiniciones para eliminar la ambigüedad que caracteriza aotros glosarios y adaptarlas a lectores que no son especialistasen el tema. La migración de las definiciones hacia la base dedatos se produjo en una escala de tiempo humana en vez degeológica; transcurridos un poco más de seis años y luego demás de 4500 definiciones, este repositorio virtual se hizo reali-dad. Desde su lanzamiento en 1998, las numerosas consultasregistradas demuestran que un variado y entusiasta público detodas partes del mundo ha visitado las páginas del glosario.

Así como es preciso perforar un yacimiento de hidrocarbu-ros para explotar su contenido, también se debe explorar enel Glosario de Términos Petroleros para obtener lo que nosofrece. Pero esa inmersión en búsqueda de definiciones esmucho más simple, porque el glosario transmite sus conteni-dos a la computadora en menos tiempo que el que insumeabrir un diccionario para buscar una definición. A diferenciade un yacimiento de petróleo o gas, este repositorio de defini-ciones jamás se agotará. Por el contrario, se irá enriqueciendocon la incorporación de nuevo material. Gracias al arduo tra-bajo de un equipo de escritores, revisores, editores, diseñado-res gráficos y especialistas en informática, distribuidos portodo el mundo, esta base de datos en línea ofrece acceso librelas 24 horas del día.

Mientras usted recupera las definiciones que contiene esterecurso, nosotros seguimos cargando el repositorio con el flujoconstante de nueva información y los atractivos avances tecno-lógicos introducidos en materia de campos petroleros.

Gretchen M. GillisEditor Senior del Oilfield Review y Coordinadora del Oilfield GlossarySchlumberger Oilfield ServicesSugar Land, Texas, EUA

Gretchen M. Gillis es editora senior del Oilfield Review y coordinadora delproyecto Oilfield Glossary de Schlumberger. Antes de ingresar enSchlumberger en 1997, trabajó como geóloga para Maxus ExplorationCompany y Oryx Energy Company en Dallas, Texas, EUA. Presidente delComité de Publicaciones de la Asociación Americana de Geólogos de Petróleo(AAPG) desde el año 2002, Gretchen posee una licenciatura en geología delBryn Mawr College, Pensilvania, EUA, y una maestría en ciencias geológicasde la Universidad de Texas en Austin.

1

Schlumberger

Oilfield Review4 Valoración de las opciones reales

El análisis de opciones reales interpreta los efectos de la in-certidumbre y el cambio, propios de numerosos proyectos. Adiferencia del análisis de flujo de fondos descontados, el aná-lisis de opciones reales acredita el manejo activo del proyec-to que se beneficia de las mejoras del mismo relacionadascon avances tecnológicos o cambios en el mercado. Este artí-culo describe una forma de determinar el valor de los proyec-tos en términos de opciones reales.

20 Una red de seguridad para controlar las pérdidas de circulación

En casos extremos, las pérdidas de circulación producidasdurante las operaciones de cementación pueden poner enpeligro al pozo. Las soluciones comúnmente aceptadas, talescomo la reducción de la densidad de la lechada, la limitaciónde la caída de presión por fricción durante el bombeo, o laejecución de operaciones de cementación por etapas, no siem-pre funcionan. Las operaciones de cementación recientesque incorporan fibras avanzadas, químicamente inertes,demuestran que para mitigar los problemas de pérdidas decirculación no es necesario comprometer los trabajos de ce-mentación ni la calidad de la lechada o del cemento fraguado.

Dirigir la correspondenciaeditorial a:Oilfield Review225 Schlumberger Drive Sugar Land, Texas 77478 USA(1) 281-285-7847Facsímile: (1) 281-285-8519E-mail: andersen@sugar-land.oilfield.slb.com

Dirigir las consultas de distribución a:Jesús Mendoza RuizTeléfono: (52) 55 5263 3010Facsímile: (52) 55 5263 3191E-mail: jesus@mexico-city.oilfield.slb.com

Enlaces de interés:

Schlumbergerwww.slb.com

Archivo del Oilfield Reviewwww.slb.com/oilfieldreview

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

Portada:

Un especialista en estimulación de pozosde Schlumberger realiza estudios de flujoa través de núcleos para evaluar y compa-rar las capacidades divergentes de dife-rentes sistemas ácidos. Estos experimen-tos, llevados a cabo en condiciones defondo de pozo de alta presión y alta tem-peratura, también miden la permeabilidadremanente de los núcleos para evaluar eldaño residual que deja un tratamiento.

2

30 Reacciones positivas en la estimulación de yacimientos carbonatados

Un innovador sistema ácido consistente en un surfactanteviscoelástico que no provoca daño permite superar numero-sos desafíos en la estimulación de yacimientos carbonatados.Este fluido libre de sólidos es autodivergente y resulta com-patible con los aditivos comunes. Puede bombearse en formaforzada o enviarse por tubería flexible como un solo fluido,conservando su efectividad a altas temperaturas. Algunasaplicaciones prácticas demuestran el éxito de los tratamien-tos de estimulación por fracturamiento de la matriz y fractu-ramiento ácido.

Editor ejecutivo yeditor de producciónMark A. Andersen

Editor consultorLisa Stewart

Editores seniorGretchen M. GillisMark E. Teel

EditoresMatt GarberDon Williamson

ColaboradoresRana RottenbergJoan MeadMalcolm Brown

Diseño y producciónHerring DesignSteve Freeman

IlustracionesTom McNeffMike MessingerGeorge Stewart

ImpresiónWetmore Printing CompanyCurtis Weeks

Traducción y producciónLincED Int’l. y LincED Argentina, S.A.E-mail: mail@linced.com;http://www.linced.com

EdiciónAntonio Jorge TorreSubediciónNora RosatoDiagramaciónDiego SánchezRevisión de la traducciónJesús Mendoza RuizDepartamento de MercadotecniaMéxico y América Central (MCA)

Primavera de 2004Volumen 15

Número 4

70 Colaboradores

75 Nuevas publicaciones y próximamente en Oilfield Review

77 Índice Anual

3

56 La nueva dinámica de operaciones de disparos en condiciones de bajo balance

La mayoría de los pozos con tubería de revestimiento cemen-tada dependen de un diferencial de presión estática para mi-tigar el daño producido por los disparos. Sin embargo, recien-tes trabajos de investigación indican que el mecanismo deeliminación de daños por excelencia es, en realidad, una rá-pida caída de la presión transitoria, o bajo balance dinámico,inmediatamente después de la detonación de las pistolas.Este artículo analiza los diseños de terminación basados eneste innovador concepto. Los resultados de campo demues-tran mejoramientos sustanciales en el desempeño tanto de la producción como de la inyección.

48 Construcción de pozos y desarrollo de campos petroleros en México

La industria del petróleo y el gas de México está lograndomejoras sustanciales en materia de eficacia y productividad,como resultado de los cambios introducidos en la forma dedesarrollar sus operaciones comerciales. El nuevo modelo denegocios amplía el alcance de los proyectos, pasando de lacontratación de servicios específicos en pozos aislados a pro-yectos completos de desarrollo de campos petroleros. Esteartículo describe los proyectos de servicios integrados que seestán llevando a cabo con éxito en dos áreas de México; laCuenca de Burgos y el Paleocanal de Chicontepec.

Abdulla I. Al-DaaloujSaudi AramcoUdhailiyah, Arabia Saudita

Syed A. AliChevronTexaco E&P Technology Co.Houston, Texas, EUA

George KingBPHouston, Texas

Anelise LaraPetrobrasRío de Janeiro, Brasil

David Patrick MurphyShell Technology E&P CompanyHouston, Texas

Eteng A. SalamPERTAMINAYakarta, Indonesia

Sjur TalstadStatoilStavanger, Noruega

Richard WoodhouseConsultor independienteSurrey, Inglaterra

Consejo editorial

Oilfield Review es una publicación trimes-tral de Schlumberger destinada a los pro-fesionales de la industria petrolera, cuyoobjetivo consiste en brindar informaciónacerca de los adelantos técnicos relacio-nados con la búsqueda y producción dehidrocarburos. Oilfield Review se distribu-ye entre los empleados y clientes deSchlumberger y se imprime en losEstados Unidos de América.

Cuando se menciona sólo el lugar deresidencia de un colaborador, significaque forma parte del personal deSchlumberger.

© 2004 Schlumberger. Todos los dere-chos reservados. Ninguna parte de estapublicación puede ser reproducida, archi-vada o transmitida en forma o medioalguno, ya sea electrónico o mecánico,fotocopiado o grabado, sin la debidaautorización escrita de Schlumberger.

Oilfield Review tiene el agrado de recibira Anelise Lara en su panel de asesora-miento editorial. Anelise fue designadagerente de Ingeniería de Yacimientos enla sede central de Petrobras, situada enRío de Janeiro, Brasil, en el año 2003.Tiene a su cargo la implementación denuevas tecnologías, el aseguramiento delas mejores prácticas y la gestión delconocimiento en las áreas de manejo ysimulación de yacimientos; análisis depruebas de pozos; manejo del agua, yprocesos de recuperación asistida depetróleo. Anelise ingresó en Petrobrasen 1986 como especialista en análisis depruebas de pozos y ocupó diversos car-gos directivos en CENPES, el Centro deInvestigación de Petrobras. Posee undoctorado en geociencias de laUniversité Pierre et Marie Curie, deParís, Francia. Integra el directorio de laSPE para la sección Brasil y preside elcomité de organización de la Conferenciade Ingeniería de Petróleo para AméricaLatina y el Caribe 2005.

4 Oilfield Review

Valoración de las opciones reales

William BaileyBenoît CouëtRidgefield, Connecticut, EUA

Ashish BhandariEl Paso CorporationHouston, Texas, EUA

Soussan FaizConsultora en Manejo EstratégicoWalton on Thames, Surrey, Inglaterra

Sundaram SrinivasanSugar Land, Texas

Helen WeedsUniversity of EssexColchester, Inglaterra

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Steve Brochu, BP, Houston, Texas.ECLIPSE es una marca de Schlumberger.

Los directivos de las empresas generalmente tienen flexibilidad respecto de la

ejecución de proyectos, la capitalización de nueva información y de las cambiantes

condiciones del mercado a fin de mejorar la economía de los proyectos. El análisis

de las opciones reales constituye una forma de determinar el valor de la flexibilidad

en las actividades futuras.

A comienzos de la década de 1990, la compañíaAnadarko Petroleum Corporation, con base enHouston, realizó la mejor oferta con respecto asus competidores para lograr la adjudicación delbloque Tanzanite, situado en el Golfo de México.Allí descubrió petróleo y gas en 1998 y tres añosdespués ya estaba produciendo hidrocarburos.El descubrimiento de Tanzanite es significativo,no tanto por la abundancia de petróleo y gassino porque, al presentarse a licitación por esebloque, Anadarko rompió con la tradición de laindustria. En lugar de utilizar solamente elmétodo convencional de flujo de fondos descon-tados (DCF, por sus siglas en inglés), comoayuda para decidir lo que realmente ameritabael bloque y cuánto ofrecería por la concesión, lacompañía optó por una nueva técnica denomi-nada valoración de las opciones reales (ROV, porsus siglas en inglés). La técnica ROV le dio aAnadarko la confianza necesaria para hacer lamejor oferta porque sugería que en Tanzanite lasapariencias engañaban.1 Ahora, Anadarko utilizala técnica ROV en forma rutinaria cada vez quetiene que adoptar decisiones de inversión.

Las opciones implícitas en los activos físicoso reales, o adosadas a éstos, son opciones reales.Las opciones reales son diferentes a las opcionesrelacionadas con activos financieros; valores yotros títulos de crédito. La técnica ROV es unproceso por el cual un activo real o tangible, conincertidumbres reales, puede ser valorado enforma coherente cuando existe flexibilidad, opotencial para las opciones.

La mayoría de las compañías petroleras con-tinúan utilizando el método DCF para valorar lasinversiones potenciales. Si bien este métodosiempre les ha resultado de utilidad, cada vezmás se preguntan si se podría aplicar la técnicaROV como complemento del método DCF. Losdefensores de la técnica ROV sostienen que lamisma proporciona un valor más verdadero queel método DCF, por el solo hecho de que elmodelo ROV refleja en forma más fehaciente lavariabilidad y la incertidumbre que caracterizanal mundo actual. La técnica ROV a menudo des-taca valores adicionales en los proyectos, queposiblemente se ocultan o incluso resultan invi-sibles cuando se utiliza exclusivamente elmétodo DCF. Algunas compañías que aplican latécnica ROV son renuentes a divulgar detallesde los parámetros de sus modelos por temor aque la difusión de esos detalles deje trasluciruna ventaja competitiva.

La técnica ROV de ningún modo está alborde de desplazar al método DCF. De hecho, lavaloración de las opciones reales emplea elmétodo DCF como una de sus herramientas. Enla práctica, la técnica ROV combina e integra lomejor de la planeación de escenarios, el manejode carteras, el análisis de decisión y la fijaciónde precios de las opciones.

Este artículo analiza el método DCF y des-cribe cómo la técnica ROV permite superaralgunas, aunque no la totalidad, de sus deficien-cias. Después de explicar las similitudes ydiferencias entre las opciones financieras y las

1. Coy P: “Exploiting Uncertainty,” Business Week (US edition) no. 3632 (7 de junio de 1999): 118–124.

2. Hussey R (ed): Oxford Dictionary of Accounting. Oxford,Inglaterra: Oxford University Press (1999): 131.En una economía deflacionaria, el dinero en el futuro nopuede valer menos que en el presente.

3. Mun J: Real Options Analysis: Tools and Techniques forValuing Strategic Investments and Decisions. NuevaYork, Nueva York, EUA: John Wiley & Sons (2002): 59.

Primavera de 2004 5

opciones reales, se examinan dos de los numero-sos métodos de valoración de las opciones; asaber, la fórmula de Black-Scholes y los reticula-dos binomiales. La técnica ROV se ilustra con unejemplo de una opción de transporte de gasnatural licuado (GNL). Una serie de ejemplossintéticos vinculados entre sí describe diversasformas sencillas de reticulados binomiales.

Flujos de fondos descontadosEl análisis del flujo de fondos descontados esrelativamente simple ya que predice unacorriente de flujos de fondos, que entran y salendurante la vida probable de un proyecto, y luegolos descuenta a una tasa determinada—habi-tualmente el costo promedio ponderado decapital (WACC, por sus siglas en inglés)—querefleja tanto el valor del dinero en términos detiempo como el grado de riesgo de esos flujos defondos. El valor temporal del dinero indica queel dinero que se tenga en el futuro vale menosque el dinero que se tiene hoy porque, a diferen-cia del dinero futuro, el que se tiene en manopuede ser invertido para que devengue intere-ses.2

El elemento crucial de cualquier cálculo DCFes el valor presente neto (VPN); es decir, el valoractual de los ingresos de efectivo menos el valoractual de los egresos de efectivo, o inversiones(arriba). Un VPN positivo indica que la inversióncrea valor. Un VPN negativo indica que el pro-yecto, como está planificado, destruye valor.

El análisis DCF proporciona criterios dedecisión sistemáticos y claros para todos los pro-yectos (véase “Cálculo del valor presente neto,”página 6). No obstante, también tiene sus limi-taciones:3

• El análisis DCF es estático. Supone que unplan de proyecto está congelado y permaneceinalterado y que la dirección es pasiva y seciñe al plan original, independientemente deque se modifiquen las circunstancias. Sinembargo, la tendencia de los directivos de laempresa es modificar los planes a medida quecambian las circunstancias y se resuelven lasincertidumbres. Las intervenciones de ladirección empresarial tienden a agregar valoral valor calculado por el análisis DCF.

Prec

io d

el p

etró

leo

Tiempo

> Cálculo del valor presente neto (VPN). Un factor de descuento—basado enuna tasa de descuento del 10%—aplicado a los flujos de fondos futuros indi-ca el mayor valor del efectivo en mano, comparado con el efectivo futuro. Eneste caso, la diferencia entre el VPN y el flujo de fondos no descontados esde casi mil, independientemente de la moneda utilizada.

Tiempo n Flujo de fondos

Factor de descuento

Valor presente del flujo de fondos

Presente

Un año

Dos años

Flujo de fondos no descontados

Valor presente neto

Factor de descuento = 1/(1+Tasa de descuento)n

0

1

2

–5000

+4500

+3000

+2500

1.0000

0.9091

0.8264

–5000

+4091

+2479

+1570

6 Oilfield Review

En este artículo se presentan varios ejemplosutilizando un campo petrolero ficticio y mode-los sintéticos simples para ilustrar algunosconceptos de valoración clave. Esta secciónexpone el caso y determina el valor presenteneto (VPN).

El campo ficticio Charon, que se encuentraubicado en el Mar de Sargasso, corresponde aun anticlinal dividido en dos bloques pormedio de una falla. El intervalo prospectivocomprende sedimentos marinos someros conun espesor de hasta 61 m [200 pies], cubiertospor una lutita que actúa como sello. El opera-dor, Oberon Oil, ha elaborado un plan dedesarrollo para obtener la primera gota depetróleo a los siguientes tres años. El plandemanda la perforación de seis pozos conecta-dos a una plataforma de producción, asignadaa tal efecto, que puede tratar 1.4 millones dem3/d [50 MMpc/D] de gas producido, disueltoen el petróleo crudo en condiciones de yaci-miento. Los costos de desarrollo esperadosascenderán a 177.5 millones de dólares esta-dounidenses (US$) distribuidos en tres años(arriba, a la derecha).

Especialistas de la compañía asignan valo-res a las propiedades clave del yacimiento,tales como porosidad y permeabilidad, enbase a distribuciones de probabilidades (derecha). El contacto agua-petróleo no seconoce con precisión, lo que afecta el cálculodel petróleo originalmente en sitio. Se cons-truyen varias configuraciones geológicas, queluego se utilizan para los modelos de simula-ción. Los recursos de hidrocarburos secomputan para cálculos bajos, medios y altos;considerados representativos del petróleo ensitio presente en el 5%, 50% y 95% de los valo-res de la distribución de probabilidades(próxima página, extremo superior).

La toma de decisiones se basa en estos tresescenarios representativos. Para cada configu-ración se realizan predicciones de laproducción de petróleo con el programaECLIPSE (próxima página, extremo inferior).

Ejemplo de un yacimiento sintético

Cálculo del valor presente neto

> Plan de inversión para el campo sintéticoCharon. El cronograma de construcción de tresaños se divide en cinco lapsos de tiempo de igualextensión. Estos cinco incrementos de tiempo seutilizan en ejemplos posteriores.

Período Tiempo, años Costo de desarrollo total, millones de US$

1

2

3

4

5

0.6

1.2

1.8

2.4

3.0

50.0

75.0

107.5

150.0

177.5

>Modelo de yacimiento del campo sintético Charon. Este modelo de yacimiento construido conel simulador ECLIPSE proporcionó datos de entrada para obtener predicciones de producción,utilizando un gran número de simulaciones con valores de porosidad y permeabilidad obtenidosgeoestadísticamente.

0.0 0.2 0.4

Saturación de hidrocarburos

0.6 0.8

Pozo 2Pozo 5

Pozo 4

Pozo 6Pozo 3

Pozo 1

La declinación de la producción de petróleo conel tiempo, para este caso ficticio, puede ser razo-nablemente modelada como una funciónhiperbólica, lo que facilita la utilización de losresultados para las predicciones. Un modelo deflujo de fondos descontados estándar (DCF, porsus siglas en inglés) computa el VPN del pro-yecto. Se asume que el precio del petróleo es deUS$ 25 el barril al comienzo del proyecto, con unincremento del 1% anual, una tasa impositiva del33% para los ingresos positivos netos y con laexención del pago de impuestos para los ingresosnegativos netos. En este escenario, el VPNcorrespondiente al caso medio para el campoCharon es de US$ 236.3 millones

Primavera de 2004 7

• El análisis DCF asume que los flujos de fondosfuturos son predecibles y determinísticos. Enla práctica, suele ser difícil calcular los flujosde fondos, y el método DCF a menudo sobreva-lúa o subvalúa ciertos tipos de proyectos.

• La mayoría de los análisis DCF utilizan un fac-tor de descuento WACC. Pero en lugar de unfactor WACC, las compañías suelen emplearuna tasa crítica de rentabilidad para toda laempresa, que quizás no es representativa delos riesgos reales implícitos en un proyectoespecífico.

Las dos primeras limitaciones se relacionancon el cambio de circunstancias acaecido des-pués de iniciado un proyecto. Se puede realizarun nuevo análisis DCF para reflejar las nuevascircunstancias, pero quizás sea tarde para incidiren las decisiones básicas del proyecto porque elmismo ya se encuentra en ejecución. La terceralimitación, mencionada precedentemente, pro-viene del hecho de que las compañías adoptantasas críticas de rentabilidad para toda laempresa a fin de que exista consistencia, en vezde volver a calcular cuidadosamente un costoWACC para cada proyecto.

Un análisis de sensibilidad puede mejorar lainformación provista por el análisis DCF. Se eva-lúan las consecuencias de los posibles cambiosde variables clave; por ejemplo, tasas de interés,flujos de fondos y secuencia cronológica; a fin dedeterminar los resultados de diversos escenariosdel tipo “qué sucede si.” No obstante, la selec-ción de las variables a modificar y el alcance delas modificaciones constituye una cuestión sub-jetiva.4 El análisis de sensibilidad planteasupuestos acerca de futuras contingencias, enlugar de incorporar estas contingencias amedida que ocurren.

Manejo de la incertidumbre y agregado de valorA diferencia del método DCF, la técnica ROVasume que el mundo se caracteriza por el cambio,la incertidumbre y las interacciones competiti-vas entre las compañías. También asume que losdirectivos de las compañías tienen la flexibilidadpara adaptar y revisar las decisiones futuras enrespuesta a las circunstancias cambiantes.5 Laincertidumbre se convierte en otro componentedel problema a manejar. El futuro es conside-rado lleno de alternativas y opciones, que puedenagregar valor en sendos casos.

4. Bailey W, Couët B, Lamb F, Simpson G y Rose P: “Riesgosmedidos,” Oilfield Review 12, no. 3 (Invierno de 2000):22–37.

5. Trigeorgis L: “Real Options: A Primer,” en Alleman J yNoam E (eds): The New Investment Theory of RealOptions and Its Implications for TelecommunicationsEconomics. Boston, Massachusetts, EUA: Kluwer (1999): 3.

> Resultados de las configuraciones del modelo. Tres modelos representan las predicciones deproducción bajas (5%), medias (50%) y altas (95%) en el campo Charon.

Profundidaddel contacto agua-petróleo, pies

Relación entre espesor neto y total promedio para todo el campo

Porosidadmedia

Petróleo original en sitio, en millones de barriles de petróleo crudo equivalente (MMbpce)

Produccióninicial de petróleo, B/D

0.65

0.75

0.85

9625

9650

9675

Bajo

Medio

Alto

12.5%

14.4%

16.3%

138.6

228.2

350.4

25,384

27,930

28,225

> Cálculo del valor presente neto (VPN) en el campo Charon. La producción comienza al terceraño del proyecto y luego declina (extremo superior). Se muestran las predicciones del modelo deprobabilidad baja (5%), media (50%) y alta (95%). El flujo de fondos acumulado del proyecto parael caso medio muestra las erogaciones de los primeros tres años seguidas por los ingresos ge-nerados durante el resto del proyecto (extremo inferior). El VPN del proyecto correspondiente alcaso medio es de US$ 236.3 millones.

0 500 1000

Régi

men

de

prod

ucci

ón, B

/D

1500 2000 2500 3000

Tiempo, días

3500 4000 4500 5000 5500 6000

30,000

25,000

20,000

15,000

10,000

5,000

MedioBajo

Alto

0

0 500 1000

Valo

r pre

sent

e, m

illon

es d

e US

$

1500 2000 2500 3000

Tiempo, días

3500 4000 4500

236.3

5000 5500 6000

250

–150

–100

–50

0

50

100

150

200

–200

Caso medio

La palabra opción implica valor agregado.Cuando hablamos de mantener abiertas nues-tras opciones, tener más de una opción, o noexcluir nuestras opciones, la implicancia subya-cente es que el simple hecho de poseer la opciónen general tiene valor, independientemente deque se la ejerza o no. Lo mismo es aplicable a lasopciones reales.

El análisis de las opciones reales se inspirabásicamente en la teoría de las opciones finan-cieras.6 Las opciones financieras son derivadas;derivan su valor de otros activos subyacentes,tales como las acciones de una sociedad. Unaopción financiera es el derecho, pero no la obli-gación, de comprar o vender una acción en unafecha determinada (o a veces antes), a un preciopreestablecido. El precio al cual se puedecomprar o vender una acción, si el tomador deopciones opta por ejercer su derecho, se conocecomo precio de ejercicio. Las dos clases prin-cipales de opciones son: la opción decompra—comprar la acción al precio de ejerci-cio de la misma—y la opción de venta—venderla acción al precio de ejercicio de la misma(abajo, a la derecha).

Si el precio de la acción supera al precio deejercicio, se utiliza la expresión in the money enrelación con una opción de compra. Si es muysuperior al precio de ejercicio de la opción, seemplea la expresión deep in the money. Si elprecio de la acción no llega a alcanzar el preciode ejercicio de la opción, se utiliza la expresiónout of the money en relación con la opción. Uninversionista no ejercería una opción del tipo

out of the money ya que hacerlo costaría másque el precio de mercado para la acción. Aquí esdonde cabe la advertencia de que el tomador deopciones tiene el derecho pero no la obligaciónde comprar la acción al precio de ejercicio de laopción. El inversionista deja que la opción cadu-que si el ejercicio de su derecho no le resultabeneficioso.

Las opciones financieras a su vez puedensubdividirse en varias clases.7 Dos de las máscomunes son las opciones europeas y las opcio-nes americanas. Una opción europea puedeejercerse sólo en la fecha de vencimiento especi-ficada en el contrato de opciones. Una opciónamericana puede ejecutarse en cualquiermomento, incluso en la fecha de vencimiento.

Las opciones tienen dos característicasimportantes. En primer lugar, brindan al toma-dor de opciones la posibilidad de obtener unagran ganancia en alza, protegiéndose al mismotiempo del riesgo de downside. En segundolugar, tienen más valor cuando la incertidumbrey el riesgo son mayores.

Opciones financieras y realesLa valoración de las opciones reales aplica elpensamiento que subyace a las opciones finan-cieras para evaluar activos físicos o reales. Poranalogía con una opción financiera, una opciónreal es el derecho, pero no la obligación, de adop-tar una acción que afecta a un activo físico real,a un costo predeterminado, durante un lapso detiempo predeterminado; la duración de la opción.8

Si bien las opciones reales y financieras tienenmuchas semejanzas, la analogía no es exacta.

La técnica ROV permite que los directivos delas empresas evalúen las opciones reales paraagregar valor a sus empresas, proveyéndoles unaherramienta para reconocer y actuar ante nue-vas oportunidades con el objetivo de aumentarlas ganancias o mitigar las pérdidas.9 Si bien

muchos directores no están acostumbrados aevaluar opciones reales, sí están familiarizadoscon el concepto de intangibles del proyecto. Latécnica ROV ofrece a los directores empresaria-les una herramienta para trasladar algunos deesos intangibles a un ámbito en el que puedanser abordados en forma tangible y coherente.

Los desarrollos petroleros y las operacionesmineras fueron, entre otros, los primeros ejem-plos utilizados por los pioneros de la técnica ROVpara demostrar el paralelismo entre las opcionesreales y las opciones financieras (véase “Cómolas compañías petroleras utilizan la valoraciónde las opciones reales,” página siguiente).10 Lasetapas de exploración, desarrollo y producciónde un campo petrolero pueden visualizarse comouna serie de opciones vinculadas.11

En la etapa de exploración, la compañíatiene la opción de invertir dinero en exploracióny recibir, a cambio, recursos prospectivos depetróleo y gas. Se trata de una opción similar ala opción sobre acciones, que le confiere altomador el derecho, pero no la obligación, depagar el precio de ejercicio de ese derecho yrecibir las acciones. El dinero que se invierte enlevantamientos sísmicos y en perforación explo-ratoria es análogo al precio de ejercicio de laopción; los recursos descubiertos son análogos alas acciones. Una opción de exploración vence eldía en que caduca la concesión.

Una vez que la compañía ejerce su opción deexplorar, está en condiciones de decidir si ejer-cer una segunda opción; la de desarrollar elcampo petrolero. Esto confiere a la compañía elderecho, pero no la obligación, de desarrollar losrecursos descubiertos en cualquier momentohasta la fecha de abandono de la concesión porun monto de dinero establecido por el costo dedesarrollo del campo. Si la compañía ejerce laopción de desarrollo, obtiene recursos de hidro-carburos en condiciones de ser explotados.

8 Oilfield Review

N. de T.: Opciones de compra-venta: Tipo especial decontrato de opción, en el cual el tomador tiene el dere-cho de exigir la entrega de los papeles a un precio menorque el de mercado, a cambio de una prima fijada de ante-mano.N. de T.: El riesgo de downside es el riesgo correspon-diente al tramo inferior de una distribución deprobabilidades. Una manera de medirlo consiste en cal-cular en cuánto se reduce el riesgo total en caso depoder eliminar las observaciones con valores inferioresal límite marcado por la rentabilidad mínima aceptable.

6. Bishop M: Pocket Economist. Londres, Inglaterra: ProfileBooks in association with The Economist Newspaper(2000): 197.

7. Wilmott P: Paul Wilmott on Quantitative Finance, vol 1.Nueva York, Nueva York, EUA: John Wiley & Sons (2000):217.

8. Una opción puede ser adosada a un activo real o a losflujos de fondos asociados con ese activo. StewartMyers acuñó por primera vez el término “opciones rea-les” en el año 1985. Para mayor información, consulte:Copeland T y Antikarov V: Real Options: A Practitioner’sGuide. Nueva York, Nueva York, EUA: Texere(2001): 5.

9. Brealey R y Myers S: Principles of Corporate Finance, 6thEdition. Boston, Massachusetts, EUA: Irwin/McGraw-Hill(2000): 619.

10. Paddock J, Siegel R y Smith J: “Option Valuation ofClaims on Real Assets: The Case of Offshore PetroleumLeases,” The Quarterly Journal of Economics 103, no. 3(Agosto de 1988): 479–485.

11. Esta serie simple de opciones vinculadas ignora cualquierobligación contractual de perforar pozos o desarrollar elcampo, que pudiera acompañar a una concesión.

> Opciones de compra y venta.

Opción de compra—el derecho, pero no la obligación, de comprar acciones al precio de ejercicio de la opción dentro de un determinado período.

Opción de venta—el derecho, pero no la obligación, de vender acciones al precio de ejercicio de la opción dentro de un determinado período.

Widgets, Inc., tiene un precio por acción moderadamente volátil, que actualmente es de US$ 100. Por un pequeñoarancel, un inversionista puede adquirir una opción de compra con un precio de ejercicio de US$ 110. Si el precio de la acción posteriormente sube a US$ 120, el tomador de opciones podría ejercer la opción de comprar las acciones por el precio de ejercicio acordado de US$ 110 para venderlas en el mercado libre a US$ 120, obteniendo una ganancia de US$ 10 por acción menos el arancel por la compra de la opción.

Alternativamente, si el inversionista tiene una opción de venta con un precio de ejercicio de US$ 90 y las acciones de Widgets, Inc. caen por debajo de los US$ 90, el tomador de opciones se beneficiará comprando acciones en el mercado libre al precio más bajo y ejerciendo la opción de venderlas a US$ 90. Ambos ejemplos ignoran los aranceles de transacción que se pagan habitualmente a los agentes bursátiles.

Primavera de 2004 9

Compañías tan diversas como BP, ChevronTexaco, Statoil, Anadarko y El Paso sehan mostrado interesadas en la técnica devaloración de las opciones reales (ROV, por sussiglas en inglés). Normalmente la consideranun complemento de técnicas tales como el flu-jo de fondos descontados (DCF, por sus siglasen inglés) y el análisis del árbol de decisiones,más que como un método de valoración inde-pendiente.

A mediados de la década de 1990, en ladirección ejecutiva de Texaco (ahora ChevronTexaco), las opiniones estaban dividi-das acerca de qué hacer con una importanteconcesión situada en un país en desarrollo. Laconcesión contenía numerosos descubrimien-tos de petróleo existentes y muchos otrosdescubrimientos importantes sin desarrollar.Se encontraba en una etapa de exploracióninicial.1 Parte del cuerpo directivo de la com-pañía quería vender el activo, utilizando elproducto de la venta para proyectos más efica-ces respecto del capital invertido, mientrasque otros integrantes del equipo considerabanque este activo podía conducir a otras oportu-nidades de operaciones destinadas aaumentar la rentabilidad y al desarrollo derelaciones valiosas en la región.

La dirección de la compañía utilizó la téc-nica ROV para decidir qué acción sería mejorpara la empresa. Los resultados de la técnicaROV fundamentaron parcialmente ambos pun-tos de vista. Después de incluir los valores deopciones clave, la técnica ROV indicaba que elactivo era mucho menos valioso que lo suge-rido por el método DCF. No obstante, habíasuficiente valor como para convencer a Texacode que conservara el activo hasta resolveralgunas de las incertidumbres presentes, peroque estuviera preparada para venderlo si elprecio era bueno. Por otra parte, la técnica ROVposibilitó una reestructuración importante delplan base. Texaco creía que la técnica ROVayudaría a sus ejecutivos a lograr un mejorconocimiento estratégico de su unidad deexplotación.2

Un análisis reciente de una transacción quetuvo lugar a comienzos de la década de 1990, yque contó con Amoco (ahora BP) y la compa-ñía independiente de petróleo y gas ApacheCorporation como protagonistas, demostrócómo el análisis de las opciones reales puede

revelar valores que no se ponen de manifiestocuando se utiliza el análisis DCF por si solo.3

En 1991, luego de una revisión estratégica,Amoco decidió deshacerse de algunas propie-dades marginales de petróleo y gas ubicadasen los Estados Unidos. Formó una compañíanueva, independiente, MW Petroleum Corporation, como titular de sus participacio-nes en 9500 pozos distribuidos a través de másde 300 campos petroleros. Apache manifestósu interés en la obtención de las propiedadespero la invasión de Kuwait por parte de Iraken la primavera de ese año había llevado losprecios del petróleo a récords históricos, au-mentando al mismo tiempo la incertidumbreasociada con los mismos.

Amoco y Apache coincidían respecto de lamayor parte de las disposiciones pertinentes ala transacción de MW Petroleum, pero no enlo referente a las proyecciones del precio delpetróleo. La discrepancia era de aproximada-mente un 10 por ciento. Las dos compañíasllegaron a un punto de confluencia al acordarcompartir el riesgo representado por los futu-ros movimientos del precio del petróleo.Amoco garantizó a Apache que si los preciosdel petróleo caían por debajo de un nivel deprecios previamente acordado, durante losdos primeros años posteriores a la venta, lepagaría una compensación. Por su parte, Apache le pagaría a Amoco si los precios delpetróleo o del gas superaban un nivel de pre-cios compartidos estipulado. La cartera de MWPetroleum incluía 19.2 millones de metroscúbicos de petróleo crudo equivalente(MMm3pce) [121 MMbpce)] de reservas com-probadas de petróleo y gas, más 22.7 MMm3pce[143 MMbpce] de reservas probables y posibles.

Esta transacción fue reexaminada por ana-listas independientes en el año 2002. Losanalistas compararon una valoración DCFdeterminística de los activos de MW Petro-leum con una valoración de las opcionesreales. El valor DCF de US$ 359.7 millones fuede US$ 80 millones menos que el resultadoROV de US$ 440.4 millones lo que indica unvalor adicional en los activos no incluido en elanálisis DCF.4 En comparación, el precio decompra acordado por Amoco y Apache fue deUS$ 515 millones, además de 2 millones deacciones de la compañía. Ambos métodosarrojaron valores inferiores al precio real,

pero la valoración ROV se aproximó muchomás que la valoración DCF.

En un tercer ejemplo, Anadarko, una com-pañía independiente con base en Houston, esuna empresa entusiasta de la técnica ROV.5

En un análisis ROV, realizado recientementepor la compañía, se examinó el impacto de lapostergación de un proyecto hasta disponer denuevas tecnologías.6 Anadarko tenía una opor-tunidad de desarrollo en aguas profundas quedecidió abordar en dos etapas. Al final de laetapa de exploración (primera etapa), sehabían resuelto las incertidumbres planteadasacerca del volumen de petróleo y gas original-mente en sitio. En la fase de desarrollo, eloperador podía decidir desarrollar el campoutilizando medios convencionales o esperar adesarrollarlo utilizando nueva tecnología determinación submarina que en ese momentotodavía se encontraba en la etapa de investi-gación y desarrollo.

El análisis convencional que ignora el valorde la flexibilidad demostró que el desarrollodel campo utilizando la tecnología disponibleen ese momento arrojaría un valor de US$ 4 millones. La inclusión de la flexibilidadasociada con la capacidad de esperar hastapoder disponer de la nueva tecnología—utili-zando una opción de postergación y esperandohasta que estuviera lista la nueva tecnolo-gía—aumentó el valor a US$ 50 millones.

Cómo las compañías petroleras utilizan la valoración de las opciones reales

1. Faiz S: “Real-Options Application: From Successes inAsset Valuation to Challenges for an Enterprise WideApproach,” artículo de la SPE 68243, Journal of Petroleum Technology 53, no. 1 (Enero de 2001): 42–47,74. Este artículo surgió de la revisión para su publica-ción del artículo SPE 62964, presentado originalmenteen la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de laSPE, Dallas, Texas, EUA, 1° al 4 de octubre de 2000.

2. Faiz, referencia 1.3. Chorn L y Sharma A: “Project Valuation: Progressing

from Certainty through Passive Uncertainty to ActiveProject Management,” artículo de la SPE 77585, pre-sentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anualde la SPE, San Antonio, Texas, EUA, 29 de septiembreal 2 de octubre de 2002.

4. Tufano P: “How Financial Engineering Can AdvanceCorporate Strategy,” Harvard Business Review 74, no.1 (Enero–Febrero de 1996): 143–144.

5. En su informe anual de 2001, Anadarko manifiesta que“busca maximizar el valor de la empresa manteniendoun balance sólido y aplicando la teoría de opcionescomo ayuda en la toma de decisiones de inversión.”

6. Rutherford SR: “Deep Water Real Options Valuation:Waiting for Technology,” artículo de la SPE 77584, pre-sentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anualde la SPE, San Antonio, Texas, EUA, 29 de septiembreal 2 de octubre de 2002.

La opción final es la opción de producir. Lacompañía tiene ahora el derecho, pero no la obli-gación, de invertir dinero en la extracción delpetróleo y el gas del subsuelo para su envío almercado. Y lo hará sólo si se resuelven variasincertidumbres; fundamentalmente que existanprobabilidades de que el precio del petróleo hagarentable su producción.

Esta serie de opciones se denomina opcionessecuenciales o compuestas porque cada opcióndepende del previo ejercicio de otra.12

La opción de explotación del campo dependede que se ejerza la opción de desarrollo delmismo, y ésta a su vez depende del ejercicio dela opción de exploración. En cada etapa, unacompañía obtiene información para determinarsi el proyecto ha de pasar a la etapa siguiente.

Comparación de parámetros de opciones financieras y realesLas variables utilizadas para valorar una opciónfinanciera pueden ser comparadas con sus análo-gos en las opciones reales. Una opción dedesarrollo de reservas petroleras, por ejemplo, essimilar a una opción de compra financiera(arriba).

El VPN de las reservas de hidrocarburosdesarrolladas—es decir, lo que valdrían a losprecios de hoy—es similar al precio de las accio-nes subyacentes, S, en una opción financiera. ElVPN de las erogaciones necesarias para desarro-llar las reservas se asemeja al precio de ejerciciode una opción financiera, X. El tiempo insumidoen una concesión de exploración y producción(E&P, por sus siglas en inglés) es equivalente alplazo transcurrido hasta el vencimiento de unaopción financiera, T. La tasa de retorno libre deriesgo, rf —la tasa de retorno sobre un activogarantizado, tal como los bonos o títulos delEstado—es idéntica para las opciones financie-ras y para las opciones reales. La volatilidad delos flujos de fondos de un proyecto de E&P, inclu-yendo las incertidumbres asociadas con el preciode los hidrocarburos, es análoga a la volatilidad

de los precios de las acciones, σ. Por último, lasganancias no percibidas a raíz de la postergaciónde la producción se asemejan a los dividendos nocobrados de la opción financiera, δ. En la medidaque la dirección de la empresa toma una opciónno ejercida de inversión en un proyecto, renunciaal flujo de capital que habría existido si el pro-yecto hubiera generado ingresos.

Las analogías entre las opciones reales y lasopciones financieras no son exactas. Si se obliga alas opciones reales a encuadrarse en un marco deopciones financieras convencionales, los resulta-dos pueden ser engañosos. Una diferencia claveentre las dos clases de opciones es que el preciode ejercicio de una opción financiera normal-mente es fijo. Para una opción real, el precio estáasociado con los costos de desarrollo, y puede servolátil, fluctuando con las condiciones del mer-cado, los precios de las compañías de servicios yla disponibilidad de equipos de perforación. En laindustria de E&P, la volatilidad es normalmenteun valor consolidado que comprende la incerti-dumbre propia de muchas cosas, incluyendo losprecios del petróleo y los regímenes de produc-ción. La determinación de la volatilidad de lasopciones reales puede ser compleja.

Otra diferencia clave entre las opcionesfinancieras y las opciones reales radica en lasincertidumbres que rodean al activo subyacentede una opción. Con una opción financiera, laincertidumbre es externa. La opción es un arre-glo entre dos extraños—el oferente de la opcióny el comprador de la opción—ninguno de loscuales puede influir en la tasa de retorno sobrelas acciones de la compañía.13 Por el contrario,una compañía que posee una opción real puedeincidir en el activo subyacente—por ejemplo,mediante el desarrollo de nuevas tecnologíaspara el activo—y en las acciones de los competi-dores—por ejemplo, desarrollando unapropiedad adyacente primero, como se describemás adelante—lo que a su vez puede afectar lanaturaleza de la incertidumbre con que seenfrenta la compañía.14

Método de valoración de opciones Black-ScholesLas opciones reales a menudo se valoran utili-zando técnicas de fijación de precios deopciones financieras. No obstante, la valoraciónde las opciones reales puede ser extremada-mente compleja, de modo que cualquier técnicade opciones financieras que se adopte, sólo pro-porcionará una valoración aproximada. En esteartículo se analizan dos enfoques: la fórmula deBlack-Scholes (una solución cerrada) y los reti-culados binomiales.

Los primeros intentos de aplicación delmétodo DCF para valorar opciones se fundaronen la tasa de descuento adecuada a utilizar y enel cálculo de la distribución de probabilidadesde los retornos de una opción. Una opción esgeneralmente más riesgosa que el capital accio-nario subyacente pero nadie sabe en qué grado.15

Según Fischer Black, Myron Scholes y RobertMerton, creadores de la fórmula de Black-Scholes-Merton—más comúnmente co-nocida como fórmula de Black-Scholes—se podíafijar el precio de las opciones utilizando el prin-cipio de arbitraje con una cartera construida paracarecer de riesgos, superando absolutamente lanecesidad de tener que estimar las distribucionesde retornos.16 Estos autores demostraron que eraposible establecer el valor de una opción cons-truyendo una cartera réplica, consistente en unacierta cantidad de acciones en el activo sub-yacente y una cierta cantidad de bonos libres deriesgo. La cartera se construye de forma tal quesus flujos de fondos reproducen exactamente alos flujos de fondos de la opción. Los precios de

10 Oilfield Review

12. Copeland y Antikarov, referencia 8: 12–13.13. El caso de los ejecutivos de una compañía que reciben

opciones sobre acciones como incentivo para mejorar elvalor de la compañía constituye una excepción.

14. Copeland y Antikarov, referencia 8: 111–112.15. Ross S y Jaffe J: Corporate Finance. Boston,

Massachusetts, EUA: Irwin (1990): 576.16. La fórmula de Black-Scholes calcula el valor de una

opción de compra, C:C = S * e – δ T * {N(d 1)} – Xe – r

fT * {N(d 2)},

donde d 1 = {ln(S/X) + (rf - δ + σ2/2) T}/ (σ * √–T),d 2 = d 1 - σ * √–T,

y donde M(d) = función de distribución normal acumu-lada, ln es el logaritmo natural y los otros términos sedefinen en el texto.

17. Rogers J: Strategy, Value and Risk—The Real OptionsApproach. Basingstoke, Inglaterra: Palgrave (2002): 61.

18. En una opción europea, se asume que la incertidumbrequeda completamente resuelta en la fecha de venci-miento. No obstante, la valoración de las opciones detipo americanas puede ser más compleja y exige ciertoscuidados. Una opción americana puede ejercerse encualquier momento antes de su vencimiento, pero eso nosignifica de ninguna manera que la incertidumbre hayasido resuelta en el momento de tomar la decisión. Es pro-bable que la información nueva sobre las incertidumbresdel proyecto fluya todo el tiempo, haciendo que la deci-sión se base en información incompleta. A menos quetoda la incertidumbre pertinente haya sido resuelta, seríaprudente esperar hasta último momento para decidirsobre la opción.

> Comparación entre opciones financieras y opciones reales. Las variables de una opción de comprafinanciera pueden relacionarse con variables similares para una opción real de desarrollo de reser-vas petroleras.

Comparación de opciones financieras y reales

Opción de compra financiera Variable Opción real de desarrollo de reservas de hidrocarburos

Precio de las acciones

Precio de ejercicio de la opción

Plazo hasta el vencimiento

Tasa de interés libre de riesgo

Volatilidad del precio de las acciones

Dividendos no cobrados

S

X

T

rf

σ

δ

Valor presente neto de las reservas de hidrocarburos desarrolladas

Valor presente de las erogaciones para el desarrollo de reservas

Por ejemplo, tiempo remanente de la concesión, tiempotranscurrido hasta el primer hallazgo de petróleo o gas

Tasa de interés libre de riesgo

Volatilidad de los flujos de fondos provenientes de las reservas de hidrocarburos

Ingresos o ganancias no percibidos

Primavera de 2004 11

los bonos y de las acciones subyacentes se obser-van directamente en el mercado financiero, demodo que se conoce el valor de la cartera réplica.Si la opción se vendiera a un precio diferente alde la cartera réplica, habría dos activos idénti-cos—la opción y la cartera réplica—vendiéndosea precios diferentes en el mismo momento. Cual-quier inversionista en este caso utilizaría laestrategia de arbitraje, comprando el activo másbarato de los dos y vendiendo el más caro paraextraer ventajas de la desigualdad de precios.

La existencia de la cartera réplica implicaque hay una combinación de la opción y el activosubyacente que carece de riesgos. En efecto, latasa libre de riesgo se utiliza como tasa de des-cuento durante el cálculo del precio de la opcióny normalmente se toma como la tasa de interéssobre un instrumento financiero que cuenta conla garantía del Estado, como los Bonos delTesoro de los EUA.17

La fórmula de Black-Scholes tiene una apli-cabilidad bastante limitada. La fórmularepresenta una solución cerrada de una expre-sión más general—la ecuación diferencial enderivadas parciales de Black-Scholes—para elcaso de las opciones de compra y venta euro-peas, que sólo pueden ser ejercidas en su fechade vencimiento. La mayoría de las opciones rea-

les no son análogas a las opciones europeas. Noobstante, la ecuación diferencial en derivadasparciales de Black-Scholes en sí tiene una apli-cabilidad mucho mayor. Con las condiciones decontorno adecuadas, esta ecuación diferencialen derivadas parciales puede ser resuelta—engeneral numéricamente—para evaluar diversostipos de opciones, tales como las opciones ame-ricanas y las opciones compuestas.

Un método numérico que utiliza reticuladosbinomiales es aplicable a un amplio rango deopciones. Dado que este proceso de valoraciónpuede ser visualizado en un diagrama, los reticu-lados son relativamente fáciles de comprender,si bien los problemas reales habitualmente sonmás complejos que los reticulados simples quese muestran en este artículo.

Valoración de opciones mediante reticulados binomialesLos reticulados binomiales permiten a los ana-listas valorar las opciones tanto europeas comoamericanas.18 Esta sección describe cómo cons-truir un reticulado para una opción de compraeuropea simple.

Un reticulado es una forma de demostrarcómo cambia el valor de un activo con el tiempo,dado que el activo tiene una volatilidad particular.

Un reticulado binomial tiene sólo dos movimientosposibles en cada incremento de tiempo—haciaarriba o hacia abajo. Se asemeja a un abanicopuesto de costado. La técnica ROV utiliza dosreticulados, el reticulado del activo subyacente yel reticulado de valoración.

Reticulado del activo subyacente—El reti-culado de fijación de precios del activosubyacente, también conocido simplementecomo reticulado del subyacente, se lee deizquierda a derecha e indica cómo pueden evolu-cionar los valores futuros del activo. El valor delnodo izquierdo extremo es el VPN del activo sub-yacente, calculado a partir del modelo DCF. Encada intervalo de tiempo, el valor del activoaumenta en un factor multiplicativo u (mayorque 1), o disminuye en un factor multiplicativo d(entre 0 y 1), representado como un incrementode tiempo hacia arriba o un incremento detiempo hacia abajo en el reticulado (arriba). Losfactores u y d, que determinan los movimientosascendentes y descendentes en cada nodo, sonfunciones de la volatilidad del activo subyacentey del tiempo que media entre los períodos enconsideración. Los nodos de la derecha del reti-culado representan la distribución de losposibles valores futuros del activo.

S0

S0u1

S0d1

S0u2

S0u1d1

S0d2

S0u2d1

S0u3

S0d4

S0u1d3

S0u2d2

S0u4

S0u5

S0u4d1

S0u3d2

S0u2d3

S0u1d4

S0d5

S0u3d1

S0u1d2

S0d3

Reticulado grande

u = exp(σ √∆T )

d = 1u

Prec

io

Probabilidad

Distribución de probabilidades de activos futuros

0 1 2 3 4 5

> Construcción de un reticulado del activo subyacente. El valor determinístico del activo hoy, tal como el precio de una acción, seubica en el nodo del extremo izquierdo del reticulado (izquierda). En el primer incremento de tiempo, este valor puede aumentar enun factor multiplicativo, u, que se basa en la volatilidad, σ, y en la magnitud del incremento de tiempo, ∆T, o puede disminuir en lainversa de ese factor, d. De un modo similar, cada nodo de los incrementos de tiempo subsiguientes puede aumentar o disminuir,generando un reticulado expandido. Los resultados de un reticulado de cinco incrementos de tiempo son de baja resolución. Alaumentarse la cantidad de incrementos de tiempo, ∆T se reduce y la resolución aumenta a medida que el reticulado se agranda.Se puede obtener una distribución de probabilidades de activos futuros (curva verde) a partir de los valores de la columna de laderecha de un reticulado con miles de incrementos de tiempo (derecha). Los supuestos que rigen la definición de los factores u yd siempre dan lugar a una distribución normal logarítmica del valor del activo en la fecha de vencimiento; éste es un supuestobásico del modelo de Black-Scholes.

El tema más difícil de la construcción delreticulado del activo subyacente es la estima-ción de la volatilidad. Este valor debe reflejar lasincertidumbres, tanto económicas como técni-cas, asociadas con el valor del activo subyacentey la forma en que estas incertidumbres evolucio-nan con el tiempo.19 Los métodos de estimaciónde la volatilidad no son triviales y su análisistrasciende el alcance de este artículo.

En resumen, el reticulado del subyacenteilustra las posibles trayectorias que adoptará enel tiempo el valor de un activo subyacente—talcomo el precio de una acción, y valores similaresdesignados con S—dado que tiene cierta volati-lidad.

Reticulado de valoración—El reticulado devaloración tiene exactamente la misma cantidadde nodos y ramificaciones que el del activo sub-yacente (arriba). Los analistas trabajan haciaatrás, desde los valores de los nodos terminalesde la derecha hacia la izquierda del reticulado.El valor colocado en cada nodo terminal es elmáximo entre cero y la diferencia entre el valorS y el precio de ejercicio X, MAX(S – X, 0).

La desaprobación de los valores negativos reflejael derecho del tomador de negarse a ejercer unaopción con valor negativo.

A partir de estos valores iniciales en losnodos terminales, es posible trabajar hacia atrása través del reticulado—utilizando un procesodenominado inducción inversa—para obtenerun valor de la opción en el nodo izquierdoextremo del reticulado. La inducción inversa sebasa en un factor p, la probabilidad neutral conrespecto al riesgo, de un movimiento en el pre-cio del activo subyacente. Se trata de laprobabilidad que prevalecería en un mundo enel que los inversionistas fueran indiferentes alriesgo. La aplicación de este concepto a cadauno de los pares de nodos verticalmente adya-centes del reticulado proporciona el valor de laopción real en el nodo izquierdo extremo delreticulado.

12 Oilfield Review

19. Algunos especialistas en ROV sostienen que es mejormantener las incertidumbres técnicas separadas de lasincertidumbres asociadas con el mercado, especial-mente cuando la toma de decisiones gerenciales estávinculada con la resolución de incertidumbres técnicas.

> Construcción de un reticulado de valoración. Los nodos de un reticulado de valoración se constru-yen de derecha a izquierda. El valor del activo, tal como el precio de las acciones, S, en la fecha devencimiento se toma del reticulado del activo subyacente. El costo de ejercicio de la opción, X, seconoce por anticipado. Los nodos de la Columna 5 contienen la diferencia entre el precio de las accio-nes y el precio de ejercicio de la opción, a menos que esa diferencia sea negativa, en cuyo caso elnodo contiene el valor cero. El valor del nodo rotulado con la letra C proviene de los dos nodos adya-centes de la Columna 5, A y B, y utiliza la probabilidad neutral al riesgo, p, como se muestra en la fór-mula (extremo inferior izquierdo). Los nodos y columnas restantes se construyen de un modo similar,de derecha a izquierda. El nódulo unitario de la izquierda contiene el valor de la opción.

US$ 67.66 A

B

C

US$ 80

US$ 50

US$ 20

US$ 0

US$ 0

US$ 0

0 1 2 3 4 5

Costo de ejercicioX = US$ 100

Máximo (S–X, 0)

Precio de las acciones, S, en

la fecha de vencimiento

US$ 180

US$ 150

US$ 120

US$ 90

US$ 60

US$ 30

Valor de la opción

C = [p*A+(1-p)*B]*exp (-rf*∆T )

p = exp (rf*∆T )-d

u-d

Oberon, operador del campo ficticio Charon,tiene dudas con respecto a la futura viabili-dad económica del campo petrolero. Paraprotegerse frente a un resultado negativo, lacompañía ha entablado negociaciones conThalassa Energy, compañía empeñada enagregar los activos del Mar de Sargasso a sucartera. Thalassa ofrece a Oberon, por unaprima inicial de US$ 45 millones, una garan-tía para adquirir el campo Charon yreintegrar a Oberon todos los costos de desa-rrollo incurridos hasta la fecha de ejerciciode la opción, si Oberon opta por ejercer laopción. Se asume que el valor de rescate, encualquier momento, es la cantidad invertida aesa altura de los hechos. Oberon realiza unavaloración de las opciones reales (ROV, porsus siglas en inglés) para determinar si la fle-xibilidad para resarcirse de los gastos dedesarrollo vale el precio pedido por Thalassa.

La técnica ROV consiste en cuatro incre-mentos de tiempo: identificación del activosubyacente, determinación de su volatilidad,construcción de los reticulados e interpreta-ción del valor de la opción.

Oberon identifica el activo subyacentecomo el VPN del proyecto de Charon. EsteVPN exhibe una distribución de probabilida-des normal logarítmica, de manera que lavolatilidad del activo subyacente se basa enel logaritmo de los flujos de fondos futuros.La simulación de Monte Carlo efectuadasobre el modelo DCF indica que la volatili-dad anual implícita es del 66.41%, incluyendolas incertidumbres tanto privadas comopúblicas.

Los ingenieros construyen un reticuladodel activo subyacente con un incremento detiempo de 0.6 años utilizando un reticuladobinomial de cinco incrementos (próximapágina). El valor del activo, S, o el VPN deOberon para el proyecto sin ninguna flexibili-dad de parte del potencial de recuperaciónasciende a US$ 236.3 millones (véase “Cálculo del valor presente neto,” página 6).

Garantía de desarrollo de un yacimiento sintético

Recuperación de una inversión

Primavera de 2004 13

La tasa, libre de riesgo, para el período detres años en consideración es del 5% anual.Los reticulados de valoración y de decisiónson idénticos, en lo que respecta a forma, alreticulado del activo subyacente.

Estos reticulados permiten a Oberon inter-pretar el valor de la opción. La flexibilidadadicional, provista por el contrato de Tha-lassa, incrementa el VPN de Charon a US$285.5 millones. Éste es el valor que un mer-cado libre racional, sin fricciones, asignaríaal proyecto, dada la misma información. SonUS$ 49.3 millones más que el VPN sin flexibi-lidad; simplemente gracias a la presencia dela opción de rescate.

La dirección de Oberon debería aceptaruna oferta para proporcionar esta flexibilidadpor US$ 45 millones ya que aparentementeThalassa subvaluó la opción en US$ 4.3 millo-nes; es decir, la diferencia entre el valor de laopción y el precio de la prima. Esta subvalo-ración aparente indica que Thalassa tieneuna percepción del riesgo y de la incertidum-bre diferente a la de Oberon.

> Opción real para recuperación. El reticu-lado del activo subyacente comienza con elvalor presente neto del proyecto en el nodoizquierdo y los valores potenciales futuros delos proyectos a la derecha (extremo superiorderecho). Los parámetros de multiplicación,u y d, se calculan a partir de los datos deentrada de la volatilidad, σ, y de la magnituddel incremento de tiempo, ∆T (extremo supe-rior izquierdo). El valor de rescate se basa enla inversión hasta la fecha (centro, a laizquierda). El reticulado de valoración y dedecisión tiene la misma forma que el reticu-lado del subyacente pero se construye dederecha a izquierda (centro, a la derecha). Laúltima columna del reticulado de valoraciónse construye comparando el nodo equiva-lente del reticulado del subyacente con elvalor de rescate del incremento de tiempofinal (extremo inferior derecho). Si el valor derescate es mayor, se ingresa esa cantidad yse registra la decisión de rescate. De lo con-trario, el valor del nodo del reticulado delsubyacente se utiliza para el nodo del reticu-lado de valoración, y la decisión consiste enconservar la propiedad. El valor del nodo dela siguiente columna a la izquierda provienede la regresión inversa a partir de los dosnodos adyacentes, como lo indican las fle-chas. Ese valor implica la probabilidadneutral al riesgo, p, la tasa de interés libre deriesgo, rf, y la magnitud del incremento detiempo, ∆T (extremo inferior izquierdo).

Conservar la propiedad

Conservar la propiedad

Rescatar la propiedad

Rescatar la propiedad

Rescatar la propiedad

1849.4

661.0

257.3

172.3

172.3

3093.3

1105.7

395.2

141.3

50.5

18.0

Reticulado de valoración y de decisión Reticulado del subyacente

Proceder de derecha a izquierda

Reticulado de valoración y de decisión

Reticulado del activo subyacente

420.6

285.5

668.1

275.3

209.1

175.2

1105.7

1849.4

3093.3

407.4 395.2

661.0

257.3

200.4 177.5

1105.7

172.3

167.2 177.5

172.3

177.5

comenzar

continuar

continuar

continuar

continuar

continuar

continuar

continuar

continuar

continuar

continuar

continuar

continuar

continuar

continuar

conservar

conservar

conservar

rescatar

rescatar

rescatar

Valor de rescate

Valor, millones de US$Período Años

Parámetros de entrada

1

2

3

4

5

0.6

1.2

1.8

2.4

3.0

50.0

75.0

107.5

150.0

177.5

σ = 66.41%∆T = 0.6u = exp(σ√∆T ) = exp(0.6641*√0.6) = 1.67265

d = =

= 0.59785

p =

=

= 0.40250

1 1

exp(0.05*0.6)-0.59785 1.67265-0.59785

u-dexp(rf *∆T)-d

u 1.67265

Rescatar la propiedad si < 177.5

Conservar la propiedad

1

2

5

3

4

1

2

5

3

4

395.2

236.3

661.0

236.3

141.3

84.4

1105.7

1849.4

3093.3

395.2 395.2

661.0

236.3

141.3 141.3

1105.7

84.4

50.5 50.5

30.2

18.0

Ejemplo: cálculo por inducción inversa

3093.3 1105.7 * (1-p)]*exp(-rf*∆T)[ *p+

1849.4=

3093.3

1105.7

395.2

177.5

177.5

177.5

Los reticulados binomiales se conocencomúnmente como árboles binomiales. No obs-tante, los dos métodos operan en formandiferente. Los árboles requieren que un analistaespecifique las probabilidades y las tasas de des-cuento adecuadas en cada nodo, lo que puedeser muy subjetivo. La técnica ROV, que incorporaideas tales como la probabilidad neutral alriesgo de incertidumbre financiera y la tasa deinterés libre de riesgo, es menos subjetiva20

Tipos de las opciones realesLos analistas generalmente clasifican las opcio-nes reales por el tipo de flexibilidad que dan altomador.21 Las opciones pueden existir natural-mente o pueden incorporarse en un proyecto. Ladirección de la compañía puede posponer lainversión, expandir o contraer un proyecto,abandonar el proyecto para la recuperación ocambiarlo por otro plan. También se puedencrear opciones compuestas.22

Opción de posponer la inversión—Unaoportunidad de invertir en algún momentofuturo puede ser más valiosa que una oportuni-dad de invertir en forma inmediata. La opciónde postergación brinda al inversionista la posibi-lidad de esperar hasta que las condiciones sevuelvan más favorables o abandonar un proyectosi las condiciones se deterioran. Una concesiónde E&P, por ejemplo, puede permitir que unacompañía petrolera espere hasta que se resuel-van las incertidumbres existentes en torno a losprecios del petróleo y del gas y acerca de la tec-nología de desarrollo. La compañía sóloinvertiría en exploración y desarrollo si el preciodel petróleo aumentase lo suficiente para asegu-rar la rentabilidad de la superficie desarrolladade la concesión. Si los precios declinaran, lacompañía dejaría caducar la concesión y vende-ría lo que resta de la misma a otra compañía. Elprecio de ejercicio de la opción es el dinerorequerido para desarrollar el área.

Opción de expandir o contraer un pro-yecto—Una vez desarrollado un proyecto, ladirección de la empresa podrá optar por acelerarel régimen de producción o modificar la escalade producción. En un campo de petróleo o gas, sepuede disponer de la opción de aumentar la pro-ducción invirtiendo en un plan de recuperaciónasistida de petróleo o perforando pozos satélites.La oportunidad de inversión original es definidacomo el proyecto inicial más una opción de com-pra sobre una oportunidad futura.

Opción de abandonar un proyecto para larecuperación—Si los precios del petróleo y delgas ingresan en lo que parecería ser un períodode declinación prolongado, la dirección de laempresa podrá optar por abandonar el proyecto y

vender cualquier equipo de capital acumulado enel mercado libre. Como alternativa, podrá venderel proyecto o su participación en el mismo, a otracompañía cuyos planes estratégicos tornen másatractivo dicho proyecto (véase “Recuperaciónde una inversión,” página 12). Vender por elvalor de recuperación o de rescate sería similar aejercer una opción de venta americana. Si elvalor del proyecto cae por debajo de su valor deliquidación, la compañía podrá ejercer su opciónde venta.

Opción de cambio por otro plan—Unaopción de cambio puede proporcionar una cober-tura frente a la probabilidad de que otratecnología o proyecto resulte más económico enel futuro (véase “Opción de cambio,” página 16).

Opciones secuenciales o compuestas—Lasopciones reales pueden conducir a oportunida-des de inversión adicionales cuando se ejercen.El proceso de exploración, desarrollo y produc-ción descripto más arriba correspondía a unaopción secuencial.

Este listado de opciones no es exhaustivo yaque se dispone de muchas otras clases de opcio-nes. El Paso Corporation, la más grandecompañía de oleoductos de América del Norte yproveedor líder de servicios de gas natural, uti-lizó una opción spread—en base a unadiferencia de precios entre diferentes localiza-ciones—para evaluar una nueva línea denegocios. Existen muchas otras opciones spreadposibles; por ejemplo; las que se basan en pre-cios diferentes, en diferentes momentos, o en lasdiferentes etapas del procesamiento de un pro-ducto básico.

Opciones reales para el transporte de GNLEl Paso posee una terminal de gas natural licuado(GNL) en la Isla de Elba, Georgia; EUA, una delas cuatro terminales terrestres de EUA. La com-pañía investigó la posibilidad de comprarembarcaciones de transporte y expandirse paraincluir el negocio del transporte del GNL. Cadabuque tanque, especialmente equipado para serutilizado en el transporte de GNL con una capaci-dad de regasificación adecuada para descargar enboyas marinas denominadas boyas puente deenergía, cuesta varios cientos de millones de US$.

La esencia del problema con que se enfren-taba el equipo de evaluación era cómo valorar laflexibilidad en términos de transporte marítimo yderivación. La compañía tenía una variedad depuntos de origen y destino potenciales para elGNL, y la evaluación apuntaba a determinarcuántos buques tanque debería comprar El Paso.

El Paso consideraba que el método DCF noresultaba útil para este análisis. El mercado delGNL y las operaciones de transporte marítimo

asociadas eran temas relativamente nuevos paraEl Paso, y la compañía no tenía antecedentes enlo referente a los pronósticos de ingresos y costosrequeridos por el método DCF. Aun si hubieranestado disponibles esos pronósticos, la técnicaDCF carece de la flexibilidad necesaria parareflejar el valor adicional de una diferencia deprecios entre puntos de entrega, que tiene lugarsólo durante un breve lapso de tiempo. El equipotrató de modelar el caso simple de puntos de ori-gen y destino fijos utilizando el método DCF, peroel modelo no pudo valorar correctamente lasopciones intrínsecas que permitirían a El Paso novender si el precio de entrega del GNL no cubríalos costos variables.

El caso base para esta ROV implica el trans-porte del GNL desde una terminal situada enTrinidad, Indias Occidentales, hasta la instala-ción que tiene la compañía en la Isla de Elba. Elproductor de GNL en Trinidad pagaría los costosde infraestructura para permitir la implementa-ción de este caso base y a su vez recibiría elprecio neto del gas, que es el precio del gasvigente en la Isla de Elba menos el costo deenvío y regasificación, y menos el margenpagado a El Paso. Por ejemplo, para el análisispresentado en este artículo, se asumió un mar-gen de 0.20 US$/MMBtu [0.19 US$/millón de J].El VPN de este negocio a lo largo de 20 años fuede US$ 176.7 millones.

La primera opción evaluada incluyó la flexibi-lidad en la derivación; agregando una segundaterminal de destino costa afuera de Nueva York,Nueva York, EUA. El Paso evaluó tanto los valoresintrínsecos como los valores extrínsecos de estaopción. El valor intrínseco de esta opción spreadrepresenta la diferencia de precios—el margende base—entre los mercados de Georgia y NuevaYork (próxima página). El valor extrínsecoincluye los efectos del tiempo y refleja la probabi-lidad de que el margen de base cambie a lo largodel período de análisis consistente en 20 años.

En esta opción spread, El Paso compraría elGNL sobre la base del precio vigente en la Islade Elba y lo vendería al precio vigente en NuevaYork, cuando esa elección agregara valor. De locontrario, El Paso vendería al precio de Elba yno recibiría ningún valor incremental. Con unmargen de base promedio de 0.62 US$ /MMBtu

14 Oilfield Review

N. de T.: Opción spread. Posición en opciones que com-prende la compra de una acción a un precio de ejercicioy la venta simultánea de otra opción sobre el mismoactivo subyacente, pero diferentes precios de ejercicioy/o fecha de vencimiento.

20. Mun, referencia 3: 242–245.21. Rogers, referencia 17: 49; y Trigeorgis, referencia 5: 5–10.22. Un proyecto con varias opciones implícitas puede ser

difícil de evaluar utilizando las formas simples de losmodelos de Black-Scholes y de reticulado presentadosen este artículo.

Primavera de 2004 15

[0.59 US$ /millón de J], el valor intrínseco totalde esta opción spread es de US$ 558.7 millones.En este modelo, El Paso asumiría los costos deconversión de las terminales y de compra de unaembarcación adicional para efectuar esta opción.El valor neto de la opción después de esas eroga-ciones es de US$ 68.5 millones. La inclusión de lavariabilidad a lo largo del tiempo arroja un valorextrínseco adicional de US$ 101.7 millones.

La compañía luego incorporó el valor de con-tar con múltiples posibilidades de origen ydestino, lo que se conoce como opción arco iris.El valor de una opción arco iris aumenta alaumentar la volatilidad de los precios en cadalocalización individual y también aumentacuando las correlaciones cruzadas entre los pre-cios son bajas. Con dos opciones de destinosadicionales, la región marina de Nueva York yCove Point, Maryland, EUA, hay un valor adicio-nal de US$ 14.8 millones, pese a que lascorrelaciones de precios entre estas dos localiza-ciones son altas. El valor de la opción arco irisaumenta cuando hay más flexibilidad en los pun-tos de origen y destino. En ciertos escenarioscon puntos de origen adicionales en MedioOriente y África y destinos adicionales enEuropa y América del Norte, El Paso observó quela opción arco iris agregaba más de US$ 100millones al valor de cada embarcación.

El equipo de evaluación hizo una advertenciaa la compañía. Las opciones spread tienden asobrestimar la flexibilidad disponible, porquedeben mantenerse las obligaciones contractua-les. Por otra parte, no se incluyeron en el análisislos efectos de las variaciones de precios causadaspor cualquier reducción en el suministro.

Si bien el análisis de las opciones realesindicó un valor positivo para un modelo de nego-cios basado en importaciones de GNL a EUA ypara la flexibilidad en la derivación como téc-nica de maximización de valor en el transportemarítimo, El Paso tomó la decisión comercialestratégica de no ingresar en este mercado.

Alternativas y opcionesEl término opción puede ser utilizado con dossentidos técnicos diferentes. En la técnica ROV,el término opción (u opción real) se utiliza paradenotar una decisión que puede ser postergadahasta cierto momento futuro, y que va acompa-ñada de cierta incertidumbre que puede serresuelta. Por el contrario, en la jerga común,una opción puede ser simplemente una alterna-tiva operacional, que constituye una decisiónque debe tomarse hoy y respecto de la cual noexisten recursos futuros.

Por ejemplo, una compañía puede decidir per-forar un pozo en una cierta localización. Si el

pozo resulta seco, la compañía pierde el costo deperforación. La localización del pozo era unaalternativa operacional, una decisión que teníaque tomarse allí y en ese momento. No obstante,si hubiera otra parte que garantizara ciertoretorno mínimo sobre el pozo, la compañía queperfora el pozo tendría una opción real, porquepodría decidir en el futuro si recurrir a esa garan-tía, minimizando así cualquier riesgo de downsidey maximizando cualquier alza potencial.

Un proyecto que contiene una opción siem-pre tiene más valor que otro con una alternativacorrespondiente solamente. Esto se debe a quela postergación permite que un propietario eli-mine los resultados desfavorables, conservandoal mismo tiempo los favorables, lo que se conocecomúnmente como opcionalidad. Un proyectoque tiene sólo una serie de alternativas nocuenta con ese colchón. La decisión que debetomarse hoy es efectivamente irreversible. ElVPN calculado debe promediar todos los resulta-dos, favorables y desfavorables.

Tanto las opciones como las alternativas pue-den ser computadas utilizando metodologíasestándar de tipo reticulado (véase “Opciónverdadera y una alternativa zalorada en condi-ciones de incertidumbre,” página 18). Lasalternativas se pueden evaluar utilizando métodosmás simples que promedian automáticamentelas posibilidades. Por ejemplo, un contrato atérmino, que obliga al titular del contrato a com-prar o vender un activo por un precio prefijado,en una fecha predeterminada futura, puede ser

valorado fácilmente sin la hipótesis de volatili-dad que se requiere en el método deBlack-Scholes o en la valoración de una opcióneuropea por el método de reticulado.

Dentro de la clase de opciones, existen variasdistinciones. Una es la distinción entre opcionesfinancieras y opciones reales que ya ha sido anali-zada. Otra es la diferenciación entre opcionespuramente internas—que residen exclusiva-mente en la misma compañía—y opciones en lasque una parte externa provee flexibilidad en rela-ción con algún pago inicial acordado. Muchasopciones reales poseen solamente un carácterinterno, mientras que las derivadas financierasnormalmente existen en presencia de una parteexterna contratada. Afortunadamente, todosestos tipos de opciones pueden ser computadosutilizando las mismas técnicas, fundamental-mente las metodologías estándar que utilizanreticulados.

Complicaciones del mundo realUna metodología de las opciones reales intentamodelar los comportamientos de las pro-piedades reales. No obstante, las diversasposibilidades creadas por el ingenio humanolimitan este tipo de modelado. Las situacionesreales habitualmente tienen muchas opcionesincluidas, lo que complica el análisis. Los ejem-plos analizados en esta sección ilustran algunasde las complicaciones que pueden tener queabordarse cuando se utilizan opciones reales.

EUA

Ciudad de Nueva York

Cove Point

Isla de Elba

TRINIDAD

0

0 1000 2000 3000 km

500 1000 1500 2000 millas

Terminal terrestre

Boya de transferencia marina

Ruta comercial para el caso base

Rutas comerciales para opciones spread

(continúa en la página 18)

> Rutas para el transporte del gas natural licuado (GNL) en una opción spread. El Paso Corporationevaluó el negocio del transporte de GNL utilizando un caso base entre Trinidad, Indias Occidentales,y su terminal de la Isla de Elba, Georgia, EUA. La compañía consideró la compra de embarcacionesde transporte con capacidades de regasificación para contar con la capacidad de transportar el gasa otras localizaciones, tales como Cove Point, Maryland, EUA, o Nueva York, Nueva York, EUA. Estaopción de tipo arco iris aumentó el valor de la oportunidad comercial.

16 Oilfield Review

A esta altura de los acontecimientos, ya sehan establecido los criterios de diseño para elcampo ficticio Charon y está por comenzaruna fase de desarrollo de tres años. Un pro-blema técnico crítico es la capacidad de cargade gas de un separador de superficie. El análi-sis económico sugiere una capacidad máximadel separador de 1.4 millones de m3/d[50 MMpc/D]. Se ha encargado a un contra-tista de instalaciones, Proteus FabricationInc., su diseño, fabricación e instalación.

Si bien un diseño de carga de 50 MMpc/D—denominado Caso 50—se considera adecuado,es posible un incremento de la producción de286,000 m3/d [10 MMpc/D]. Un separador de1.7 millones de m3/d [60 MMpc/D]—Caso60—sería más costoso, y Charon podría care-cer de suficiente potencial de produccióncomo para utilizarlo en su totalidad. La com-pañía desearía postergar la decisiónrelacionada con la capacidad de diseño elmayor tiempo posible.

Proteus puede implementar este cambio dediseño dentro del primer año de construcción,pero no puede efectuar cambios después delprimer año. El costo de implementación paracambiar de un diseño más pequeño a uno másgrande, fijado en US$ 17.72 millones, es equi-valente al precio de ejercicio de la opción, X.

Además de este precio de ejercicio, Proteusinsiste en un pago inicial adicional no reem-bolsable. Este pago inicial contempla elcambio del diseño inicial para permitir la pos-terior expansión y cubre un posible sobrecostocon respecto al precio de ejercicio acordado.Oberon inicia un estudio simple de opcionesde cambio para determinar cuál debería ser elpago inicial para Proteus.

El Caso 50 y el Caso 60 son casos indepen-dientes con diferentes VPNs de flujo de fondosy diferentes volatilidades. El modelado delprograma ECLIPSE establece el VPN estático,excluyendo los costos de cambio, y la volatili-dad asociada de los dos casos (extremosuperior derecho). Los valores para el Caso 60se obtienen en forma similar que para el Caso50; el caso base utilizado en los ejemplos ante-riores.

Se puede analizar una opción de cambioconstruyendo dos reticulados, uno para cadauno de los dos activos subyacentes (próximapágina). El caso más simple supone que estosdos reticulados están totalmente correlacio-nados; cada incremento de tiempo ascendenteo descendente de un reticulado del subya-cente corresponde al mismo paso del otro. Deeste modo, los nodos de los dos casos puedenser comparados directamente para construirun reticulado de valoración para el mejora-miento.

El reticulado de valoración se obtiene sus-trayendo el costo de mejoramiento, US$ 17.72millones, de la última columna del reticuladocorrespondiente al Caso 60, comparando esteresultado con la última columna del reticu-lado correspondiente al Caso 50, yseleccionado el valor mayor en cada nodo.Esto refleja el derecho de Oberon de elegir elmejor de los dos casos ante cualquier eventua-lidad. El valor de la opción se computa luegomediante inducción inversa utilizando las pro-babilidades neutrales al riesgo del Caso 50, p.

Decisión acerca de un separador de superficie en un campo ficticio

Opción de cambio

> Comparación de la volatilidad y del valor presente neto (VPN) para dos casosde separadores de superficie en el ejemplo sintético del campo Charon.

Caso 50 Caso 60

Carga, MMpc/D

Volatilidad

VPN, millones de US$

50

66.41%

236.27

60

71.28%

228.99

> Efecto de la dimensión del reticulado sobre la valoración de la opción. Elreticulado crudo, consistente en cinco incrementos de tiempo, ha sido utili-zado exclusivamente a los fines ilustrativos, lo que arroja un valor menospreciso de la acción que el reticulado más refinado consistente en 200 incre-mentos de tiempo. Al costo de cambio de US$ 17.72 millones, ese reticuladomás fino indica que el valor de la opción es de US$ 1.653 millones.

4.0

3.5

3.0

2.5

2.0

1.5

1.0

0.5

0.050 15

17.7210

Costo del cambio, millones de US$

Valo

r de

la o

pció

n de

cam

bio,

mill

ones

de

US$

2520

El valor de la opción de cambio para el reticulado consistente en cinco incrementos de tiempo es 1.305

Reticuladoconsistenteen 200 incrementosde tiempo

El valor de la opción de cambio para el reticulado consistente en 200 incrementos de tiempo es 1.653

Reticuladoconsistente en cinco incrementos de tiempo

Primavera de 2004 17

El cambio del costo de mejoramiento afectael valor de la opción de mejoramiento (páginaanterior, extremo inferior). En este caso, el re-ticulado consistente en cinco incrementos detiempo es demasiado tosco, lo que genera unquiebre irreal en el resultado. Con un reticu-lado más fino, consistente en 200 incrementosde tiempo, se resuelve el quiebre y se indica

que a Oberon le correspondería pagar a Pro-teus una prima de US$ 1.653 millones por laopción de cambiar en el primer año, al preciode mejoramiento estipulado. En un caso real,las decisiones finales se basarían en reticula-dos más finos que los reticulados de cincoincrementos de tiempo utilizados en estasilustraciones.

Con este arreglo, Oberon adquiere la capa-cidad de requerir un cambio de diseño, lo queresulta en una aceleración de ingresos deefectivo como consecuencia de una mayor pro-ducción del yacimiento, si las condiciones logarantizan. Proteus obtiene una prima inicialde US$ 1.653 millones y un pago inmodificablede US$ 17.72 millones si Oberon opta pormejorar la instalación. Proteus tiene un incen-tivo en efectivo para explorar soluciones másefectivas y más eficaces desde el punto devista de sus costos para el mejoramiento.

< Reticulados para los casos de losseparadores de superficie del cam-po sintético Charon. El Caso 50 y elCaso 60 tienen diferentes reticula-dos del activo subyacente, pero laestructura del reticulado es la mis-ma. Esto permite una comparación,nodo por nodo, entre los mismos(extremo superior). Los nodos delCaso 60 tienen sombras de grises,salvo por la última columna, paraindicar que no se toma ningunadecisión hasta finalizado un año. Laúltima columna del reticulado devaloración se construye compa-rando el valor del Caso 50 con elvalor del nodo equivalente del Caso60, menos el costo de implementa-ción de US$ 17.72 millones (extremoinferior). Esto además proporcionala decisión de mantener el Caso 50o de cambiar al Caso 60. Los otrosnodos del reticulado de valoraciónse construyen mediante regresióninversa, utilizando las probabilida-des neutrales al riesgo del Caso 50;es decir, el caso base. El valor delproyecto con la opción de cambioes de US$ 237.57 millones.

236.27317.97

175.56

427.93

236.27

130.45

317.97

575.91

72.02

130.45

236.27

775.071,043.10

575.91

317.97

175.56

96.93

53.52

427.93

175.56

96.93

228.99314.96

166.48

433.21

228.99

121.04

314.96

595.86

63.98

121.04

228.99

819.571,127.26

595.86

314.96

166.48

88.00

46.52

433.21

166.48

88.00

0(Ahora)

1(0.2 años)

2(0.4 años)

3(0.6 años)

4(0.8 años)

5(1.0 año)

0(Ahora)

1(0.2 años)

2(0.4 años)

3(0.6 años)

4(0.8 años)

5(1.0 año)

Reticulado del subyacente del Caso 50

Reticulado del subyacente del Caso 60

Reticulado de valoración y de decisión

237.57320.85

175.64

434.24

236.46

130.45

589.77

72.02

130.45

236.27

805.441,109.64

578.14

317.97

175.56

96.93

53.52

428.91

175.56

96.93

comenzar

continuar

continuar

continuar

continuar

continuar

continuar

continuar

continuar

continuar

continuar

continuar

continuar

continuar

continuar

Cambiar al Caso 60

Cambiar al Caso 60

Mantener al Caso 50

Mantener el Caso 50

Mantener el Caso 50

Mantener el Caso 50Valores de los nodos del reticulado, millones de US$

MAX(Caso 50, Caso 60-17.72)

318.40

El tomador de una opción financiera tiene lagarantía de que la opción puede ser mantenidahasta la fecha de vencimiento y, aparte del movi-miento general del mercado, su valor no puedeser socavado por las acciones de otros indivi-duos. En la mayoría de las opciones reales, noexiste este tipo de garantía.

Dos compañías petroleras podrían ser titula-res de idénticas concesiones en bloquescontiguos. En efecto, ambas tendrían idénticasopciones de invertir dinero en exploración y reci-bir recursos no desarrollados a cambio.

Las acciones de una compañía pueden afec-tar los resultados comerciales de la otra. Lamayoría de los gobiernos ahora insisten en laexplotación compartida, un arreglo que exigeque ambas partes desarrollen en conjunto lasreservas que se encuentran ubicadas en más deuna concesión o extensión de terreno subastado.Cada una de las partes paga una parte de los cos-tos y recibe una cantidad proporcional de losingresos. En cierto modo, cuando los gobiernosadoptan esta medida, se aseguran la pureza delas opciones reales involucradas.

Existen circunstancias—tales como la cons-trucción de un oleoducto en un área dónde sólose necesita uno—en las que si la Compañía Aadoptara la opción de invertir, se adelantaría a laCompañía B impidiendo que ésta también lohaga, lo que daría como resultado que la opciónde la Compañía B carezca de valor o valga cierta-mente menos. El método de las opciones realesasigna un valor positivo a la demora, pero en casoscomo éste, la demora puede socavar el valor.23

Por último, los parámetros utilizados en loscálculos de las opciones reales pueden ser difíci-les de determinar. No existe ningún mapa deruta sencillo para computar la volatilidad y aúnestá en discusión cuál es el enfoque correctopara hallar este valor. La obtención de un cál-culo a menudo implica realizar una simulaciónde Monte Carlo sobre el modelo DCF existente yexaminar la desviación estándar del logaritmonatural de los retornos de flujo de fondos. Elcosto de la postergación requiere el conoci-miento de los ingresos no percibidos durante elperíodo previo al ejercicio de una opción, pero elvalor de los flujos de fondos perdidos quizás nose conozca fehacientemente.

La fijación de precios de las opciones finan-cieras se basa en el supuesto de que el activosubyacente puede ser negociado, lo que significaque existe un gran mercado líquido para ese activo.

18 Oilfield Review

23. Para un análisis de este tipo de comportamiento de lasinversiones, consulte: Weeds H: “Strategic Delay in aReal Options Model of R&D Competition,” Review of Economic Studies 69 (2002): 729–747.

24. Trigeorgis, referencia 5: 3.

El campo ficticio Charon, operado por OberonOil, ha estado en producción durante variosaños. Ahora, la producción está declinando yel corte de agua está aumentando en algunosde sus pozos. Los ingenieros proponen unaoperación de mejoramiento de la producciónque implica el aislamiento del agua en uno delos pozos. Su análisis ha determinado cuál hade ser probablemente la producción a partirde esta intervención.

Con el método DCF, el VPN esperado delflujo de fondos incremental, que es el valordel activo de la opción S, es US$ 1,280,000millones, excluyendo el costo de intervenciónreal. El costo de la intervención, o precio deejercicio X, es US$ 750,000. El VPN resultantees US$ 530,000.

Los analistas calculan una volatilidad del40% del flujo de fondos incremental, sujeto alprecio del petróleo y a las incertidumbres téc-nicas, y utilizan una tasa de interés libre deriesgo del 5%.

La compañía proveedora de servicios ofrecea Oberon dos posibilidades:1. Pagar el costo del trabajo, es decir US$

750,000, al comienzo y aceptar los resulta-dos, cualesquiera que sean.

2. Pagar una prima inicial adicional a la com-pañía proveedora de servicios por elderecho a reclamar la totalidad o parte delcosto del trabajo si los ingresos netos incre-mentales generados a partir de estaintervención son negativos al cabo un año.La segunda posibilidad le ofrece a Oberon

protección frente al riesgo de downside, hastael costo del trabajo, pero la intervenciónseguiría teniendo un alza potencial ilimitada.Por ejemplo, si después de un año el flujo defondos incremental neto (después del costodel trabajo) fuera US$ –100,000, la compañíaproveedora de servicios le reintegraría esa

suma a Oberon. El flujo de fondos incrementalneto de Oberon, como resultado de esta opera-ción sería cero. En efecto, esta opciónofrecida por la compañía proveedora de servi-cios brinda una garantía de reintegro decostos por una prima inicial acordada. Oberondesea calcular cuál debería ser un valor razo-nable para esta prima inicial.

La primera posibilidad es una alternativapuramente operacional; intervenir o no inter-venir el pozo. Si Oberon escoge estaposibilidad, cualquier costo del trabajo seráun costo irrecuperable; la decisión de invertirdinero en el trabajo es irreversible. Este arre-glo es una alternativa, no una opción en elsentido analizado en este artículo. El reticu-lado de valoración para esta alternativadifiere de un reticulado ROV en el hecho quelos nodos terminales de la derecha del reticu-lado de valoración contienen el términosimple, S-X, en vez de los términos convencio-nales utilizados en esos nodos; es decir, elmáximo entre cero y S-X—MAX(S-X, 0)(página siguiente).

La diferencia entre los reticulados corres-pondientes a la alternativa y la opción real—US$ 8,198—representa la prima que deberíapedir en teoría la compañía proveedora deservicios para aceptar una reserva para rein-tegro de costos. En este caso es pequeñaporque es poco verosímil que se requiera esareserva y que se ejerza la opción.

El VPN de US$ 530,000 subvalúa este pro-yecto. Aun sin reserva para reintegros, el valoragregado al activo como consecuencia de laintervención es US$ 36,578 más que el VPN.Este valor adicional surge exclusivamentedebido a la presencia de volatilidad en el activosubyacente. El agregado de la reserva por rein-tegros de ingresos aumenta este valor neto enUS$ 44,776 por encima del cálculo del VPN.

Intervención de un yacimiento sintético

Opción verdadera y una alternativa valorada en condiciones de incertidumbre

Primavera de 2004 19

Esto no suele suceder en relación con las opcio-nes reales. Los factores que afectan los preciosde las opciones financieras también son másfáciles de determinar; es decir, son más transpa-rentes que los de las opciones reales.

El análisis simplificado presentado en esteartículo tiene como único objetivo introducir elconcepto de las opciones reales. Por ello utilizaejemplos sencillos que se correlacionan con lasopciones financieras. Su utilización para casosreales es habitualmente más complicada, dispo-niéndose de un amplio espectro de opcionesposibles, como queda demostrado en el caso delGNL de la compañía El Paso. En definitiva, lasopciones reales no son opciones financieras. Lastécnicas de las opciones financieras sirven debase para la evaluación de las opciones reales,pero se debería consultar a un especialista en téc-nicas ROV para garantizar su correcta aplicación.

Estas complicaciones no deberían disuadir auna compañía de la utilización de la técnica delas opciones reales. Los especialistas en valora-ción pueden determinar cuándo utilizar latécnica ROV y cuándo resultan más apropiadosotros métodos, tales como los árboles de decisio-nes que incorporan la simulación de MonteCarlo. Trabajando en conjunto con directores yexpertos en otras disciplinas, los especialistasen valoración pueden ayudar a asignar un valor alas opciones propias de cada proyecto.

La mentalidad enfocada en las opciones realesEl reconocimiento efectivo de las opciones inclui-das en un proyecto es una cuestión de práctica.Los directores de las empresas suelen aprender adiscernir entre las opciones sencillamente a tra-vés de las tormentas de ideas que comparten consus colegas cuando se plantea un proyecto.

Ciertamente, tener una mentalidad entre-nada en el hábito de valorar las opciones realeses tan importante como utilizar las matemáti-cas. El pensamiento enfocado en las opcionesreales enfatiza y valora la flexibilidad de ladirección empresarial. Reconoce que en unmundo caracterizado por el cambio, la incerti-dumbre y las interacciones competitivas, ladirección empresarial puede desempeñar un rolactivo. Puede alterar y modificar planes amedida que se dispone de nueva información ysurgen nuevas posibilidades.24 Puede adoptaruna actitud reactiva al cambio de circunstanciaso una posición proactiva; interviniendo paraaprovechar las posibilidades que permiten mejo-rar el valor del proyecto. Si los directivos de lascompañías entienden que la flexibilidad esvaliosa, buscará esa flexibilidad en sus proyectosy la capitalizará para incrementar el valor paralos accionistas —MB, MAA

> Comparación entre una opción y una alternativa. El método de reticulado puedeser utilizado para valorar una alternativa. Para ambos casos se utiliza el mismoreticulado del subyacente (extremo superior). Para una opción, la columna de laderecha corresponde al valor máximo entre cero y la diferencia entre el valor su-byacente y el costo de implementación de US$ 750,000 (centro). Los valores parauna alternativa pueden ser negativos, porque la función es simplemente la dife-rencia entre el valor y el costo de implementación (extremo inferior). Esto condu-ce a una diferencia en el valor de US$ 8,198 entre la opción, valorada en US$574,776, y la alternativa, valorada en US$ 566,578.

0(Ahora)

1(0.2 años)

2(0.4 años)

3(0.6 años)

4(0.8 años)

5(1.0 año)

Reticulado del activo subyacente

Reticulado de valoración con la opción verdadera

Reticulado de valoración con la alternativa

Max(S-X, 0)

S-X

Valores de los nodos del reticulado, US$

1,280,0001,530,731

1,070,338

1,830,577

1,280,000

895,019

1,530,731

2,189,157

625,827

895,019

1,280,000

2,617,9773,130,796

2,189,157

1,530,731

1,070,338

748,416

523,317

1,830,577

1,070,338

748,416

566,578810,139

349,746

1,102,742

552,166

167,184

795,582

1,454,008

–116,711

152,481

537,463

1,875,4392,380,796

1,439,157

780,731

320,338

–1,584

–226,683

1,088,039

335,189

13,267

574,776810,248

365,671

1,102,742

552,378

198,119

795,582

1,454,008

0

153,291

537,463

1,875,4392,380,796

1,439,157

780,731

320,338

0

0

1,088,039

334,604

73,335

20 Oilfield Review

Una red de seguridad para controlar las pérdidas de circulación

Raafat AbbasHaitham JaroujAbu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos (EAU)

Steve DoleEnCana CorporationCalgary, Alberta, Canadá

EffendhyHendri JunaidiP.T. Caltex Pacific IndonesiaDuri, Indonesia

Hassan El-HassanAbu Dhabi Company for OnshoreOil OperationsAbu Dhabi, EAU

Lee FrancisCimarron Engineering, Inc.Tulsa, Oklahoma, EAU

Lee HornsbyCabot Oil & Gas CorporationCharleston, Virginia Oeste, EAU

Steve McCraithNigel ShuttleworthKlaas van der PlasShell U.K. Exploration and ProductionAberdeen, Escocia

Eric MessierDevon de CanadáCalgary, Alberta

Trevor MunkClamart, Francia

Nils NødlandStatoilStavanger, Noruega

R. Krister SvendsenEmmanuel TherondBergen, Noruega

Salim TaoutaouAberdeen, Escocia

Las pérdidas extremas de circulación producidas durante las operaciones de cemen-

tación ponen en peligro al pozo. Para limitar el impacto potencial de la pérdida de

circulación, los ingenieros habitualmente reducen la densidad de la lechada, limitan

las caídas de presión por fricción durante el bombeo, o realizan operaciones de

cementación por etapas; sin embargo, estas prácticas no siempre funcionan. Las ope-

raciones de cementación que utilizan fibras químicamente inertes, permiten mitigar

los problemas de pérdidas de circulación sin comprometer la eficiencia operativa ni

la calidad de la lechada o del cemento fraguado.

¿Cómo se atrapa a un ladrón? Cuando el “ladrón”es una formación fracturada, una caverna o unaformación de alta permeabilidad, que roba elfluido que circula en un pozo, su capturademanda tecnología de vanguardia. Este tipo derobo, conocido como pérdida de circulación,constituye un problema común en los campospetroleros. Las pérdidas de circulación cuestana la industria cientos de millones de dólares poraño en términos de producción perdida o demo-rada, así como en erogaciones necesarias paraabordar problemas de perforación, reparar tra-bajos de cementación primaria defectuosos yreposicionar pozos con daños irreparables pro-ducidos por pérdidas de circulación.

La pérdida de circulación es la reducción oausencia total de flujo de fluido por el espacioanular comprendido entre la formación y la tube-ría de revestimiento, o entre la tubería derevestimiento y la tubería de producción, cuandose bombea fluido en sentido descendente por lacolumna de perforación o la tubería de revesti-miento. La pérdida de circulación de fluidoconstituye un peligro conocido durante las opera-ciones de perforación y cementación efectuadasen yacimientos de alta permeabilidad, en zonasagotadas, y en formaciones débiles o natural-mente fracturadas, vugulares o cavernosas. Lacirculación puede deteriorarse incluso cuando lasdensidades de los fluidos se mantengan dentro de

Grados de pérdida de circulación

Tipo de pérdida Severidad de la pérdida

Filtración

Pérdidas deretorno parciales

Pérdida decirculación total

Menos de 1.5 m3/h [10 bbl/h]

Más de 10 bbl/h, pero concierto retorno de fluidos

No retorna ningún fluidodel espacio anular

> Clasificación de la severidad de laspérdidas de circulación por volumende fluido perdido.

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Brighton Energy LLC, Tulsa, Oklahoma, EUA; LeoBurdylo, Gerry Kennedy y Erik Nelson, Sugar Land, Texas,EUA; Walt Chmilowski y Gunnar DeBruijn, Calgary, Alberta,Canadá; Erick Cunningham, Yakarta, Indonesia; Matt Garber, Cambridge, Inglaterra; Martin Hyden y Nick Low,Clamart, Francia; Roger Keese, Midland, Texas; Scott Lugibihl, Tulsa, Oklahoma; Richard Morgan, Grande Prairie,Alberta; Craig Vandenborn, Oklahoma City, Oklahoma; KirbyWalker, Charleston, Virginia Oeste, EUA; y Rioka Yuyan,Duri, Indonesia.CemNET, KOLITE, LiteCRETE, PowerDrive y RFC (cementode llenado regulado) son marcas de Schlumberger.

Primavera de 2004 21

los márgenes de seguridad habituales; gradientemenor que el gradiente de fracturamiento de laformación. Detener las pérdidas de circulaciónantes de que estén fuera de control es crucialpara el logro de operaciones seguras y rentablesdesde el punto de vista económico.

Si bien los ingenieros definen a la pérdida decirculación de distintas maneras, en generalpuede ser clasificada como filtración cuando laspérdidas son inferiores a 1.5 m3/h [10 bbl/h](página anterior). Las pérdidas de retorno par-ciales implican pérdidas de más de 10 bbl/h,pero algo de fluido retorna a la superficie.Durante la pérdida de circulación total, no saleningún fluido del espacio anular. En este casoextremadamente severo, el pozo quizás noretenga una columna de fluido aunque se deten-gan las bombas de circulación.

Si el pozo no permanece lleno de fluido, laaltura vertical de la columna de fluido se reducey la presión ejercida sobre la formación expuestadisminuye. En consecuencia, otra zona puedefluir dentro del pozo mientras la zona de pérdidaprimaria está admitiendo fluido. En casos extre-mos, puede producirse la pérdida del control delpozo, con consecuencias catastróficas. Aun ensituaciones menos severas de filtración y pérdi-das parciales, la pérdida de fluido hacia unaformación representa un costo financiero quedebe abordar el operador. El impacto de lapérdida de circulación está directamente rela-cionado con el costo del equipo de perforación,el fluido de perforación y la velocidad de pérdidaen función del tiempo. Por otra parte, los eleva-dos costos diarios asociados con el equipo deperforación en aguas profundas y en otras áreasoperativas de frontera, hacen que todo tiempoinvertido para mitigar problemas de pérdidas decirculación sea extremadamente costoso.1

1. Para mayor información sobre pérdidas de circulación enaguas profundas, consulte: Power D, Ivan CD y BrooksSW: “The Top 10 Lost Circulation Concerns in DeepwaterDrilling,” artículo de la SPE 81133, presentado en la Conferencia sobre Ingeniería Petrolera para AméricaLatina y el Caribe de la SPE, Puerto España, Trinidad,Indias Occidentales, 27 al 30 de abril de 2003.

Durante las operaciones de cementación, lapérdida de circulación generalmente se traduceen insuficiente relleno de cemento en el espacioanular, ya sea por fuga durante la etapa debombeo o por retorno del cemento después dedetener las bombas. Cuando esto sucede, elnivel final del cemento se encuentra por debajodel nivel de colocación planeado. La pérdida decirculación durante la cementación puede pro-ducir problemas de perforación en los tramossubsiguientes del pozo o un aislamiento porzonas inadecuado. Otras consecuencias perjudi-ciales, tales como pérdidas de fluido o corrosióncausada por la deficiente distribución delcemento alrededor de la tubería de revesti-miento, quizás no se manifiesten por muchosaños, al cabo de los cuales es probable que estos

problemas resulten imposibles de solucionar. En ciertas situaciones, las operaciones correc-tivas de la cementación, conocidas comocementaciones forzadas (o a presión), bastanpara reparar el daño pero se trata de procedi-mientos costosos y lentos cuyo índice de éxito esen general bajo. En casos extremos, la pérdidade circulación total puede producir un reven-tón—pérdida completa del control del pozo—oun colapso de las paredes del pozo.

En este artículo, se analiza la pérdida de cir-culación en el contexto de la cementación delpozo. Ejemplos tomados de Medio Oriente, delSudeste Asiático, del Mar del Norte y de Américadel Norte, demuestran la eficacia de la tecnologíaavanzada en el abordaje de problemas de pérdidasde circulación durante la cementación del pozo.

Procedimientos comunes para encarar las pérdidas de circulación durante la cementaciónAnte la presencia de pérdidas de circulacióndurante las operaciones de cementación, losingenieros seleccionan diversas técnicas y ma-teriales para aliviar el problema (izquierda). Sise producen pérdidas de circulación, una tareaclave consiste en localizar la zona de pérdida.Los medidores de flujo de fondo de pozo, medido-res de flujo a molinete, levantamientos, registrosde temperatura, o la inyección y vigilancia ruti-naria mediante trazadores radioactivos, revelanzonas de pérdidas de circulación. La localizaciónde una zona de pérdida también se pone demanifiesto si se producen pérdidas inmediata-mente después de la penetración de la barrena.Una vez identificada la zona de pérdida, puedeniniciarse tratamientos o acciones para evitar pér-didas adicionales.

En ciertos casos, basta con reducir la den-sidad de la lechada para evitar pérdidassignificativas. La densidad de la lechada puedereducirse energizándola (espumándola) o agre-gándole extensores; partículas o materiales debaja densidad que permiten la adición de canti-dades de agua extra.2 El bombeo de diferentessistemas de cementación como la lechada inicialy la lechada de cola puede evitar ciertos proble-mas de pérdida de circulación.3

La limitación de las caídas de presión porfricción durante la colocación de la lechada,permite mitigar algunos problemas de pérdidasde circulación, porque al reducirse la caída depresión por fricción también se reduce la pre-sión ejercida por la lechada sobre la formación.El ajuste de las propiedades reológicas de lalechada mediante la utilización de dispersantes,la modificación de las concentraciones deaditivos para pérdidas de fluido y agentes anti-fraguado, la utilización de lechadas condistribuciones de tamaños de partículas optimi-zadas, o la reducción de la velocidad de bombeo,pueden aliviar las pérdidas de circulacióndurante las operaciones de cementación.4

Algunos operadores optan por implementaroperaciones de cementación por etapas, en lasque porciones individuales de una zona soncementadas por separado utilizando herramientasespeciales que aíslan cada etapa. Las operacionespor etapas disminuyen la altura de la columna decemento, reduciendo la presión dinámica y la pre-sión hidrostática. No obstante, las operaciones deetapas múltiples también plantean el riesgo decontaminación del fluido entre una etapa y la otra,y las herramientas para cementaciones por etapasconstituyen un punto débil de la columna derevestimiento.5

22 Oilfield Review

Pérdida de fluido durante las operaciones de cementación

Ejecutar el trabajo utilizando técnicas adecuadas

Diseñar la operación de cementación adecuada

Caracterizar las pérdidas

Observar las pérdidas

• Filtración• Pérdida parcial• Pérdida total

• Material de obturación• Cemento tixotrópico• Cemento liviano

• Determinar si las pérdidas son naturales o inducidas• Determinar la ubicación de la zona de pérdida

• Operación de cementación por etapas• Baja velocidad de bombeo• Limitación de la caída de presión por fricción para minimizar la presión sobre la zona de pérdidas

> Secuencia de tareas para contrarrestar las pérdidas de circulación durante lasoperaciones de cementación.

Primavera de 2004 23

Otra alternativa para la minimización de pér-didas durante la cementación es la utilizaciónde una lechada de cementación tixotrópica sen-sible al esfuerzo de corte (cizalladura), que segelifica cuando cesa la cizalladura; estos cemen-tos desarrollan gran resistencia de gel no bienfluyen hacia una formación, taponando la zona.6

Los ingenieros también pueden ajustar losdiseños de los tubulares o las profundidades deasentamiento de la tubería de revestimiento enbase al modelado por computadora. El modeladoayuda a los operadores a combinar diferentestécnicas para limitar las pérdidas durante lacementación. Sin embargo, las recientes innova-ciones introducidas en los materiales decementación están ayudando a los operadores acombatir las pérdidas de circulación.

Tecnología de cementación poco frecuentepara problemas de pérdida de circulaciónDurante décadas, los especialistas en cementa-ción incorporaron granos, fibras, escamas, uotros materiales para prevenir las pérdidas decirculación (LCMs, por sus siglas en inglés) enlas lechadas de cementación.7 Si bien los LCMspueden mitigar los problemas de pérdidas decirculación, muchos LMCs resultan difíciles dedispersar en las lechadas, además de que cuestamezclarlos y bombearlos utilizando el equipo decementación convencional. El bajo peso especí-fico de ciertos LCMs hace que floten en lasuperficie de la lechada. La incapacidad de algu-nos de estos materiales de dispersarse en lalechada o de humedecerse adecuadamente conagua, ha ocasionado problemas de tapona-

miento, tanto en los equipos de mezclado comoen los equipos de fondo de pozo.

Una novedosa fibra avanzada puede mez-clarse con las lechadas de cemento formandouna red de obturación de alto desempeño en laszonas de pérdidas de circulación. Las fibras delcemento con fibras avanzadas CemNET, diseña-das con dimensiones óptimas—en generalmenos de 12 mm [0.5 pulgada] de largo y 20micrones de diámetro—son químicamente iner-tes y resultan compatibles con la mayoría de lossistemas y aditivos de cementación a temperatu-ras de hasta 232°C [450°F].8 Estas fibras puedenagregarse en la localización del pozo y se puedencombinar con las porciones de lechada queserán colocadas en las potenciales zonas de pér-didas de circulación.

La ventaja principal de las fibras CemNET essu capacidad para dispersarse fácilmente en lalechada de cementación. A diferencia de lasfibras convencionales, las fibras CemNET estánrecubiertas con un surfactante especial quemantiene las fibras unidas cuando están secaspero que además las ayuda a dispersarse y mez-clarse sin dificultad cuando se incorporan a lalechada (arriba). Si se agregan en concentracio-nes óptimas, las fibras CemNET forman una redde obturación, pero no alteran las propiedadescríticas de la lechada o del cemento, tales comotiempo de densificación, propiedades reológicas,

2. Para mayor información sobre cementos energizados yultralivianos, consulte: Al Suwaidi A, Hun C, Bustillos JL,Guillot D, Rondeau J, Vigneaux P, Helou H, MartínezRamírez JA y Reséndiz Robles JL: “Ligero como unapluma, duro como una roca” Oilfield Review 13, no. 2(Otoño de 2001): 2–15.

3. Las operaciones de cementación primaria pueden impli-car hasta cuatro lechadas, pero son más comunes lostrabajos con dos lechadas conocidas como lechada ini-cial y lechada de cola. “Inicial” se refiere a la primeralechada bombeada durante las operaciones de cementa-ción primaria. “Cola” se refiere a la última lechadabombeada durante las operaciones de cementación pri-maria. Normalmente, la lechada de cola cubre la zonaproductiva y es más densa que la lechada inicial.

4. Para mayor información sobre lechadas que utilizan distribuciones optimizadas de tamaños de partículas,consulte: Boisnault JM, Guillot D, Bourahla A, Tirlia T,Dahl T, Holmes C, Raiturkar AM, Maroy P, Moffett C,Pérez Mejía G, Ramírez Martínez I, Revil P y Roemer R:

mm0 10

pulg0 0.4

> Tecnología CemNET. Las fibras CemNET secas son fáciles de manipular (izquierda). Una vezmezcladas con agua, las fibras forman una red similar a una esterilla en las zonas de pérdidas decirculación (derecha).

“Concrete Developments in Cementing Technology,” Oilfield Review 11, no. 1 (Primavera de 1999): 16–29.

5. Para mayor información sobre operaciones de cementa-ción por etapas, consulte: Boisnault et al, referencia 4.

6. Nelson EB, Baret J-F y Michaux M: “Cement Additivesand Mechanisms of Action,” en Nelson EB: Well Cementing. Sugar Land, Texas, EUA: SchlumbergerDowell (1990): 3-30–3-31.

7. Para mayor información sobre pérdida de circulación encementación de pozos, consulte: Nelson et al, referencia 6.Baret J-F, Daccord G y Yearwood J: “Cement/FormationInteractions,” en Nelson EB: Well Cementing. SugarLand, Texas, EUA: Schlumberger Dowell (1990): 6-7–6-16.

8. Low N, Daccord G y Bedel J-P: “Designing FiberedCement Slurries for Lost Circulation Applications: CaseHistories,” artículo de la SPE 84617, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Denver, Colorado, EUA, 5 al 8 de octubre de 2003.

pérdida de fluido, contenido de agua libre, resis-tencia a la tracción, resistencia a la cizalladura yresistencia a la compresión (arriba).

Mediante la incorporación de fibras avanza-das, los operadores pueden evitar problemastales como topes de cemento bajos, la necesidadde implementar operaciones de cementaciónforzada, así como pérdidas de cemento y fallasde pozos más serias. Cuando la acción de obtura-ción de las fibras en la lechada de cementaciónsella las zonas de pérdidas de circulación, sepierde menos lechada durante las operacionesde bombeo. Experimentos de laboratorio handemostrado la eficacia de las lechadas cargadasde fibras en el taponamiento de zonas de pérdi-das de circulación, incluyendo fracturassimuladas y formaciones de alta permeabilidad(próxima página).9 Los experimentos tambiénconfirmaron que la longitud de las fibras consti-

tuye un parámetro crítico para el sellado de lasfracturas; sin embargo, las fibras deben ser sufi-cientemente cortas para impedir que se taponeel equipo de bombeo. Las concentraciones defibras más altas resultaron más efectivas, peroaumentaron el riesgo de afectar la reología de lalechada. Para concentraciones de fibras altas, elaumento de la cantidad de dispersante ayudó amantener la bombeabilidad de la lechada.

Para ayudar a los ingenieros responsables deldiseño de las lechadas a superar los desafíos aso-ciados con las pérdidas de circulación en elcampo, Schlumberger y M-I L.L.C. desarrollaronen forma conjunta el programa Asesor de Pérdi-das de Circulación, que puede utilizarse con lostratamientos CemNET. Este programa de compu-tación utiliza árboles de decisiones para analizarlos casos de pérdidas de circulación y luego reco-mienda el mejor tratamiento a seguir para

controlar las pérdidas.10 Independientemente desi se trata de pérdidas parciales o totales, o de sila aplicación corresponde a perforación o cemen-tación, el Asesor de Pérdidas de Circulaciónpermite examinar los datos de pozos, los trata-mientos para pérdidas de circulación previos, lavelocidad de pérdida estimada y la estratigrafíadel tramo de pozo expuesto. A partir de estosdatos de entrada, el programa de computación

24 Oilfield Review

9. Para mayores detalles de los experimentos, consulte:Low et al, referencia 8.

10. Para mayor información sobre árboles de decisiones,consulte: Coopersmith E, Dean G, McVean J y StorauneE: “La toma de decisiones en la industria del petróleo y elgas,” Oilfield Review 12, no. 4 (Primavera de 2001): 2–9.

11. Las operaciones asociadas con trabajos de relleno delespacio anular implican el bombeo de cemento por elespacio anular en sentido descendente desde la superfi-cie, en vez de hacerlo en sentido descendente por lacolumna de perforación o en sentido ascendente por elespacio anular, para rellenar el espacio existente entrela formación y la tubería de revestimiento.

Pérdida de lechada mínima con la tecnología CemNET

Pérdidas

Pérdida significativa de lechada hacia las fracturas

> Fibras en forma de red para obturar zonas de pérdidas de circulación. La pérdida de fluido en formaciones fracturadas, mos-trada esquemáticamente en rojo, constituye un episodio indeseado durante las operaciones de cementación (extremo superior).Mediante el agregado de fibras a la lechada de cementación, se forma una red fibrosa, la lechada de cementación genera unrevoque de filtración y la lechada circula en forma ascendente por el espacio anular para proveer aislamiento por zonas y evitarpérdidas de fluido adicionales (extremo inferior).

Primavera de 2004 25

ayuda a identificar el tipo de pérdida y calcularsu profundidad. A continuación, recomienda eltratamiento para pérdida de circulación óptimo aaplicar a partir de una base de datos de sistemasgenéricos y especializados que ofrecen M-I L.L.C.y Schlumberger. Una vez seleccionado el trata-miento, el programa proporciona datos técnicoscompletos para su diseño.

La optimización de la selección y el diseño delos tratamientos para pérdidas de circulaciónnormalmente ayuda a los operadores a reducir elvolumen de lechada de cementación que bom-bean. La estimación exacta del volumen delechada requerido para una operación implicamenos volúmenes de cemento excedente, lo quea su vez reduce los costos de eliminación delcemento. Como lo demuestran los ejemplos quese presentan a continuación, la selección de lalechada y el diseño y ejecución de los trabajoscorrectos contribuyen al éxito del tratamientocon la tecnología CemNET.

Mitigación de los problemas de pérdidas de circulación en Medio OrienteLas rocas carbonatadas de Medio Oriente sonconocidas no sólo por sus prolíficas reservas depetróleo y gas, sino también por los problemasde pérdidas de circulación. La Abu DhabiCompany for Onshore Oil Operations (ADCO) seenfrenta a estos problemas regularmentedurante la perforación de las Formaciones UmmEl Radhuma y Simsima. En el pasado, la compa-ñía trataba de controlar las pérdidas decirculación mediante operaciones de cementa-ción por etapas y de relleno del espacio anularutilizando cementos livianos y colocando tapo-nes durante las operaciones de cementaciónprimaria.11 Ninguno de estos procedimientos essatisfactorio porque cualquier tubería de revesti-miento que no esté rodeada de cemento quedaexpuesta a la acción corrosiva de las salmueras.No obstante, el operador sigue realizando opera-ciones de relleno del espacio anular cuando seproducen las pérdidas más severas a fin de pro-teger al máximo la tubería de revestimientofrente a la corrosión.

Ranura de 1 mm taponadacon lechada CemNet

Orificios de 2 mm taponadoscon lechada CemNet

Orificios de 1 mm Orificios de 2 mm

Orificios de 4 mm Orificios de 6 mm

Ranura de 1 mm Ranura de 2 mm

Celda de pérdidade fluido ∆P = 0 a 290 lpc

(0 a 20 bares)

Placa metálica

Lechadarecolectada

Retícula metálicacon orificios

< Pruebas de lechadas fibrosas en laboratorio.Se modificó una celda de pérdidas de fluido APIpara verificar las lechadas CemNET (extremosuperior). El tope de la celda de prueba actúacomo un pistón; la placa del fondo simula unazona de pérdidas. Los orificios circulares de lasplacas, con un diámetro de 1, 2, 4 y 6 mm [0.04,0.08, 0.16 y 0.24 pulgadas], simulan zonas de altapermeabilidad; las placas ranuradas represen-tan fracturas de 1 y 2 mm de ancho (centro).Después de las pruebas, las placas con ranurasu orificios son taponadas con lechada fibrosa(extremo inferior).

Recientemente, ADCO cementó dos pozosutilizando lechadas que contenían fibrasCemNET.12 Durante la perforación de uno de lospozos, la velocidad de pérdida de circulaciónalcanzó 23.8 m3/h [150 bbl/h], aunque se bombe-aba un fluido de perforación relativamente livianode 1091 kg/m3 [9.1 lbm/gal] de densidad. Enton-ces, se planificó una lechada de cementación máspesada—1283 kg/m3 [10.7 lbm/gal]—de maneraque al operador le preocupaba la ocurrencia depérdidas adicionales. Se bombeó entonces unacombinación de lechada cargada de fibras conlechada liviana de alto desempeño, seguida deuna lechada de cola de 2002 kg/m3 [16.7 lbm/gal]de densidad. Después de recuperar todo elretorno consistente en 21.3 m3 [134 bbl] de fluidode perforación en la superficie, sin experimentardificultades en la mezcla o el bombeo de laslechadas, ADCO consideró exitosa la operación.

El segundo pozo sufrió pérdidas a velocidadesaún superiores—79.5 m3/h [500 bbl/h]—durantela perforación con lodo de 1036 kg/m3 [8.65lbm/gal] de densidad. La compañía decidió asen-tar la tubería de revestimiento a 152 m [500 pies]por encima de la posición planificada ori-ginariamente para abordar las pérdidas. Semezcló una lechada ultraliviana con una densi-dad de 959 kg/m3 [8.0 lbm/gal] en la superficie,con fibras CemNET. Esta lechada fue seguida deuna lechada de cola de 1882 kg/m3 [15.7 lbm/gal]de densidad. Si bien no se esperaban retornos,se observaron algunos retornos parciales en lasuperficie. Para proteger la tubería de revesti-miento de la corrosión provocada por lasalmuera, se efectuó una operación de rellenodel espacio anular. No obstante, el volumen delechada bombeado para el relleno del espacioanular se redujo en aproximadamente un 40%, ó15.9 m3 [100 bbl], porque se había colocado máslechada CemNET en el espacio anular durante laoperación de cementación primaria. A la luz deestos resultados, ADCO tiene previsto utilizar laslechadas CemNET en forma rutinaria.

Aplicación de tecnología de cementación avanzada en AsiaEl campo gigante Duri, situado en Sumatra,Indonesia, ha estado sometido a inyección devapor de agua para la recuperación asistida desus reservas de petróleo pesado desde 1985.13 Eloperador, P.T. Caltex Pacific Indonesia (CPI),produce más de 32,575 m3/día [205,000 barrilespor día] de petróleo de 6800 pozos. Los pozosque explotan yacimientos de areniscas situadosa una profundidad de 61 a 274 m [200 a 900pies], tienen terminaciones con empaques degrava. Las pérdidas de circulación en estos yaci-mientos no consolidados y fallados a menudodemandan operaciones correctivas de la cemen-tación. La reciente introducción de la tecnologíaCemNET, que limita la necesidad de implemen-tar operaciones correctivas de la cementación,está reduciendo los costos de cementación.14

Anteriormente, hubo algunos intentos de aplicardiversas técnicas de cementación en el campoDuri, tales como tapones de cemento con diver-sos LCMs incorporados y cemento primarioenergizado, tixotrópico o de otro tipo. Aunqueestas técnicas llevaron el índice de éxito de lacementación primaria al 60%, el índice de inefi-ciencia siguió siendo inaceptablemente elevado.

Para mejorar el índice de éxito de la cemen-tación, CPI bombeó tapones CemNET—lechadade cementación de 1797 kg/m3 [15.0 lbm/gal] dedensidad con 7.1 kg/m3 [2.5 lbm/bbl] de fibras—en los casos de pérdidas de circulación total. Enciertas circunstancias, un tapón de cemento de0.8 m3 [5 bbl] permitió remediar las pérdidas, sibien en los casos más severos no se detuvo la fil-tración. A continuación, CPI decidió utilizar latecnología CemNET en la lechada de cementa-ción primaria para remediar las pérdidas decirculación, agregando 2.5 lbm/bbl de fibrasdurante el bombeo de una lechada de cementa-ción de 1893 kg/m3 [15.8 lbm/gal] de densidad.En un caso, un pozo del campo Duri sufrió pér-dida de circulación total durante la perforación,

lo que fue reducido a pérdidas por filtración des-pués de la colocación de un tapón CemNET. Noobstante, este pozo fue cementado con éxito uti-lizando la lechada CemNET.

De los 98 tapones CemNET más recientes delcampo Duri, 63 permitieron remediar completa-mente las pérdidas de circulación, y en otros 18,las pérdidas se redujeron. De 30 trabajos decementación primaria donde se utilizaron fibrasCemNET, 28 tuvieron una cobertura de cementocompleta. En general, el índice de éxito de lacementación aumentó del 60% al 85%. Mediantela utilización de tecnología CemNET, CPI ahorra32 horas de tiempo de equipo de perforación porpozo, porque la operación de cementación ini-cial suele ser exitosa y se necesitan trabajos deremediación con mucho menor frecuencia.

CPI está descubriendo otras aplicacionespara la tecnología CemNET en otros campos queopera. Por ejemplo, se bombean lechadasCemNET a través de tubería flexible para aislarlos disparos que producen agua.15

Remediación de pérdidas en el sector británico del Mar del NorteShell Expro experimentó severas pérdidas decirculación en el campo Brent, situado en el sec-tor británico del Mar del Norte, en yacimientosatravesados por pozos de alcance extendido ycasi horizontales. Este campo petrolero, quecomenzó a producir petróleo en 1976, poseeimportantes reservas de gas disuelto en zonaspetroleras residuales y pasadas por alto. Lacompañía implementó operaciones de des-presurización para recuperar el gas liberado delpetróleo, interrumpiendo la inyección de aguaen 1998.

La despresurización dio como resultado unaventana más estrecha entre la presión de poro yla presión de fracturamiento, porque el gra-diente de los esfuerzos a los que está sometida laformación disminuyeron al declinar la presión deyacimiento. La perforación exitosa de las seccio-

26 Oilfield Review

12. Para mayor información sobre la utilización de la tecnolo-gía CemNET en Medio Oriente y Asia, consulte: El-HassanHI, Abbas R, Jarouj H y Munk T: “Using a Novel FiberCement System to Control Lost Circulation: Case Historiesfrom the Middle East and the Far East,” artículo de la SPE85324, presentado en la Conferencia y Exhibición de Tecnología de Perforación de Medio Oriente de lasSPE/IADC, Abu Dhabi, EAU, 20 al 22 de octubre de 2003.

13. Para mayor información sobre petróleo pesado y elcampo Duri, consulte: Curtis C, Kopper R, Decoster E,Guzmán-García A, Huggins C, Knauer L, Minner M,Kupsch N, Linares LM, Rough H y Waite M: “Yacimientosde petróleo pesado” Oilfield Review 14, no. 3 (Invierno de2002/2003): 32–55.

14. Effendhy, Junaidi H, Abbas R y Malik BZ: “Fibers inCement Form Network to Cure Lost Circulation,” WorldOil 224, no. 6 (Junio de 2003): 48–50.

15. Effendhy et al, referencia 14.Para mayor información sobre la utilización de la tecno-logía CemNET en Indonesia, consulte: El-Hassan et al,referencia 12.

16. Para mayor información sobre aislamiento por zonas enel área Tampen, consulte: Abbas R, Cunningham E, MunkT, Bjelland B, Chukwueke V, Ferri A, Garrison G, Hollies D,Labat C y Moussa O: “Soluciones de largo plazo para elaislamiento zonal,” Oilfield Review 14, no. 3 (Invierno de2002/2003): 18–31.

17. Una prueba de admisión se realiza para determinar laresistencia o la presión de fracturamiento de la forma-ción descubierta, y habitualmente se lleva a caboinmediatamente después de perforar por debajo de unanueva zapata de la tubería de revestimiento. Durante laprueba, el pozo se cierra y se bombea fluido en su inte-rior para aumentar gradualmente la presión ejercida

sobre la formación. A cierta presión, el fluido ingresaráen la formación, o fugará, ya sea desplazándose a travésde trayectorias permeables en la roca o creando unespacio mediante el fracturamiento de la roca. Los resul-tados de la prueba de admisión determinan la máximapresión o densidad del lodo que puede aplicarse al pozodurante las operaciones de perforación. Para mantenerun pequeño factor de seguridad que permita la ejecu-ción de operaciones de control de pozo seguras, lapresión de operación máxima es normalmente un tantoinferior al resultado de la prueba de admisión.

18. El tramo de la zapata es el espacio comprendido entre lazapata flotante o guía y el collar de colocación o collarflotador. La función principal de este espacio es asegu-rar que la zapata esté rodeada por cemento de altacalidad y que cualquier contaminación que pase por altoel tapón de cemento superior quede contenida en formasegura dentro del tramo de la zapata.

Primavera de 2004 27

nes de lutitas exigió una densidad de fluido deperforación mínima para evitar el atascamientode la tubería y contrarrestar la inestabilidad delas arenas y las lutitas interestratificadas. Lacombinación de la ventana de presión estrechacon la reducción del gradiente de fracturamientotambién planteó serios problemas durante lasoperaciones de cementación de pozos.

Para garantizar que los pozos del campoBrent pudieran ser cementados con éxito, losingenieros simularon las operaciones de cemen-tación para optimizar las velocidades debombeo, la eliminación del lodo y las densidadesde circulación equivalentes. En el pozo BD-42s4del campo Brent Delta, perforado en el año2002, los ingenieros enfrentaron pérdidas de cir-culación potenciales. Este pozo de re-entradafue perforado con un sistema rotativo orientablePowerDrive para recuperar gas del yacimientoStatfjord. El tramo del pozo de 81⁄2 pulgadas dediámetro, con una inclinación de 57°, y el tramode 6 pulgadas, con una inclinación de hasta 72°,no experimentaron pérdida de circulaciónalguna durante la perforación. Sin embargo,todos los pozos del campo Brent perforados en elaño 2002 sufrieron pérdidas durante la perfora-ción o la cementación, de modo que los planesde cementación para el pozo BD-42s4 del campoBrent Delta fueron adaptados de acuerdo con lasnecesidades de cada caso.

El operador asentó 305 m [1000 pies] detubería de revestimiento de 7 pulgadas despuésde perforar el tramo de 81⁄2 pulgadas. Los 76 m[250 pies] inferiores cubrieron la FormaciónStatfjord. La deficiente cementación primaria dela sarta de revestimiento de 95⁄8 pulgadas hizoque la sarta de 7 pulgadas necesitara 1000 piesde cemento efectivo para aislar las zonas enforma eficaz. Después de bombear un lavado quí-mico no densificado y un espaciador densificadopara la eliminación del lodo, los ingenieros bom-bearon la lechada de cemento. A esta lechada,densificada hasta 1737 kg/m3 [14.5 lbm/gal] dedensidad, se incorporaron fibras CemNET paramitigar pérdidas potenciales. La operación sedesarrolló según lo planificado y el retorno com-pleto a la superficie indicó la ausencia depérdidas durante la cementación.

El siguiente tramo, que atravesó el yaci-miento Statfjord, experimentó pérdidas deretorno parciales de 10 m3/h [66 bbl/h] al sacarla columna de perforación del pozo. Antes debajar la tubería de revestimiento de 41⁄2 pulga-das, se bombeó LCM, pero las pérdidascontinuaron, aumentando a 19 m3/h [122 bbl/h]antes de la cementación. A raíz de las altas pre-

siones existentes en el fondo del pozo, el éxitode la operación de cementación era crítico parala producción futura. Durante el bombeo de unalechada de 14.5 lbm/gal con fibras CemNET, laspérdidas se redujeron a 6.8 m3/h [43 bbl/h] yhubo retorno a la superficie. Una exitosa pruebade presión de la tubería de revestimiento supe-rior después de fraguado el cemento indicó quelas zonas estaban correctamente aisladas.

Como quedó demostrado en este pozo delcampo Brent, la nueva tecnología de cementa-ción puede impedir o minimizar las pérdidas decirculación sin restringir otros aspectos de lasoperaciones. En realidad, estas operaciones norequirieron ningún equipo extra para evitar cos-tosas pérdidas de fluido.

Prevención de zapatas húmedas en el sector noruego del Mar del NorteEn uno de los campos petroleros del áreaTampen del sector noruego del Mar del Norte,Statoil asienta una tubería de revestimiento de185⁄8 pulgadas en formaciones de arenas delezna-bles.16 Históricamente, los pozos del áreaTampen han tendido a generar resultados depruebas de admisión (LOT, por sus siglas eninglés) pobres en la zapata de la tubería derevestimiento, debido a un fenómeno conocidocomo “zapata húmeda.”17 Se tiene una zapatahúmeda cuando el cemento no fragua alrededorde la zapata o cuando el cemento se filtra hacia

zonas de pérdidas de circulación. En un sentidomás general, toda vez que un perforador no toca,o contacta, cemento duro alrededor de unazapata, se habla de zapata húmeda.

Ante un caso de zapata húmeda, Statoilhabitualmente realizaba operaciones de ce-mentación forzada para obtener resultadoscorrectos en las pruebas de admisión, pero estetrabajo correctivo de la cementación implicaba unalto costo. Llevada a una situación límite, una LOTinadecuada podría requerir una sarta de menordiámetro que lo planificado y que la economíade producción no resultara tan favorable, o quefuera imposible perforar la formación objetivo.

Trabajando con Schlumberger, Statoil desa-rrolló nuevas prácticas de cementación pararesolver el problema de la zapata húmeda. Estasprácticas incluyeron la reducción de la densidadde la lechada inicial y la cementación de la sec-ción correspondiente al tramo de la zapata conuna lechada de cola.18 Aunque estas técnicaspermitieron reducir la cantidad de zapatashúmedas, el problema no fue eliminado. En con-secuencia, Statoil comenzó a bombear lechadasde cola que contenían fibras CemNET. Hasta lafecha, se cementaron dos pozos utilizando lecha-das de cola CemNET; ambas operacionesresultaron exitosas y no requirieron trabajoscorrectivos (arriba). Al igual que otras operacio-nes de cementación con CemNET, las fibrasfueron mezcladas y bombeadas con facilidad.

Se requieren operacionescorrectivas de la cementaciónmediante inyección forzada

Buena prueba de admisión90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

Índi

ce d

e éx

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100

Operaciones decementación

originales

Después de laimplementación de

las mejores prácticas

Después de laintroducción de la

tecnología CemNET

> Índices de éxito de las operaciones de cementación utilizando las técnicas decementación típicas, las mejores prácticas y la tecnología CemNET en el áreaTampen. Las barras rojas indican la necesidad de efectuar operaciones correc-tivas con posterioridad a la cementación; las barras azules indican buenos resul-tados de la prueba de admisión (LOT, por sus siglas en inglés).

Prevención de problemas de pérdidas de circulación en América del NorteLas operaciones terrestres en América del Nortecomprenden una enorme variedad de desafíosen yacimientos de edades geológicas y litologíasdiversas. No obstante, muchas operaciones deperforación de todo el continente tienen algo encomún: las pérdidas de circulación. Reciente-mente, numerosos operadores lograroncontrarrestar con éxito los problemas de pérdi-das de circulación utilizando la tecnologíaCemNET.

En el Occidente de Virginia, EUA, Cabot Oil& Gas Corporation necesitaba un excelente ais-lamiento por zonas en un yacimiento productorde baja presión en el que se implementaría esti-mulación por fracturamiento hidráulico. Al igualque la mayoría de los pozos del área, este pozofue perforado utilizando aire como fluido de per-foración, lo que a menudo se traduce enpérdidas de circulación durante la cementación.Debido al bajo gradiente de fracturamiento dealgunas de las formaciones, el cemento teníaque ser liviano, pero el tratamiento de estimula-ción planificado exigía que el cemento tambiénfuera durable.

En operaciones de cementación previas, 12de 41 sartas de tubería de revestimiento de pro-ducción habían requerido operacionescorrectivas de la cementación. Después de estu-diar estos resultados, Cabot empleó unavariedad de sistemas de cementación avanzados,arrojando cada uno de ellos resultados cada vezmejores. En un comienzo, Cabot utilizó cementode llenado regulado RFC, que es una mezclatixotrópica y expansiva de cemento Pórtland yyeso; una formulación aparentemente ideal paraevitar pérdidas de circulación y proveer buenaadherencia del cemento en zonas ladronas. Aun-que la lechada RFC ha sido diseñada paravolverse rápidamente inmóvil después de sucolocación, las pérdidas continuaron. El pasosiguiente fue el agregado de fibras CemNET a lalechada de cementación RFC. Este sistemaarrojó mejores resultados en lo que respecta a laobtención de las alturas del cemento.

Más adelante, Cabot decidió reducir la densi-dad de la lechada utilizando el aditivo decementación KOLITE para lechadas de baja den-sidad. Los sólidos granulares livianos KOLITEtienen una distribución granulométrica especí-fica concebida para combatir las pérdidas decirculación. Aunque este aditivo produjo ciertasmejoras, las alturas de cemento siguieron siendo

subóptimas, de modo que se agregaron fibrasCemNET a las lechadas KOLITE. Este sistema hagenerado los mejores y más reproducibles resul-tados logrados hasta la fecha en términos dealtura del cemento, necesaria para cubrir múlti-ples zonas de interés.

Para satisfacer mejor las necesidades de con-tar con lechadas livianas y a la vez duraderas,Cabot utilizó posteriormente un sistema delechada LiteCRETE con fibras CemNET a fin delograr el aislamiento por zonas. En un pozo de1067 m [3500 pies] de profundidad, se colocaron639 m [ 2095 pies] de cemento en el espacioanular en lugar de perderlos hacia la formación.Aunque este resultado mantiene la tendenciahacia un mejoramiento constante de la cementa-ción, Cabot continúa evaluando la utilización dela mezcla LiteCRETE y CemNET para pozos futu-ros. Hasta la fecha, Cabot ha utilizado lechadasCemNET en 51 trabajos de cementación.

Las mejoras introducidas en las operacionesde cementación no se limitaron a la selección dela lechada; los ingenieros de Cabot y Schlumbergertambién desarrollaron pautas para la utilizaciónde lechadas más livianas, reduciendo el conte-nido de agua y minimizando la viscosidad de lalechada y las pérdidas de fluido.

A cientos de millas del Occidente de Virginia,la Formación Pérmica Brown Dolomite delPanhandle de Texas, EUA, presenta importantesproblemas de pérdidas de circulación. No soninusuales las pérdidas de circulación totaldurante la perforación. Este yacimiento natural-mente fracturado tiene propensión al daño comoresultado de las excesivas pérdidas de lodo deperforación y cemento. Miles de barriles decemento fueron bombeados en esta formaciónen intentos por compensar las pérdidas de circu-lación.

En un pozo del Condado de Roberts, Texas,Brighton Energy LLC descubrió pérdidas de cir-culación totales en la Formación BrownDolomite. Dos intentos de detener las pérdidasutilizando tapones de cemento convencionalesfracasaron. Al cabo de una semana de pérdidasde tiempo de equipo de perforación, Brightondecidió interrumpir el bombeo de volúmenesmasivos de cemento como tratamiento para pre-venir las pérdidas de circulación y en cambiosolicitó la asistencia de Schlumberger. En lazona de pérdidas de circulación de la FormaciónBrown Dolomite se colocó un tapón CemNET. Laseveridad de las pérdidas provocó la ruptura deltapón al reanudarse la perforación. Se bombeó

entonces un segundo tapón CemNET, que logrósellar la zona de pérdidas de circulación conéxito. Brighton pudo continuar con las operacio-nes de perforación con circulación completa ylogró ahorrar aproximadamente 26,000 dólaresestadounidenses por día en términos de tiempode equipo de perforación, pérdidas de lodo yotros materiales. Ahora tiene proyectado utilizarla tecnología CemNET durante la cementaciónde los pozos problemáticos de la FormaciónBrown Dolomite.

Aproximadamente 3200 km [2000 millas] alnorte del Panhandle de Texas, las capas de car-bón y otras formaciones someras del sur deAlberta, Canadá, muestran propensión a las pér-didas de circulación. Sin embargo, resulta difícilpredecir qué pozos experimentarán problemasde pérdidas de circulación; estos problemas noafectan consistentemente a determinadas for-maciones o áreas. En ciertas formaciones,particularmente en las capas de carbón, esainconsistencia es el resultado de la distribuciónerrática de la roca.19

Para proteger los recursos de agua sub-terránea, los pozos de gas someros de estaregión deben tener retorno de cemento a lasuperficie. Al igual que otros operadores delárea, PanCanadian Energy, ahora EnCanaCorporation, habitualmente bombeaba volúme-nes sustanciales de lechada excedente paracolocar suficiente cemento a fin de proteger losrecursos de agua subterránea, pero el costo deeliminación del exceso de cemento era elevado,porque los pozos se perforaban con mínima per-turbación de la superficie y no se disponía deinstalaciones para su eliminación en la localiza-ción. Dada la economía marginal de estos pozosde gas someros, el operador investigó otrasmetodologías, tales como el cambio de los flui-dos de perforación, pero sólo logró un éxitolimitado. La mayoría de los demás procedimien-tos tendían a aumentar el tiempo de perforaciónsin resolver los problemas de pérdidas de circu-lación. En realidad, las pérdidas de circulaciónse producían normalmente después de la perfo-ración; durante las operaciones de cementación.

28 Oilfield Review

19. Anderson J, Simpson M, Basinski P, Beaton A, Boyer C,Bulat D, Ray S, Reinheimer D, Schlachter G, Colson L,Olsen T, John Z, Khan R, Low N, Ryan B y Schoderbek D:“Producción de gas natural a partir del carbón,” OilfieldReview 15, no. 3 (Otoño de 2003): 8–33.

20. Messier E, Stiles D y Mogan R: “Controlling Cement TopsThrough Use of Fiber-Based Slurries Reduces DrillingCosts,” artículo 2002-085, presentado en la ConferenciaInternacional del Petróleo Canadiense de la Sociedad delPetróleo, Calgary, Alberta, Canadá, 11 al 13 de junio de2002.

Primavera de 2004 29

PanCanadian también quería minimizar lasoperaciones correctivas de la cementación enlos pozos de gas someros. Previamente, el opera-dor había probado LCMs granulares y laminarespara combatir las pérdidas de circulación, peroestos materiales resultaron ineficaces. Duranteel desarrollo de un proyecto consistente en 77pozos, PanCanadian y Schlumberger optimiza-ron los procedimientos de bombeo y lasconcentraciones de CemNET.20 El retorno delcemento mejoró, lo que permitió a la compañíareducir los volúmenes de lechada después de lacementación de los 10 primeros pozos. A medidaque avanzaba el proyecto, se reducía la cantidadde lechada con fibras CemNET; sin embargo, eloperador siguió bombeando menos volumen decemento excedente, redujo los costos de elimi-nación y eliminó las operaciones correctivas dela cementación. Después de analizar los resulta-dos del proyecto de 77 pozos, PanCanadian pudodisminuir en otro 25% los volúmenes de lechada

cargados de fibras, lo que redujo el retorno decemento a aproximadamente 2 m3 [12.6 bbl].

Los numerosos cambios introducidos en losprocedimientos y materiales de cementacióncon el tiempo, se tradujeron en reducciones decostos equivalentes a 250 dólares canadiensespor pozo, cifra significativa para proyectos queimplican cientos de pozos.

Ganar sin pérdidasEn los campos petroleros, al igual que en otroslugares del mundo, siempre existirán ladrones.Aunque quizás nunca se logre evitar las pérdidasde circulación durante las operaciones decementación de pozos, la captura de este tipo deladrón no es en modo alguno una causa perdida.Como ideal, los problemas de pérdidas decirculación deberían encararse antes de laimplementación de las operaciones de cementa-ción primaria. Cuando los problemas depérdidas de circulación son previstos durante

las operaciones de cementación primaria, eldiseño cuidadoso de la lechada y los trabajos decementación son esenciales: sólo existe unaoportunidad de realizar el trabajo con éxito.

La nueva tecnología, incluyendo la tecnologíaCemNET, abordará los efectos colaterales másserios frente a una amplia gama de condicionesde temperatura y densidades de lechadas. Solu-ción claramente demostrada para los problemasde pérdidas de circulación, se han bombeadomás de 1300 trabajos CemNET en capas de car-bón, yacimientos agotados, yacimientos falladosy fracturados, rocas carbonatadas, areniscas ylutitas de todo el mundo (arriba). Sin lugar adudas, seguirán proliferando nuevas aplicacionespara estas excepcionales lechadas de cementa-ción fibrosas. —GMG

Localizaciones de los ejemplos CemNET

> Un mundo de éxitos. Las aplicaciones CemNET descriptas en este artículo abarcan tres continentes.

30 Oilfield Review

Reacciones positivas en la estimulación de yacimientos carbonatados

Ealian Al-AnziMajdi Al-Mutawa Kuwait Oil CompanyAhmadi, Kuwait

Nabil Al-Habib Adib Al-MumenSaudi AramcoRas Tanura, Dhahran, Arabia Saudita

Hisham Nasr-El-DinSaudi Aramco Research and DevelopmentDhahran, Arabia Saudita

Oscar AlvaradoVeracruz, México

Mark BradySteve DaviesChris FreddDan FuBernhard LungwitzSugar Land, Texas, EUA

Frank ChangRosharon, Texas

Efrain HuidobroPetróleos Mexicanos (PEMEX)Veracruz, México

Mohamed JemmaliMathew SamuelAl-Khobar, Arabia Saudita

Depinder SandhuCairo, Egipto

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Saad Al-Driweesh, Mohamed Al-Muhareb,Richard Marcinew y Mohamed Safwat, Al-Khobar, ArabiaSaudita; Salah Al Harthy, Muscat, Oman; Leo Burdylo, Pia-Angela Francini y Zhijun Xiao, Sugar Land, Texas, EUA;Keng Seng Chan, Kuala Lumpur, Malasia; Trevor Hughes yTim Jones, Cambridge, Inglaterra; Bipin Jain, Bombay,India; y Bruce Rieger, Calgary, Alberta.ClearFRAC, FracCADE, InterACT, InTouchSupport.com, MSR (Removedor de Lodo y Limo), NODAL, OilSEEKER, PLT(herramienta de Adquisición de Registros de Producción),SDA (Ácido Autodivergente), SXE (Emulsión SuperX) y VDA(Ácido Divergente Viscoelástico) son marcas de Schlumberger.

La aplicación de la innovadora química de los surfactantes viscoelásticos a la acidifi-

cación ha mejorado significativamente la estimulación de yacimientos carbonatados.

Este novedoso y simple sistema ácido, que no deja daño residual, ha sido utilizado tanto

en tratamientos de estimulación de la matriz como en tratamientos de estimulación

por fracturamiento con ácido y ha generado aumentos sustanciales de la inyección y la

producción—incorporando en ciertos casos millones de dólares en términos de pro-

ducción por mes—en numerosos campos de petróleo y gas de todo el mundo.

Los yacimientos carbonatados contienen aproxi-madamente un 60% de las reservas mundiales depetróleo y alojan enormes volúmenes de reservasde gas.1 Aun así, los especialistas consideran quemás del 60% del petróleo entrampado en lasrocas carbonatadas no se recupera debido a fac-tores relacionados con la heterogeneidad delyacimiento, el tipo de fluido producido, losmecanismos de drenaje y el manejo del yaci-miento. La cantidad de petróleo entrampado esaún mayor en los yacimientos carbonatados queproducen petróleo pesado—densidades inferio-res a 22°API—donde las reservas sin explotarsuperan el 70%.2 Actualmente, no se puede acce-der a un porcentaje importante de estosrecursos debido a la interposición de barreraseconómicas y tecnológicas.

Los yacimientos de calizas y dolomías plan-tean enormes desafíos en lo que respecta aterminación, estimulación y producción de pozosporque normalmente contienen intervalos determinación de gran espesor con rangos de per-meabilidad extremos. Suelen ser vertical ylateralmente heterogéneos con barreras de per-meabilidad y fracturas naturales, y con unaamplia gama de tipos de porosidad, que vandesde porosidad intercristalina a vugular masivay cavernosa. En estos yacimientos, los ingenierosy geólogos saben que la roca penetrada por labarrena y evaluada a través de la extracción denúcleos y la adquisición de registros, probable-mente no representa completamente alyacimiento en mayor escala.

1. Akbar M, Vissapragada B, Alghamdi AH, Allen D, HerronM, Carnegie A, Dutta D, Olesen J-R, Chourasiya RD,Logan D, Stief D, Netherwood R, Russell SD y Saxena K:

“Evaluación de yacimientos carbonatados,” OilfieldReview 12, no. 4 (Primavera de 2001): 20–43.

2. Sun SQ y Sloan R: “Quantification of Uncertainty in Recovery Efficiency Predictions: Lessons Learned from250 Mature Carbonate Fields,” artículo de la SPE 84459,presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anualde la SPE, Denver, Colorado, EUA, 5 al 8 de octubre de 2003.

3. Factor de daño mecánico es el factor adimensional cal-culado para determinar la eficiencia de la producción deun pozo mediante la comparación de las condicionesreales con las condiciones teóricas o ideales. Un factorde daño positivo indica que algún daño o influencia estádeteriorando la productividad del pozo. Un factor de dañonegativo indica un mejoramiento de la producción, nor-malmente como resultado de la estimulación.

Primavera de 2004 31

Los ingenieros especialistas en terminación yestimulación de pozos deben tener en cuentaestas complejidades durante la etapa de diseño,y cuando seleccionan las tecnologías para opti-mizar la producción y recuperación dehidrocarburos. Los yacimientos carbonatadosson estimulados utilizando ácido—predominan-temente ácido clorhídrico [HCl]—para crearvías conductoras desde el yacimiento hasta elpozo y atravesar la región circundante al pozoque ha sido dañada durante la perforación y lacementación. Las técnicas de fracturamientocon ácido también se utilizan en aquellas áreasdonde la permeabilidad natural de los yacimien-tos carbonatados es insuficiente para promoverestimulaciones ácidas efectivas de la matriz. Elobjetivo de la estimulación de yacimientos car-bonatados es tratar en forma efectiva todas laszonas productivas potenciales, reduciendo eldaño de formación y mejorando la productividado inyectividad de los pozos.3

La estimulación de la matriz resulta aún máscompleja cuando existen intervalos múltiplescon permeabilidades sustancialmente diferen-tes. El ácido es admitido preferentemente porlas zonas de alta permeabilidad, quedando sintratar las zonas de menor permeabilidad. Estosintervalos no tratados implican menos produc-ción y pérdida de reservas. Esta estimulación nouniforme también puede generar una gran caídade presión, lo que se traduce en la produccióntemprana e indeseable de gas y agua. Por estasrazones, las técnicas de divergencia del ácido,tanto mecánicas como químicas, han sido desa-rrolladas y recomendadas para asegurar laestimulación uniforme de yacimientos car-bonatados.

No obstante, muchos problemas de coloca-ción del ácido y desempeño del tratamientocomplican el proceso de acidificación. Este artí-culo examina el desarrollo y la utilización de unnuevo sistema de ácido autodivergente basado

en tecnología de surfactantes viscoelásticos(VES, por sus siglas en inglés) que no producendaño. Se incluye además un análisis general delos tratamientos de acidificación de la matriz yfracturamiento con ácido y una descripción delos desafíos que se plantean durante la estimula-ción de yacimientos carbonatados. Algunosejemplos de campo de todo el mundo demues-tran el éxito arrollador de esta nueva tecnología.

La acidificación no es básicaLos tratamientos de estimulación ácida en rocascarbonatadas implican una reacción del ácidoclorhídrico con los minerales calcita y dolomía[CaCO3 y CaMg(CO3)2, respectivamente], produ-ciendo cloruro de calcio [CaCl2], dióxido decarbono [CO2] y agua [H2O] en el caso de la cal-cita, y una mezcla de cloruro de magnesio[MgCl2] y cloruro de calcio, en el caso de la dolo-mía. Al introducir ácido vivo, se disuelve másCaCO3, creándose pequeños canales conductores,

denominados agujeros de gusanos, que con eltiempo forman una compleja red de alta permea-bilidad (abajo). La creación de agujeros degusanos puede describirse a través de la relaciónentre la velocidad de disolución neta del ácido yel transporte conectivo del ácido vivo hacia lasuperficie del agujero de gusano, expresada porel número adimensional de Damköehler.4 Elnúmero de Damköehler depende de una variedadde factores, incluyendo las características espe-cíficas de las rocas, las propiedades del sistemaácido, la velocidad de inyección y la temperatura.

Los tratamientos de matrices habituales amenudo requieren bajas velocidades de in-yección; en consecuencia, no puede utilizarseácido clorhídrico puro porque la rápida neu-tralización—o consumo—del ácido limitaseveramente su penetración en la formación.Esto produce la disolución del frente e impideque se forme una red de agujeros de gusanos losuficientemente larga para atravesar efectiva-mente la zona dañada alrededor del pozo. Poreste motivo, los sistemas ácidos a menudo in-cluyen aditivos que demoran, o retardan, la

reacción del ácido con el CaCO3, prolongando asíel tiempo de reacción.

Las técnicas de retardo químico consistennormalmente en la emulsificación y formaciónde geles. Dependiendo de la concentración delácido y el entorno de bombeo, una mezcla deácido y diesel, la emulsión SXE SuperX, porejemplo, puede resultar muy efectiva porqueretarda los tiempos de reacción en un factor de15 a 40, en comparación con los sistemas ácidosconvencionales que utilizan HCl.5 El poder dedisolución—una función de la resistencia delácido—del sistema SXE a base de HCl, sumadoal tiempo de reacción más lento de los carbona-tos—retardo—crea agujeros de gusanos másprofundos y hace a la emulsión menos corrosivapara la tubería de revestimiento y la tubería deproducción de acero. La amenaza de corrosiónde los tubulares de acero, especialmente a tem-peraturas más elevadas, puede ser reducida aúnmás si se agregan inhibidores a los sistemas áci-dos. El retardo de la reacción y la minimizaciónde la corrosión también pueden lograrse utili-zando ácidos orgánicos; sin embargo, debido a sucosto y a su menor capacidad de disolución, suempleo es limitado.

Deben considerarse numerosos factores dediseño del tratamiento para optimizar la veloci-dad de reacción y la limpieza, incluyendo laresistencia del ácido, la temperatura, la presión,la velocidad de admisión y la composición de laroca. El control de la velocidad de reacción delácido en la formación objetivo es crucial para eléxito de los tratamientos de estimulación ácida enyacimientos carbonatados. El sistema ácido debeatravesar la zona dañada para comunicar al yaci-miento con el pozo, pero también debe minimizarel daño producido a los tubulares y realizar unabuena limpieza después de agotado el ácido. Los

aditivos desempeñan un rol clave porque limitanla pérdida de fluido, minimizan la generación deemulsiones y precipitados, regulan la viscosidad,reducen la corrosión y mejoran la limpieza.

Ni siquiera un sistema de fluido ácido biendiseñado garantiza una estimulación exitosa dela matriz. El fluido de estimulación debe sercolocado correctamente en los intervalos selec-cionados. Los sistemas ácidos son bombeadosgeneralmente hacia el fondo del pozo, a travésde la tubería de revestimiento o de la tubería deproducción—técnica conocida como bombeoforzado—o son administrados mediante tuberíaflexible. En las operaciones de bombeo forzado,la colocación preferente indeseable del ácido enlas zonas de alta permeabilidad deja sin tratarlos intervalos de menor permeabilidad. En cier-tos casos, las zonas productoras de agua, de altapermeabilidad, admiten una cantidad despro-porcionada de ácido, lo que aumenta laproducción indeseable de agua y los costos aso-ciados con la eliminación de la misma.

La aplicación de técnicas de divergenciamecánica, tales como selladores de esferas otubería flexible con empaquetadores de intervaloestá muy generalizada, pero no siempre es reco-mendable o resulta factible (próxima página,arriba).6 Los métodos mecánicos no son muy efec-tivos en la estimulación de pozos horizontales yde alcance extendido largos. Los métodos dedivergencia química convencionales incluyenespuma a base de nitrógeno, agentes de obtura-ción como las escamas de ácido benzoico, y gelesa base de polímeros reticulados. Estos métodostaponan transitoriamente las zonas carbonatadasde alta permeabilidad para desviar efectivamentelos fluidos de tratamiento hacia zonas de per-meabilidad más baja. Los métodos de divergenciaquímica varían en lo que respecta a eficacia.

32 Oilfield Review

4. Fredd CN y Fogler HS: “Optimum Conditions for Wormhole Formation in Carbonate Porous Media:Influence of Transport and Reaction,” artículo de la SPE56995, SPE Journal 4, no. 3 (Septiembre de 1999): 196–205.

5. Samuel M y Sengul M: “Stimulate the Flow,” Middle East& Asia Reservoir Review no. 3 (2003): 40–53.Li Y, Sullivan RB, de Rozieres J, Gaz GL y Hinkel JJ: “AnOverview of Current Acid Fracturing Technology withRecent Implications for Emulsified Acids,” artículo de laSPE 26581, presentado en la 68a Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Houston, Texas, EUA, 3 al 6 deoctubre de 1993.Al-Anazi HA, Nasr-El-Din HA y Mohamed SK: “Stimulationof Tight Carbonate Reservoirs Using Acid-in-Diesel Emulsions: Field Application,” artículo de la SPE 39418,presentado en el Simposio Internacional sobre Controldel Daño de Formación de la SPE, Lafayette, Luisiana,EUA, 18 al 19 de febrero de 1998.Navarrete RC, Holms BA, McConnell SB y Linton DE:“Emulsified Acid Enhances Well Production in High-Temperature Carbonate Formations,” artículo de laSPE 50612, presentado en la Conferencia Europea delPetróleo, La Haya, Países Bajos, 20 al 22 de octubre de 1998.

6. Samuel y Sengul, referencia 5.

7. Nasr-El-Din HA, Taylor KC y Al-Hajji HH: “Propagation ofCross-Linkers Used in In-Situ Gelled Acids in CarbonateReservoirs,” artículo de la SPE 75257, presentado en el13er Simposio sobre Recuperación Mejorada de Petróleode las SPE/DOE, Tulsa, Oklahoma, EUA, 13 al 17 de abrilde 2002.Taylor KC y Nasr-El-Din HA: “Laboratory Evaluation of In-Situ Gelled Acids in Carbonate Reservoirs,” SPE Journal 8, no. 4 (Diciembre de 2003): 426–434.

8. Willberg DM, Card RJ, Britt LK, Samuel M, England KW,Cawiezel KE y Krus H: “Determination of the Effect of Formation Water on Fracture-Fluid Cleanup Through Field Testing in the East Texas Cotton Valley,” artículo dela SPE 38620, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, EUA, 5 al 8de octubre de 1997.

9. Samuel M, Card RJ, Nelson EB, Brown JE, Vinod PS,Temple HL, Qu Q y Fu DK: “Polymer-Free Fluids forHydraulic Fracturing,” artículo de la SPE 38622, presen-tado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de laSPE, San Antonio, Texas, EUA, 5 al 8 de octubre de 1997.Chase B, Chmilowski W, Marcinew R, Mitchell C, Dang Y,Krauss K, Nelson E, Lantz T, Parham C y Plummer J:“Clear Fracturing Fluids for Increased Well Productivity,”Oilfield Review 9, no. 3 (Otoño de 1997): 20–33.

> Agujeros de gusanos conductores. Un moldetomado después de una acidificación de la matrizcon carbonato de calcio muestra una intrincadared de agujeros de gusanos creada cuando elácido disuelve la roca. Esta red mejora sustan-cialmente la permeabilidad en torno del pozo,proveyendo la estimulación necesaria en muchosyacimientos carbonatados.

Primavera de 2004 33

A veces, los tapones temporales se convierten enpermanentes y el yacimiento que se pretendíaestimular se daña, reduciéndose la productividaddel pozo.

Una técnica de divergencia química comúnutiliza geles a base de polímeros. Estos sistemasácidos emplean aditivos reticuladores reversi-bles activados por el pH para modificar laviscosidad del fluido en los momentos críticosdel tratamiento ácido. Por ejemplo, el ÁcidoAutodivergente SDA es un sistema poliméricomezclado con HCl. Inicialmente su viscosidad esbaja para facilitar el bombeo, pero una vez queeste fluido ingresa en una formación carbona-tada y se consume el ácido, el polímero se

reticula cuando el pH alcanza un valor de 2,aumentando su viscosidad. Este aumento de laviscosidad del gel restringe el flujo posterior delácido nuevo a través de los agujeros de gusanos,desviando así el ácido fresco hacia las zonas demenor permeabilidad y, finalmente, hacia otraszonas. A medida que el ácido disuelve la roca, elvalor del pH aumenta. Cuando el pH alcanza unvalor de aproximadamente 3.5, el ácido gelificadose rompe, reduciendo la viscosidad y permitiendoel contraflujo de los fluidos y la limpieza.

Los sistemas ácidos a base de polímeros pre-sentan numerosas desventajas. Estudiosindependientes, llevados a cabo por Stim-Lab,FRAC TECH Services, L.L.C., Saudi Aramco y

otras compañías, demostraron que los sistemasácidos convencionales a base de polímeros obs-truyen los agujeros de gusanos y pueden dañar laformación.7 La limpieza de pozos fracturadostambién fue estudiada sistemáticamente utili-zando análisis de contraflujo, lo que indicó unporcentaje de limpieza inferior al 45%.8 Debido ala estrechez de la ventana del pH, este fenó-meno de reticulación y ruptura puede resultardifícil de controlar, especialmente en tratamien-tos que implican varias etapas de diferentesfluidos. Por otra parte, la estabilidad de los siste-mas poliméricos se degrada al aumentar latemperatura de fondo de pozo. Esta inestabili-dad obstaculiza la correcta divergencia o, en elpeor de los casos, daña la formación en formapermanente hasta el punto de impedir el flujo.Para complicar aún más las cosas, en ambientescorrosivos donde hay ácido sulfhídrico [H2S]presente, pueden producirse problemas de acu-mulación de incrustaciones y daño de formacióncuando los aditivos reticuladores metálicos reac-cionan con los sulfuros precipitados.

Surge un fluido únicoLos potenciales efectos perjudiciales de los flui-dos para tratamientos de estimulación a base depolímeros indujeron a los investigadores delCentro de Productos de Schlumberger en Tulsa,Oklahoma, EUA, a explorar la utilización desurfactantes viscoelásticos en fluidos de frac-turamiento hidráulico, lo que condujo a laintroducción de los fluidos de fracturamientolibres de polímeros ClearFRAC en 1997.9 Poste-riores trabajos de investigación y desarrollocondujeron al desarrollo de las moléculas VESque toleran temperaturas más elevadas. En elaño 2001, se introdujo el fluido ClearFRAC HTpara extender la temperatura de operación prác-tica hasta 135°C [275°F].

Más recientemente, Schlumberger aplicó laquímica VES para producir un ácido libre de polí-meros denominado sistema de Ácido DivergenteViscoelástico (VDA, por sus siglas en inglés). Lamolécula de surfactante viscoelástico utilizada enel sistema VDA está compuesta por una cabezahidrofílica—que comprende grupos de amoniocuaternario positivos y un grupo carboxilato nega-tivo—y una cola hidrofóbica larga que constituyeuna cadena de hidrocarburo. Durante su bombeopor la tubería de producción o la tubería de reves-timiento, el sistema de fluido VDA—una mezclade HCl, surfactante viscoelástico y aditivoscomunes requerida para el tratamiento ácido—mantiene una viscosidad baja. La cantidad deácido de la mezcla determina la viscosidad inicialdel sistema (izquierda).

> Métodos de divergencia mecánica. Durante el tratamiento de estimulación, se bombean hacia elfondo del pozo esferas de nylon, vulcanita o bolillas biodegradables como selladores (izquierda). Estosselladores proveen divergencia mecánica porque obturan preferentemente los disparos, admitiendo elmayor volumen de fluido de tratamiento. Los empacadores de aislamiento de intervalo también puedeninstalarse con tubería flexible para aislar el intervalo de tratamiento preferido (derecha). En este caso,se estimuló primero la zona inferior y luego se desplazó el empacador hacia la zona siguiente.

Concentración de HCI, % en peso

Visc

osid

ad a

170

seg

-1, c

p

0 5 10 15 20 25 300

0 1 2 3 4 5pH

1

10

100

1000

50

100

150

200

250

Visc

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170

seg

-1, c

p

> Respuesta de la viscosidad del fluido VDA. La concentración del HCI mezclado determina en granparte la viscosidad del fluido VDA a medida que es bombeado hacia el fondo del pozo (extremo supe-rior). La viscosidad del fluido VDA disminuye cuando se mezcla con altas concentraciones de ácido ya menudo se diseña con 20 a 28% de HCl, pero también pueden utilizarse concentraciones menores.La reacción del HCl con la formación carbonatada aumenta el pH y proporciona salmuera de CaCl2como producto de la reacción. La salmuera reacciona con el surfactante viscoelástico y se vuelveviscosa (extremo inferior). Esta respuesta de la viscosidad en el fondo del pozo desvía efectivamenteel ácido nuevo hacia otros agujeros de gusanos y hacia otras zonas.

A medida que el ácido es consumido a travésde la reacción con la calcita o la dolomía, el sur-factante se gelifica. Dos factores inician elproceso de gelificación. Cuando el ácido seagota, el aumento del pH permite que las molé-culas de surfactante se unan para formarestructuras largas denominadas micelas, en lasque las cabezas hidrofílicas se orientan haciaafuera y las colas hidrofóbicas se orientan haciaadentro.10 La disolución del CaCO3 en el HCl pro-duce salmuera de CaCl2, lo que se traduce enuna mayor estabilización de las micelas vermicu-lares. Las micelas siguen aumentando enlongitud y, por encima de una concentración crí-tica del surfactante, se entrecruzan formando

una estructura reticulada y produciendo un gelelástico, altamente viscoso (extremo superior).El aumento de la viscosidad del gel reduce aúnmás el flujo hacia los agujeros de gusanos y lasfisuras existentes dentro de las zonas tratadas,proveyendo así divergencia efectiva del ácidohacia zonas dañadas y de baja permeabilidad, noestimuladas. La viscosidad del fluido VDA consu-mido está relacionada con diversos factores,incluyendo la temperatura, y con los porcentajestanto de ácido como de surfactante (arriba).

Después de un tratamiento, el surfactantegelificado se descompone al entrar en contactocon el petróleo producido, el condensado y el con-traflujo del colchón de prelavado de solvente

mutuo, o cuando se diluye con la salmuera de for-mación producida durante el contraflujo.Durante la descomposición, las estructuras mice-lares elongadas son reducidas a estructurasesféricas y el sistema de fluido alcanza una visco-sidad baja porque las micelas esféricas no seentrecruzan. Una solución de solvente mutuo a

34 Oilfield Review

10. Una micela es una gotita coloidal en la que la faseinterna tiene una afinidad para el agua opuesta a la presente en la fase externa. La capa límite tiene extremos tanto hidrofóbicos como hidrofílicos.

11. Chang F, Qu Q y Frenier W: “A Novel Self-Diverting-AcidDeveloped for Matrix Stimulation of Carbonate Reservoirs,” artículo de la SPE 65033, presentado en el Simposio Internacional sobre Química de CamposPetroleros de la SPE, Houston, Texas, EUA, 13 al 16 defebrero de 2001.

> Micelas en acción. El surfactante, que adopta la forma de monómero en el estado inicial, se mezcla con el ácido diluido (izquierda). El ácido se consu-me en la formación, produciendo salmuera de CaCl2. Los monómeros reaccionan con la salmuera, creando micelas vermiculares elongadas (centro), quefinalmente forman largas redes entrecruzadas. Esta retícula de micelas complejas aumenta la viscosidad del surfactante, lo que desvía efectivamente elácido nuevo hacia otros lugares. Después del tratamiento, el hidrocarburo producido o un solvente mutuo entran en contacto con las micelas largas, trans-formándolas en micelas esféricas (derecha). Estas micelas más pequeñas y menos complejas hacen que el fluido tenga una viscosidad significativamentemás baja, lo que facilita la ruptura completa y la eficacia de la limpieza.

Monómeros Micela vermicular Micelas esféricas

Ácidoconsumido

Hidrocarburo

CaCO3 + 2HCl CaCl2 + CO2 + H2O

> Estimulación con divergencia local. El fluido VDA mezclado con el ácido mantiene una viscosidad baja durante su bombeo hacia el fondo del pozo (iz-quierda). Primero ingresa en la zona más permeable (gris claro). Cuando el ácido comienza a reaccionar con la calcita o la dolomía en la roca yacimiento, laviscosidad del surfactante viscoelástico aumenta. El aumento de la viscosidad hace que el fluido nuevo se desvíe hacia la siguiente zona más permeable(gris intermedio), donde el ácido estimula la siguiente zona permeable y el surfactante se desvía hacia la misma (gris oscuro) (centro). Este proceso continúahasta que son estimuladas todas las zonas disparadas de permeabilidad variable. Al producirse el contraflujo de los hidrocarburos (flechas verdes) o el sol-vente mutuo, el surfactante viscoelástico cambia nuevamente su reología (derecha). Cuando las micelas largas se convierten en micelas esféricas, la visco-sidad se reduce significativamente, lo que permite la limpieza completa durante el contraflujo.

Baja viscosidad Alta viscosidad

Fluido VDA Fluido VDA Limpieza

Perm

eabi

lidad

dec

reci

ente

Primavera de 2004 35

modo de colchón de prelavado o de desplaza-miento, mejora la descomposición del surfactantegelificado y promueve la rapidez de la limpieza.

El nuevo sistema ácido puede ser utilizadopara estimular pozos que tienen temperaturasestáticas de fondo de hasta 149°C [300°F].

Antes de su primera utilización, la eficienciadel sistema VDA en el tratamiento de rocascarbonatadas fue documentada en pruebas simul-

táneas de flujo de múltiples núcleos.11

Schlumberger y Stim-Lab compararon varios sis-temas ácidos para observar su divergencia y suscaracterísticas de permeabilidad conservada,incluyendo el ácido clorhídrico puro como puntode referencia, un ácido a base de polímeros, unácido energizado y el sistema de fluido VDA. Las pruebas demostraron que el ácido puro pene-tró solamente el núcleo más permeable, mientras

que el sistema VDA aumentó la permeabilidad detodos los núcleos porque desvió exitosamente elácido hacia los núcleos de menor permeabilidad.La técnica de generación de imágenes de seccio-nes transversales por tomografía computada (CT,por sus siglas en inglés), empleada en cada pul-gada de todo el largo de los núcleos, demostró loscambios producidos en la estructura de poro araíz de la acidificación (arriba).

> Pruebas de múltiples núcleos. Se probaron varios sistemas ácidos para comprobar la eficacia de la divergencia a una tem-peratura de 67°C [150°F]. Cada una de las pruebas implicó el tratamiento simultáneo de tres núcleos de diferentes permeabili-dades iniciales, durante la medición de la caída de presión a lo largo del arreglo paralelo de núcleos. Después de una pruebade flujo de núcleos, se obtuvo una imagen de secciones transversales por tomografía computada (CT, por sus siglas en inglés)en cada pulgada del largo total de los núcleos para evaluar los cambios producidos en la estructura de los poros a raíz de laacidificación. El comportamiento del perfil de presión, como una función del volumen de poros, fue graficado para cada pruebaa fin de mostrar los cambios de viscosidad del fluido que conducen a la divergencia. El 15% de ácido clorhídrico puro, utilizadocomo punto de referencia, mostró una permeabilidad mejorada sólo en el núcleo más permeable Número 1 (izquierda). El perfilde presión plano indica que no se produjo ninguna divergencia. El sistema de fluido VDA con 15% de ácido fue probado en losnúcleos con bajo contraste de permeabilidad inicial (centro) y en los núcleos con alto contraste de permeabilidad inicial (dere-cha). La permeabilidad fue mejorada en todos los núcleos, y el perfil de presión en aumento confirmó que se estaba produ-ciendo una divergencia efectiva. Una vez que el ácido penetra uno de los núcleos, disminuye la caída de presión. El aumentode la caída de presión es una indicación de la divergencia, mientras que una caída de presión reducida indica estimulación.

15% de HCl puro

Permeabilidadinicial, mD

Recuperaciónde

permeabilidad,mD

Longitud de losagujeros de

gusanos,% de núcleo

66.5

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32.0

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10

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Ácido gelificado en la formación a base de VES

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gusanos,% de núcleo

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Ácido gelificado en la formación a base de VES

Permeabilidadinicial, mD

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do

Inye

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Comparada con la viscosidad del ácido abase de polímeros, la viscosidad del fluido VDAseguía siendo alta al consumirse el ácido, mien-tras que los geles poliméricos se descomponíancuando el pH alcanzaba un valor de entre 3.5 y4.0. El examen de los frentes de los núcleos deinyección demostró que los núcleos en los que seinyectó el fluido VDA permanecían limpios y nomostraban rastros de residuos. Por el contrario,los núcleos tratados con el sistema ácido a basede polímeros tenían indudablemente residuosdañinos en el frente de inyección y también den-tro de los agujeros de gusanos.12

Desde el punto de vista operacional, el nuevofluido VDA puede ser bombeado como fluido deuna etapa o en combinación con otros fluidos deestimulación en etapas, según la aplicación deque se trate. Comparativamente, los fluidos abase de polímeros requieren varias etapas deácido y divergente para lograr la estimulación yla divergencia deseadas. Esto puede constituiruna desventaja importante ya que cuanto máspolímero se bombea en la formación, mayor es eldaño de la misma. Por otra parte, las pruebas delaboratorio demostraron una mejor limpieza delfluido VDA consumido, como lo demuestran las

menores presiones de iniciación del flujo cuandose inyecta solvente mutuo en los núcleos deprueba.13 El excelente desempeño de este sis-tema VDA resulta particularmente beneficiosoen yacimientos de petróleo de baja presión.

La importancia de las pruebas de fluidos deestimulación realizadas en laboratorio no debeexagerarse. En Schlumberger, este trabajo selleva a cabo en laboratorios locales de todo elmundo, con el apoyo de tres Laboratorios deSoporte al Cliente (CSL, por sus siglas en inglés)situados en Houston, Texas, EUA; Aberdeen,Escocia; y Kuala Lumpur, Malasia.

Divergencia en KuwaitEl nuevo sistema VDA fue utilizado por primeravez en el campo Sabriya operado por Kuwait OilCompany (KOC) en el norte de Kuwait (abajo).14

La permeabilidad de las seis unidades litológicasque componen el yacimiento carbonatadoMauddud de múltiples capas oscila entre 3 y 600mD. La longitud total de los intervalos dispara-dos varía entre 30 y 60 m [100 y 200 pies]. Lapresión de yacimiento tiene un valor promedio de2500 lpc [17.2 MPa] y las temperaturas de pozotípicas alcanzan entre 77 y 82° C [170 y 180°F].

Durante el tratamiento de estimulación de lamatriz, las zonas de alta permeabilidad tiendena admitir ácido y a experimentar mayor estimu-lación, quedando las zonas dañadas y de bajapermeabilidad sin tratar. Esto aumenta la caídade presión dentro de una distancia limitada conrespecto al pozo, pudiendo causar problemas deproducción. Por este motivo, la estimulaciónuniforme de toda la zona con fluidos de diver-gencia química es crítica para la optimizaciónde la producción.

En el pasado, para la acidificación de losintervalos carbonatados largos, heterogéneos,correspondientes a la Formación Mauddud, seempleaba espuma o bien divergentes químicos,más comúnmente sistemas poliméricos reticula-dos. Las concentraciones de ácido de 15% seutilizaban para el decapado de los tubulares y elfracturamiento de la formación, mientras que lasconcentraciones de ácido de sólo 3 a 5% se emple-aban con etapas de divergentes a base depolímeros.15 Los fluidos divergentes a base depolímeros reticulaban en la superficie o bien enla formación, y habitualmente se bombeaba unaetapa por cada uno de los cuatro a cinco gruposde disparos. Para cada intervalo de la FormaciónMauddud, los volúmenes de tratamiento ácidovariaban según las características de la forma-ción. Las zonas de permeabilidad y porosidad másbajas eran tratadas hasta con 2.5 m3/m [200gal/pie] de los disparos, mientras que las zonasde permeabilidad y porosidad más altas se trata-ban con 0.9 m3/m [75 gal/pie]. Las terminacionesa agujero descubierto eran estimuladas habitual-mente con 0.1 a 0.2 m3/m [10 a 20 gal/pie].Después del tratamiento, los fluidos se desplaza-ban con diesel y, si se requería, eran extraídoscon nitrógeno bombeado con tubería flexible.

En las primeras etapas de la prueba decampo del sistema VDA, especialistas en yaci-mientos de KOC y Schlumberger identificaronvarios pozos potenciales que se beneficiarían conla nueva tecnología VDA, lo que incluía pozosrecién perforados, pozos más antiguos con undesempeño deficiente, pozos horizontales conintervalos de terminación a agujero descubierto,pozos que explotaban yacimientos someros yagotados, y pozos de alta presión y alta tempera-tura (HPHT, por sus siglas en inglés).

Los pozos recién perforados del campoSabriya requerían acidificaciones, porque el dañoproducido por la perforación y la baja presión deyacimiento limitaban su capacidad de flujo natu-ral. Muchos pozos nuevos emplean terminacionesduales, habiéndose terminado los intervalos de laFormación Mauddud con sarta corta. Estas termi-naciones hacen desistir de la utilización de

36 Oilfield Review

> El campo Sabriya en Kuwait.

CampoSabriya

KUWAIT

km0 60

millas 600

KUWAIT

ARABIASAUDITA

Á F R I C A

800

0 800km

millas0

G O L F OP É R S I C O

Primavera de 2004 37

tubería flexible para la acidificación, debido alriesgo de atascamiento. Si no se cuenta con laalternativa de la tubería flexible, es necesario elbombeo forzado de los tratamientos desde lasuperficie. Para la estimulación uniforme de loscarbonatos de la Formación Mauddud, es crucialuna adecuada divergencia química.

En los pozos nuevos que requieren tratamien-tos con bombeo forzado desde la superficie, seutilizan concentraciones de ácido del 15% (por-centaje en peso) para el decapado de la tuberíay como colchón de prelavado de HCl con solventemutuo. Los tratamientos VDA normalmente con-tienen un 15% de ácido, aunque se han utilizadoconcentraciones de hasta 28% de HCl. La tota-lidad del intervalo de terminación se trata con0.6 m3/m [50 gal/pie]. Después del tratamientoVDA, se bombea en forma forzada un sobredes-plazamiento consistente en 15% de HCl consolvente mutuo, que luego es desplazado condiesel. En los primeros pozos, se bombeaba unarelación de uno a uno entre el HCl y los volúme-nes de tratamiento con VDA. No obstante, lospozos posteriores mostraron un mejor desempeñocon porcentajes más elevados de fluido VDA.

En el Pozo 5—una nueva terminación—laFormación Mauddud fue terminada con sartacorta, de manera que se planificó un trata-miento VDA bombeado en forma forzada paratratar cinco grupos de disparos diferentes a tra-vés de un intervalo de 41 m [133 pies]. Losseveros contrastes de permeabilidad existentesentre las zonas y la gran posibilidad de quehubiera daño de la formación, debido a una pér-dida previa de 127 m3 [800 bbl] de fluido de

perforación a base de polímeros, demandabanuna divergencia química excepcional durante laestimulación. Para vigilar rutinariamente elimpacto de la estimulación, el operador decidióadquirir registros previos y posteriores a la esti-mulación con la herramienta de Adquisición deRegistros de Producción PLT (arriba). Antes dela estimulación VDA, el registro PLT indicabaque no todos los disparos contribuían a la pro-ducción. Además, el pozo producía por debajo

12. Lynn JD y Nasr-El-Din HA: “A Core-Based Comparison ofthe Reaction Characteristics of Emulsified and In-SituGelled Acids in Low Permeability, High Temperature, GasBearing Carbonates,” artículo de la SPE 65386, presen-tado en el Simposio Internacional sobre Química deCampos Petroleros de la SPE, Houston, Texas, EUA, 13 al16 de febrero de 2001.

13. Lungwitz B, Fredd C, Brady M, Miller M, Ali S y Hughes K:“Diversion and Cleanup Studies of Viscoelastic Surfactant-Based Self-Diverting Acid,” artículo de la SPE 86504, presentado en el Simposio y Exhibición Internacional sobre Control de Daño de Formación de laSPE, Lafayette, Luisiana, EUA, 18 al 20 de febrero de 2004.

14. Al-Mutawa M, Al-Anzi E, Jemmali M y Samuel M: “Polymer-Free Self-Diverting Acid Stimulates KuwaitiWells,” Oil and Gas Journal 100, no. 31 (5 de agosto de2002): 39–42.Al-Mutawa M, Al-Anzi E, Ravula C, Al Jalahmah F, Jemmali M, Samuel E y Samuel M: “Field Cases of a ZeroDamaging Stimulation and Diversion Fluid from the

> Registros con la herramienta de Adquisición de Registros de Producción PLT previos y posteriores a la estimulación VDA. Antes del tratamiento de estimu-lación de la matriz con VDA, el Pozo 5 no producía de todos los disparos y mantenía una presión dinámica de flujo en boca de pozo (FWHP, por sus siglas eninglés) de sólo 195 lpc [1.3 MPa] (izquierda). Después de la estimulación VDA, todos los disparos contribuyeron a la producción, el pozo produjo 280 m3/d[1760 BPPD] sin gas, y la presión dinámica de flujo en boca de pozo fue de 750 [5.2 MPa] (derecha). El pozo producía gas antes de la estimulación debido a laexcesiva caída de presión. Después del tratamiento con VDA, el pozo dejó de producir gas porque el tratamiento de estimulación efectivo redujo la caída depresión en el mismo. En los despliegues PLT el Carril 1 contiene la curva de rayos gamma para la correlación; el Carril 2 muestra la ubicación de los disparos;el Carril 3 exhibe el volumen de fluidos producidos y la respuesta del medidor de flujo a molinete; y el Carril 4 muestra las mediciones de la herramienta PLT,que incluyen la densidad del fluido, la temperatura y la presión de fondo de pozo.

0 100API

Rayos gamma

7400

7450

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Prof

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Respuesta del medidorde flujo a molinete

cps0 5

Barriles de petróleoequivalente/día0 3000

Flujo de gas

Flujo de petróleo

ºF170 173

Temperatura0.6 1.1

Densidad del fluidogm/cm3

Presión

lpc1400 1550

0 100API

Rayos gammaRespuesta del medidor

de flujo a molinete

cps2 8Prof

undi

dad

med

ida,

pie

s

Disp

aros

7400

7450

7500

7550

7600

Barriles /día0 3000

Flujo de petróleo

ºF168 173

Temperatura0.7 1.2

Densidad del fluidogm/cm3

Presiónlpc2700 2900

Carbonate Formations in North Kuwait,” artículo de laSPE 80225, presentado en el Simposio Internacionalsobre Química de Campos Petroleros de la SPE, Houston,Texas, EUA, 5 al 8 de febrero de 2003.

15. El procedimiento de decapado utiliza un ácido inhibidopara eliminar la acumulación de incrustaciones, elherrumbre y otros depósitos similares, de las superficiesinternas de los equipos, tales como las líneas de trata-miento, el equipo de bombeo o la sarta de producción, através de los cuales ha de bombearse un tratamientoácido o químico. El proceso de decapado elimina losmateriales que pueden reaccionar con el fluido de trata-miento principal para generar reacciones secundariasindeseables o precipitados que dañan el yacimiento enla zona vecina al pozo.Nasr-El-Din HA, Al-Mutairi SH y Al-Driweesh SM: “Lessons Learned from Acid Pickle Treatments ofDeep/Sour Gas Wells,” artículo de la SPE 73706, presentado en el Simposio y Exhibición Internacionalsobre Control de Daño de Formación de la SPE, Lafayette, Luisiana, EUA, 20 al 21 de febrero de 2002.

del punto de burbujeo, de 1800 lpc [12.4 MPa],debido a la gran caída de presión, haciendo queel gas se desprendiera de la solución. La presióndinámica de flujo en boca de pozo (FWHP, por sussiglas en inglés) era de sólo 195 lpc [1.3 MPa].

Después de un exitoso tratamiento VDA, laproducción de petróleo aumentó de 81 a 280 m3/d[510 a 1760 BPPD] a una presión dinámica deflujo en boca de pozo más elevada, de 750 lpc[5.2 MPa], y el registro PLT indicó que todos losdisparos contribuían a la producción. La compa-ración de las pruebas de pozos, antes y despuésdel tratamiento, demostró además el éxito delsistema VDA (derecha). El análisis de las prue-bas de pozos previo a la estimulación mostró unagran caída de presión y un factor de daño de+170, mientras que la prueba de pozo posterior ala estimulación indicó una caída de presión sus-tancialmente reducida y un factor de dañoconsiderablemente mejorado de –3. Las mayorespresiones de fondo de pozo minimizaron la caídade presión y eliminaron la producción indesea-ble de gas.

El éxito de los tratamientos en los pozos ini-ciales indujeron a KOC a estimular los Pozos 11,12 y 13, situados en los flancos de la estructuradel campo Sabriya. Estos pozos, que producenpetróleo más pesado—de 17 a 20°API—no pro-ducían desde hacía unos 6 a 10 meses.16 Para laacidificación de estos tres pozos más antiguosque no habían generado producción ni siquieradespués de la aplicación de tratamientos ácidosconvencionales iniciales, y en ocasiones múl-tiples, y luego del empleo de técnicas delevantamiento artificial con nitrógeno, se utilizótubería flexible. Estos pozos tienen terminacionescon sarta simple, de modo que las operacionescon tubería flexible no plantean mayores riesgos.Una de las desventajas del bombeo de ácidos ydivergentes convencionales a través de tuberíaflexible, era la reducción inherente de la veloci-dad de bombeo, causada por las grandespérdidas por fricción como consecuencia de losmenores diámetros de las tuberías y las altas vis-cosidades del fluido. No obstante, a medida quese bombea por la tubería flexible, el sistema VDAtiene características de reducción del arrastreque disminuyen considerablemente la fricción,permitiendo velocidades de bombeo más eleva-das. Después de los tratamientos VDA, los trespozos comenzaron a producir por flujo natural,incorporando un aumento de producción acumu-lada de 521 m3/d [3280 BPPD].

Se han estimulado zonas prospectivas somerasy agotadas en las rocas carbonatadas del Eocenoutilizando fluido VDA solo, con un 5% de solventemutuo agregado en el desplazamiento, experi-

mentándose excelentes resultados. Con la pre-sión de yacimiento reducida a 400 lpc [2.8 MPa],estos pozos producen por bombeo mecánico. ElPozo 7 fue identificado como pozo candidato aestimulación porque tenía una zona superior conuna permeabilidad extremadamente alta y múl-tiples zonas inferiores de permeabilidad másbaja que no habían sido estimuladas antes porfalta de divergencia ácida. Se bombeó en formaforzada un tratamiento de 50 gal/pie de fluidoVDA al 15%, a través de un empacador dual (pá-gina siguiente). El tratamiento resultó exitoso.

Cuando el sistema VDA es bombeado como fluidounitario, ingresa en las zonas de alta permeabili-dad, las estimula, y luego desvía el tratamientohacia zonas de menor permeabilidad. Este com-portamiento puede observarse repetidas veces enla gráfica del tratamiento a medida que se esti-mulan más zonas. La producción del Pozo 7aumentó significativamente, pasando de 48 m3/d[300 BPPD] con un corte de agua del 11% antesdel tratamiento VDA, a 207 m3/d [1300 BPPD]con un corte de agua de 15% dos meses despuésde la estimulación VDA.

38 Oilfield Review

> Pruebas de incremento de presión. Las pruebas de incremento de pre-sión llevadas a cabo antes y después de la estimulación VDA demuestrancambios notables en la productividad del pozo. El análisis de los datos deincremento de presión previo a la estimulación muestra un yacimiento da-ñado que exhibe una gran caída de presión y un factor de daño de +170(extremo superior). El análisis de incremento de presión posterior a la es-timulación confirma que el yacimiento fue estimulado con éxito (extremoinferior). La caída de presión había mejorado significativamente y el factorde daño era –3.

10-2

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100

101

102

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10-5 10-4 10-3 10-2 10-1 100 101 102 103

Antes del tratamiento VDA

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Después del tratamiento VDA

∆T, h

Permeabilidad = 44.4 mDDaño mecánico = 170

Permeabilidad = 59.6 mDDaño mecánico = -3.1

Derivada del ∆P modelado∆P modeladoDerivada del ∆P medido∆P medido

Derivada del ∆P modelado∆P modeladoDerivada del ∆P medido∆P medido

Primavera de 2004 39

Otra aplicación útil de la tecnología VDA paraKOC corresponde a los pozos de alta presión yalta temperatura, donde las temperaturas defondo de pozo alcanzan 146°C [295°F] y la pre-sión de yacimiento es de 10,000 lpc [69 MPa].Dos pozos de alta presión y alta temperatura, elPozo 14 y el Pozo 17, fueron estimulados con elsistema VDA. En este caso, el yacimiento esextremadamente compacto, de modo que a KOCy Schlumberger les resultó útil colocar el HClutilizando tubería flexible. A continuación, sebombeó en forma forzada desde la superficie untratamiento por etapas consistente en 28% deácido de fracturamiento, 20% de fluido VDA yluego 28% de HCl. La aplicación de una etapa decada elemento arrojó resultados excepcionales;la producción del Pozo 14 aumentó de 439 a1445 m3/d [2760 a 9029 BPPD], y la produccióndel Pozo 17 pasó de 499 a 833 m3/d [3140 a 5242BPPD] con un incremento sustancial de la pre-sión dinámica de flujo en boca de pozo; que pasóde 2914 a 3930 lpc [20.1 a 27.1 MPa].

El sistema VDA también demostró ser exi-toso en un pozo horizontal de Kuwait OilCompany. El Pozo 13 contenía un intervalo hori-zontal de terminación a agujero descubierto de610 m [2000 pies] en la Formación Mauddud yproducía por flujo natural 165 m3/d [1037 BPPD],con una presión dinámica de flujo en boca depozo de 320 lpc [2.2 MPa]. El análisis del sis-tema de producción NODAL antes de laestimulación mostró un factor de daño de +10,lo que indicaba que el pozo había sido dañadodurante la perforación. KOC y Schlumberger lle-garon a la conclusión de que se necesitaríanvarias etapas de acidificación para tratar efecti-

vamente el largo intervalo a agujero descubierto.El equipo técnico a cargo de la acidificaciónbombeó una combinación de 10 gal/pie de fluidoVDA con 10 gal/pie de 15% de ácido común, emul-sionado, o HCl con aditivos para atacar los altosporcentajes de lodo y limo. Finalmente, sólo serequirieron dos etapas para alcanzar la producti-vidad deseada. Una prueba de producción llevadaa cabo después del tratamiento de estimulaciónVDA indicó un aumento sustancial de la produc-ción, que alcanzó 604 m3/d [3800 BPPD] con unapresión dinámica de flujo en boca de pozo de275 lpc [1.9 MPa].

KOC ha tratado más de 75 pozos con esteinnovador fluido. El comportamiento reológicoúnico del sistema VDA permite velocidades debombeo más altas en operaciones con tubería fle-xible, ofreciendo al mismo tiempo la capacidadde divergencia superior necesaria para las opera-ciones de bombeo forzado en escenarios determinación más complejos. Además, utilizamenos equipos para la mezcla y menor cantidadde químicos en la localización del pozo, y norequiere reticuladores que pueden generarprecipitados dañinos en el yacimiento. El asegu-ramiento y control de la calidad la localizacióndel pozo también resultaron más fáciles y másreproducibles cuando se utilizó el nuevo fluido.El impacto económico de la tecnología de sur-factantes viscoelásticos es inmenso; en losprimeros 10 pozos estimulados con fluidos VDA,KOC obtuvo una ganancia adicional de 4.4 millo-nes de dólares estadounidenses por mes entérminos de producción de petróleo con res-pecto a los ingresos previstos con la utilizaciónde tecnología convencional.

Un resumen de los éxitos sauditasSaudi Aramco comenzó a reemplazar los fluidosde estimulación a base de polímeros por lasalternativas VES en el año 2001, con la introduc-ción de la tecnología del agente divergenteOilSEEKER. De un modo similar, se produjo unvuelco significativo hacia la utilización del sis-tema VDA que no deja daño residual, en lostratamientos de estimulación de yacimientoscarbonatados. Saudi Aramco ha utilizado exi-tosamente los fluidos VES en numerosasestimulaciones, incluyendo la acidificación de lamatriz y la divergencia en pozos de producción yen pozos de inyección de agua, y el fractura-miento con ácido en pozos de gas HPHT y enpozos de inyección de agua.17

En los tratamientos de estimulación de lamatriz convencionales, en yacimientos carbona-tados de Arabia Saudita, se utilizaban sistemasácidos emulsionados y gelificados reticulados.Desafortunadamente, los agentes de control delhierro no impiden la precipitación de sulfurosde hierro en ambientes corrosivos—aquellosque contienen H2S.18 Interesada en disponer deformas para mejorar la divergencia, mitigar eldaño y aumentar la producción, la compañíaSaudi Aramco decidió probar el sistema VDA enpozos candidatos a tratamientos de estimulaciónde la matriz bajo condiciones desafiantes.

Algunos de los pozos candidatos a esti-mulación de la matriz con VDA eran pozoshorizontales largos con tramos horizontalesdescubiertos que oscilaban entre 460 y 1830 m[1500 y 6000 pies] y temperaturas que se aproxi-maban a los 120°C [250°F]. En muchos casos,existían serias preocupaciones acerca de lapresencia de una zona acuífera inmediatamentedebajo del tramo horizontal objetivo, con lo cualera extremadamente importante una correctadivergencia para la reducción o la eliminación dela producción de agua. En los pozos de alcanceextendido, se utilizó tubería flexible para efec-tuar el tratamiento, consistente en surfactanteVDA con una concentración de 20 a 28% de HCl ycon un inhibidor de corrosión. En caso de que latubería flexible no llegue a la profundidad total,el tratamiento VDA puede ser bombeado enforma forzada a través de la tubería flexible apartir de ese punto. Las menores velocidades de

16. Al-Mutawa et al, 2002, referencia 14.Lyle D: “Cleaner Wells Produce Cleaner Results,” Hart’sE&P (Julio de 2003): 43.

17. Nasr-El-Din HA, Samuel E y Samuel M: “Application of aNew Class of Surfactants in Stimulation Treatments,”artículo de la SPE 84898, presentado en la ConferenciaInternacional sobre Recuperación Mejorada de Petróleode la SPE en Asia Pacífico, Kuala Lumpur, Malasia, 20 al21 de octubre de 2003.

18. Nasr-El-Din et al, referencia 7.

> Gráfica del tratamiento que muestra las velocidades de bombeo y la presión de fondo (BHP, por sussiglas en inglés) en el Pozo 7. Cuando el fluido VDA bombeado en forma forzada entra en contacto conla formación, la presión de fondo disminuye, lo que indica que se está llevando a cabo la estimulación.Cuando el surfactante se vuelve viscoso en la formación, se inicia la divergencia, como lo indican losincrementos de la presión de fondo. Esto se produce varias veces durante el tratamiento, como lo in-dican las curvas de presión (azul) y de velocidad de bombeo (rojo).

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Volumen acumulado bombeado, barriles0 5 10 15 20 25 30

Velocidad de bombeoPresión de fondo de pozo

bombeo seguirían siendo suficientes para lograr laestimulación y divergencia de todo el tramo hori-zontal. La mayoría de los pozos utilizaron fluidoVDA energizado con 30% de nitrógeno. El régimende tratamiento por la tubería flexible se man-tuvo entre 0.15 y 0.24 m3/min [1.0 y 1.5 bbl/min].La utilización de nitrógeno aceleró la limpieza yminimizó la fuga de ácido, proporcionó mejorcobertura y redujo los requerimientos en térmi-nos de volumen de ácido.

Los ingenieros de Saudi Aramco ySchlumberger observaron que los regímenes deproducción posteriores a la estimulación de los

primeros cinco pozos VDA, eran muy superiores ala producción promedio de los 11 pozos vecinos,que fueron estimulados sin el sistema VDA(extremo superior). El corte de agua en los pozostratados con el fluido VDA es mucho menor queen los pozos tratados con otros sistemas, funda-mentalmente porque la alta viscosidad en laszonas acuíferas no se rompe, mientras que el gelformado en las zonas de hidrocarburos se rompe ypermite que el ácido migre más hacia el interiorde la matriz. Por lo tanto, estas zonas productivasson estimuladas en forma más efectiva y produ-cen mayores volúmenes de petróleo o gas.

Recientemente, Saudi Aramco estimuló sietepozos de inyección de agua utilizando fluido VESenergizado como sistema divergente, una combi-nación de 20% de ácido HCl común y 20% deácido HCl emulsionado con diesel, y un sobre-desplazamiento consistente en solvente mutuo.19

Estos pozos de inyección resultan cruciales parael mantenimiento de la presión del yacimiento.La zona de inyección tiene un espesor de 60 m[200 pies] y contiene vetas de permeabilidadmuy variable. Cuando se estimula este tramo sinuna divergencia adecuada, todo el ácido sedirige hacia la zona más permeable y no trata lazona dañada y las zonas de menor permeabili-dad. Los tratamientos bombeados en formaforzada desde la superficie o a través de la tube-ría flexible han mejorado la inyectividad, encomparación con los pozos tratados con unacombinación de sistema ácido emulsionado y sis-tema ácido gelificado a base de polímeros(extremo inferior, izquierda). Los sistemas abase de polímeros también requieren reticulado-res y rompedores de la emulsión. Por otra parte,el fluido divergente VES ha eliminado la necesi-dad de contraflujo para la limpieza porque noutiliza ningún polímero.

Fracturamiento con ácido en Arabia SauditaEn algunos pozos de inyección de agua de ArabiaSaudita, la acidificación convencional de lamatriz no genera las velocidades de inyecciónrequeridas, de modo que estos pozos necesitanfracturamiento con ácido.20 Primero se bombeaun colchón inicial a presiones que exceden lapresión de fracturamiento de la formación; seinicia y, luego, se propaga una fractura hidráu-lica mediante inyección continua.21 En lostratamientos de fracturamiento hidráulico con-vencionales, se utiliza apuntalante paramantener abierta la fractura y crear una vía con-ductora para el contraflujo y la producción. Noobstante, en las rocas carbonatadas, se utilizaácido para crear patrones de ataque no unifor-mes en las superficies de la fractura. Estoconfiere a la fractura suficiente conductividaddespués del cierre. En los tratamientos de frac-turamiento con ácido, la longitud efectiva de lafractura hidráulica es la porción de la fracturaque ha sido suficientemente atacada (páginasiguiente).

Para abordar la fuga de fluido, los tratamien-tos de fracturamiento con ácido convencionalesutilizan múltiples etapas de polímero y ácido. Elobjetivo de estos sistemas es limitar la fugamediante el aumento de la viscosidad del fluido.Este aumento de la viscosidad y los ácidos emul-sionados reducen la velocidad a la que el ácido

40 Oilfield Review

> Una comparación reveladora. La producción de los cinco pozos someti-dos al tratamiento VDA se comparó con la producción promedio de los 11pozos tratados con sistemas de estimulación convencionales. Los cincopozos VDA mostraron aumentos significativos de la producción de petró-leo, sin agua producida.

Gasto de petróleoCorte de agua

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10

20

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1 2 3 4 5

Pozos tratados con fluido VDAProducción promediode los 11 pozos vecinos

> Comparación del índice de inyectividad del fluido VES energizado y losfluidos gelificados a base de polímeros. A lo largo de toda la historia de in-yección en el largo plazo, el índice de inyectividad—inyectividad despuésde la estimulación dividido por la inyectividad antes de la estimulación—delos tratamientos con fluido VES, se mantuvo más alto que el de los fluidosa base de polímeros. Este resultado se atribuye directamente al mejora-miento de la divergencia del ácido durante el tratamiento y a la naturalezano dañina del fluido VDA.

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Volumen inyectado, millones de barriles

Polímero 1Polímero 2VES

Primavera de 2004 41

reacciona con la formación carbonatada, ayu-dando a reducir la fuga y mejorar la geometríade la fractura. Si bien esta técnica ha demos-trado ser exitosa, los polímeros forman unrevoque de filtración que, si se deja en la frac-tura, puede obstaculizar la producción,especialmente en formaciones compactas.22 Porotra parte, los reticuladores funcionan dentro deun rango de pH estrecho y puede resultar difícilpredecir su comportamiento a altas temperatu-ras. Además, pueden generar precipitados quedañan la formación.23

La reactividad del ácido con la roca, queayuda a crear una fractura permeable, tambiénpromueve la pérdida indeseable de fluidodurante el bombeo. Esta pérdida incide negativa-mente en el crecimiento de la fractura e impidela formación de agujeros de gusanos a lo largo dela fractura.24 Existen varias formas de limitar lapérdida de fluido durante el tratamiento conácido, incluyendo el bombeo de colchones visco-sos intermitentes que depositan revoque defiltración para reducir la fuga de ácido y la utili-zación de fluidos bifásicos, tales como lasespumas, las emulsiones y los geles reticulados.Estas técnicas pueden ser efectivas, pero al

mismo tiempo pueden dañar la permeabilidadtanto de la formación como de la fractura. Elácido también puede desestabilizar los fluidosutilizados comúnmente, que tienen un pH alto, ypueden hidrolizar el colchón reduciendo su efi-cacia. Por este motivo, se bombean varioscolchones de gran volumen. Cuando se utilizaespuma, los problemas de estabilidad de laespuma pueden incidir negativamente en lasoperaciones de fracturamiento con ácido, espe-cialmente en presencia de hidrocarburos a altastemperaturas.

En Arabia Saudita, la combinación de fluidoClearFRAC, ácido emulsionado, fluido VDA y sol-vente mutuo, demostró ser un excelentetratamiento. Esta combinación elimina las difi-cultades operacionales, provee suficientecontrol de fugas para la creación de una fracturaóptima, y no requiere contraflujo para la lim-pieza después del tratamiento de pozosinyectores de agua. Una prueba de inyectividadposterior al fracturamiento de un pozo de inyec-ción vertical indicó que la tasa de inyeccióninicial era 58% más alta—4.6 m3/d [29 millonesde barriles diarios] contra 2.9 m3/d [18.4 millo-nes de barriles diarios]—que la tasa de

inyección máxima de un pozo inyector horizon-tal cercano, con presiones de inyección en bocade pozo aproximadamente iguales en amboscasos.25 Esta operación marcó la primera utiliza-ción del fluido VDA en fracturamientos conácido, con resultados que superaron las expecta-tivas de Saudi Aramco.

Saudi Aramco también utiliza fracturamientocon ácido en pozos verticales de gas HPHT queexplotan la formación dolomítica Khuff a profun-didades que oscilan entre 3350 y 3660 m [11,000y 12,000 pies].26 Las temperaturas estáticas defondo pueden alcanzar 138°C [280°F] y el yaci-miento Khuff produce gas condensado y enocasiones hasta 10 mol% de H2S. La presión, latemperatura y los factores relacionados con lacomposición de los fluidos complican sustancial-mente la selección del fluido de estimulación yel diseño del tratamiento.

La porosidad del yacimiento Khuff oscilaentre menos de 1 y 25%. La presencia de fractu-ras naturales lo hacen especialmente susceptiblea las fugas durante el fracturamiento hidráulico.Para complicar aún más las cosas, las temperatu-ras elevadas aumentan considerablemente lareactividad del ácido. Las altas tasas de fugareducen la presión neta en la fractura hidráulica,disminuyendo de este modo la extensión y con-ductividad de la fractura, así como también laproductividad. Otro problema en este entorno dealtas temperaturas es que el ácido es más corro-sivo, de manera que se requieren mayoresconcentraciones de aditivos inhibidores. Una vezque se inicia la producción, se pueden formarbancos de condensado debido a una caída de pre-sión en la región vecina al pozo, lo que reduce lapermeabilidad al gas. Esto puede evitarse si seasegura que la región vecina al pozo esté sufi-cientemente estimulada.

19. Safwat M, Nasr-El-Din HA, Dossary K, McClelland K ySamuel M: “Enhancement of Stimulation Treatment ofWater Injection Wells Using a New Polymer-Free Diversion System,” artículo de la SPE 78588, presentadoen la Exhibición y Conferencia Internacional del Petróleode la SPE, Abu Dhabi, UAE, 13 al 16 de octubre de 2002.

20. Al-Muhareb MA, Nasr-El-Din HA, Samuel E, Marcinew Ry Samuel M: “Acid Fracturing of Power Water Injectors:A New Field Application Using Polymer-Free Fluids,” artículo de la SPE 82210, presentado en la ConferenciaEuropea sobre Daño de Formación de la SPE, La Haya,Países Bajos, 13 al 14 de mayo de 2003.

21. Por colchón se entiende el fluido utilizado para iniciar elfracturamiento hidráulico que no contiene apuntalante.

22. Taylor KC y Nasr-El-Din HA: “Laboratory Evaluation of In-Situ Gelled Acids for Carbonate Reservoirs,” artículode la SPE 71694, presentado en la Conferencia y

> Fracturamiento con ácido en yacimientos carbonatados. Durante una operación de fracturamiento con ácido, primero se bombea un colchón viscoso apresiones superiores a la presión de iniciación de la fractura, que fractura la roca (izquierda y segundo lugar desde la izquierda). A continuación, se bombeauna etapa de ácido para atacar la fractura hidráulica en forma diferencial (segundo lugar desde la derecha). El ácido también crea agujeros de gusanosconductores en las superficies de la fractura o cerca de ellas, contribuyendo aún más a la estimulación (derecha). Después de la operación de fractu-ramiento con ácido, la fractura se cierra pero conserva la conductividad por el ataque químico y la formación de agujeros de gusanos.

Ácid

o

El ácido ataca la fracturaÁc

ido

Se bombea ácido dentro de la fracturaLa roca ha sido fracturada hidráulicamente El ácido crea agujeros de gusanos conductores

Exhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 30 de septiembre al 3 de octubre de 2001.Taylor KC y Nasr-El-Din HA: “Coreflood Evaluation of In-Situ Gelled Acids,” artículo de la SPE 73707, presen-tado en el Simposio y Exhibición Internacional sobreControl del Daño de Formación de la SPE, Lafayette, Luisiana, EUA, 20 al 21 de febrero de 2002.

23. Lynn y Nasr-El-Din, referencia 12.Nasr-El-Din et al, referencia 7.

24. Samuel y Sengul, referencia 5.25. Al-Muhareb et al, referencia 20.26. Nasr-El-Din HA, Al-Driweesh S, Al-Muntasheri GA,

Marcinew R, Daniels J y Samuel M: “Acid FracturingHT/HP Gas Wells Using a Novel Surfactant Based FluidSystem,” artículo de la SPE 84516, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Denver, Colorado, EUA, 5 al 8 de octubre de 2003.

En el año 2003, Saudi Aramco realizó trata-mientos con ácido en ocho pozos de gas delyacimiento Khuff, utilizando una combinaciónde gel reticulado con nueva tecnología de surfac-tantes viscoelásticos (arriba). La etapa decolchón utilizó un gel de borato a alta tempera-tura para iniciar y propagar la fracturahidráulica, con ácido emulsionado para atacarsuficientemente la fractura a través de toda sulongitud. El gel de borato viscoso también per-mitió enfriar la formación, controlar las fugas yestabilizar la presión de fondo. El bombeo deácido después del gel de borato con alto pHdesestabiliza el revoque de filtración y aumentalas fugas. Para minimizar estos efectos, el ácidofue seguido de un fluido gelificado que contri-buyó a la digitación de la etapa de ácidosiguiente. Es muy importante destacar que enlas etapas finales, en que las fugas se volvieronexcesivas, se bombeó fluido VDA con 28% de HCly 5% a 6% de surfactante. Si no se utiliza unácido para control de fugas, a altas velocidadesde admisión, la fractura se cerrará y no admitirámás fluido.

Como la operación fue realizada a través dela tubería de producción, se tomaron importan-tes medidas para el decapado de la tubería queincluyeron el bombeo de HCl por la tubería y laslíneas de conexión. Esto elimina el revesti-miento de la tubería, el hierro corroído, los

aditivos inhibidores de corrosión y la acumula-ción de incrustaciones de la tubería y las líneasde conexión, asegurando que durante el fractu-ramiento con ácido sólo se bombeen los fluidosdeseados.

Antes de diseñar y bombear el tratamiento,se probaron el ácido emulsionado y los fluidosVDA en los laboratorios de Schlumberger ySaudi ARAMCO, para determinar sus respectivosperfiles de viscosidad bajo condiciones de tem-peratura exigentes. Las pruebas de laboratoriodeterminaron que tanto el fluido VDA como elácido emulsionado podrían ser utilizados en lospozos del yacimiento Khuff. Por otra parte,recientemente se publicó un estudio sistemáticoacerca de la influencia de diversos aditivos sobrela reología del sistema VDA activo y agotado.27

En los ocho pozos candidatos del yacimientoKhuff, las permeabilidades de los intervalos determinación oscilaban entre 0.001 y 2.8 mD y lasporosidades fluctuaban entre 0.1 y 15%; los inter-valos disparados típicos eran de aproximadamente21 m [70 pies]; las presiones de yacimiento ascen-dían a aproximadamente 7500 lpc [52 MPa]; y losgradientes de fracturamiento oscilaban entre 22 y24 kPa/m [0.976 y 1.06 lpc/pie]. Antes de las ope-raciones de fracturamiento con ácido, se realizóuna prueba de producción en cada pozo paradeterminar el régimen de producción previo alfracturamiento y la presión dinámica de flujo en

boca de pozo. Esta información fue utilizada pos-teriormente para evaluar la efectividad de los tra-tamientos de estimulación. Todos los pozos res-pondieron positivamente a los tratamientos defracturamiento con ácido, superando las expecta-tivas de Saudi Aramco (próxima página, arriba).Por otra parte, todos los pozos estimulados se lim-piaron rápidamente, generando ahorros de tiem-po y reduciendo el volumen de gas quemado antesde poner los pozos en producción.

Normalmente, debido a la gran pérdida defluido producida durante el fracturamientoácido con sistemas convencionales, la velocidadde bombeo necesita ser incrementada sustan-cialmente para mantener abierta la fractura. Noobstante, con el fluido VDA, se reduce la tasa defuga porque el aumento de la viscosidad en laformación reduce sustancialmente las velo-cidades de bombeo y, en consecuencia, losrequerimientos en términos de potencia hidráu-lica. El éxito de estos tratamientos en entornoscorrosivos profundos de alta presión y alta tem-peratura demuestra el rango de operaciónextendido de este nuevo fluido.

Fracturamiento con ácido en MéxicoPEMEX ha empleado fracturamiento con ácidoen la Cuenca de Veracruz, México, desde 1995 yatribuye a estas técnicas el aumento de la pro-ducción de gas registrado en dicha cuenca en laúltima década. La Cuenca de Veracruz tiene unaextensión de 18,000 km2 [6950 millas cuadradas]y se encuentra ubicada unos 40 km [25 millas] alsudoeste de la Ciudad de Veracruz (próximapágina, abajo). Allí, los intentos para desviar lostratamientos utilizando selladores de esferas ylas maniobras para controlar las fugas emple-ando colchones gelificados a base de aceite amenudo resultaban infructuosos. En 1997, laintroducción del ácido autodivergente con conte-nido de polímeros mejoró la divergencia, pero laspreocupaciones en torno a los efectos dañinos delos polímeros condujeron a la utilización de latecnología VES en 1999.

Actualmente, la combinación del fluidoClearFRAC con el nuevo sistema VDA propor-ciona a PEMEX otra técnica para mejorar aúnmás los aumentos de producción ya logrados enla cuenca con la técnica de fracturamiento conácido. Los tratamientos de fracturamiento hi-dráulico utilizan tres fluidos y los pasos serepiten hasta lograr los parámetros de fractura-miento diseñados.

En primer lugar, un colchón viscoso no ácidoClearFRAC inicia la fractura hidráulica y crea lalongitud y el ancho de la fractura. En segundolugar, una etapa de alcohol-ácido con 20% de

42 Oilfield Review

> Típico programa de tratamiento de fracturamiento con ácido para los pozos de gas HPHT de laFormación Khuff. Las primeras etapas de colchón incluyeron un gel de borato a alta temperaturapara iniciar y extender la fractura hidráulica, y luego ácido emulsionado para atacar la fractura. En las etapas finales, se bombeó fluido VDA con un 5 a 6% de surfactante, para limitar la pérdida de fluido y minimizar la cantidad total de polímero bombeado dentro de la fractura y la formación.

FluidoEtapa Velocidadde bombeo

bbl/min

Volumen,galones

HCl,% en peso

Programa de tratamiento

0

0

28

0

28

0

28

0

28

0

28

0

0

1000

9000

20,000

5000

18,000

5000

9000

7000

10,000

13,000

10,000

20,000

12,394

Gel lineal

Gel reticulado

Gel reticulado

Gel reticulado

Ácido SXE

Ácido SXE

Gel lineal

Fluido VDA

Fluido VDA

Colchón VES

HCl

Agua

Agua

40.0

40.0

40.0

45.0

45.0

50.0

50.0

55.0

55.0

60.0

55.0

30.0

25.0

Colchón previo

Colchón

Ácido-1

Colchón-2

Colchón-3

Ácido-1

Ácido-2

Colchón-4

Ácido-2

Sobredesplazamiento-1

Ácido inhibido

Sobredesplazamiento-2

Lavado por inundación

Primavera de 2004 43

metanol o isopropanol y 80% de ácido, con unaconcentración de HCl de 15 % ataca una porciónde la fractura y crea agujeros de gusanos, lo quefinalmente conduce a la pérdida de fluido. Entercer lugar, se bombea una etapa de fluido VDApara rellenar los agujeros de gusanos. El fluidoVDA extiende estos agujeros de gusanos estable-cidos en forma mucho más eficaz porque laszonas estimuladas previamente admiten menosfluido y el siguiente volumen de alcohol-ácido esdesviado hacia zonas nuevas. Existen evidencias,a partir de pruebas de laboratorio de la calizaEdwards, de que este fluido también ataca enforma diferencial las superficies de la fractura.28

Mediante la utilización de fluidos múltiples sepromueve la digitación viscosa de los fluidos, loque altera la trayectoria del ácido y crea patro-nes de ataque diferenciales en las superficies dela fractura.

Este proceso de creación de la fractura sereitera. Después del tratamiento, un lavado desolvente o el contraflujo de hidrocarburos desdeel yacimiento reduce la viscosidad del ácido ge-lificado y facilita la limpieza. Dado que lassuperficies de la fractura son atacadas en formadiferencial, la fractura mantiene su conductivi-dad después de cerrarse.

Dentro de la Cuenca de Veracruz, este diseñode fracturamiento ha sido utilizado por PEMEXen los campos Matapionche y Mecayucan paraestimular la formación calcárea Orizaba. Lospozos candidatos fueron seleccionados despuésdel análisis de los datos de incremento de pre-sión de fondo de pozo para determinar lapermeabilidad del yacimiento, la presión delyacimiento y el factor de daño, y luego del análi-sis NODAL para pronosticar la produccióndespués del fracturamiento con ácido. Se identi-ficaron dos pozos en el campo Matapionchecomo candidatos prometedores para el trata-miento de fracturamiento con ácido propuestomediante la utilización de fluido ClearFRAC,alcohol-ácido y fluido VDA.

El primero, el Pozo 2181 del campoMatapionche, fue perforado en noviembre de2002. Posteriormente se dispararon tres de susintervalos carbonatados, que oscilaban entre2815 y 2870 m [9235 y 9416 pies], y se procedió ala estimulación de la matriz. La porosidad de losintervalos fluctuaba entre el 7 y el 11% y la tem-

> Producción de gas (extremo superior) y presiones dinámicas de flujo enboca de pozo (FWHPs, por sus siglas en inglés) (extremo inferior) antes ydespués de los tratamientos de fracturamiento con ácido VDA. En todoslos casos, se observó un aumento del régimen de producción de gas y dela FWHP con la utilización de los nuevos tratamientos.

W-1 W-2 W-3 W-4 W-5

Pozos

Régi

men

de

prod

ucci

ón d

e ga

s, M

Mpc

/D

40

20

0

60

80

W-1 W-2 W-3 W-4 W-5

Pozos

Pres

ión

diná

mic

a de

fluj

o en

boc

a de

poz

o, lp

c

3000

2000

0

4000

5000

1000

Pre-fracturamientoPost-fracturamiento

Pre-fracturamientoPost-fracturamiento

27. Al-Ghamdi AH, Nasr-El-Din HA, Al-Qahtani AA y SamuelM: “Impact of Acid Additives on the Rheological Properties of Viscoelastic Surfactants and TheirInfluence on Field Application,” artículo de la SPE 89418,presentado en el Simposio sobre Recuperación Mejorada de Petróleo de las SPE/DOE, Tulsa, Oklahoma,EUA, 17 al 21 de abril de 2004.

28. Lungwitz et al, referencia 13.

> Localización de los campos Matapionche y Mecayucan, Cuenca de Veracruz, México.

Ciudad de México

E S T A D O S U N I D O S

A M É R I C A C E N T R A L

M É X I C O

Veracruz

Campo Matapionche

Campo Mecayucan

300

km0 300

millas0

peratura del yacimiento promediaba los 82°C[180°F]. Después de la estimulación, el pozoprodujo 31,504 m3/d [1.1 MMpc/D] a una presiónde 420 lpc [2.9 MPa], con un estrangulador de1⁄2 pulgada. El pozo no producía antes del trata-miento de estimulación de la matriz. El análisisde las pruebas de incremento de presión deter-minó una permeabilidad promedio de 0.069 mD,una presión de yacimiento de 3300 lpc [22.8 MPa],y un factor de daño de +1, lo que indica que laformación se encontraba levemente dañada(arriba, a la izquierda).

Los resultados de las pruebas de incrementode presión fueron utilizados en un análisisNODAL y mostraron una curva de desempeño delpozo (IPR, por sus siglas en inglés) que se ajus-taba a los resultados de la producción inicial,verificando los parámetros del yacimiento.29

Luego se construyó otra curva IPR que incorpo-raba el tratamiento de fracturamiento con ácidopropuesto, como factor de daño menor. Segúneste análisis, la producción de gas aumentaría a85,920 m3/d [3.0 MMpc/D] si se lograba un dañomecánico de –5 a través del fracturamiento(arriba, a la derecha).

Una vez seleccionado el Pozo 2181 del campoMatapionche como candidato potencial, se reali-zaron pruebas de laboratorio para asegurar larespuesta de viscosidad correcta del fluido VDA,tanto a temperatura ambiente como a la tempera-tura de fondo esperada de 180°F. Las pruebas deruptura evaluaron la efectividad y cantidad de sol-vente mutuo propuesta en el diseño. En estaspruebas, los fluidos VDA gelificados con valores de

pH de 5 y 6—altamente viscosos después de ago-tado el ácido—fueron mezclados con el solventemutuo. Como resultado, se registró una reducciónimportante de la viscosidad, lo que indicó que seproduciría una limpieza rápida y efectiva en elyacimiento.

El tratamiento final fue diseñado utilizandoconocimientos técnicos locales y aporte de datosdel sistema de soporte en línea y gestión del co-nocimiento InTouchSupport.com de Schlumberger.El comportamiento de la fractura hidráulica fuesimulado en el programa de diseño y evaluación

del fracturamiento FracCADE a fin de optimizarel diseño y obtener los parámetros de fractura-miento. La simulación FracCADE permitiópredecir que una operación óptima daría comoresultado una longitud de fractura sometida a ata-que con ácido de 18.6 m [61.0 pies], un anchopromedio de fractura sometida a ataque con ácidode 8.4 mm [0.33 pulgadas] y una conductividadpromedio de aproximadamente 133,500 mD-pie.

El tratamiento—60 m3 [16,000 gal] de fluidoClearFRAC, 16,000 galones de alcohol-ácido y47 m3 [12,500 gal] de fluido VDA—fue bombeado

44 Oilfield Review

> Gráfica del tratamiento del Pozo 2181 del campo Matapionche. La gráfica muestra el tratamiento defracturamiento con ácido bombeado en forma forzada, incluyendo la presión de tratamiento (rojo), lapresión del espacio anular (verde) y la velocidad de bombeo (azul). Las etapas incluyeron un colchónde fluido ClearFRAC, ácido alcohólico y fluido VDA.

8000

6000

2000

012510585

Pres

ión,

lpc

Duración del tratamiento, min95 115 135 145 165

4000

Presión de tratamientoPresión del espacio anularVelocidad de bombeo

0

Velo

cida

d de

bom

beo,

bbl

/min

5

10

15

20

25

155

> Análisis de pruebas de incremento de presión del Pozo 2181 del campoMatapionche. La permeabilidad promedio fue de 0.069 mD, la presión delyacimiento superó los 22.8 MPa [3300 lpc], y la formación fue levementedañada, con un daño mecánico de +1. Estos resultados fueron utilizadosen un análisis NODAL posterior para determinar los efectos probables deun tratamiento de fracturamiento con ácido.

4.03.02.01.00Régimen de producción de gas, MMpc/D

10

Tiempo transcurrido, h

100

1000

0.01 0.1 1 10 100

P y

deriv

ada

del

P, lp

c

1

Derivada del P modeladoP modelado

Derivada del P medidoP medido

Permeabilidad = 0.069 mDDaño mecánico = 1Pi = 3323.5 lpca

4000

3000

2000

1000

0

Pres

ión,

lpc

Desempeño después deltratamiento de estimulación de la matriz

Desempeño dela formación

Desempeño predicho despuésdel fracturamiento con ácido

Desempeño dela tubería deproducción

> Análisis NODAL en el Pozo 2181 del campo Matapionche. Utilizando lacifra de producción previa a la estimulación, las curvas de desempeñodel pozo (IPR, por sus cifras en inglés) (rojo), y la curva representativa deldesempeño de la tubería de producción (verde), el análisis NODAL confir-mó los resultados de las pruebas de incremento de presión. Ademáspredijo que el Pozo 2181 del campo Matapionche era capaz de producir85,920 m3/d [3 MMpc/D] de gas si se lograba el factor de daño posterior ala estimulación estimado de –5 (curva azul).

Primavera de 2004 45

de manera forzada a través de una tubería derevestimiento de 31⁄2 pulgadas a un régimen de3.2 m3/min [20 bbl/min] (página anterior,abajo). Durante el desarrollo del trabajo, seinyectó nitrógeno a un régimen constante paramejorar la limpieza del pozo. Las etapas deácido fueron marcadas radioactivamente y seadquirió un registro de rayos gamma posterior alfracturamiento con ácido para evaluar la efecti-vidad de la estimulación.

La producción de gas después del trata-miento de fracturamiento con ácido superó lasexpectativas de PEMEX; el Pozo 2181 del campoMatapionche produjo 148,928 m3/d [5.2 MMpc/D]a una presión dinámica de flujo en boca de pozode 1420 lpc [9.8 MPa], con un estrangulador de1⁄2 pulgada, justo después del contraflujo delpozo. Al cabo de una semana, el pozo se estabi-

lizó en 94,512 m3/d [3.3 MMpc/D] con una pre-sión dinámica de flujo en boca de pozo de 700 lpc[4.8 MPa], lo que coincide con el aumento del300% observado en el pronóstico NODAL.

El registro de rayos gamma posterior a lafractura indicó que las tres zonas habían sidoestimuladas adecuadamente con ácido (arriba).La limpieza del pozo superó las expectativas; seestima que se recuperó un 70% del volumen detratamiento. Otro pozo del campo Matapionche,el Pozo 1002, experimentó resultados similaresutilizando la misma metodología y el nuevo trata-miento de fracturamiento con ácido.

En el campo Mecayucan, PEMEX seleccionódos pozos candidatos adyacentes para el frac-turamiento con ácido. En el Pozo 415 del campoMecayucan, la compañía empleó las mismastécnicas de análisis, diseño y ejecución utilizadasen el campo Matapionche. Este pozo conteníacinco intervalos de aproximadamente 7% de poro-sidad, lo que convertía a esta estimulación bom-beada en forma forzada por la tubería de reves-timiento de 31⁄2 pulgadas en una tarea desafiante.

Después del bombeo en forma forzada del trata-miento de fracturamiento, que incluyó fluidoVDA para lograr la divergencia, el pozo produjo71,600 m3/d [2.5 MMpc/D ] de gas, lo que coinci-de con la predicción del sistema NODAL. Una vezestabilizado el pozo, la producción de gas fue de57,280 m3/d [2.0 MMpc/D], es decir que se regis-tró un aumento del 100% con respecto a la pro-ducción de gas registrada luego del tratamientoinicial de estimulación de la matriz.

El Pozo 411 cercano, segundo candidato parael fracturamiento con ácido, contenía cuatrointervalos a estimular, cuya porosidad oscilabaentre 3 y 7%. En este pozo no se utilizó fluidoVDA. Después del fracturamiento con ácido, elpozo mostró un desempeño sustancialmentedeficiente frente a la predicción del sistemaNODAL, y el registro de rayos gamma adquiridodespués del fracturamiento, indicó que una zonano había sido estimulada y otra zona había sidoestimulada en forma deficiente, lo que indicabaclaramente que no se había logrado la divergen-cia adecuada.

> Un registro de rayos gamma posterior al fracturamiento en el Pozo 2181 del campo Matapionche que muestra la eficacia dela cobertura del ácido a lo largo de todos los intervalos disparados. Las etapas de ácido fueron marcadas utilizando antimonio,escandio e iridio. El Carril 1 muestra tres pasadas del registro de rayos gamma; los Carriles 2, 3 y 4 constituyen una represen-tación gráfica del pozo y la presencia de isótopos; los Carriles 5, 6 y 7 muestran un desglose de cada uno de los isótopos traza-dores. Los intervalos disparados son identificados con óvalos blancos.

Escandio

Antimonio

Iridio EscandioAntimonio Iridio

Rayos gamma

Rayos gamma 1ª pasada

Prof

undi

dad,

m

2850

28000 150API

Rayos gamma 2ª pasada

0 150API

0 150API

3000 0API

3000 0API

3000 0API

Escandio

Antimonio

Iridio

30000 API

30000 API

30000 API

0 3000 0 3000API API 0 3000API

29. Las curvas de desempeño del pozo (IPR, por sus siglasen inglés) son herramientas matemáticas utilizadas eningeniería de producción para evaluar el desempeño delpozo mediante la representación gráfica del régimen deproducción del pozo en función de la presión dinámicade flujo de fondo (FBHP, por sus siglas en inglés).

El sistema VDA demostró ser altamente efec-tivo en lo que respecta a divergencia en laCuenca de Veracruz, aun cuando los tratamientosson bombeados en forma forzada desde la super-ficie hasta zonas múltiples de calidad variable.

Nueva vida para los campos petroleros egipciosEn los campos petroleros del Oriente de Egipto,gran parte de la producción proviene de yaci-mientos dolomíticos heterogéneos. Se tratanormalmente de formaciones estratificadas,naturalmente fracturadas y mineralógicamentecomplejas, que contienen dolomía, calcita, glau-conita y diversas arcillas. Las permeabilidades delos yacimientos son variables y el daño de forma-ción causado por los fluidos de perforación yestimulación puede ser severo. Por otra parte, lastemperaturas del yacimiento son bajas—inferio-res a 54°C [130°F]—y el petróleo producido espesado.

Históricamente, estas características hancomplicado los esfuerzos de estimulación con-vencionales y han limitado su eficacia porque losácidos convencionales son menos reactivos a ladolomía a baja temperatura. La utilización desistemas de divergencia a base de polímeros, queemplean rompedores y reticuladores metálicos,ocasionó daños al yacimiento y generó menoresvolúmenes de producción. Por otra parte, el hie-rro de la tubería de producción puede inducir alos polímeros a reticular en forma prematura,incrementando la caída de presión por fricción yrequiriendo, por ende, mayor potencia hidráulica

durante el bombeo. Por lo tanto, en Egipto losoperadores están investigando nuevos métodosde estimulación, tanto para pozos nuevos comopara pozos viejos e incluso para pozos transito-riamente abandonados.

El CSL de Schlumberger en Kuala Lumpurdesempeñó un rol clave en el desarrollo de un tra-tamiento especialmente diseñado para abordarlos desafíos específicos que plantea esta regiónen términos de estimulación. En primer lugar, sedefinió la complicada mineralogía del yacimientoa través de extensivos estudios petrográficos(abajo). A continuación, se realizaron múltiplespruebas de laboratorio para optimizar el fluido detratamiento.

Debido a la baja temperatura del yacimiento,el alto riesgo de ocurrencia de daño de formacióny desarrollo de precipitados, y la heterogeneidaddel yacimiento, se recomendó un fluido VDAintensificado para lograr la divergencia y estimu-lación más efectivas. Por otra parte, el granvolumen de limo y arcilla de formación presenteindicaba que habría que incorporar el sistemaRemovedor de Lodo y Limo MSR en el programade tratamiento. El sistema MSR ha sido utilizadocon éxito para dispersar el daño causado por elfluido de perforación y contribuir a la suspensiónde limos de formación para que puedan serextraídos del pozo. El tratamiento combinadoVDA-MSR fue probado exhaustivamente en mues-tras de la formación y con diferentes aditivos—atemperaturas de yacimiento simuladas—a fin degarantizar la tasa de disolución química óptimay minimizar el daño de formación. También se

sometieron a prueba muestras de petróleopesado del yacimiento por posibles problemasde emulsión.

El diseño del tratamiento exigía etapas alter-nadas de MSR y fluidos VDA intensificados,mezclándose cada fluido por cargas, antes delbombeo. Los desafíos operacionales fueron supe-rados a través de la utilización innovadora de lastecnologías disponibles. Por ejemplo, se empleóuna técnica de inyección dual para tratar losintervalos productores de petróleo pesado conterminación dual. Otros pozos productores depetróleo pesado fueron terminados a agujerodescubierto, lo que requirió un método de ejecu-ción del tratamiento diferente. En estos casos,se utilizó tubería flexible de 11⁄2 pulgada parabombear los tratamientos VDA-MSR al yaci-miento. El fluido VDA resulta particularmenteadecuado para el bombeo por tubería pequeña,ya que mantiene una viscosidad baja durante elbombeo y su viscosidad no aumenta hasta quereacciona con la formación. En consecuencia, lareducción de la caída de presión por fricciónposibilitó esta técnica.

Se han empleado tratamientos VDA-MSR enmás de 100 pozos con excelentes resultados. Laeficacia de la divergencia quedó demostrada cla-ramente durante el bombeo (página siguiente).La nueva técnica ha sido responsable de unaumento de la producción que oscila entre un400 y un 800%. Los pozos se limpian más rápido ylas tasas de declinación de la producción sonnotablemente más lentas que con los tratamien-tos convencionales. El operador experimentó unperíodo de recuperación de los costos de estimu-lación breve, que osciló entre un día y un pocomás de un mes. La mayoría de los tratamientosse amortizaron en menos de una semana. Eléxito arrollador de este programa está teniendoun impacto de gran magnitud sobre los planesde perforación y desarrollo implementados en eldesierto oriental de Egipto, y ha convertido a latecnología VDA en un elemento importante en laestimulación de pozos nuevos, viejos, e inclusoabandonados.

La química correctaSe han documentado tratamientos VDA exitososen todo el mundo. En septiembre de 2003,Transmeridian Exploration, Incorporated,Houston, Texas, EUA, atribuyó regímenes de pro-ducción significativamente superiores en su pozoSouth Alibek 1, situado en el Mar Caspio, en elárea marina de Kazajstán, al mejoramiento de laestimulación y a la limpieza con el sistema VDA.

46 Oilfield Review

> Fotomicrografía de una muestra de roca. La fotomicrografía muestra los diferentes tipos de fragmen-tos de roca y detritos bioclásticos en una muestra de roca típica extraída de un campo petrolero delOriente de Egipto. El conocimiento de esta compleja mineralogía resultó crucial para el diseño de untratamiento óptimo en el Laboratorio de Soporte al Cliente de Kuala Lumpur, Malasia.

500 µm

Caliza dolomítica

Arcilla

Fragmento bioclástico

Primavera de 2004 47

Esto ayudó a reforzar el potencial de reservascalculadas del campo South Alibek, consistenteen más de 47.6 millones de m3 [300 millones debarriles].30 En Bahrain, el sistema VDA fue utili-zado para la estimulación de la matriz de losyacimientos de gas seco en dos pozos, lo quecondujo a aumentos del 82% y el 65% en los regí-menes de producción de gas con respecto a losregímenes iniciales.31 Durante el año 2003,también se documentaron resultados im-presionantes en Canadá, Indonesia, EmiratosÁrabes Unidos, Pakistán, Venezuela, Rusia,África Occidental, Túnez y EUA, incluyendo losyacimientos de gas seco de baja presión, signifi-cativamente agotados, de la Cuenca Pérmica, laCaliza Austin y el Golfo de México.

Estos éxitos fueron el resultado de intensasinvestigaciones, del apoyo absoluto de especialis-tas en estimulación de todo el mundo, los CSLsde Schlumberger y la utilización del sistemaInTouch-Support.com. Se siguen realizandotrabajos de investigación de yacimientos carbo-natados en el Centro de Investigaciones Doll deSchlumberger en Ridgefield, Connecticut, EUA, yen el Centro de Investigaciones de CarbonatosDhahran de Schlumberger en Al-Khobar, ArabiaSaudita, porque el conocimiento exhaustivo delyacimiento constituye el primer paso de unaestimulación efectiva. Los conocimientos adqui-ridos con estas actividades de investigación sonexplotados todos los días en los CSLs deSchlumberger y en otros laboratorios distribuidospor todo el mundo. Una amplia red de soporte decampo resulta esencial para la eficacia de laselección de fluidos, el diseño de los tratamien-tos y el control de la calidad, y provee beneficiosdirectos a las compañías operadoras que utilizanesta tecnología. La vigilancia rutinaria entiempo real de las operaciones de estimulaciónmediante el programa InterACT de vigilanciarutinaria y entrega de datos en tiempo realdesde localizaciones remotas, aporta más cono-cimientos técnicos al posicionamiento del pozo,facilitando la rápida evaluación, tanto del trata-miento de estimulación como de sus resultados.

Recientes tratamientos VDA realizados parala compañía Rosetta Exploration, Incorporated,de Canadá, demuestran el rol importante quedesempeña el CSL cuando las condiciones delpozo son rigurosas y los intereses en juego sonimportantes. En Canadá, un pozo de alta tempe-

ratura y de 4600 m [15,000 pies] de profundidadno había logrado satisfacer las expectativas deproducción después de un tratamiento con ácidoenergizado de 30,000 litros [7925 galones]. Elpozo producía a un régimen de 57,270 m3/d[2 MMpc/D], con una presión FWHP de 290 lpc[2 MPa], pero luego la productividad se vio dete-riorada por la acumulación de incrustaciones.Para eliminar las incrustaciones piríticas y lle-var a cabo un nuevo tratamiento al yacimiento,se requería tubería flexible. Desafortunada-mente, se sabía que el pozo contenía 22% de H2Sy 8% de dióxido de carbono [CO2], lo que lo con-vertía en un entorno dificultoso para laimplementación de operaciones con tubería fle-xible. A esta profundidad, las altas temperaturasy la combinación de gases corrosivos con ácidohacían que el tratamiento requiriese una cuida-dosa selección de aditivos inhibidores paragarantizar su seguridad y éxito.

El CSL de Houston, Texas, trabajando juntocon el equipo especialista en tubería flexible enRed Deer, Alberta, Canadá, determinó la combi-nación y concentración óptimas de aditivoscompatibles. Un tratamiento VDA de 21,000litros [5550 galones], diseñado cuidadosamentepor especialistas, proporcionó suficiente diver-gencia a las bajas velocidades de inyección

requeridas y estimuló exitosamente este pozoproblemático. Después del tratamiento VDA, elpozo produjo 186,160 m3/d [6.5 MMpc/D], conuna presión FWHP de 1015 lpc [7 MPa] y ahorase ha estabilizado en un régimen de producción50% superior al anterior.

La búsqueda de mejores fluidos de estimula-ción continúa. En el Centro de Investigacionesde Cambridge de Schlumberger (SCR), se dise-ñan y prueban nuevas moléculas para mantenerel ímpetu que imprimieron los descubrimientosanteriores. Los científicos del SCR y del Centrode Productos de Sugar Land, insisten en susesfuerzos por expandir las capacidades de lossistemas de fluidos existentes y desarrollar siste-mas de fluidos nuevos que permitan superar losdesafíos actuales.

El enorme éxito del sistema VDA se debe a lacombinación de química innovadora, soportetécnico de gran envergadura, control de calidadabsoluto durante las etapas de diseño y opera-ción, y el interés de los operadores por laaplicación de nueva tecnología. Este desarrolloen lo que respecta a estimulación de carbonatosestá teniendo un impacto claro y positivo sobrelos regímenes de producción e inyección, desdelos agujeros de gusanos más pequeños hasta loscampos petroleros más grandes. —MGG

> Gráfica de la presión en función del tiempo, tomada en un pozo tratado con el sistema VDA. Larespuesta de la presión de tratamiento de un pozo candidato típico muestra divergencia duranteel tratamiento.

15% de fluidoMSR en la formación

Espaciador (NH4Cl)en la formación

20% de fluido VDA en la formación

15% de fluidoMSR en la formación

Pres

ión

de c

ircul

ació

n, lp

c

3000

2500

2000

1500

1000

500

000:01:30 00:39:00 01:16:30 01:54:00 02:31:30

0

40

80

120

160

0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

Pres

ión

en b

oca

de p

ozo,

lpc

Velo

cida

d to

tal d

e bo

mbe

o, b

bl/m

in

Duración del tratamiento, h; min; seg

Velocidad total de bombeoVolumen total de bombeoPresión en boca de pozoPresión de circulación

30. http://www.tmei.com/news/PressRel_03_09_09_Successful_Test.htm (se accedió el 14 de octubre de 2003).

31. Lyle, referencia 16.

300

Ciudad de México

E S T A D O S U N I D O S

A M É R I C A C E N T R A L

MÉ X I C O

ReynosaCuencade Burgos

Poza RicaPaleocanal deChicontepec

km0 300

millas0

48 Oilfield Review

Construcción de pozos y desarrollo de campos petroleros en México

Nayelli García Esparza TapiaPoza Rica, México

Jesús Mendoza RuizLuis Roca RamisaCiudad de México, México

Jean-François MengualRío de Janeiro, Brasil

Andrés Sosa Cerón Petróleos Mexicanos (PEMEX)Reynosa, México

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Claudio de la Cerda, Sugar Land, Texas, EUA;Cherie Dalton, Ridgefield, Connecticut, EUA; y Lee Ramsey,Houston, Texas.CMR (Resonancia Magnética Combinable), MDT (ProbadorModular de la Dinámica de la Formación), PowerSTIM yProCADE son marcas de Schlumberger.

La industria del petróleo y del gas de México está cambiando la forma de desarrollar

sus negocios. Los resultados se traducen en mejoras sustanciales en la eficiencia y

la producción a medida que evolucionan los alcances de los proyectos, pasando de

los contratos de servicios estándar de adquisición de registros, cementación y esti-

mulación, a los proyectos de desarrollo de campos petroleros a gran escala. Este

artículo destaca los proyectos implementados en dos regiones de México; la Cuenca

de Burgos y el Paleocanal de Chicontepec.

Cuando las compañías petroleras nacionales y losposeedores de recursos necesitan incrementar laactividad en un campo petrolero, normalmentedisponen de tres alternativas: pueden invertir enpersonal y servicios de expertos; pueden aso-ciarse con otra compañía de petróleo y gas; opueden integrar equipos con proveedores de ser-vicios integrados.

Cada alternativa tiene sus ventajas y sus des-ventajas. La contratación de servicios deexpertos, si bien resulta adecuada para ciertascompañías y ciertos proyectos, quizás no se ade-cue a todas las situaciones. La asociación conotras compañías puede resultar exitosa en

> La Cuenca de Burgos, en el norte de México, tiene una extensión de 9595 km2

[3706 millas cuadradas]. Los campos de gas de la Cuenca de Burgos podríancontener hasta 515,000 millones de m3 [18 Tpc]. Actualmente producen cercade 29 millones de m3/d [1000 MMpc/D] de gas no asociado. El Paleocanal deChicontepec está situado cerca de Poza Rica.

muchos casos, pero en ciertos países no está per-mitida. Trabajar con un proveedor de serviciosintegrados permite que el personal de la compa-ñía operadora concentre sus esfuerzos enproblemas más complejos, pero a menudo exigeun cambio en la forma de operar.

Numerosas compañías de servicios de campospetroleros ofrecen servicios integrados. EnSchlumberger, el segmento de negocios a cargode la organización y el manejo de los proyectosde servicios integrados se denomina Manejo Inte-grado de Proyectos (IPM, por sus siglas eninglés). La organización de Schlumberger IPMofrece una variedad de soluciones de manejo de

Primavera de 2004 49

proyectos, incluyendo el desarrollo de nuevoscampos petroleros, la rehabilitación de camposmaduros, la construcción de pozos, el manejo dela producción y la integración de servicios a lospozos y servicios de producción.

En este artículo, describimos cómo trabajaSchlumberger IPM con Petróleos Mexicanos, oPEMEX, la compañía petrolera estatal deMéxico, para mejorar la producción provenientede los campos de la Cuenca de Burgos y delPaleocanal de Chicontepec. A lo largo de toda lavida útil de estos proyectos, el alcance y losmodelos de negocios han evolucionado para res-ponder a los nuevos desafíos y satisfacer losobjetivos de los proyectos tanto del operadorcomo del proveedor de servicios.

Cuenca de BurgosEn la Cuenca de Burgos se descubrió gas en1945. De las cuatro cuencas de México que pro-ducen gas no asociado, el mayor volumen deproducción proviene de la Cuenca de Burgos,que cubre una superficie de 9595 km2 [3706millas cuadradas] (página anterior).1 Recientesestudios geológicos realizados por PEMEX indi-can que los campos de la Cuenca de Burgospodrían contener hasta 515,000 millones de m3

[18 Tpc]. Actualmente, la cuenca produce aproxi-

madamente 29 millones de m3/d [1000 MMpc/D]y PEMEX Exploración y Producción (PEP) estátrabajando con mucha energía para duplicar esevolumen de producción.

La Cuenca de Burgos contiene espesores desedimentos de hasta 9000 m [30,000 pies] corres-pondientes a estratos del Mesozoico Superior y delTerciario, geológicamente equivalentes a las are-niscas Queen City, Vicksburg, Wilcox y Lobo, queresultan productivas justo al norte, en la Cuencade la Costa del Golfo del sur de Texas, EUA.

Los yacimientos en estos sedimentos silici-clásticos de baja permeabilidad son pequeños yse encuentran organizados en pequeños compar-timientos a causa de la presencia de fallas. Cadacompartimiento debe ser considerado por sepa-rado, con diferentes propiedades petrofísicas ypropiedades que varían en función de la profun-didad. En esta compleja geología, las formacionescon problemas de pérdida de circulación y altapresión plantean serios desafíos a los perforado-res. La mayor parte de los pozos son perforadoshasta alcanzar profundidades de 2900 a 3000 m[9500 a 9800 pies], y luego son terminados y frac-turados hidráulicamente. Su productividadinicial es alta pero declina rápidamente.

Evolución de los proyectosEn enero de 1994, ante la declinación de la pro-ducción de gas dulce no asociado proveniente dela Cuenca de Burgos, PEMEX constituyó unpequeño equipo de profesionistas para calcularel potencial de producción remanente y lasreservas de gas recuperables de esa cuenca.2

El grupo esbozó las medidas que la compañíatendría que adoptar para seguir trabajando enforma rentable desde su centro situado en Rey-nosa, México.

Los integrantes del grupo de estudio presen-taron una visión que muchos consideraronexcesivamente ambiciosa. No obstante, me-diante innovadoras estrategias de contratación,trabajo en equipo y la utilización selectiva detecnología, la implementación de su visión per-mitió sextuplicar el volumen de producción de lacuenca; pasando de 5 millones de m3/d [183MMpc/D] en diciembre de 1993 a 29.5 millonesde m3/d [1030 MMpc/D] en enero de 2003.3

Durante el desarrollo del proyecto de revitaliza-ción, se descubrieron más de 74 campos nuevosy se incorporaron más de 86,000 millones de m3

[3 Tpc] de reservas adicionales. La actividad deperforación de pozos de desarrollo y de explora-ción aumentó, pasando de 10 pozos terminadosen 1994, a 343 pozos terminados en 2002. Entotal, durante ese período, hubo 1313 termina-ciones de pozos.

Este extenso período de éxito comenzó concontratos de pequeña escala y mejoras simplesintroducidas en el proceso de construcción depozos, que luego evolucionaron para abarcarproyectos de mayor envergadura y más grandeimpacto. Para incrementar la producciónproveniente de los pozos de la porción centralde la Cuenca de Burgos, PEMEX adjudicó aSchlumberger IPM un primer contrato para laadquisición de 1680 km2 [650 millas cuadradas]de sísmica 3D, la ejecución de dos estudios inte-grados de yacimientos, la perforación de 31pozos y la construcción de una estación colec-tora y cuatro plantas de compresión de gas. Estetrabajo fue finalizado en 11 meses, contados apartir de mediados de 1997.

PEMEX adjudicó el segundo contrato de laCuenca de Burgos a un competidor deSchlumberger IPM para la construcción, termi-nación y conexión de 18 pozos en el término de10 meses, que finalizaría a comienzos de 1999.Después de algunos meses de deficiencias en eldesempeño, PEMEX anuló el contrato y llamónuevamente a licitación, adjudicándole aSchlumberger IPM la perforación de 18 pozos adi-cionales. Cuando estaba por terminar el segundocontrato, IPM había mejorado el desempeño deperforación en esta parte de la cuenca pasando deun tiempo de perforación promedio de 36 días en1997 a un nuevo promedio de 22 días por pozo en1999 (arriba, a la izquierda). Esta tendencia des-cendente de los tiempos de perforación continuóa lo largo de todas las etapas subsiguientes de losproyectos implementados en la Cuenca de Burgos.

1. Gas no asociado es el gas natural que se acumula solo,sin petróleo.

2. Gas dulce se refiere al gas que no contiene sulfuro dehidrógeno (ácido sulfhídrico).

3. Palomo R, Céron A y Ramisa L: “Un Nuevo Modelo deNegocios,” Burgos Review (Primer trimestre de 2003):14–23.

> Mejoramiento del desempeño de perforación en la Cuenca de Burgos, conla introducción de los servicios integrados del sector Schlumberger IPM. Lavelocidad de penetración promedio experimentó un aumento de más deldoble entre 1997 y 2001. Durante el mismo período, el número promedio dedías necesarios para perforar un pozo se redujo de 36 días a 12 días. En elextremo inferior se indican las compañías responsables de la perforación.

1997 1998 1998 1998 1999 2000 2001

25

0

50

75

100

125

150

175

200

PEMEX ySchlumberger

Competidor Schlumberger

Velo

cida

d de

pen

etra

ción

, m/d

Cant

idad

de

días

par

a pe

rfora

r un

pozo

En la fase siguiente, PEMEX adjudicó a IPMun contrato para el acondicionamiento de 40localizaciones de pozos, la perforación de 54pozos, y la terminación y conexión de 50 pozos.El proyecto, que insumiría 18 meses contados apartir de marzo de 1999, fue finalizado en tansólo 16 meses.

Para mediados del año 2000, la caída de losprecios del crudo indujo a PEMEX a reducir lasactividades de exploración y producción de petró-leo e invertir en proyectos de gas. Más equipos deperforación debieron ser movilizados para conti-nuar con el ambicioso programa de perforaciónimplementado en la Cuenca de Burgos.Schlumberger IPM ganó la nueva licitación conotra solución de servicios integrados, que en estaoportunidad incluyó el suministro y manejo de los

equipos de perforación, la supervisión y provisiónde todos los servicios necesarios, y la utilizacióndel personal de PEMEX. Los tiempos de perfora-ción en esta área se redujeron de 25 a 15 días porpozo. Schlumberger dirigió las actividades relacio-nadas con el manejo, la ingeniería y la operaciónpara el acondicionamiento de las localizaciones,la perforación y la terminación de todos los pozos.

El contrato original incluía 40 pozos. Novedo-sos enfoques se combinaron para contribuir aléxito del proyecto; por ejemplo, la utilización detubería de producción como columna de perfora-ción se tradujo en un ahorro en términos decostos que permitió la perforación de 14 pozosadicionales. Durante el transcurso de la perfora-ción de los 54 pozos, se registró un ahorro de 90días de equipo de perforación.

El siguiente proyecto de servicios integradosincluyó el acondicionamiento, la perforación, laterminación y la conexión de 60 pozos, a ser ter-minados para junio de 2001. Debido a laeficiencia de la cooperación entre PEMEX ySchlumberger, el contrato fue extendido a untotal de 190 pozos en febrero de 2002.

En el contrato más reciente, el alcance delproyecto de servicios integrados, que en un prin-cipio incluyó 100 pozos más, fue modificado y elnúmero de pozos nuevos aumentó a 210.

Las responsabilidades de Schlumberger IPMaumentaron para incluir lo siguiente:• construcción de vías de acceso y localizacio-

nes de pozos• diseño de programas de perforación• manejo y ejecución de las operaciones

- supervisión en la localización del pozo- fluidos de perforación- perforación direccional- adquisición de registros

• terminación- disparos (cañoneos, punzados)- pruebas de pozos- fracturamiento hidráulico

• instalación de líneas de flujo• provisión de equipos de perforación• toda la logística• manejo de residuos.

Desde enero de 2003, Schlumberger ha ter-minado 72 pozos bajo este contrato, con unrégimen de producción inicial colectivo de 5.4millones de m3/d [189 MMpc/D]. La produccióninicial promedio por pozo superó los 74,500 m3/d[2.6 MMpc/D], es decir que resultó un 5% mayorque el régimen de producción inicial promedioprevio. Durante la terminación de estos pozos,Schlumberger realizó 93 operaciones de fractu-ramiento, disparando y probando 122 intervalos.

Los avances en materia de construcción depozos y el mejoramiento de la eficiencia de laperforación no son los únicos factores respon-sables de este importante aumento de laproducción en la Cuenca de Burgos. Novedososmétodos que ayudan a identificar zonas de gas ymejorar el conocimiento de las propiedades deyacimientos están aumentando la eficiencia dela terminación e impulsando la producción.

Mejoramiento de la producciónLa producción proveniente de las formacionesde la Cuenca de Burgos ha sido mejoradamediante la aplicación de métodos más precisosde caracterización de yacimientos gasíferos y através de la utilización de esta información parala optimización de las terminaciones de pozos.4

Un enfoque integrado para la identificación dezonas productivas combina la información diná-

50 Oilfield Review

> Identificación de zonas candidatas para estimulación, mediante la combinación de información pe-trofísica con presiones derivadas de probadores de formación operados con cable y permeabilidadesobtenidas a partir de registros de resonancia magnética. Las permeabilidades derivadas de las medi-ciones del Probador Modular de la Dinámica de la Formación MDT (Carril 3, puntos amarillos) se co-rrelacionan con las permeabilidades obtenidas a partir de la adquisición de registros continuos deResonancia Magnética Combinable CMR. De los cuatro intervalos más prometedores que contienengas con poca agua libre, dos, el QC-3 y el QC-5, contribuyen un 70% del flujo de gas estimado para estepozo. Las barras verdes del Carril 4 indican las localizaciones de los disparos. Sólo se estimularon losintervalos QC-3 y QC-5.

Gas

X100

Resistividad,10 pulgadas

Porosidad efectiva

Agua irreducible

Permeabilidad MDT Presión de formación Permeabilidad

Prof

undi

dad

med

ida,

m

X200

X300

X400

Resistividad,90 pulgadas

Rayos gamma

1500 API

200 ohm-m

200 ohm-m

00.3 m3/m3

00.3 m3/m3

Agua libre

00.3 m3/m3

0.01 10mD

0.01 10mD

Permeabilidad relativaGas

0.01 10mD

Permeabilidad CMR

2000 2600lpc 10

Q (NMR)

0.01 10mD

QC-2

QC-3

QC-4

QC-5

Perfil deflujo

sintético(Q)

Permeabilidadal gas

Permeabilidadal agua

Primavera de 2004 51

mica del yacimiento, obtenida con probadoresde formación operados con cable, con datos deporosidad y permeabilidad de alta resoluciónobtenidos con herramientas de resonancia mag-nética nuclear. Estas propiedades de laformación también contribuyen a mejorar elmodelado de estimulación y el diseño de lasfracturas hidráulicas.

Esta estrategia, conocida como servicio deoptimización de pozos PowerSTIM, reduce loscostos operacionales y aumenta la eficienciaporque permite la terminación de las capas gasí-feras más productivas de cada pozo solamente.5

El método PowerSTIM, introducido en Américadel Norte en el año 2000, tiene un nivel actualde actividad de 150 proyectos por mes y ha resul-tado exitoso en Rusia, Medio Oriente, Europa,África, China y el Sudeste de Asia. Algunos ejem-plos de tres pozos de la Cuenca de Burgosmuestran cómo este enfoque integrado distingueentre zonas que ameritan ser terminadas y loscandidatos pobres.

El primer candidato de la Cuenca de Burgosen el que se utilizó esta metodología fue un pozode desarrollo que encontró múltiples capas deareniscas gasíferas. Litológicamente, las unida-des yacimiento corresponden a areniscasarcillosas con granos finos a muy finos de cuarzoy feldespato, fragmentos de roca ígnea, arcillas ymicas. La baja permeabilidad de estas are-niscas—0.05 a 5 mD—hace necesario sufracturamiento hidráulico si se pretende queproduzcan a regímenes rentables. La permeabi-lidad es tan baja que las pruebas de producciónconvencionales pueden insumir más de cuatrodías en cada zona de interés hasta lograr un sufi-ciente incremento de presión para el análisis depermeabilidad. La práctica habitual en este tipode pozo consistiría en probar entre cinco y seiscapas, con resultados improductivos. La termi-nación implica un promedio de 35 días por pozo,incluyendo pruebas, estimulación y tapona-miento de las zonas improductivas, que suelenser mayoría.

En este pozo, la evaluación integral de la for-mación, facilitada por una serie completa deregistros petrofísicos, más las mediciones de laherramienta de Resonancia Magnética Combina-ble CMR y el Probador Modular de la Dinámicade la Formación MDT, ayuda a identificar laszonas más adecuadas para la terminación(página anterior). El análisis de las medicionesde los registros de rayos gamma, resistividad,CMR y MDT señala a los intervalos QC-5 y QC-3de la Formación Queen City como los de mejordesempeño. Las presiones y permeabilidadesderivadas de la herramienta MDT son más altasen estas zonas. El ajuste o calibración entre las

permeabilidades de alta resolución inferidas delos resultados CMR y las derivadas de las medi-ciones MDT genera confianza en la capacidad dela herramienta CMR para generar valores depermeabilidad confiables a lo largo del pozo.

Un perfil de flujo sintético computado a partirde las mediciones CMR indica cuánto contribuirácada nivel a la producción total del pozo. Si biense detectaron numerosas areniscas gasíferas eneste pozo, sólo dos aportarían un 70% de la pro-ducción potencial de gas: 30% de la zona QC-5,en el fondo del pozo, y 40% de la zona QC-3.

Mediante la clasificación de los intervalosmás productivos, los ingenieros pueden se-leccionar los mejores candidatos para elfracturamiento hidráulico, mejorando así enforma radical la eficiencia de la terminación. Eneste caso, sólo se estimularon los intervalos QC-5y QC-3. Este proceso de optimización permitióreducir en un 65% el tiempo de terminación

requerido en pozos comparables, acelerando laproducción en 20 días y ahorrando 20 días deequipo de terminación.

En otro pozo de desarrollo, el enfoque inte-grado para el diseño de la terminación queimplica la interpretación de datos CMR, MDT ydatos de otros registros ayudó a descartar cier-tas zonas someras que estaban siendoconsideradas para la terminación (arriba). Nue-vamente, las permeabilidades derivadas de la

4. Mengual J-F, Saldungaray P, Artola P y Riaño JM: “Reducing Completion Costs and Enhancing ProductivityUsing Nuclear Magnetic Resonance Logs and FormationTester Data,” artículo de la SPE 74362, presentado en laConferencia y Exhibición Internacional del Petróleo, Villahermosa, México, 10 al 12 de febrero de 2002.

5. Al-Qarni AO, Ault B, Heckman R, McClure S, Denoo S,Rowe W, Fairhurst D, Kaiser B, Logan D, McNally AC,Norville MA, Seim MR y Ramsey L: “De las propiedadesde los yacimientos a las soluciones de estimulación,” Oilfield Review 12, no. 4 (Primavera de 2001): 44–65.

> Pozo de desarrollo de la Cuenca de Burgos en el que los registros detectan grandes volúmenes deagua libre en potenciales intervalos de terminación. Mientras los registros de resistividad (Carril 1)indican varias zonas gasíferas potenciales (entre X221 y X222 m, entre X228 y X229 m, entre X232 yX234 m, entre X239 y X240 m, y entre X244 y X253 m), las estimaciones CMR de agua ligada y libre(Carril 2) muestran que la mayor parte del intervalo registrado contiene grandes volúmenes de agualibre. Este pozo no fue terminado dentro del tramo registrado.

Arcilla-agua ligada

Agua irreducible Agua irreducible

Agua libre

Gas

Cuarzo

Feldespato

Agua ligada

Arcilla

X220

Prof

undi

dad

med

ida,

mX230

X240

X250

Resistividad,10 pulgadas

Resistividad,90 pulgadas

Rayos gamma

1000 API

100 ohm-m

100 ohm-m

Porosidad fluido libre

00.4 m3/m3

Porosidad efectiva

00.4 m3/m3

Porosidad CMR total

00.4 m3/m3

Porosidad-densidad,Arenisca

00.4 m3/m3

Presión deformación

2000 2200lpc

Permeabilidad MDT

0.01 100mD

0.01 100mD

0.01 100mD

01 vol/vol

Volúmenes

Permeabilidad en baseal modelo Timur-Coates

Alta resolución

Permeabilidad en baseal modelo Timur-Coates

CMR

herramienta CMR se ajustaron a las calculadasen base a los datos MDT en los cinco niveles pro-bados. La interpretación de los registrospetrofísicos mostró dos intervalos ricos en con-tenido de areniscas. No obstante, en las pocaszonas que tenían potencial de gas, la herra-mienta CMR también indicó grandes volúmenesde agua libre. El pozo no fue terminado dentrodel intervalo registrado, lo que permitió aPEMEX ahorrar tiempo y dinero que podríanemplearse mejor en un pozo más productivo.

El último ejemplo de la Cuenca de Burgos loconstituye un pozo de exploración. La interpreta-ción convencional de registros y la evaluación deformaciones basada en las altas resistividades yel cruzamiento de las curvas de los registros deporosidad-neutrón y porosidad-densidad resultópoco valiosa al intentar identificar el yacimiento

productivo dentro de las areniscas gasíferasfinamente estratificadas (abajo). Como la herra-mienta CMR responde fundamentalmente alespacio poroso, proporciona una indicación delos volúmenes gasíferos más confiable que lasobtenidas con otras mediciones. En este ejem-plo, la herramienta CMR identificó zonasproductivas continuas de mayor espesor que lasindicadas por la técnica de cruzamiento. La zonamás gruesa, con un espesor de 3 m [10 pies], fueprobada con la herramienta MDT. Las permeabi-lidades calculadas a partir de las medicionesMDT mostraron una estrecha correlación con laspermeabilidades derivadas del promediado delos resultados CMR de alta resolución, y alcanza-ron un promedio de 10 mD a través de toda lazona. La buena correlación existente entre lasestimaciones de permeabilidad derivadas de la

herramienta CMR y las obtenidas con la herra-mienta MDT en esta zona generó confianza enlos ingenieros respecto de la permeabilidad de 6mD derivada de la herramienta CMR solamenteen una zona más somera.

Con permeabilidades de 6 y 10 mD, las doszonas eran lo suficientemente permeables paraque el pozo produjera sin necesitar ser fractu-rado hidráulicamente, según los resultados de lasimulación de la producción. En base a las simu-laciones realizadas con el programa de análisisde pozos ProCADE, la producción fue estimadaen 75,982 m3/d [2653 Mpc/D]. El intervalo fuedisparado y produjo 73,633 m3/d [2571 Mpc/D]sin estimulación.

La metodología PowerSTIM, que integraconocimientos petrofísicos y del yacimiento, conel diseño, la ejecución y la evaluación de las ter-minaciones, fue aplicada para seleccionar enforma más eficaz las areniscas con alto potencialde productividad y diseñar programas defracturamiento más efectivos. Antes de la imple-mentación de esta metodología, el promedio deproducción de un pozo de la Cuenca de Burgosera de 29,000 m3/d [1 MMpc/D]; ahora el prome-dio es de 129,000 m3/d [4.5 MMpc/D]. El procesoPowerSTIM redujo los tiempos de terminaciónaproximadamente en un 60% en la Cuenca deBurgos. Los costos de terminación disminuyeronen un porcentaje similar.

Actualmente, el contrato suscripto entrePEMEX y Schlumberger en relación con laCuenca de Burgos exige la construcción depozos a un determinado precio y en una determi-nada localización. Sin embargo, Schlumbergerpropuso generar valor adicional para PEMEXasumiendo mayor responsabilidad en la selec-ción de las localizaciones de pozos, diseñandolas terminaciones y optimizando la producción.

La selección de localizaciones de pozos ópti-mas requerirá estudios geológicos integrados yestudios de caracterización de yacimientos. Lastécnicas sísmicas avanzadas, tales como el aná-lisis de variación de la amplitud con eldesplazamiento (AVO, por sus siglas en inglés),la inversión, la estratigrafía secuencial y el aná-lisis de atributos, ayudarán a los intérpretes aseleccionar las localizaciones de pozos en base aun modelo geológico, maximizando la productivi-dad y minimizando el riesgo de perforación depozos antieconómicos. La tecnología de detec-ción de gas en zonas productivas de bajaresistividad ayudará a explotar más zonas degas. La simulación del desempeño del campo y lainclusión de los efectos de las instalaciones desuperficie ayudará a optimizar la producción. Elagregado de líneas de alta, media y baja presión

52 Oilfield Review

> Pozo exploratorio en el que la interpretación convencional de registros subestima el potencial deproducción. Las resistividades altas (Carril 1) y el cruzamiento densidad-neutrón (sombreado amarillo,Carril 2) identifican algunas fajas delgadas de areniscas gasíferas. Las permeabilidades derivadas delas mediciones CMR son altas a través de zonas continuas de mayor espesor (Carril 3). Las permeabi-lidades medias (barras verticales negras, Carril 3) en las dos zonas de mayor espesor son lo suficien-temente altas como para ser disparadas y producir sin estimulación.

Arcilla

Agua ligada

Cemento de calcita

Cuarzo

Gas

Agua libre

Agua irreducible

X290

Prof

undi

dad

med

ida,

m

X300

X310

X320

Resistividad,10 pulgadas

Resistividad,90 pulgadas

Rayos gamma

1000 API

200 ohm-m

200 ohm-m

Fluido libre CMR

0.4 m3/m3 0

m3/m30.4 0

Porosidad CMR total

m3/m30.4 0

Porosidad-neutrón

m3/m30.4 0

Porosidad-densidadPermeabilidad MDT

0.01 mD

0.01 mD

0.01 mD

Presión deformación

Disp

aros

Disp

aros

m3/m3

SW

vol/vol

Volúmenes

Efecto del gas

Fluidos libres

100

100

100

1500 1700lpc 1 0

Gas

1 0

Permeabilidad enbase al modelo

Timur-Coates, CMR

Permeabilidad en baseal modelo Timur-Coates

Alta resolución

Primavera de 2004 53

en los sistemas de producción contribuirá a opti-mizar el desempeño individual de los pozos y aeliminar los cuellos de botella de las instalacio-nes de superficie (arriba).

Mejoramiento de la producción en ChicontepecLa región de Chicontepec es otra área maduracon potencial para el mejoramiento de la pro-ducción. Allí, se descubrió petróleo en 1926, y laprimera producción comercial comenzó en 1952.Los campos petroleros actuales se encuentranubicados en su totalidad dentro de un rasgogeológico conocido como Paleocanal deChicontepec, situado en el norte del Estado deVeracruz, a 250 km [153 millas] de Ciudad deMéxico y a 5 km [3 millas] de Poza Rica. Elpaleocanal corresponde a una acumulación desedimentos del Paleoceno que cubren unasuperficie de 3815 km2 [1473 millas cuadradas].Este potente depósito sedimentario, de baja per-meabilidad, contiene 139,000 millones debarriles [22,000 millones de m3] de petróleo ori-ginal en sitio y 1.4 trillones de m3 [50 Tpc] de gas.

Aproximadamente 2000 millones de m3 [12,000millones de barriles] y 888,000 millones de m3

[31 Tpc] son recuperables, lo que lo convierteen el activo más grande de PEMEX.6

Desde 1952 hasta 2002, se terminaron 951pozos de producción. En promedio, los pozos eranproductores modestos, con regímenes de pro-ducción iniciales del orden de los 11 a 48 m3/d[70 a 300 BPPD]. Para el año 2002, la produc-ción total del campo promediaba 397 m3/d [2500BPPD] y 344,000 m3/d [12 MMpc/D]. En susprimeros 50 años, el campo había producido sólo111 millones de barriles de petróleo [18 millonesde m3] y 5600 millones de m3 [195,000 MMpc] degas.

En el año 2002, PEMEX implementó una es-trategia agresiva para aumentar la produccióndel campo en los siguientes cuatro años. El obje-tivo de producción para el año 2006 es llegar a6200 m3/d [39,000 BPPD] y [1.4 millón de m3/d[50 MMpc/D], aumentando la producción depetróleo en un factor de más de 10 e incremen-tando más de cuatro veces la producción de gas.Para el éxito de este proyecto, es esencial la

construcción de pozos con una productividad sig-nificativamente superior al promedio histórico.

Para hacer realidad esta visión, SchlumbergerIPM, en asociación con ICA Fluor and DrillersTechnology de México, ha firmado un contratocon PEMEX para desarrollar los camposCoapechaca, Tajín y Agua Fría del activo deChicontepec. En base al cumplimiento del con-trato de la Cuenca de Burgos, PEMEX contrató aSchlumberger para que asumiera mayor respon-sabilidad en el proyecto Chicontepec. El rol deSchlumberger IPM es entregar el plan de desa-rrollo de los campos petroleros, incluyendo losestudios de caracterización de yacimientos, laoptimización de las localizaciones de pozos, laperforación y terminación de todos los pozos, elmanejo de los equipos de perforación, unaprueba piloto de inyección de agua, la construc-ción y el mejoramiento de las estaciones decompresión de gas, la construcción de líneas deconducción y toda la logística.

6. Williams P: “México,” Oil and Gas Investor (Julio de2003):26–37.

> Evolución futura de los servicios integrados en la Cuenca de Burgos. Al madurar el concepto de servicios integrados (de izquierda a derecha), PEMEX ySchlumberger pudieron participar en conjunto en la selección de las localizaciones de pozos, el diseño y la construcción de pozos inteligentes, la optimi-zación de las instalaciones de producción de superficie y la simulación del comportamiento del yacimiento.

Localización del pozo Pozosinteligentes

Líneas de flujo

Separación de los fluidos

Simulación detodo el campo

Modelado de la redde superficie

Optimización delas instalaciones

El proyecto comenzó con la preparación ypresentación de las propuestas a fines de 2002 yalcanzó la etapa de movilización completa amediados de 2003, iniciándose la perforación delprimer pozo en mayo. La distribución cronoló-gica del proyecto contempla 1400 días para 200pozos. Los objetivos clave del proyecto para 2003incluían la actualización de los estudios de yaci-mientos del sector para identificar mejor laslocalizaciones más adecuadas para perforarpozos de mayor productividad; la perforación de59 pozos y la terminación de 46 pozos antes defin de año; la construcción de 8 localizaciones depozos múltiples; la construcción de 50 km [30millas] de líneas de conducción; y la cons-trucción y el mejoramiento de 6 móduloscorrespondientes a instalaciones de produccióny compresión.

El entorno que rodea al área de Chicontepeces sensible y alberga numerosas especies vegeta-les protegidas. Las localizaciones de pozos hansido diseñadas de manera de causar el mínimoimpacto ambiental. Se han construido equiposde perforación con fines específicos a fin de opti-mizar los tiempos de perforación y losmovimientos de los equipos en las localizacionesde pozos múltiples (arriba). Los pozos son perfo-

rados en forma direccional, con un total de 3 a18 pozos desde cada localización. Equipos deperforación de última generación con cabezasrotativas superiores (topdrive) y mástiles teles-cópicos mantienen la columna de perforación enla torre durante el movimiento entre pozos de lamisma localización. Los equipos de perforaciónestán equipados con mecanismos de desliza-miento para reducir el tiempo de mudanza detres días a menos de 12 horas. Las operacionesde disparo, de fracturamiento, con tubería flexi-ble, y las pruebas se llevan a cabo sin equipo deperforación.

Estrategias de estimulación en el Paleocanal de ChicontepecPara ayudar a PEMEX a mejorar aún más la pro-ducción proveniente del área de Chicontepec, losespecialistas en estimulación de Schlumbergerestán evaluando la posibilidad de aumentar laproducción a aplicando la metodologíaPowerSTIM que demostró ser sumamente exi-tosa en los proyectos de la Cuenca de Burgos. Noobstante, en lugar de aplicar la técnica en pozosindividuales, los ingenieros e intérpretes estándesarrollando una estrategia de estimulaciónpara optimizar el desempeño general de los

campos petroleros del Paleocanal de Chiconte-pec. Este estudio de gran escala abarca el árealimitada al oeste por la Sierra Madre Oriental y,al este, por el arrecife de la Faja de Oro.

El primer paso del estudio fue la evaluacióndel plan de desarrollo actual y la validación delas localizaciones de pozos propuestas por losequipos a cargo de los activos de PEMEX Explo-ración y Producción. Para ello fue necesaria unatotal reevaluación e integración de la sísmica3D, y de los datos geológicos, de producción, denúcleos y de registros. El análisis de la historiade estimulación de cada capa de arenisca indicóque podrían lograrse mejoras de producción efi-caces desde el punto de vista de sus costosmediante la estimulación selectiva de zonas decalidad superior.

La selección de candidatos y el diseño de lostratamientos de estimulación utilizando elmétodo PowerSTIM ayudaron a lograr regímenesde producción más altos por operación de frac-turamiento y un costo más bajo en comparacióncon los niveles y los costos de producción regis-trados en campañas de perforación previas.

54 Oilfield Review

> Equipo de perforación en el Paleocanal de Chicontepec, construido para optimizar los tiempos y lalogística de perforación en localizaciones de pozos múltiples, ubicadas en esta área sensible desdeel punto de vista ambiental.

Primavera de 2004 55

Mayor incremento de la producción en Chicontepec y en otras áreasHa quedado demostrado que las técnicas deselección de candidatos y las prácticas de frac-turamiento mejoradas del enfoque PowerSTIMpermitieron mejorar la eficacia de la estimula-ción desde el punto de vista de sus costos en elPaleocanal de Chicontepec. Las mejoras ulterio-res se centrarán en la optimización de laproductividad de las zonas de mayor potencial.Ya se están introduciendo nuevos servicios deadquisición de registros y generación de imáge-nes para aumentar el conocimiento delyacimiento y asistir en el proceso de estimula-ción. Como sucede en la Cuenca de Burgos, lacombinación CMR-MDT está ayudando a losingenieros de yacimiento de Chicontepec amejorar el proceso de terminación de cada pozo.Como próximos pasos se introducirán nuevosfluidos de fracturamiento y nuevas tecnologíasen este activo de gran potencial, aumentando lacapacidad de los tratamientos de estimulaciónde mejorar la producción de cada pozo e incre-mentar la rentabilidad para PEMEX.

Adecuadamente explotadas, las reservas deChicontepec constituyen un paso importante enlo que respecta a superar la actual declinaciónde la producción de petróleo. Es necesario eldesarrollo eficaz de otros campos petroleros y eldescubrimiento de nuevas acumulaciones pararevertir la declinación y reemplazar las reservas.Hasta este momento, los yacimientos de Méxicoexperimentaron en su mayoría recuperación pri-maria solamente y ahora están sufriendo diversosgrados de agotamiento. El desarrollo de estrate-gias de recuperación asistida será importantepara mantener los objetivos de producción.

Un área que habrá de experimentar unaexpansión de la actividad es el sector mexicanodel Golfo de México. Al año 2001, en el sectorestadounidense del Golfo de México se habíanperforado más de 20,000 pozos cuyo objetivo erael gas natural, mientras que en el sector mexi-cano sólo se perforaron 400 pozos (izquierda).Esta visión del futuro predice un incremento delos proyectos integrados y un crecimiento sor-prendente de la actividad de perforación y laproducción de hidrocarburos en los próximoscinco a diez años. –LS

> Visión de la actividad de exploración y producción de petróleo y gas en elGolfo de México. Actualmente, la gran mayoría de los campos de petróleo ygas se encuentran en el sector estadounidense del Golfo de México (extre-mo superior). Una visión de la producción futura muestra un nivel de activi-dad similar en todo el sector mexicano, en los próximos diez años (extremoinferior). Los puntos rojos y amarillos representan pozos de gas. Los puntosverdes corresponden a pozos de petróleo. [Adaptado de “México at a Glance:The MCA Story,” México Interchange (11 al 14 de noviembre de 2003): 21.]

Golfo deMéxico

MÉXICO

EUA

Sabinas

Burgos

Monterrey

TampicoMisantla

Veracruz

Macuspana

Golfo deMéxico

MÉXICO

EUA

Sabinas

Burgos

Monterrey

TampicoMisantla

Veracruz

Macuspana

Pozos de gas y petróleo existentes

Pozos de gas y petróleo proyectados

56 Oilfield Review

La nueva dinámica de operaciones de disparos en condiciones de bajo balance

Eelco BakkerKees Veeken Nederlandse Aardolie Maatschappij(NAM) B.V.Assen, Países Bajos

Larry Behrmann Kuala Lumpur, Malasia

Phil Milton Gary Stirton CNR InternationalAberdeen, Escocia

Alan Salsman Ian Walton Rosharon, Texas, EUA

Lloyd Stutz Anadarko Petroleum CorporationHouston, Texas

David UnderdownChevronTexacoHouston, Texas

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Alfredo Fayard y Bryan Galloway, Rosharon,Texas, EUA; James Garner, Sugar Land, Texas; Andy Martin,Aberdeen, Escocia; y Frank Thompson, Assen, PaísesBajos.CIRP (Inserción y Recuperación de la Terminación bajo Presión), eFire, HSD (Pistolas de Alta Densidad de Disparos),NODAL, MDT (Probador Modular de la Dinámica de la Formación), PosiTrieve, PowerJet, PURE (Operaciones deDisparos para la Explotación Total del Yacimiento) y SPAN(Programa de Análisis de Operaciones de Disparos de Schlumberger) son marcas de Schlumberger.

El control de la diferencia de presión transitoria registrada en un pozo durante las ope-

raciones de disparos es una de las claves para el logro de terminaciones de pozos

entubados más efectivas. Esta técnica utiliza un innovador proceso de diseño y equipos

especiales para mejorar significativamente la productividad y la inyectividad del pozo.

Todo pozo entubado debe ser disparado para quelos fluidos fluyan desde el subsuelo o sean inyec-tados en el fondo del pozo. La detonacióncontrolada de cargas huecas (moldeadas), espe-cialmente diseñadas y fabricadas para pozosentubados, produce agujeros—disparos, per-foraciones, cañoneos—en la tubería derevestimiento de acero, el cemento y la for-mación adyacente. La optimización de laproducción o de la inyección demanda diseñoscuidadosos, planeación previa a los trabajos eimplementación en el campo, para obtener dis-paros conductores limpios que se extiendan másallá del daño de la formación, penetrando en laroca yacimiento inalterada.1

Lamentablemente, los disparos con explosi-vos también pulverizan los granos de roca de la

formación generando una zona triturada de bajapermeabilidad en la formación alrededor de lascavidades de los disparos, y facilitando la posibi-lidad de migración de partículas finas. Esteproceso también deja algunos detritos residualesde la detonación dentro de los túneles de los dis-paros. El rebote elástico de la formaciónalrededor de los túneles recién creados generadaño por las vibraciones adicionales de los dis-paros y el material suelto (próxima página).2

La minimización del deterioro del flujo y lasrestricciones de la conductividad, causadas poreste daño inducido por los disparos, resultancruciales para la obtención de disparos efecti-vos. Durante 25 años, los procedimientos determinación estándar utilizaron una diferenciade presión estática relativamente grande, o un

1. Cosad C: “Choosing a Perforation Strategy,” OilfieldReview 4, no. 4 (Octubre de 1992): 54–69.Behrmann L, Brooks JE, Farrant S, Fayard A, Venkitaraman A, Brown A, Michel C, Noordermeer A,Smith P y Underdown D: “Técnicas de diseño de los dis-paros para optimizar la productividad,” Oilfield Review12, no. 1 (Verano de 2000): 54–79.

2. Behrmann LA, Pucknell JK, Bishop SR y Hsia T-Y: “Measurement of Additional Skin Resulting from Perforation Damage,” artículo de la SPE 22809, presen-tado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de laSPE, Dallas, Texas, EUA, 6 al 9 de octubre de 1991.Pucknell JK y Behrmann LA: “An Investigation of theDamaged Zone Created by Perforating,” artículo de laSPE 22811, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Dallas, Texas, EUA, 6 al 9 deoctubre de 1991.Behrmann LA y McDonald B: “Underbalance or ExtremeOverbalance,” artículo de la SPE 31083, presentado en elSimposio Internacional sobre Control del Daño de Formación de la SPE, Lafayette, Luisiana, EUA, 14 al 15 defebrero de 1996; también en SPE Production & Facilities(Agosto de 1999): 187–196.

Swift RP, Behrmann LA, Halleck PM y Krogh KE: “Micro-Mechanical Modeling of Perforating ShockDamage,” artículo de la SPE 39458, presentado en el Simposio Internacional sobre Control del Daño de Formación de la SPE, Lafayette, Luisiana, EUA, 18 al 19 de febrero de 1998.

3. Johnson AB, Brooks JE, Behrmann LA, Venkitaraman A,Walton I, Vovers AP, Vaynshteyn V, Patel DR y Fruge MW:“Reservoir Communication with a Wellbore,” Patente deEUA No. 6,598,682 (29 de julio de 2003); también International Publication No. WO 01/65060 (7 de septiembre de 2001).Brooks JE, Yang W, Grove BM, Walton IC y Behrmann LA:“Components and Methods for Use With Explosives,”Publicación de Solicitudes de Patentes de EUA No.2003/0150646 (14 de agosto de 2003).Johnson AB, Behrmann LA, Yang W y Cornelis FH: “Controlling Transient Underbalance in a Wellbore,” Publicación de Solicitudes de Patentes de EUA No.2003/0089498 (15 de mayo de 2003).

Primavera de 2004 57

bajo balance de presión (desbalance negativo),para eliminar o minimizar el daño provocado porlos disparos.

La técnica de disparar con un bajo balancede presión es la técnica más difundida deoptimización de las terminaciones disparadas.

Este método establece una presión estática depozo antes de los disparos, que es inferior a lapresión de la formación adyacente. Según la teo-ría convencional, la oleada inicial (flujoinstantáneo) originada por una reducción de lapresión de poro en la región vecina al pozo

mitiga el daño de la zona triturada y barre latotalidad o parte de los detritos que se encuen-tran en los túneles de los disparos.

Los científicos de Schlumberger analizaronlas presiones transitorias de operaciones de dis-paros mediante pruebas de laboratorio ydescubrieron que el bajo balance estático solo nogarantiza la obtención de disparos limpios. Losresultados indicaron que lo que realmente rige lalimpieza de los disparos son las fluctuacionesproducidas en la presión del pozo inmediata-mente después de la detonación de las cargashuecas—antes ignoradas—y no la diferencia depresión inicial como se pensaba anteriormente.

Los investigadores aplicaron este mayorconocimiento de las presiones dinámicas depozo para desarrollar el proceso patentado porSchlumberger de Operaciones de Disparos parala Explotación Total del Yacimiento PURE.3 Estanueva técnica es aplicable a portacargas, o pisto-las, operados con cable o con línea de acero, y asistemas de pistolas bajados con tubería flexibleo con la tubería de producción (TCP, por sussiglas en inglés), ya sea en terminaciones depozos verticales o muy inclinados, incluyendo lospozos horizontales.

El proceso PURE utiliza operaciones de dis-paros diseñadas a la medida de las necesidades,cargas huecas especiales y configuraciones depistolas diseñadas con un fin específico, paragenerar un alto nivel de bajo balance dinámico,partiendo de bajos balances o sobre balances depresión modestos. Esta técnica mejora sustan-cialmente la productividad o la inyectividad delpozo. El proceso de disparos PURE tambiénmejora la eficiencia operacional de la termina-ción de pozos.

< Operaciones de disparos y daños producidospor los disparos. Las cargas huecas constan decuatro componentes básicos: el iniciador de ladetonación y los explosivos principales, el reves-timiento cónico y un casco. La cavidad cónica yla tubería de revestimiento corta metálica maxi-mizan la penetración a través de la tubería derevestimiento de acero, el cemento y la roca. Aldetonar las cargas, el revestimiento colapsa y seforma un chorro de alta velocidad de partículasde metal fluidizado. Las ondas de choque genera-das por los disparos y la presión de alto impactofragmentan los granos de la roca, descomponenla cementación de minerales intergranulares yproducen la pérdida de adherencia de las partí-culas de arcilla, creando una zona triturada debaja permeabilidad en la formación, alrededorde los túneles de los disparos. Los disparos da-ñan la permeabilidad local fundamentalmenteporque trituran el material de la formación im-pactado por el chorro y reducen los tamaños delas gargantas de los poros. Las fotomicrografíasmuestran la roca sin dañar y las microfracturasen la zona triturada.

Casco

Revestimientocónico

Cordón detonante

Carga hueca

Efectos de cavidad explosiva

Detonación de la carga

Iniciador dela detonación

Explosivoprincipal

Efecto decavidad sin

revestimiento

Efecto de cavidad

revestida

Acabadoplano

Explosivo Objetivo de aceroRevestimiento metálico

5 microsegundos

25 microsegundos

40 microsegundos

50 microsegundos

Roca no dañada

Daño de la zona triturada

b rev

Daño de la formación

veesveeestimestimestimvve miento

ttttmentm ottentoootomeento

nel de

La eliminación de grandes diferencias depresión estática simplifica los preparativos reali-zados en el pozo antes de llevar a cabo lasoperaciones de disparos en condiciones de bajobalance. El control de la oleada inicial limita losvolúmenes de fluido producidos durante la lim-pieza de los disparos, lo que a la vez reduce elriesgo de influjo de arena que puede provocar elatascamiento de las pistolas. Además, es proba-ble que no se requieran los pequeños trabajos deacidificación, o los lavados de los disparos, que amenudo son necesarios para remediar el dañoque éstos producen.

Por otra parte, las operaciones de disparoscon bajo balance dinámico aumentan el númerode disparos abiertos, lo que incrementa la efecti-vidad de los tratamientos de acidificación yfracturamiento hidráulico más extensos. Unamayor densidad de disparos, o cantidad de dis-paros por pie (dpp), también optimiza lasoperaciones de bombeo porque reduce losrequerimientos en términos de potencia hidráu-lica en superficie. Otro beneficio es la reducciónde la intensidad de las vibraciones producidaspor los disparos, lo que minimiza el deterioro dela adherencia hidráulica entre el cemento y laformación, y ayuda a garantizar el aislamientopor zonas después de los disparos.

Este artículo describe algunos métodos inno-vadores de diseño de disparos y terminacionesde pozos, sistemas de pistolas, y equipos asocia-dos, diseñados específicamente para controlar elbajo balance dinámico. Algunas ejemplos deNorteamérica y el Mar del Norte demuestran losresultados de los diseños de disparos PUREbasados en propiedades de yacimientos y confi-guraciones de pozos específicas.

Operaciones de disparos con bajo balance de presión En la década de 1970, los ingenieros de termina-ción de pozos reconocieron el potencial del bajobalance de presión para mejorar las terminacio-nes disparadas. Los trabajos de investigaciónllevados a cabo durante las décadas de 1980 y1990 confirmaron que la existencia de unaimportante diferencia de presión estática entreel pozo y la formación a menudo daba comoresultado disparos más efectivos. Estos estudiosplanteaban como conclusión que el rápidoinflujo de fluido al pozo (oleada inicial) era res-ponsable de la limpieza de los disparos yrecomendaban criterios generales de operacio-nes de disparos en condiciones de bajo balancede presión.4

La investigación se centró en dos hipótesisfundamentales: primero, que la presión del pozose mantiene básicamente constante durante lasoperaciones de disparos y durante la limpieza delos disparos; y segundo, que el bajo balance está-tico, antes de la detonación de las pistolas, esefectivo a través de los túneles de los disparosdentro de todo un intervalo de terminación. Porotra parte, la investigación también se concen-tró en el establecimiento de criterios de bajobalance de presión específicos y en la prediccióndel grado de bajo balance necesario para asegu-rar la limpieza de los disparos.

Un estudio llevado a cabo por Amoco en 1985correlacionó los resultados de 90 pozos, que fue-ron acidificados después de las operaciones dedisparos con pistolas bajadas con la tubería deproducción, para un rango de valores de bajobalance de presión.5 Los resultados no indicaronque se pudiera eliminar todo el daño provocadopor los disparos, sin embargo, sí confirmaronque el tratamiento de estimulación ácida no eranecesario o tan efectivo cuando se alcanzaba unbajo balance de presión suficiente.

En 1989, los investigadores calcularon el bajobalance de presión en pozos de gas, en base alpotencial de producción de arena determinadocon la ayuda de registros sónicos.6 El estudio querealizaron combinó datos nuevos con datos delproyecto previo de Amoco, a fin de desarrollarecuaciones destinadas a determinar los valoresmínimos de bajo balance de presión requeridos

para evitar las estimulaciones ácidas.7 Otro estu-dio indicó que la oleada inicial después de lasoperaciones de disparos era menos crítica parala eliminación del daño, pero podría ocasionar elbarrido de detritos y finos hacia el interior delpozo.8

Hasta hace poco, los científicos creían que lamagnitud y duración de la oleada inicial despuésde detonar las cargas en condiciones de bajobalance de presión dominaban la limpieza de losdisparos.9 Inmediatamente después de la deto-nación de la carga, la presión de poro cae y losfluidos de yacimiento se descomprimen alrede-dor de los nuevos disparos, provocando un súbitoinflujo de fluido. Este golpe de presión instantá-neo reduce la invasión de las gargantas de porospor los fluidos y sólidos de la terminación, aflojala roca dañada y elimina parte del materialsuelto de los túneles de los disparos (arriba).

Las pruebas de laboratorio indican que la tur-bulencia no es una condición necesaria paraeliminar el daño provocado por los disparos. Unateoría sugiere que la limpieza de los disparos estámás relacionada con el arrastre del fluido viscosodurante la oleada inicial. No obstante, la mayoríade los datos indican que se necesitan valores debajo balance de presión más altos que los utiliza-dos habitualmente en el pasado, para minimizar oeliminar efectivamente el daño de los disparos.10

Los bajos balances subóptimos pueden generarregímenes de flujo variables por cada disparo ydiferentes grados de eliminación del daño.

58 Oilfield Review

Tubería de revestimiento Formación sin dañar Operaciones de disparos en condiciones de balance

Daño de laformación

Cemento Detritos dejados por los disparos

Zona de baja permeabilidad triturada y compactada

Tubería de revestimiento Formación sin dañarOperaciones de disparos con unbajo balance de presión (3000 lpc)

Cemento

Zona de baja permeabilidady detritos de los disparos,expulsados por la oleada inicial de fluido de formación

Daño de laformación

> Operaciones de disparos con sobre balance y bajo balance de presión. Después de las operacionesde disparos en condiciones de sobre balance o balance y antes de la limpieza, los túneles de los dis-paros son taponados por la roca fracturada y los detritos, quedando rodeados por una zona trituradade baja permeabilidad (extremo superior). Antes de la introducción de las operaciones de disparosPURE, la teoría convencional sostenía que la oleada inicial generada por una diferencia de presiónestática—presión del pozo inferior a la presión de la formación—en el momento de los disparos eli-minaba el daño de la zona triturada además de la totalidad o parte de los detritos de los túneles delos disparos (extremo inferior).

Primavera de 2004 59

Las fuerzas dinámicas—diferencia de pre-sión y arrastre—que mitigan el daño a lapermeabilidad de la formación a través de laerosión y la eliminación de los granos de la for-mación fracturada de las paredes de los túnelesde los disparos, son más pronunciadas inmedia-tamente después de detonar las cargas. Éste esel punto de partida para el desarrollo de ecua-ciones semiempíricas relacionadas con el bajobalance de presión y el daño de los disparos, odaño mecánico, a partir de conjuntos de datoshistóricos. Los factores clave son la máxima dife-rencia de presión transitoria y el posteriorarrastre provocado por el flujo radial de fluidoslevemente compresibles, ya sea laminar o turbu-lento.

Behrmann propuso algunas ecuaciones paracalcular el bajo balance de presión óptimo paralograr disparos sin daño mecánico, o contraria-mente, para calcular el daño mecánico si el bajobalance de presión es subóptimo.11 Habiéndoseconvertido en los criterios más aceptados de ope-raciones de disparos en condiciones de bajobalance de presión, estas ecuaciones fueron elresultado de más de una década de investigacio-nes sobre el tema de los disparos. Esta técnicarecomienda valores de bajo balance de presiónentre dos y cuatro veces más altos que los utiliza-dos en métodos previos (arriba, a la derecha).

Los bajos balances de presión estática en síno necesariamente producen resultados consis-tentes. La productividad del pozo después de lasoperaciones de disparos en condiciones de bajobalance estático puede resultar decepcionante,mientras que los resultados de las operacionesde disparos en condiciones de balance o sobrebalance de presión iniciales a veces son sorpren-dentemente buenos. Hasta hace poco, losinvestigadores prestaban poca atención a la pre-

sión exacta que implica el bajo balance de pre-sión. Pero eso cambió con el surgimiento de losmedidores de presión que tienen velocidades demuestreo extremadamente rápidas. Estos nue-vos medidores proveen datos más detallados y demayor resolución acerca de las variaciones de lapresión del pozo inmediatamente después dedetonar las cargas.12

Las investigaciones más recientes indicaronque la ruptura por cizalladura (esfuerzo decorte) de la zona triturada, y no la erosión debidaa la oleada inicial, elimina el daño causado porlos disparos.13 La ruptura por cizalladura de-pende de la resistencia de la roca y del esfuerzode formación efectivo. A su vez, los esfuerzos decorte se relacionan con la magnitud de la dife-rencia de presión existente durante lasoperaciones de disparos en condiciones de bajobalance. Por lo tanto, el bajo balance de presión

controla la limpieza, pero la magnitud requeridadepende de la resistencia de la roca más que desu permeabilidad. En el caso de las formacionesde areniscas, la resistencia y la permeabilidadde la roca están relacionadas de alguna manera,aunque este tipo de relación no existe para loscarbonatos.

Investigación experimentalLas pruebas de laboratorio indican que la pre-sión del pozo oscila por unas centésimas desegundo cuando la detonación de la carga explo-siva, los chorros de alta velocidad y las ondas dechoque atraviesan los líquidos del pozo. En elLaboratorio de Investigación del Mejoramientode la Productividad (PERF, por sus siglas eninglés) del Centro de Terminaciones de Yaci-mientos de Schlumberger (SRC, por sus siglasen inglés), con sede en Rosharon, Texas, EUA, se

4. Bell WT: “Perforating Underbalanced—Evolving Techniques,” Journal of Petroleum Technology 36, no. 10(Octubre de 1984): 1653–1652.

5. King GE, Anderson A y Bingham M: “A Field Study ofUnderbalance Pressures Necessary to Obtain Clean Perforations Using Tubing-Conveyed Perforating,” artí-culo de la SPE 14321, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, Las Vegas, Nevada,EUA, 22 al 25 de septiembre de 1985.

6. Crawford HR: “Underbalanced Perforating Design,” artículo de la SPE 19749, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas,EUA, 8 al 11 de octubre de 1989.

7. Tariq SM: “New, Generalized Criteria for Determining theLevel of Underbalance for Obtaining Clean Perforations,”artículo de la SPE 20636, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleans, Luisiana, EUA, 23 al 26 de septiembre de 1990.

8. Hsia T-Y y Behrmann LA: “Perforating Skin as a Functionof Rock Permeability and Underbalance,” artículo de laSPE 22810, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Dallas, Texas, EUA, 6 al 9 deoctubre de 1991.

10,000

1000

10010,0001000100

Permeabilidad, mD

Bajo balance de presión óptimo versus permeabilidad

101

Bajo

bal

ance

de

pres

ión

óptim

o, lp

c

Behrmann (1995)King (1985)

Bajo balance de presión de 1000 lpc

Bajo balance de presión de 1500 lpc

> Bajo balance de presión. Los criterios acerca del grado de bajo balance de presión óptimo aumen-taron significativamente durante la última década como resultado de cientos de pruebas de labora-torio (izquierda). Las observaciones de campo de King et al desarrollaron criterios basados en laeficiencia de los tratamientos de acidificación de las areniscas (verde). Behrmann correlacionó losdatos de laboratorio con la fuerza de arrastre viscoso necesaria para eliminar las partículas finas dela formación (rojo). Las pruebas de laboratorio confirmaron que para obtener disparos limpios serequerían valores de bajo balance de presión superiores a los utilizados en el pasado (derecha).

9. Behrmann LA, Pucknell JK y Bishop SR: “Effects ofUnderbalance and Effective Stress on PerforationDamage in Weak Sandstone: Initial Results,” artículo dela SPE 24770, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Washington DC, EUA, 4 al 7 deoctubre de 1992.Bartusiak R, Behrmann LA y Halleck PM: “ExperimentalInvestigation of Surge Flow Velocity and Volume Neededto Obtain Perforation Cleanup,” artículo de la SPE26896,presentado en la Conferencia y Exhibición Regional deOriente de la SPE, Pittsburgh, Pensilvania, EUA, 2 al 4 denoviembre de 1993; también en el Journal of PetroleumScience and Engineering 17 (Febrero de 1997): 19–28.

10. Behrmann et al, referencia 2.Pucknell y Behrmann, referencia 2.Mason JN, Dees JM y Kessler N: “Block Tests Model theNear-Wellbore in a Perforated Sandstone,” artículo de laSPE 28554, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Nueva Orléans, Luisiana, EUA,25 al 28 de septiembre de 1994.

11. Behrmann LA: “Underbalanced Criteria for MinimumPerforation Damage,” artículo de la SPE30081, presen-tado en la Conferencia Europea sobre Daño deFormación de la SPE, La Haya, Países Bajos, 15 al 16 demayo de 1995; también en SPE Drilling & Completions(Septiembre de 1996): 173–177.

12. Behrmann LA, Li JL, Venkitaraman A y Li H: “BoreholeDynamics During Underbalanced Perforating,” artículode la SPE 38139, presentado en la Conferencia Europeasobre Daño de Formación de la SPE, La Haya, PaísesBajos, 2 al 3 de junio de 1997.Bartusiak et al, referencia 9.

13. Walton IC: “Optimum Underbalance for the Removal ofPerforation Damage,” artículo de la SPE 63108, presen-tado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de laSPE, Dallas, Texas, EUA, 1° al 4 de octubre de 2000.Subiaur ST, Graham CA y Walton IC: “Underbalanced Criteria for Perforating Carbonates,” artículo de la SPE86542, presentado en el Simposio y Exhibición Interna-cional sobre Control del Daño de Formación de la SPE,Lafayette, Luisiana, EUA, 18 al 20 de febrero de 2004.

llevan a cabo estudios detallados de estos fenó-menos transitorios (arriba).

A diferencia de los estudios previos, en laspruebas llevadas a cabo recientemente en elSRC se modificaron las configuraciones de losdisparos para investigar las presiones transito-rias, o dinámicas, durante pruebas de un solodisparo.14 Los investigadores recolectaron datosde presión con resolución de un microse-gundo—rápido—y con resolución de unmilisegundo—lento—bajo condiciones de fondode pozo simuladas para comprender mejor laspresiones transitorias resultantes.

En la primera serie de pruebas, los investi-gadores dispararon cuatro núcleos de areniscaBerea estándar con cargas huecas idénticas yun bajo balance inicial de presión de 1000 lpc[6.9 MPa] (próxima página, arriba a la izquier-da). En otra serie de pruebas, se dispararon tresnúcleos Berea similares a los cuatro primeros conun sobre balance de presión estática de 500 lpc[3.45 MPa] (próxima página, arriba a la dere-cha). Los resultados confirmaron que la presióndel pozo varía en forma significativa inmediata-mente después de la detonación de la cargahueca.

En cada prueba, la presión del pozo simuladaaumenta después de registrarse impulsos transi-torios extremadamente rápidos asociados con lapropagación de las ondas de choque, y luego dis-minuye a medida que los líquidos ingresan en laspistolas usadas. La presión del pozo aumentanuevamente a medida que los fluidos de yaci-miento fluyen hacia el interior del pozo y el fluidodel pozo de campo lejano se descomprime. Bajociertas condiciones, la presión del pozo puedepasar de condiciones de bajo balance de presióna condiciones de sobre balance de presión yluego a un bajo balance de presión incrementadoen el transcurso del primer medio segundo.

Se obtuvieron imágenes por rayos X de cadanúcleo mediante tomografía computada (CT, porsus siglas en inglés), después de la ejecución delas operaciones de un solo disparo y una vez con-cluidas las pruebas de flujo. Estos barridos CTproporcionaron un análisis cualitativo de las lon-gitudes y las condiciones de los disparos. Losinvestigadores del SRC consideran que la canti-dad de detritos que quedan en los disparosindica los niveles variables de la oleada inicialque se registran inmediatamente después de losdisparos. Por otra parte, se analizó la eficienciade flujo en los núcleos (CFE, por sus siglas eninglés) para evaluar cuantitativamente los efec-tos del bajo balance dinámico (próxima página,abajo). La consistencia de la longitud y la formade los disparos resultantes es indicativa de laalta calidad de las cargas huecas y la consisten-cia de los objetivos de los núcleos Berea.

El parámetro CFE mide la relación entre elflujo en régimen estacionario, a través de unnúcleo disparado, y el flujo teórico a través de unagujero perforado de iguales dimensiones quelos disparos. Un código numérico de diferenciasfinitas patentado por Schlumberger permite cal-cular el flujo a través de un agujero perforadoporque el mismo núcleo no puede ser disparadoy perforado.

Si bien el daño de la zona triturada noresulta visible en los barridos CT, su magnitudpuede inferirse a partir de las relaciones CFE.Un valor de CFE de aproximadamente uno indicaque no hubo deterioro del flujo debido a la inyec-ción de detritos y finos ni daño de la zonatriturada como consecuencia de la oleada inicial.

60 Oilfield Review

14. Walton IC, Johnson AB, Behrmann LA y Atwood DC:“Laboratory Experiments Provide New Insights intoUnderbalanced Perforating,” artículo de la SPE7 1642,presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anualde la SPE, Nueva Orleans, Luisiana, EUA, 30 de septiem-bre al 3 de octubre de 2001.

Laboratorio de avanzada para el estudio del disparo de núcleos

Muestra simulada denúcleos del yacimiento

Conductoresde disparo

Diferencia de presiónde poro del pozo

Presión del pozo

Válvula de micrómetro

Medidores de presión de cuarzo rápidos

Cámara de confinamiento

Acumulador de 30 galones

Placa de disparo que simula la tuberíade revestimiento y el cemento

Acumulador de 5 galonesconectado al pozo

Pozo simulado

Pistola con carga hueca

Muestra del núcleo

Dato

s de

pre

sión

de c

onfin

amie

nto

Dato

s de

pre

sión

del

poz

o

> Pruebas de flujo y pruebas de un solo disparo. El laboratorio de Investigación del Mejoramiento dela Productividad (PERF, por sus siglas en inglés) del Centro de Terminaciones de Yacimientos deSchlumberger (SRC, por sus siglas en inglés) incluye dos contenedores para investigar los procesosde disparos, y las presiones transitorias y el flujo en los disparos, bajo condiciones de fondo simula-das de presiones de sobrecarga, de poro y de pozo (extremo superior). Un contenedor está destinadoa los núcleos de hasta 17.8 cm [7 pulgadas] de diámetro y 45.7 cm [18 pulgadas] de longitud; mientrasque el otro admite núcleos de hasta 29.2 cm [11.5 pulgadas] de diámetro y 61 cm [24 pulgadas] de lon-gitud. Esta disposición permite realizar pruebas de flujo a través de núcleos de afloramientos o deyacimientos orientados desde la posición horizontal hasta la vertical (extremo inferior). Esta instala-ción está a disposición de los clientes de Schlumberger para la realización de pruebas diseñadas amedida de sus necesidades específicas.

Primavera de 2004 61

> Pruebas de un solo disparo con bajo balance estático. Partiendo de unbajo balance estático inicial de 1000 lpc [6.9 MPa], el bajo balance dinámi-co máximo en las Pruebas 1 a 4 osciló entre 200 y 1300 lpc [1.4 y 8.9 MPa].En cada prueba, con núcleos estándar similares y cargas idénticas, la pre-sión del pozo aumentó inmediatamente después de la detonación, pero lascuatro pruebas mostraron diferentes respuestas de la presión a travésdel tiempo. En las Pruebas 1 y 2 se alcanzaron valores de bajo balancede presión dinámicos superiores a las presiones diferenciales estáticasiniciales y se mantuvieron en esas condiciones a lo largo de todo el de-sarrollo de la prueba. Las Pruebas 3 y 4 demostraron un breve período desobre balance y una lenta declinación hasta alcanzar un bajo balance depresión. Las condiciones de bajo balance estático no eran indicativas delas presiones del pozo durante la ejecución de los disparos o del gradode limpieza de los mismos.

2000

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0

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0Tiempo, segundos

1.2 1.4 1.6 1.8 2.0

-1000

-2000

Dife

renc

ia d

e pr

esió

n, lp

cBajo balance de presión inicial = 1000 lpc

Prueba 4

Prueba 3

Prueba 2Prueba 1

> Pruebas de un solo disparo, en condiciones de sobre balance estático.En las Pruebas 7, 8 y 9 se utilizaron núcleos y cargas similares a las de lasPruebas 1 a 4 inclusive, pero estas pruebas comenzaron con condicionesde sobre balance estático inicial de 500 lpc [3.45 MPa]. En la Prueba 9, lapresión del pozo simulada aumentó hasta alcanzar 2500 lpc [17.2 MPa]después de la detonación de la carga y se mantuvo en condiciones desobre balance. Inmediatamente después de la detonación, las presionesdel pozo en las Pruebas 7 y 8 cayeron bruscamente a –2400 y –2000 lpc[–16.5 y –13.8 MPa], respectivamente. La Prueba 7 conservó un bajo ba-lance de presión a lo largo de toda su duración pero la Prueba 8 pasó acondiciones de sobre balance en forma repentina—efecto de ariete hi-dráulico—a los 0.45 segundos, taponando el túnel de los disparos. Estosresultados indicaron que podían lograrse un bajo balance dinámico efec-tivo a partir de condiciones de sobre balance estático inicial.

2500

2000

1500

1000

500

0

-500

-1000

-1500

-2000

-25000 0.2 0.4 0.80.6

Tiempo, segundos1.0

Dife

renc

ia d

e pr

esió

n, lp

c

Condiciones de sobre balance inicial = 500 lpc

Prueba 9

Prueba 8

Prueba 7

> Barridos CT de un núcleo disparado y análisis de productividad. Las cuatro pruebas de un solo disparo con bajo balance de presión (izquierda) y las trespruebas de un solo disparo en condiciones de sobre balance (derecha) demostraron que la productividad de los disparos depende de algo más que lascondiciones estáticas iniciales del pozo. Las profundidades de los disparos (P) son similares para las dos series de pruebas, lo que indica la alta calidadde las cargas huecas, pero difieren los detritos (material blanco) que quedan dentro de los disparos. Las Pruebas 1, 2 y 3 tienen una eficiencia de flujo enlos núcleos (CFE, por sus siglas en inglés) similar, pero no idéntica, porque este material suelto no deteriora significativamente la productividad del pozo.No obstante, el volumen de detritos es indicativo de la magnitud y la velocidad de la oleada inicial. El valor de CFE en la Prueba 4 indicó una baja produc-tividad debido al prolongado tiempo necesario para alcanzar una presión baja en condiciones de bajo balance. Las condiciones de sobre balance exis-tentes durante las Pruebas 8 y 9 parecen haber causado daños. La Prueba 7 alcanzó el nivel más alto de un bajo balance dinámico y el mejor valor deCFE de todas las pruebas, incluyendo las cuatro realizadas con un bajo balance estático. Los investigadores llegaron a la conclusión de que las respues-tas de las presiones transitorias máximas del pozo inciden directamente en las variaciones de la productividad de los núcleos disparados. Los valoresmás altos de la relación entre la permeabilidad de la zona triturada y la permeabilidad de la formación (Kc /K) son mejores.

Prueba 1 Prueba 2

Bajo balance estático de 1000 lpc

Prueba 3 Prueba 4

CFE = 0.70Kc /K = 0.307

CFE = 0.69Kc /K = 0.304

CFE = 0.61Kc /K = 0.235

CFE = 0.21Kc /K = 0.049

P = 11.5 pulg P = 11.8 pulg P = 11.25 pulg P = 11.1 pulg

Condiciones de sobre balance estático de 500 lpc

Prueba 7

CFE = 0.92 Kc /K = 0.79

P = 11.5 pulg

Prueba 8

CFE = 0.24Kc /K = 0.09

P = 11.5 pulg

Prueba 9

CFE = 0.41Kc /K = 0.19

P = 10.4 pulg

El valor de bajo balance de presión necesariopara eliminar completamente el daño inducidopor los disparos es de aproximadamente 2400 lpc[16.5 MPa] para los núcleos Berea bajo estascondiciones de prueba. En consecuencia, el valorde CFE promedio de 0.67 para las primeras trespruebas se ajusta bastante bien a las expectati-vas para bajos balances de presión de 1000 lpc.

Los bajos balances de presión dinámica pro-nunciados—más de 2400 lpc—alcanzadosdurante la Prueba 7, que se inició con un sobrebalance estático de 500 lpc, se tradujeron en unvalor de CFE de 0.92. Este nivel de productivi-dad del núcleo disparado fue mejor que ellogrado en cualquiera de las pruebas efectuadasen condiciones de bajo balance estático.

Muchos especialistas de la industria conside-ran que las operaciones de disparos con unsobre balance de presión estático no pueden serefectivas porque impiden la oleada inicial efec-tiva y transportan potencialmente partículasfinas hacia el interior de las gargantas de losporos de la formación. La indicación de la pre-sencia de la oleada inicial durante dos de estaspruebas de disparos en condiciones de sobrebalance estático sorprendió a los investigadorespor oponerse a la teoría convencional.

Ahora, la limpieza del daño de los disparosparece estar directamente relacionada tanto conun bajo balance dinámico máximo como con lavelocidad de la oleada inicial instantánea, nocon la presión estática inicial del pozo; ya sea en

condiciones de bajo balance, balance o sobrebalance de presión. Este concepto nuevo ayuda aexplicar los pobres resultados ocasionales de lasoperaciones de disparos con bajo balance depresión y los buenos resultados inesperados delas operaciones de disparos en condiciones debalance y sobre balance de presión.

Los resultados y las conclusiones de este pro-yecto sugirieron un nuevo procedimiento delimpieza de los disparos y sirvieron de base parael desarrollo de una nueva técnica de disparos.Este proceso PURE establece configuraciones depozos y pistolas únicas para optimizar la bruscacaída de presión, o un bajo balance dinámico,que tiene lugar después de la detonación de lacarga. El paso siguiente consistía en aplicar lastécnicas en pruebas de campo.

Mejoramiento de la productividadChevronTexaco realizó las primeras pruebas deesta nueva técnica en el campo East Painter,que se encuentra ubicado cerca de Rock Springsen el sudoeste de Wyoming, EUA.15 Previamente,la compañía disparaba estos pozos, y luego losterminaba con la tubería de revestimientocementada, utilizando pistolas bajadas con latubería de producción y presiones estáticasmoderadas con un bajo balance de presión de300 a 600 lpc [2.1 a 4.1 MPa]. Los pozos habi-tualmente requerían pequeños lavados ácidos delos disparos, efectuados con tubería flexible paraestablecer el flujo después de detonar las cargas.

A continuación de estos lavados se realiza-ban grandes tratamientos ácidos energizados ycon aditivos divergentes para establecer regíme-nes de producción comerciales. Pero el éxitoeconómico moderado obtenido constituyó unincentivo para evaluar otras alternativas. Losestudios técnicos indicaron que se necesitabauna mayor diferencia de presión para aumentarla eficacia de los disparos y mejorar la producti-vidad del pozo.

Los datos de salida del programa de Análisisde Operaciones de Disparos de SchlumbergerSPAN, basados en diseños que utilizan los criteriosde Behrmann, indicaron que era necesario lograrun bajo balance de presión de aproximadamente4000 lpc [27.6 MPa] para que el daño mecánicode los disparos fuera nulo en el yacimiento deareniscas Nugget, cuyas permeabilidades oscilanentre 0.01 y 100 mD.16 Sin embargo, la presión deyacimiento existente, de 4600 lpc [31.7 MPa],requería una presión del pozo inicial extremada-mente baja para lograr este bajo balance estáticopronunciado, y las prácticas convenciones aplica-das en este campo petrolero no contemplaban laprovisión de suficiente bajo balance para logrardisparos limpios.

El proceso de operaciones de disparos PUREpermitió resolver este problema mediante lageneración de un bajo balance dinámico pronun-ciado, partiendo de valores modestos del bajobalance o sobre balance de presión iniciales. Enel laboratorio PERF del SRC se llevaron a cabo

62 Oilfield Review

> Pruebas y diseños en el campo East Painter de ChevronTexaco. Schlumberger realizó dos pruebas de un solo disparo y pruebas de flujo paraChevronTexaco a fin de simular las operaciones de terminación propuestas en el yacimiento de areniscas Nugget, utilizando núcleos de un afloramientoreal de las areniscas Nugget (izquierda). La Prueba 1 simuló una operación de disparo convencional con un bajo balance estático de 4000 lpc, con elpozo abierto en la superficie. Las condiciones transitorias del pozo pasaron de un bajo balance de presión inicial a un bajo balance de presión reducidode 1500 lpc [10.3 MPa] antes de estabilizarse con un bajo balance de presión de 3500 lpc [24.1 MPa], transcurrido más de un 1 segundo después de ladetonación de la carga. La Prueba 2 representó una terminación PURE con la zona objetivo cerrada por debajo de un empacador y condiciones de sobrebalance estático de 500 lpc [3.4 MPa]. La presión transitoria se incrementó rápidamente hasta alcanzar un sobre balance estático de 1000 lpc [6.9 MPa] yluego decreció hasta alcanzar un bajo balance de presión de 2900 lpc [20 MPa] al cabo de 0.015 segundos. La prueba con bajo balance dinámico PUREarrojó como resultado disparos más limpios y más productivos (derecha). Mediante un código de diferencias finitas se calculó un valor de CFE de 0.24para la Prueba 1 y de 0.56 para la Prueba 2, lo que equivale a un factor de daño mecánico provocado por los disparos de más de 3.2 y menos de 0.8,respectivamente.

5000

4000

3000

1000

2000

-1000

-2000

-4000

-3000

0

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5Tiempo, segundos

0.6 0.7 0.8 0.9 1.0-5000

Sobr

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lanc

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pre

sión

, lpc

Bajo

bal

ance

de

pre

sión

, lpc

Prueba 1

Prueba 2Prueba 1

Prueba 2

Interrumpir la prueba

1.5

1.0

0.5

0 10 20 30 40 50Tiempo, minutos

60 70 80 90 1000

Índi

ce d

e pr

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ad, c

m3 /s

/100

lpc

Primavera de 2004 63

dos pruebas de un solo disparo y pruebas de flujopara simular las operaciones de disparos con-vencionales y las operaciones de disparos PURE,utilizando núcleos de afloramientos reales de lasareniscas Nugget (página anterior).

En la primera prueba se simularon disparosconvencionales con un bajo balance estático ini-cial de 4000 lpc y el pozo abierto a la atmósfera.En la siguiente prueba se modelaron las opera-ciones de disparos PURE con un sobre balanceestático de 500 lpc y con la zona disparadacerrada por debajo de un empacador.

Schlumberger propuso un sistema de disparosPURE basado en la Prueba 2, partiendo de unsobre balance inicial de 500 lpc. Este diseñorequería un empacador recuperable con unasarta cerrada por encima de las pistolas bajadascon la tubería de producción y una válvula de pro-ducción de apertura rápida ubicada debajo delempacador. Sin embargo, la necesidad de contarcon un niple transversal en la tubería de produc-ción hizo que esta opción quedara eliminada.

Los ingenieros rediseñaron el sistema de pis-tolas para generar un bajo balance dinámico de2400 lpc, partiendo de un bajo balance estáticode 400 lpc [2.8 MPa]. En base a pruebas de labo-ratorio previas, los bajos balances dinámicosresultantes se traducirían en una productividadde pozo similar a la de la Prueba 2.

El programa de planeación PURE ayudó a losingenieros a especificar el sistema de pistolasadecuado, incluyendo las cargas huecas depenetración profunda PowerJet, las densidadesde disparos y las configuraciones específicas delas cargas, para que cada pozo logre los bajosbalances de presión dinámicos adecuados. Se escogieron pistolas con longitudes de entre

4.6 y 6.1 m [15 y 20 pies] en base a la permeabi-lidad de la formación. Para los intervalos cortosse utilizaron cargas PowerJet 3406 con una den-sidad de disparos de 6 dpp; para los intervaloslargos se emplearon cargas PowerJet 2906 conuna densidad de menos de 6 dpp; para los inter-valos de longitud intermedia las cargasutilizadas fueron PowerJet 2906 con una densi-dad de 6 dpp.

Cuatro de los cinco pozos terminados conestos diseños PURE resultaron en terminacionesexitosas sin necesidad de estimulaciones adicio-nales. El primer intento de terminación PURErequirió un tratamiento ácido para establecer laproducción después de que una falla mecánicaprodujera daños a la formación con posteriori-dad a los disparos. La aplicación de la tecnologíaPURE permitió ahorrar más de 150,000 dólaresestadounidenses por pozo, con respecto a lasterminaciones previas disparadas en forma con-vencional.

Mejoramiento de la inyectividadLa compañía Nederlandse Aardolie Maatschappij(NAM) perforó el pozo Borgsweer 4 en los PaísesBajos, en el año 2001, como pozo inyector deagua para el campo gigante de gas Groningen.La eliminación final del agua es crítica paramantener la continuidad de las operaciones eneste campo, y el colapso de la tubería de revesti-miento en un pozo inyector existente requirióque la construcción del pozo se realizara por víarápida. El objetivo del pozo Borgsweer 4 era elyacimiento de areniscas Rotliegend, cuya porosi-dad oscila entre 18 y 22%, su permeabilidadvaría entre 40 y 400 mD, y su presión de forma-ción es de 2530 lpc [17.4 MPa].

NAM normalmente dispara los pozos deinyección de agua y establece la inyectividadmediante el bombeo de agua fría para fracturartérmicamente la formación. Los ingenieros determinación inicialmente planificaron establecerun bajo balance estático antes de ejecutar losdisparos mediante la circulación de nitrógenodesde aproximadamente 1000 m [3281 pies] deprofundidad con tubería flexible. Como alterna-tiva, Schlumberger propuso la técnica PUREutilizando pistolas operadas con cable paragenerar un bajo balance dinámico efectivo,siendo la presión estática de pozo inicialmenteequivalente a la presión de formación; es decir,condiciones balanceadas.

En una primera carrera de disparos con unapistola convencional se perforó la tubería derevestimiento para permitir la ecualización de lapresión del pozo y la presión de formación,dejando al pozo en estado de equilibrio hidrostá-tico. No se esperaba que estos disparos selimpiaran completamente, pero sí que pudierancontribuir potencialmente con cierta inyectivi-dad. Para las dos carreras PURE posteriores, losingenieros diseñaron configuraciones de pistolaspara crear un bajo balance dinámico a partir decondiciones de presión balanceadas. En ambascarreras de disparos se alcanzaron condicionesde bajo balance dinámico (arriba).

15. Behrmann LA, Hughes K, Johnson AB y Walton IC: “NewUnderbalanced Perforating Technique Increases Completion Efficiency and Eliminates Costly Acid Stimulation,” artículo de la SPE 77364, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Texas,EUA, 29 de septiembre al 2 de octubre de 2002.

16. Behrmann, referencia 11.

> Pozo de inyección Borgsweer 4, campo de gas Groningen, Países Bajos. Los datos de presión obtenidos de los medidores con velocidades de muestreode un segundo confirmaron que ambas carreras de disparos alcanzaron un bajo balance dinámico. No obstante, después de la oleada inicial con bajobalance dinámico, los datos mostraron una oscilación cíclica de la presión, o ariete hidráulico, causado por el movimiento del fluido de alta velocidad.Este incremento de la presión hidrostática, después de lograr un bajo balance dinámico, pudo haber forzado el ingreso de partículas de sólidos finos enlas gargantas de los poros de la formación, provocando daños de los disparos y deteriorando la inyectividad.

2750

2700

2650

2550

2600

2450

2400

2300

2350

2500

80 85 90 95 100 105Tiempo, segundos

1102250

Pres

ión,

lpc

Carrera de disparos 1

Ariete hidráulico

3000

2000

1000

500

2500

1500

0 5 10

Disparo

Carrera de disparos 2

1 segundo

15 20 25 30 35 40 45 50 55Tiempo, segundos

600

140

120

100

90

130

110

80

Pres

ión,

lpc

Tem

pera

tura

, gra

dos

C

Ariete hidráulico

Caída de presión instantánea de 1700 lpc

PresiónTemperatura

No obstante, la tasa de inyección inicial des-pués de los disparos fue menor que lo esperadodebido a la iniciación lenta de las fracturas ter-males en la formación y a la posible inyección definos en las gargantas de los poros de la forma-ción. La oscilación cíclica de la presión, o efectode ariete hidráulico, producida después delograr un bajo balance dinámico, pudo habercontribuido al daño provocado por los disparos,deteriorando la inyectividad. La sarta de dispa-ros fue modificada posteriormente para incluircargas y cámaras PURE que alivian los aumentosindeseados de la presión mediante el incre-mento del volumen de la pistola abierto al flujo.

Ésta fue la primera prueba de camporealizada con operaciones de disparos en condi-ciones de bajo balance dinámico en Europacontinental. Las operaciones del pozo Borgsweer4 demostraron que los sistemas PURE podíanlograr un bajo balance dinámico efectivo,partiendo de condiciones hidrostáticas balan-ceadas. También quedó demostrado que lasconfiguraciones de las pistolas podían ser modi-ficadas para aliviar fluctuaciones adversas en lapresión del pozo, tales como el efecto de arietehidráulico.

Selección de candidatos y aplicacionesTodos los pozos, tanto productores como inyecto-res, deberían ser considerados potencialescandidatos para la aplicación de la técnicaPURE. La evaluación del tipo de roca, tipos defluidos, porosidad y permeabilidad de la forma-ción, y la ejecución de simulaciones utilizando elprograma de computación SPAN, ayudan a deter-minar si la técnica PURE resultaría útil a unpozo. En la mayoría de las áreas, las terminacio-nes de pozos nuevos y existentes se beneficiaráncon la aplicación de operaciones de disparos conbajo balance dinámico PURE.

La mayoría de los pozos de inyección sonexcelentes candidatos para la aplicación de latécnica PURE, porque los túneles dejados por losdisparos limpios son esenciales para lograr unainyectividad óptima. El logro de un bajo balancedinámico adecuado asegura la presencia de sufi-ciente oleada inicial para eliminar el materialsuelto de los túneles de los disparos antes decomenzar la inyección. Además, impide que losdetritos y las partículas finas de la formaciónsean inyectados y obturen las gargantas de losporos de la formación.

La técnica PURE ha resultado particular-mente efectiva en formaciones de bajapermeabilidad que requieren un bajo balance depresión extremadamente alto para la limpiezade los disparos. Tales diferencias de presión sue-

64 Oilfield Review

1.2

1.0

0.8

0.6

0.4

0.2

0.0-0.75 -0.5 -0.25 0

(P–D)/P

Productividad vs. daño (D)

0.25-1 0.5 0.75 1

Rela

ción

de

prod

uctiv

idad

†

1.2

1.0

0.8

0.6

0.4

0.2

0.0-0.75 -0.5 -0.25 0

(P–D)/P

Productividad vs. daño (D)

0.25-1 0.5 0.75 1

Rela

ción

de

prod

uctiv

idad

†

1.2

1.0

0.8

0.6

0.4

0.2

0.011 12

Penetración, pulgadas

† Terminación disparada versus pozo abierto sin dañar

Productividad versus penetración (P)

10 13 14

Rela

ción

de

prod

uctiv

idad

†

Kc/K = 1, PUREKc/K = 0.3 Kc/K = 0.1

Kc/K = 0.01

Kc/K = 1, PURE

Kc/K = 1, PURE

Kc/K = 0.3

Kc/K = 0.3

Kc/K = 0.1

Kc/K = 0.1

Kc/K = 0.01

Kc/K = 0.01

Daño (D) = 12 pulgadasdpp = 6, Kc/K = 0.2

Penetración (P) = 12 pulgadasdpp = 6, Kc/K = 0.2

Penetración (P) = 12 pulgadasdpp = 12, Kc/K = 0.2

>Mejoramiento de las terminaciones disparadas. Cuando la penetración de los disparos(P) se extiende más allá de la profundidad de la zona de permeabilidad dañada (D), lassimulaciones realizadas con el programa de Análisis de Operaciones de Disparos deSchlumberger SPAN demuestran que la relación entre la permeabilidad de la zona trituraday la permeabilidad de la formación sin dañar (Kc /K) tiene gran influencia sobre el desempe-ño del pozo (extremo superior). Las operaciones de disparos con bajo balance dinámicoPURE alcanzan altos niveles de productividad con menos disparos (6 dpp) (centro). Lasoperaciones de disparos limpios PURE (Kc /K) mejoran la productividad más que el incre-mento de la densidad de los disparos (12 dpp) o el aumento de la longitud de los disparos(extremo inferior).

Primavera de 2004 65

len ser difíciles de lograr durante las operacio-nes de disparos convencionales en condicionesde bajo balance estático.

En pozos horizontales o desviados, suele serdifícil desplazar los fluidos de perforación o ter-minación para obtener un bajo balance estáticorequerido. Las operaciones de disparos con unbajo balance dinámico ayudan a evitar el despla-zamiento costoso e inconveniente de los fluidosde pozo con un líquido más liviano o un gasinerte para lograr un bajo balance de presiónrequerido. Las operaciones de disparos consobre balance de presión estático convenciona-les, con fluidos potencialmente dañinos en unpozo, pueden causar daños que sólo serán elimi-nados con tratamientos ácidos en la zona vecinaal pozo.

Los candidatos más prioritarios, es deciraquellos que aportan el mayor valor para losoperadores, son pozos con potencial considera-ble para el mejoramiento de la productividad.También se incluyen condiciones de pozos querequieren operaciones costosas para establecerun bajo balance estático adecuado, pozos quehabitualmente necesitan lavados ácidos de losdisparos en la zona vecina al pozo después de lasoperaciones de disparos, y aquellos que requie-ren presiones altas con un bajo balance depresión.

El proceso de selección de candidatos PUREse centra en el mejoramiento de la relación entrela permeabilidad de la zona triturada y la perme-abilidad de la formación (Kc /K) para mejorar eldesempeño del pozo (página anterior). Un bajobalance dinámico genera relaciones (Kc /K) cer-canas a 1. Las relaciones (Kc /K) para lasoperaciones de disparos con un bajo balanceestático convencionales oscilan entre menos de0.1 y aproximadamente 0.3 en los mejores casos.

Tanto la presión de poro como la permeabili-dad deberían considerarse durante el proceso deselección de candidatos. Se han disparado conéxito pozos con presiones de formación de tansólo 1000 lpc y permeabilidades de apenas 0.5mD utilizando las técnicas PURE, aunque fuerondiseños y operaciones dificultosos. Los límitesde las operaciones de disparos PURE aún seestán estableciendo y resultarán más claros amedida que se terminen más pozos.

Operaciones de disparos en formaciones compactas de baja presiónEn el año 2002, Anadarko Petroleum Corpora-tion aplicó operaciones de disparos con bajobalance dinámico en el campo de gas Bradysituado en Wyoming.17 Además de contener altasconcentraciones de H2S, la formación Weber

comprende aproximadamente 183 m [600 pies]de intercalaciones de arena, lutita y dolomíainterestratificadas. La permeabilidad oscilaentre 0.5 y 1.5 mD con una presión de yaci-miento actual de menos de 2800 lpc [19.3 MPa]a 4267 m [14,000 pies].

En las 18 terminaciones de pozos existentesen este campo petrolero, se utilizaron pistolasoperadas con cable y técnicas de disparos encondiciones de sobre balance estático, lo que setradujo en un volumen de flujo mínimo.Anadarko realizó tratamientos de lavado de losdisparos utilizando ácido clorhídrico-fluorhí-drico [HCl-HF] para establecer la produccióncomercial. Después de la acidificación, estospozos producían típicamente entre 28,640 y143,200 m3/d [1 y 5 MMpc/D] de gas. Tres de lospozos requirieron tratamientos de estimulaciónpor fracturamiento hidráulico.

Anadarko escogió la técnica de disparosPURE para la nueva terminación del pozo Brady38W, en una zona superior de la formaciónWeber. Los disparos cementados mediante inyec-ción forzada por encima de la zona objetivo,dificultaban la acidificación y el fracturamientohidráulico correctivos si los disparos no lograbanlos resultados deseados. Las operaciones de dis-paros con bajo balance dinámico proporcionabanla mejor posibilidad de lograr una terminaciónexitosa sin estimulación adicional.

Un análisis NODAL del sistema de produc-ción efectuado con anterioridad a los trabajos,indicó que el pozo debería producir aproximada-mente 110,260 m3/d [3.85 MMpc/D] sin dañoinducido por la operación de disparo (arriba).No obstante, el factor de daño mecánico de loscomponentes de la terminación históricamenteera superior a 20 después de las operaciones dedisparos en condiciones de sobre balance yantes de la acidificación. La técnica PURE per-mitió obtener un régimen de flujo sostenido de148,930 m3/d [5.2 MMpc/D] a las pocas horas deefectuados los disparos con condiciones de sobrebalance iniciales de 3250 lpc [22.4 MPa]. El fac-tor de daño mecánico estimado de los disparosfue de –1.17; es decir, se registró una leve esti-mulación.

> Efecto de la reducción del daño mecánico producido por los disparos. Parte del proceso deldiseño PURE consistió en determinar qué cabría esperar de las operaciones de disparos conbajo balance dinámico. Se realizó un análisis NODAL previo a los trabajos para ajustar los datosde desempeño de pozos previos y estimar qué régimen de producción arrojarían los disparossin daño mecánico. Los pozos del campo Brady exhibían históricamente factores de daño me-cánico producidos por los disparos superiores a +20. La técnica PURE arrojó un factor de dañomecánico generado por los disparos de –1.17, o con leve estimulación, y un correspondienterégimen de flujo superior a 143,200 m3/d [5 MMpc/D].

3000

0 1 2 3Producción, MMpc/D

4 5 6 7

2500

2000

1500

Pres

ión

de fl

ujo

de fo

ndo

de p

ozo

(BHF

P), l

pc

BHFP

1000

500

0

Kc/K = 0.01

Kc/K = 0.05

Kc/K = 0.15

Kc/K = 1

Factor de dañomecánico = 18.90

Factor de dañomecánico = 2.68

Factor de dañomecánico = 0

Factor de dañomecánico= –1.17

Curvas correspondientes a la productividad del pozo (IPR)

17. Stutz HL y Behrmann LA: “Dynamic Underbalanced Perforating Eliminates Near Wellbore Acid Stimulation in Low-Pressure Weber Formation,” artículo de la SPE86543, presentado en el Simposio y Exhibición Interna-cional sobre Control del Daño de Formación de la SPE,Lafayette, Luisiana, EUA, 18 al 22 de febrero de 2004.

Más adelante dentro del curso del año 2002,Anadarko perforó el pozo 56W, el primer pozonuevo del campo Brady en más de 17 años. Eléxito de la nueva terminación del pozo Brady38W convenció a Anadarko para volver a utilizarla técnica PURE. En ambos pozos se emplearonterminaciones TCP permanentes (izquierda).

Un análisis NODAL indicó que este pozoproduciría aproximadamente 85,920 m3/d[3 MMpc/D] sin daño mecánico inducido por laoperación de disparo. El pozo se estabilizó efec-tivamente en 120,290 m3/d [4.2 MMpc/D], valorque se corresponde con un factor de daño mecá-nico generado por los disparos de –1.2. La bajapresión de fondo de pozo (BHP, por sus siglas eninglés) condujo a un sobre balance de presiónestático de 3750 lpc [25.9 MPa]. De haber sidodisparado en forma convencional, el pozo 56Whabría requerido un tratamiento de estimula-ción adicional.

Después de las operaciones de disparos, elpozo 56W se descargó lentamente debido a lapresencia de una BHP inferior a la esperada;2300 lpc [15.9 MPa]. El yacimiento de baja per-meabilidad y baja presión requería contraflujo ylimpieza inmediatos después de los disparospara evitar ulteriores daños de los componentesde la terminación. El arreglo TCP estaba com-puesto por sistemas de pistolas de Alta Densidadde Disparos HSD PURE de 27⁄8 pulgadas, diseña-dos para crear un bajo balance dinámico, unaválvula de producción SXPV de acción rápida,cabezales de disparos mecánicos y de retardohidráulico de respaldo, una camisa de desliza-miento y un empacador.

Los arreglos TCP se bajaron con los pozos lle-nos de fluido de terminación y las camisas dedeslizamiento abiertas. La camisa de desliza-miento se cerró después de asentar el empacador,bloqueando la presión en 6050 lpc [41.7 MPa]alrededor de las pistolas. El nivel de fluido en latubería fue reducido por suaveo (swabbing, pis-toneo) hasta aproximadamente 3658 m [12,000pies], 305 m [1000 pies] por encima del empaca-dor. La condición de presión del pozo inicial enambos pozos era de sobre balance.

Una barra de accionamiento del cabezal dedisparo liberada desde la superficie puso enfuncionamiento el cabezal de disparo mecánico.Las pistolas detonaron y se abrió la válvula deproducción después de haberse generado unbajo balance dinámico. Con la tubería abierta yla columna líquida previamente reducida porsuaveo hasta alcanzar el nivel correspondiente aun bajo balance de presión, el pozo comenzó aproducir instantáneamente enviando la pro-ducción al sistema de producción de superficie.

En caso de mal funcionamiento de la barra deaccionamiento, la presión del gas dentro de latubería de producción activaría el cabezal dedisparo hidráulico de respaldo. El gas se purga-ría durante el período de retardo para evacuar latubería.

Estos diseños PURE también fueron ajusta-dos para dar cuenta de la presión del pozo finalen caso de no abrirse la válvula SXPV. Las cargasPURE y el volumen interno de las pistolasdebían diseñarse correctamente en base al volu-men y la presión del pozo; de lo contrario, lapresión de los disparos podría pasar de condicio-nes de sobre balance inicial a un bajo balancedinámico y nuevamente a condiciones de sobrebalance, causando daño de operaciones de dis-paros. El pozo 56W requería cámaras PUREadicionales para asegurar que la presión delpozo se mantuviera con un bajo balance de pre-sión o equilibrada después de alcanzar un bajobalance dinámico.

Las operaciones de disparos con bajo balancede presión eliminaron la necesidad de efectuarlavados de los disparos con ácido en la zona vecinaal pozo. Ambos pozos produjeron en forma naturaldespués de los disparos. Las operaciones de termi-nación fueron más eficaces, lo que se tradujo enventas de gas relativamente más seguras y másrápidas en este entorno sensible de H2S, o gasácido. El éxito de estos dos pozos reafirmó elpotencial de las operaciones de disparos PURE.

Optimización de las nuevas terminacionesEn la porción sur del Mar del Norte, NAM tam-bién perforó un pozo de gran inclinación a lolargo del margen este de la Cuenca Broad Four-teens. El objetivo del pozo era un yacimientogasífero de 140 m [459 pies] en la areniscaRotliegend. La porosidad de dicha formaciónoscila entre 5 y 15% y la permeabilidad fluctúaentre 0.2 y 20 mD. La presión de yacimiento obte-nida de un Probador Modular de la Dinámica dela Formación MDT fue de 6672 lpc [46 MPa].

Debido a la baja permeabilidad de estos yaci-mientos, NAM planificó operaciones de disparosbajadas con tubería flexible en conjunto con unsistema de Inserción y Recuperación de Termi-naciones bajo Presión CIRP, para lograr unapresión estática alta con bajo balance de presióny recuperar la larga sarta de pistolas sin matarel pozo. Debido a la configuración de la termina-ción, NAM optó por pistolas HSD de 27⁄8 pulgadascon cargas huecas PowerJet, configuradas conuna densidad de disparos de 6 dpp para las ope-raciones de disparos convencionales. Con laacidificación del pozo quedaría concluida la ter-minación.

66 Oilfield Review

> Operaciones de disparos con bajo balance di-námico en el campo Brady, Wyoming, EUA. Comose muestra en este diagrama del pozo 38W, losdos pozos del campo Brady incluyeron termina-ciones permanentes bajadas mediante la tuberíade producción. Los disparos cementados coninyección forzada por encima de la zona objetivode la nueva terminación en el pozo 38W, limita-ban potencialmente la factibilidad de los trata-mientos de estimulación correctivos. El procesode disparos PURE ofrecía la mayor probabilidadde éxito de la terminación. Una válvula de pro-ducción de acción rápida SXPV aislaba la tube-ría, las pistolas TCP y el espacio anular debajodel empacador, generando las condiciones depresión estática iniciales necesarias para crearun bajo balance dinámico. La válvula SXPV estádiseñada para abrirse en forma automática inme-diatamente después de disparar las pistolas, a finde permitir el flujo casi instantáneo de este ya-cimiento de baja presión de la Formación Weber.

Arreglo de sello y receptáculo de diámetro pulido (PBR)

Tapón puente

Camisa de deslizamiento

Cabezales de disparo

Válvula deproducción SXPV

Disparos

Presión de la tuberíade producción de 450 lpc

Presión del yacimiento de 2800 lpc

Presión anular de 6050 lpc

Primavera de 2004 67

El modelado previo a los trabajos indicó quelas operaciones de disparos con bajo balancedinámico podrían beneficiar a este pozo. Porotra parte, los resultados del pozo de inyecciónBorgsweer 4 y los hallazgos de una prueba decampo en curso de los sistemas de pistolasPURE realizada en otros pozos de gas de NAMeran alentadores. En consecuencia, los técnicosde NAM decidieron disparar este pozo utilizandoun sistema de pistolas PURE especialmentediseñado con una densidad de cargas de 4 dpp.La sarta de pistolas PURE de 195 m [640 pies],con una cámara PURE de 7 m [23 pies], fuebajada con tubería flexible de 11⁄2 pulgada y laspistolas fueron detonadas con un bajo balancede presión inicial de 700 lpc [4.7 MPa] (arriba).

El pozo produjo aproximadamente 2.5 millo-nes de m3/d [87 MMpc/D] de gas después de lasoperaciones de disparos PURE, superando el régi-men de flujo esperado de 0.5 a 1.5 millón de m3/d

[17 a 52 MMpc/D]. Debido a este régimen de flujoinesperadamente alto, se canceló un tratamientocon ácido que había sido planificado. NAM estáevaluando actualmente los diseños PURE parafuturas terminaciones de pozos de gas.

Las operaciones de disparos con bajobalance dinámico están siendo cada vez másaceptadas en el Mar del Norte y los operadoresestán aplicando esta técnica con igual nivel deéxito en otros campos de la región. A mediadosde agosto de 2003, CNR International realizó dosoperaciones PURE en el campo Ninian North,situado en el sector británico del Mar del Norte.Durante las operaciones de disparos y recupera-ción de la sarta de disparo, la compañía disparódos pozos, el N-41 y el N-42, en el campo NinianNorth con un arreglo de pruebas de formación através de la columna de perforación (DST, porsus siglas en inglés).

Para lograr un diseño de disparos PURE, lasarta DST para estos dos pozos generó un sistemacerrado y el sistema de pistolas fue configuradopara alcanzar un bajo balance dinámico(izquierda). La respuesta de la presión en la basede cada sarta de pistolas DST fue registrada utili-zando medidores de presión con velocidades demuestreo lentas, de 1 y 5 segundos.

> Terminación de un pozo de gas en el Mar del Norte. Durante la terminación de un pozo de lacompañía NAM en la arenisca gasífera Rotliegend del sur del Mar del Norte, los datos de presiónobtenidos de los medidores de la sarta de pistolas confirmaron que el diseño de los disparos PURElograba el bajo balance dinámico requerido.

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< Configuración del sistema de pistolas para lospozos del campo Ninian North. Las herramientasde prueba de formación a través de la columnade perforación (DST, por sus siglas en inglés), enla sarta de disparos, proporcionan el control dela presión hidrostática del pozo para los disparosPURE durante las operaciones de disparos y larecuperación de la sarta de disparo. Al cerrarse,la válvula del probador bloqueó la alta presiónpor debajo del empacador. Después de los dis-paros, la válvula del probador se abrió paradesplazar los pozos con fluidos pesados antesde extraer la sarta DST y las pistolas. El pasosiguiente consistió en bajar el equipo de termi-nación y la tubería de producción.

Válvula Dual Remota Inteligente (IRDV)

Tijera

Unión de seguridad

Empacador de fondo de pozo PosiTrieve de 7 pulgadas

Barrera cerámica dedetritos, con orificios

Cuerpo de la pistola con orificios y medidores de presión

Sistemas de detonaciónHDF/eFire primario y HDF/HDF para contingencias

Pistolas de disparo PURE de 33⁄8 pulgadas

En la primera aplicación, CNR disparó ochozonas que totalizaban 302 m [992 pies] de espe-sor productivo neto a través de un intervalo de671 m [2200 pies] en el pozo N-41. La sarta deprueba TCP incluía pistolas HSD de 33⁄8 pulgadasdiseñadas para generar un bajo balance diná-mico (arriba). Este pozo produjo a un régimende producción de petróleo inicial de 1510 m3/d[9500 B/D]. La producción del pozo se estabilizóen 1192 m3/d [7500 B/D] de petróleo; es decir,superó en un 50% la proyección original de795 m3/d [5000 B/D] estimadas para las opera-ciones convencionales.

Para el pozo N-42, CNR utilizó pistolas HSDde 31⁄2 pulgadas configuradas para las operacionesde disparos PURE en la sarta DST. Se dispararontres zonas que conformaban aproximadamente277 m [910 pies] de espesor productivo neto, através de un intervalo de 488 m [1600 pies], conbajo balance dinámico (página siguiente). Lapresión de superficie inicial, después de los dis-paros, indicaba una presión de yacimiento demás de 6100 lpc [42.1 MPa], muy superior a las5300 lpc [36.5 MPa] observadas en el pozo N-41.Incluso durante la limpieza, el pozo N-42 pro-dujo 67 m3/d [421 B/D] de petróleo, 419 m3/d[2633 B/D] de agua y 44,110 m3/d [1.54 MMpc/D]de gas.

La presión de la tubería aplicada en la super-ficie accionaba un cabezal de disparo de retardohidráulico (HDF, por sus siglas en inglés).

Durante el retardo previo a la detonación de laspistolas se cerró un probador de Válvula DualRemota Inteligente (IRDV, por sus siglas eninglés), bloqueando la presión hidrostáticapresente alrededor de las pistolas; aproximada-mente 8000 lpc [55.2 MPa] en el pozo N-41 y 8600lpc [59.3 MPa] inicialmente en el pozo N-42.

En ambos pozos, se combinaron las condicio-nes de sobre balance estático pronunciado y unarelación volumétrica entre la pistola y el pozo,para crear un bajo balance dinámico estimadode más de 4000 lpc inmediatamente después dedetonar las pistolas. Durante el período deretardo de las detonaciones en el pozo N-42, seprodujo una fuga lenta que implicó una reduc-ción de 8600 lpc a 7500 lpc [51.7 MPa]. Pero conla válvula del probador cerrada, la presión ini-cial del pozo se mantuvo lo suficientemente altacomo para lograr el bajo balance dinámicorequerido.

Estas velocidades de muestreo de los datosno eran lo suficientemente altas para capturarlas presiones transitorias en detalle, pero indica-ron efectivamente la existencia de un bajobalance dinámico inmediatamente después dedetonadas las pistolas. El rápido incremento dela presión registrado en los dos pozos hastaalcanzar una presión de yacimiento de 5300 lpcen el pozo N-41 y de 6100 lpc en el pozo N-42,indicó la limpieza de los disparos con un dañoinducido mínimo. El pozo N-42, perforado origi-nalmente como inyector, estuvo en produccióndurante un breve período antes de su nueva ter-minación. CNR también ha aplicado técnicas dedisparos PURE en otros cinco pozos, incluyendoun pozo productor del campo Ninian South y unpozo inyector del campo Murchison.

Qué se vislumbra para las operaciones con un bajo balance dinámicoLa utilización de condiciones de presión debalance y sobre balance estático para las opera-ciones de terminación de pozos ha declinado,salvo por algunas aplicaciones puntuales talescomo las operaciones de disparos en condicionesde sobre balance extremo.18 Por el contrario, lasoperaciones de disparos con bajo balance de pre-sión continúan expandiéndose y evolucionando.Como resultado de los esfuerzos de investigacióny desarrollo en curso, el concepto de bajo balanceestático prevaleciente está siendo reemplazadopor la nueva técnica de bajo balance dinámico.

La innovadora tecnología PURE optimiza losdiseños de las pistolas, los tipos de cargas y laconfiguración de las terminaciones, lo que setraduce en disparos limpios. La técnica PUREprovee control sobre el valor verdadero del bajobalance porque toma en cuenta las propiedadesdel yacimiento, los parámetros de la termina-ción y las configuraciones de las pistolas. Esteenfoque ayuda a los operadores a lograr un bajobalance dinámico y disparos más efectivos.

Los parámetros de terminación de pozos ydisparos deben diseñarse cuidadosamente paralograr un bajo balance dinámico y generar dispa-ros sin daño mecánico. El grado de control de laoleada inicial de fluido que es posible con losdiseños de disparos PURE ayuda a prevenir elatascamiento de las pistolas y los costos de recu-peración asociados. En algunas aplicaciones, elmejoramiento de la conductividad de los dispa-ros y la reducción de los daños mecánicos de lasterminaciones pueden eliminar la necesidad derealizar lavados ácidos en la zona vecina al pozopara limpiar el daño provocado por los disparos.

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Caída de presión después de detonar las cargas

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Bajo balance dinámico PURE

Incremento de la presión hastaalcanzar la presión de la formación

18. Behrmann y McDonald, referencia 2.Behrmann L, Huber K, McDonald B, Couët B, Dee J,Folse R, Handren P, Schmidt J y Snider P: “Quo Vadis,Extreme Overbalance,” Oilfield Review 8, no. 3 (Otoño de1996): 18–33.

19. Stutz y Behrmann, referencia 17.

> Respuesta de las presiones transitorias durante las operaciones de disparos realizadas en el pozo N-41 del campo Ninian North. El bajo balance dinámi-co para esta operación PURE fue diseñado para superar las 4000 lpc. La velocidad de muestreo del medidor de presión no era lo suficientemente rápidapara capturar la máxima diferencia de presión, pero la tendencia fue la esperada para los disparos limpios. Después de alcanzar el bajo balance diná-mico, la presión del pozo se incrementa rápidamente hasta alcanzar la presión del yacimiento de 5300 lpc [36.5 MPa]. Los intervalos de tiempo no sontodos uniformes.

Primavera de 2004 69

Además de eliminar los lavados correctivosde los disparos, la técnica de disparos PUREmejora la eficiencia de la estimulación y delbombeo mediante el aumento de la densidadefectiva de los disparos. La técnica PURE con-trola las presiones transitorias de fondo de pozo,lo que se traduce en vibraciones menos intensassobre los componentes del pozo y de la termina-ción inducidas por los disparos. En ciertasaplicaciones, este grado de control permitereducir la probabilidad de daño de la cementa-ción y el flujo indeseable de agua detrás de latubería de revestimiento.

Las operaciones de disparos con bajobalance dinámico no reemplazan a los trata-mientos de acidificación de la matriz y a lostratamientos químicos aplicados para remediarlos daños provocados en la zona vecina al pozopor pérdidas de fluidos de perforación o termi-nación, acumulación de depósitos orgánicos yacumulación de incrustaciones de minerales. Latécnica PURE no es un sustituto de los trata-mientos ácidos y los tratamientos porfracturamiento hidráulico, más extensos, queabordan daños más profundos y estimulan laproducción e incrementan la recuperación dereservas provenientes de yacimientos carbonata-dos y de areniscas de baja permeabilidad.

Las operaciones de disparos con bajobalance dinámico también parecen minimizar elgrado de diferencia de presión necesario paralograr disparos limpios. Esta ventaja posibilita laejecución de operaciones más seguras en áreassensibles desde el punto de vista ambiental y encondiciones de pozo peligrosas, tales como losyacimientos que contienen ácido sulfhídrico. Loscriterios de bajo balance convencionales no son

aplicables al sistema de bajo balance dinámico y,de hecho, a veces se sobreestima la diferenciade presión requerida para obtener resultadosóptimos con operaciones en condiciones de bajobalance dinámico.19

Se están realizando pruebas de laboratoriopara confirmar estos resultados y volver a encararlos requisitos para las operaciones en condicionesde presión de bajo balance. Claramente, es nece-sario considerar otros aspectos de la física depozos y de yacimientos, relacionados con la deto-nación de las pistolas y las respuestas de lapresión para comprender mejor la limpieza de losdisparos y mejorar las simulaciones de los dispa-ros efectuados con bajo balance dinámico.

A pesar de que estas operaciones están en suprimera etapa de aplicación, los principales pro-cesos físicos que generan variaciones de lapresión dinámica ya se están comprendiendocon mayor claridad. Es probable que el mode-lado y el análisis de detalle resulten dificultososdebido a la complejidad de estos procesos, peroestán por obtenerse las predicciones de primerorden de un bajo balance dinámico y la posteriorlimpieza de los disparos.

Con el programa de planeación PURE seincluirá un modelo matemático de la dinámicatransitoria del pozo para incorporar las observa-ciones de laboratorio en los diseños de losdisparos y apoyar la aplicación de las operacio-nes con bajo balance dinámico. Este programade computación es un complemento del pro-grama de diseño SPAN, que ayuda a diseñarsistemas de disparos PURE óptimos.

Con los sistemas PURE, ahora es posible utili-zar medidores de presión de fondo de pozo convelocidades de muestreo extremadamente rápi-

das que permiten optimizar aún más las opera-ciones de disparos con bajo balance dinámico. Lacaptura de datos de presiones transitorias en elcampo ayuda a verificar la diferencia de presiónmáxima y proporciona un panorama más deta-llado de los eventos de presión iniciales duranteel desarrollo concreto de las operaciones de dis-paros. Cuando se aplique, esta capacidadpermitirá mejorar nuestro conocimiento de lafísica del pozo durante la ejecución de los dispa-ros.

Hasta la fecha, más de 100 pozos han sidoterminados con éxito utilizando las técnicas dedisparos PURE, incluyendo desde terminacionesoperadas con cable y con tuberías de producciónhasta terminaciones con despliegue de tuberíasflexibles y permanentes. Por primera vez losoperadores pueden obtener nuevos disparosefectivos en pozos que ya cuentan con disparosabiertos.

Esta técnica posee un enorme potencial; dis-paros limpios aun con múltiples bajadas de laspistolas, eliminación de la necesidad de obtenerun bajo balance de presión pronunciado, reduc-ción del riesgo de estallido de las pistolasoperadas con cable en dirección a la superficie,minimización de las vibraciones producidas porlos disparos y del daño del pozo, y potencialreducción de la necesidad de aplicar tratamien-tos correctivos de eliminación de daños en lazona vecina al pozo. —MET

> Respuesta de las presiones transitorias durante las operaciones de disparos realizadas en el pozo N-42 del campo Ninian North. La lenta velocidad de mues-treo de los medidores de presión en la sarta de disparos del pozo N-42 no registró el máximo bajo balance dinámico durante esta operación PURE, diseñadapara alcanzar un bajo balance de presión de 4000 lpc. No obstante, los datos disponibles indican una reducción sustancial de 2246 lpc [15.5 MPa], pasando de7480 a 5234 lpc [51.6 a 36.1 MPa]. Después de los disparos, la presión del pozo aumenta rápidamente hasta alcanzar la presión del yacimiento de 6100 lpc [42MPa], lo que indica la limpieza de los disparos.

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Incremento de la presión hasta alcanzar la presión de la formación

Raafat Abbas es gerente de cementación deSchlumberger y está radicado en Abu Dhabi, EmiratosÁrabes Unidos (EAU). Antes de ocupar su posiciónactual, fue campeón de productos de Schlumberger, acargo de la introducción en el campo de la Solucionesde Ingeniería WELLCLEAN II* y de los sistemas contrapérdidas de circulación. Ingresó en la compañía en1997 como ingeniero de campo dedicado a trabajos decementación en Arabia Saudita. Antes de ser trasladadoa Clamart, Francia, en 2001, ocupó diversas posicionesconsistentes en el diseño y manejo de las operacionesde cementación y la provisión de soporte técnico encementación en Arabia Saudita. Raafat obtuvo unalicenciatura en ingeniería química de la UniversidadPolitécnica Estatal de California en Pomona, EUA.

Ealian Al-Anzi es líder del equipo a cargo de los cam-pos Sabiriyah y Bahra, ubicados en el norte de Kuwaitpara Kuwait Oil Company (KOC). Anteriormente, ocupódiversas posiciones técnicas, operativas y gerencialesdentro de KOC. Sus áreas de conocimientos especialesincluyen recuperación asistida de petróleo medianteinyección de vapor, desarrollo de campos petroleros,diseño y planeación de proyectos, operaciones comple-jas y manejo de yacimientos. Ealian posee una licen-ciatura en ingeniería petrolera del Marietta College deOhio, EUA.

Nabil Al-Habib posee una licenciatura en ingenieríapetrolera de la Universidad de Tulsa, Oklahoma, EUA.Se desempeña como supervisor de la Unidad deIngeniería de Producción de Ras Tanura para el sectorde Operaciones de Producción del Área Norte de SaudiAramco. Nabil posee experiencia en prácticas de inge-niería y producción y tiene especial interés en la opti-mización de operaciones de producción, extracciónartificial, e intervenciones y tratamientos de pozos. Esautor de dos artículos de la SPE.

Adib Al-Mumen es supervisor de ingeniería de repara-ciones del departamento de Perforación e Ingenieríade Reparaciones de Saudi Aramco en Dhahran, ArabiaSaudita. Obtuvo una licenciatura y una maestría eningeniería petrolera de la Universidad de Petróleo yMinerales King Fahd, en Dhahran. Su experienciaincluye ingeniería de reparación y perforación depozos de radio corto, terminación de pozos multilate-rales y aislamiento de agua.

Majdi Al-Mutawa es ingeniero de petróleo del Grupode Desarrollo de Campos Petroleros (Norte), paraKuwait Oil Company. Sus áreas de conocimientos espe-ciales son el análisis y la optimización del desempeñode pozos, el mejoramiento y la estimulación de la pro-ducción, el aislamiento del agua y las operaciones com-plejas asociadas con los pozos con terminación dual.Majdi posee una licenciatura en ingeniería petrolerade la Universidad de Kuwait en Safat.

Oscar Alvarado es ingeniero a cargo del sector deServicios de Producción de Pozos en Veracruz paraDowell Schlumberger de México y es responsable deldiseño, la ejecución y la evaluación de células de frac-turamiento y de tratamientos de estimulación de lamatriz. Desde su ingreso en Schlumberger en 2000, seha desempeñado como ingeniero de fracturamiento decampo e ingeniero de servicios de producción de

campo en Reynosa, México. Ocupó su posición actualen agosto de 2002. Oscar obtuvo una licenciatura eningeniería química del Instituto Tecnológico y deEstudios Superiores de Monterrey, México.

William (Bill) Bailey es ingeniero de investigaciónsenior del grupo de Análisis y Optimización de Riesgosdel Centro de Investigaciones Doll de Schlumbergeren Ridgefield, Connecticut, EUA, donde se dedica a lainvestigación de operaciones de valoración de activos,opciones, optimización bajo condiciones de incertidum-bre y temas de manejo de riesgos. Realizó diversos es-tudios de ingeniería de yacimientos, mejoramiento dela producción y control de agua en Aberdeen, Escocia;manejó un proyecto de análisis de riesgos de gran en-vergadura en Stavanger, Noruega; y proporcionó sopor-te en análisis cuantitativo de riesgos para los clientesde Schlumberger en Europa. Previamente, Bill trabajócomo gerente de proyectos e investigador post-docto-rado en la Universidad Heriot-Watt de Edimburgo,Escocia, y como consultor en el Reino Unido. Tambiéntrabajó como agente bursátil para Lloyds of London,Londres, Inglaterra. Bill posee una maestría (con men-ción honorífica) del Imperial College de Londres,Inglaterra, y un doctorado de la Universidad Técnicade Noruega en Trondheim, ambos en ingeniería petro-lera. También posee una licenciatura en administra-ción de empresas de la Universidad de Warwick enInglaterra.

Eelco Bakker es jefe del sector de Terminaciones dePozos en Tecnología de Producción para ShellExploration and Production, Europa, y está radicado enAssen, Países Bajos. Desde que ocupó su posición actualen el año 2000, ha estado a cargo de la selección dediseños de tuberías de producción y terminación deyacimientos óptimos para los pozos de Shell Europe.Eelco comenzó su carrera en 1981 como tecnólogo deproducción para Nederlandse Aardolie Maatschappij(NAM), trabajando tres años en el campo y dos años ensus oficinas. Posteriormente, trabajó para PetroleumDevelopment Oman (PDO) en Muscat y para MaerskOil, en Copenhague, Dinamarca, como tecnólogo de pro-ducción e ingeniero de diseños y procesos conceptuales.En 1996, volvió a ingresar en NAM, Schoonebeek, PaísesBajos, como tecnólogo de producción senior para launidad de Negocios Terrestres de Gas, participando enoperaciones de disparos especiales. Eelco se graduó eningeniería química en la Universidad Técnica deEindhoven, Países Bajos.

Larry Behrmann es asesor del sector de Soluciones deOperaciones de Disparos de Schlumberger para MedioOriente y Asia y está radicado en Kuala Lumpur,Malasia. Antes de ocupar su posición actual en octubrede 2003, fue asesor de operaciones de disparos delCentro de Terminaciones de Yacimientos (SRC) enRosharon, Texas, EUA. Larry comenzó su carrera enRosharon como gerente de estudios avanzados de ope-raciones de disparos entre 1982 y 1998, año en que fuedesignado gerente de investigación de operaciones dedisparos y asesor científico. Su trabajo actual consisteen la transferencia de soluciones avanzadas de opera-ciones de disparos para los mercados de Medio Orientey Asia. Comenzó su carrera en 1961 como integrante del

personal técnico de Bell Telephone Laboratories enAllentown, Pensilvania, EUA. Entre 1963 y 1965, formóparte del personal de Sandia Corporation en Livermore,California. También trabajó para Physics InternationalCompany en San Leandro, California. Autor de numero-sos artículos, Larry obtuvo una licenciatura de laUniversidad de California en Berkeley y una maestría dela Universidad de Lehigh en Bethlehem, Pensilvania.

Ashish Bhandari es vicepresidente de PrudentiaEnergy, donde desarrolla nuevas oportunidades en elsector petrolero del midstream. Hasta noviembre de2003, fue vicepresidente del grupo de energía comer-cial de El Paso Corporation, liderando proyectos devaloración en la industria petrolera. Comenzó sucarrera como ingeniero de campo especialista en ope-raciones con cable para Schlumberger en MedioOriente e India. También trabajó en Gemini Networks yMcKinsey and Co., Inc., como analista consultor. Ashishposee una licenciatura en ingeniería del Instituto deTecnología de la India en Mumbai, y una licenciaturaen administración de empresas de la Universidad deDuke, Durham, Carolina del Norte, EUA.

Mark Brady es ingeniero técnico de GeoMarket* deSchlumberger y reside en Doha, Qatar. Está involucra-do en la expansión del negocio de los tratamientos deestimulación de la matriz, mediante la transferenciade tecnologías clave al campo. Es responsable de laprovisión de soporte directo a las organizaciones decampo y del desarrollo y adecuación de nueva tecnolo-gía a mercados específicos. Sus proyectos más recien-tes fueron la introducción exitosa del servicio de ÁcidoDivergente Viscoelástico VDA* en la acidificación decarbonatos terrestres de EUA y el crecimiento de lostratamientos de acidificación de la matriz para losclientes del Golfo de México. Desde su ingreso enSchlumberger en 1994, ha desempeñado un rol claveen la introducción de numerosas aplicaciones denueva tecnología. Antes de ocupar su posición actualen 2004, trabajó en Sugar Land, Texas, como ingenierosenior de soporte de tratamientos de estimulación dela matriz para América del Norte y del Sur. También sedesempeñó como ingeniero de desarrollo para el grupode manejo de la producción de arena. Mark publicónumerosos trabajos y artículos y posee varias patentes.Obtuvo una licenciatura y un doctorado en química,ambos de la Universidad de The Queen, Belfast,Irlanda del Norte.

Frank Chang es ingeniero senior de Schlumberger,responsable del desarrollo y la evaluación de estrate-gias de operaciones de disparos para maximizar la pro-ductividad de hidrocarburos y controlar la producciónde arena. Actualmente trabaja con clientes de NorskHydro en la evaluación de los efectos de diversos flui-dos de perforación y terminación sobre la productivi-dad de los pozos disparados. También participa en eldesarrollo de tecnologías de fluidos de disparos parauna amplia gama de tipos de yacimientos y en el mejo-ramiento de procedimientos y equipos de pruebas enel Laboratorio de Estudios de Flujo Avanzados delCentro de Investigaciones para el Mejoramiento de laProducción de Schlumberger en Rosharon, Texas.Ingresó en Schlumberger en 1996 en Tulsa, Oklahoma,

Colaboradores

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y ocupa su posición actual desde el año 2001. Frankposee una licenciatura en ingeniería de minerales ypetróleo de la Universidad Nacional de Cheng-Kung enTainan, Taiwán, y una maestría en ingeniería petrolerade la Universidad de Luisiana en Lafayette, EUA, y undoctorado en ingeniería petrolera de la Universidad deOklahoma en Norman. Es autor de numerosos trabajosy posee varias patentes relacionas con tratamientos deestimulación ácida y control de arena.

Benoît Couët se desempeña como investigador cientí-fico principal y gerente del programa de Análisis yOptimización de Riesgos del Centro de InvestigacionesDoll de Schlumberger en Ridgefield, Connecticut.Ingresó en Schlumberger, en Ridgefield, en 1981 paratrabajar en mecánica de fluidos; pasó dos años en eldepartamento de Mecánica de Fluidos del Centro deInvestigaciones de Schlumberger en Cambridge,Inglaterra (1987 a 1988) antes de regresar al departa-mento Nuclear en Ridgefield. Benoît se desempeñaactualmente en el departamento de Matemáticas yModelado de Ridgefield. Posee una licenciatura enmatemáticas de la Universidad de Laval, Quebec,Canadá, y una maestría en matemáticas de laUniversidad de Nueva York, Nueva York, EUA. Además,obtuvo una maestría en ingeniería eléctrica y un doc-torado en física computacional, ambos de laUniversidad de Stanford en California.

Steve Davies es gerente de desarrollo de negocios deacidificación del sector de Servicios al Pozo deSchlumberger y está radicado en Sugar Land, Texas.Sus responsabilidades incluyen servicios de tratamien-tos de acidificación de la matriz, fracturamientos áci-dos, incrustaciones y control de agua en todo el mundo.Desde su ingreso en Dowell Schlumberger en 1989, enFrancia, ha ocupado varias posiciones gerenciales.Desde 1990 hasta 2000, tuvo su base en el Centro deInvestigaciones de Schlumberger en Cambridge,Inglaterra y luego fue trasladado a Sugar Land, dondeocupó su posición actual en el año 2003. Steve es autorde varios artículos y posee numerosas patentes.Obtuvo una licenciatura y un doctorado en ingenieríaquímica de la Universidad de Londres, Inglaterra.

Steve Dole es el líder del grupo de perforación e inge-niería de terminaciones de pozos dentro de la Unidadde Negocios Parkland de EnCana Corporation enCalgary, Alberta, Canadá. Su equipo está a cargo de laprogramación y la vigilancia rutinaria de todas las ope-raciones de perforación, las nuevas terminaciones y losabandonos de pozos dentro de esta unidad. Ingresó enEnCana (anteriormente PanCanadian) en 1984, comoingeniero de perforación y fue transferido al sector deingeniería de terminaciones cinco años después. Eragerente de ingeniería de perforación en el momentode la fusión de PanCanadian Energy con AlbertaEnergy Company. Antes de ingresar en la compañía,también trabajó para Panarctic Oils Ltd. y SulpetroLimited. Steve obtuvo una licenciatura en ingenieríaquímica de la Universidad de Calgary.

Effendhy es ingeniero de proyectos de perforaciónpara P.T. Caltex Pacific Indonesia (PTCPI) desde 2001,donde está a cargo del desarrollo de programas de per-foración, contratos y estimaciones de costos, y de lasautorizaciones para gastos (AFE, por sus siglas en

inglés) para proyectos de perforación. Ingresó enPTCPI en 1998 como representante de perforación acargo de la supervisión de las operaciones de equiposde perforación en Duri, Indonesia. Es ingeniero depetróleo graduado en el Instituto de TecnologíaBandung de Indonesia.

Hassan El-Hassan es ingeniero de cementación líderde Abu Dhabi Company for Onshore Oil Operations(ADCO) y está radicado en Abu Dhabi, UAE. Comenzósu carrera en ADCO en 1981. Hassan obtuvo una licen-ciatura en química de la Universidad de Khartoum,Sudán.

Soussan Faiz es consultor independiente en manejoestratégico y provee entrenamiento ejecutivo y servi-cios de consultoría a clientes globales. Integra la comi-sión de asesoramiento corporativo del grupo deOpciones Reales y es director no ejecutivo dePrivatisation Strategy Consultants Limited. En 1984,Soussan comenzó a trabajar para Texaco, ahoraChevronTexaco. Entre 1997 y 2002, manejó el sector deServicios de Valoración Globales para Texaco Inc., dondecondujo la práctica de valoración de opciones realesademás de la optimización de carteras, el manejo deriesgos empresarios y el manejo de activos basado enlos valores. Ha aplicado métodos de valoración de op-ciones reales a activos estratégicos, fusiones y adquisi-ciones, nuevos negocios, negocios electrónicos,oportunidades de carteras y financiamiento deemprendimientos. Soussan posee una licenciatura enmatemáticas de la Universidad de Southampton,Hampshire, Inglaterra, y una maestría en investigaciónoperativa de la Escuela de Economía y CienciasPolíticas de Londres, Inglaterra.

Lee Francis es presidente de Cimarron EngineeringInc. y fundó la compañía en 1987, en Tulsa, Oklahoma.Previamente trabajó en ingeniería y administración enlas compañías KCS Medallion, Conoco y Williams.Obtuvo una licenciatura en ingeniería y manejo indus-trial de la Universidad Estatal de Oklahoma enStillwater y es Ingeniero Profesional Registrado en elEstado de Oklahoma.

Chris Fredd es gerente del sector de Productos deEstimulación para América del Norte y del Sur (NSA,por sus siglas en inglés) de Schlumberger y reside enSugar Land, Texas. Allí provee soporte técnico paraoperaciones de campo y clientes y maneja elLaboratorio de Soporte al Cliente en Operaciones deEstimulación de NSA. Se concentra especialmente enla resolución de problemas relacionados con los clien-tes, el abordaje de asuntos competitivos, la evaluacióne introducción de nueva tecnología y el soporte de nor-mas de calidad en servicios. También es responsablede la provisión de entrenamiento técnico al personalde laboratorio y campo. Chris ingresó en DowellSchlumberger como ingeniero de planta en 1997, tra-bajando en la limpieza mejorada de los fluidos de frac-turamiento y en la evaluación de tecnología deacidificación. Posteriormente trabajó como gerente delaboratorio de área para los laboratorios de distrito delsur de Texas. Obtuvo una licenciatura de laUniversidad de Clarkson, Potsdam, Nueva York, y undoctorado de la Universidad de Michigan en AnnArbor, EUA, ambos en ingeniería química.

Dan Fu es gerente de proyectos de Tratamientos deEstimulación de la Matriz del departamento deProductos Químicos para Campos Petroleros, trabajaen el Centro de Tecnología de Schlumberger en SugarLand, Texas. Allí, dirige un equipo a cargo del desarro-llo de fluidos y técnicas de estimulación para aplica-ciones de estimulaciones ácidas. Ingresó enSchlumberger en 1997 como ingeniero de desarrollo yha trabajado en la investigación de productos químicospara campos petroleros y de tratamientos de estimula-ción de la matriz. Antes de ocupar su posición actualen el año 2003, estuvo involucrado en el desarrollo delos fluidos VDA y las tecnologías OilSEEKER* yClearFRAC*. Dan posee una licenciatura en químicade la Universidad de Pekín, China; un doctorado enquímica de la Universidad del Sur de California, LosÁngeles, y una licenciatura en administración deempresas de la Universidad Estatal de Colorado enFort Collins, EUA.

Nayelli García Esparza Tapia es ingeniero de campoy trabaja en tratamientos de fracturamiento en elcampo Chicontepec, situado en Veracruz, México.Ingresó en Schlumberger en 2001. Después de unentrenamiento en Maurice, Luisiana, fue designadacomo ingeniero de campo en la embarcación de opera-ciones de fracturamiento DeepSTIM*, en el Golfo deMéxico. En el año 2002, se trasladó a Reynosa, México,donde estuvo a cargo de una brigada de bombeo.Nayelli se incorporó al equipo que trabaja en la optimi-zación de tratamientos de estimulación en el campoChicontepec en 2002. Se graduó en ingeniería químicaen el Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores deMonterrey, México, donde también estudió sistemasambientales y biotecnología.

Gretchen Gillis es editor senior de la publicaciónOilfield Review de Schlumberger y se desempeñacomo coordinador del proyecto del Glosario deTérminos relacionados con los Campos Petroleros.Antes de ingresar en Schlumberger en 1997, trabajócomo geólogo para Maxus Exploration Company y OryxEnergy Company en Dallas, Texas. Preside el Comitéde Publicaciones de la Asociación Americana deGeólogos de Petróleo (AAPG) desde el año 2002.Gretchen posee una licenciatura en geología del BrynMawr College, Pensilvania, y una maestría en cienciasgeológicas de la Universidad de Texas en Austin.

Lee Hornsby es superintendente de perforación para laRegión Este de Cabot Oil & Gas Corporation (COGC) yestá radicado en Charleston, Virginia Oeste, EUA.Desde el año 2002, ha manejado las operaciones deperforación y terminación de pozos para la RegiónEste de COGC, compañía que perfora más de 100 pozospor año en la cuenca de los Apalaches. Lee ingresó enCOGC en 1990, ocupando diversas posiciones comoingeniero asistente, ingeniero de distrito, ingeniero deproducción, ingeniero de mediciones e ingeniero deperforación. Antes de ingresar en COGC, estuvo con-tratado durante seis años como ingeniero minero ytambién manejó un laboratorio de análisis de carbo-nes. Obtuvo una licenciatura en tecnología minera delInstituto Universitario de Tecnología de Virginia Oesteen Montgomery.

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Efrain Huidobro es el líder principal del departa-mento de diseño de pozos de la Unidad deOperaciones de Perforación de PEMEX Veracruz, enVeracruz, México. Ocupó diversas posiciones de inge-niería en PEMEX con responsabilidades en el área deoperaciones de perforación, terminación y estimula-ción. Posee una licenciatura en ingeniería petroleradel Instituto Politécnico Nacional de la Ciudad deMéxico, México.

Haitham Jarouj es gerente de servicios de campospetroleros de Schlumberger para el sector de opera-ciones de cementación terrestres y maneja todas lasfunciones relacionadas con la cementación inclu-yendo el diseño, la logística, el personal y la ejecuciónpara Abu Dhabi Company for Onshore Oil Operations(ADCO) en Abu Dhabi, UAE. Después de ingresar enSchlumberger en 1985, trabajó como supervisor decementación, en Deir Ez Zor, Siria, hasta 1986 en queocupó su posición actual. En ADCO, estuvo involu-crado en la introducción de las nuevas tecnologías decementación incluyendo los servicios CemCRETE*,CemSTONE*y CemNET*. Fue un gran contribuyentede la instalación y las pruebas de campo del sistemade Monitoreo de la Fracción de Sólidos SFM* y actual-mente participa de un proyecto de mezcla. Haithamobtuvo una licenciatura en geología de la Universidadde Damasco en Siria.

Mohamed Jemmali es gerente de cuentas deSchlumberger para él área norte de Arabia Sauditadesde el año 2000 y está radicado en Al-Khobar,Arabia Saudita. Actualmente está trabajando en laintroducción de la tecnología de estimulación VDA enel área. Desde su ingreso en la compañía en el año1991, ha ocupado diversas posiciones, incluyendo lasde ingeniero de campo, gerente de servicios de cam-pos petroleros, ingeniero técnico e ingeniero de ven-tas con numerosas compañías clientes en Nigeria,Congo, Tunisia, Kuwait y Arabia Saudita. Mohamedobtuvo una licenciatura en ingeniería civil de laUniversidad de Texas en Austin.

Hendri Junaidi se graduó en el Instituto deTecnología Bandung (ITB) de Indonesia como inge-niero de petróleo. Ingresó en P.T. Caltex PacificIndonesia, en junio de 1998, como representante deperforación trabajando en el campo Duri. En el año2000, fue trasladado al sector de operaciones dondesus responsabilidades actuales incluyen la vigilanciarutinaria de las operaciones de perforación.

Bernhard Lungwitz se desempeña como ingenierosenior en el Laboratorio de Soporte al Cliente deSchlumberger en Sugar Land, Texas. Es responsabledel soporte de campos petroleros y clientes en lo querespecta a operaciones de estimulación incluyendo laimplementación de nuevas tecnologías en el campo.En 1997, ingresó en Schlumberger como ingeniero dedesarrollo. Formó parte del equipo de desarrollo defluidos ClearFRAC y además trabajó en diversas apli-caciones de los fluidos surfactantes viscoelásticos(VES, por sus siglas en inglés), incluyendo fluidos delimpieza de tubería flexible, fluidos de empaque degrava y fluidos VES espumados. Bernhard posee unamaestría en ingeniería química de la Universidad

Técnica de Munich, Alemania, y un doctorado en quí-mica organometálica de la Universidad de Humboldt,Berlín, Alemania. También realizó trabajos de investi-gación en química, en el Instituto de Tecnología deMassachusetts, Cambridge, EUA.

Steve McCraith es ingeniero de pozos senior para laplataforma de perforación Brent Delta de Shell yreside en Aberdeen, Escocia. Es líder del equipo deoperaciones de ingeniería de pozos de perforación enesa instalación. Ingresó en Shell en 1989. Antes deocupar su posición actual en el año 2003, pasó ochoaños como ingeniero de perforación marina e inge-niero de perforación radicado en los Países Bajos, ycomo supervisor de perforación en plataformas deperforación autoelevadizas y en las plataformas yequipos de perforación móviles en el Reino Unido ylos Países Bajos. Antes de ingresar en Shell, trabajóun breve período en operaciones mineras para Asarcoen Australia Occidental, concentrándose en perfora-ción para la exploración de oro, y en Navan, Repúblicade Irlanda, en la mina de plomo y cinc de Tara. Steveobtuvo una licenciatura (con mención honorífica) engeología de exploración y geología minera delUniversity College de Cardiff, Gales, y una maestría eningeniería de perforación de la Universidad RobertGordon de Aberdeen. Además es ingeniero colegiado ymiembro del Instituto de Metalurgia Minera.

Jesús Mendoza Ruiz es gerente de desarrollo denegocios de Schlumberger para México, AméricaCentral y el Caribe y reside en la Ciudad de México.Después de obtener su licenciatura en geología en1979 del Instituto Politécnico Nacional de la Ciudadde México, México, ingresó en Schlumberger Wireline& Testing, donde trabajó en interpretación y ventas deproductos de adquisición de registros geofísicos apli-cados a la geología. En 1995, Jesús fue designadoingeniero de ventas y en 1998 fue transferido al áreade mercadotecnia para la promoción de serviciosclave. Ocupó su posición actual en el año 2002.

Jean-François Mengual es campeón de DominioPetrofísico para América Latina Sur y está radicadoen Río de Janeiro, Brasil. Antes de ocupar dichocargo, ocupó la misma posición para México yAmérica Central, donde estuvo a cargo de la promo-ción de herramientas de adquisición de registros deresonancia magnética nuclear y ayudó a desarrollar eimplementar estrategias integradas de interpretaciónde registros para la optimización de terminaciones enla Cuenca de Burgos y en los campos de Chicontepec.Comenzó su carrera en 1987 como ingeniero decampo de Schlumberger en América del Sur, y luegofue transferido al Mar del Norte. Entre 1991 y 1993,trabajó en procesamiento sísmico terrestre paraWestern Geophysical en América del Sur, y luego sedesempeñó como subgerente de proyectos para unproyecto de almacenamiento subterráneo de gas deRepsol YPF. Regresó a Schlumberger en 1998. Jean-François posee una licenciatura del Institut Nationaldes Sciences Appliquées de Toulouse, Francia, y unamaestría de la Université Paul Sabatier de Toulouse,ambas en física.

Eric Messier es ingeniero y superintendente de perfo-ración responsable de la planeación y la programacióndel trabajo y del otorgamiento de concesiones y de lapreparación de programas de perforación para lospozos de la Columbia Británica, Canadá, para DevonCorporation de Canadá. Actualmente maneja un pro-yecto de perforación en condiciones de bajo balance enHelmet, Columbia Británica. Antes de ingresar enDevon en 2001, Eric se desempeñó como ingeniero deperforación para PanCanadian Petroleum Ltd. en el surde Alberta, Canadá. Allí, tuvo a su cargo el soporte deingeniería, la planeación del trabajo, la programación yla preparación de programas de perforación para másde 1200 pozos de petróleo y gas perforados mediante lautilización de métodos de perforación convencional,direccional, inclinada y con tubería flexible. Eric poseeuna licenciatura de la Universidad de McGill, Montreal,Quebec, Canadá.

Phil Milton es ingeniero consultor senior de serviciosal pozo, contratado para la CNR International Ltd. enAberdeen, Escocia. Está a cargo de la planeación, laidentificación de los equipos y la ejecución de todaslas operaciones de servicios al pozo en los activos deCNR en el Mar del Norte. Realizó un aprendizaje enHalliburton a partir de 1987 y también trabajó paraWellserv Plc. antes de fundar su propia compañía,Milmar Wellservices Ltd., en el año 2000. Desdeentonces, se ha desempeñado como consultor de ope-raciones de servicios al pozo tanto para Kerr-McGeecomo para CNR. Estuvo involucrado en el abandonode la plataforma con patas de tracción Hutton en elMar del Norte y es coautor de un artículo de la SPEsobre esa operación. Phil es ingeniero mecánico, gra-duado del Angus College de Arbroath, Escocia.

Trevor Munk es gerente de implementación de nue-vas tecnologías para el sector de cementación. Estábasado en el Centro de Productos Riboud deSchlumberger en Clamart, Francia. Allí, maneja eldespliegue de tecnologías en el campo y provee entre-namiento y soporte internos y para clientes. Comenzósu carrera en 1985 como técnico de proceso en Petro-Canada. Ocupó diversas posiciones relacionadascon el manejo de proyectos en Canadian WesternNatural Gas, Home Oil y el Instituto Canadiense deDesarrollo de la Industria Petrolera. Se desempeñócomo ingeniero de desarrollo de negocios paraImperial Oil antes de ingresar en Schlumberger en1998 como líder de la célula de servicios al pozo enGabón, África. Antes de ocupar su posición actual, fuegerente de desarrollo de negocios de control de la pro-ducción de arena en África Occidental y Sur. Trevorobtuvo un diploma de honor en ingeniería petroleradel Instituto de Tecnología del Norte de Alberta,Edmonton, Canadá, y una licenciatura en ingenieríapetrolera y una maestría en manejo de la ingenieríade la Universidad de Alberta en Edmonton.

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Hisham A. Nasr-El-Din es investigador consultorsenior y líder de grupo del Grupo de Estimulación, enel Centro de Investigación y Desarrollo de SaudiAramco. Posee una licenciatura y una maestría eningeniería química de la Universidad de El Cairo,Egipto, y un doctorado de la Universidad deSaskatchewan, Canadá. Sus intereses en términos deinvestigación incluyen estimulación de pozos, daño deformación, flujo bifásico, flujo en medios porosos, recu-peración asistida de petróleo, reología, control decumplimiento de las normas, propiedades interfacia-les, tecnologías de adsorción y de fluidos no dañinos.Ha desempeñado un rol clave en la introducción de latecnología VDA y en la extensión de la tecnología VESa las operaciones de fracturamiento con ácido y conaditivos de control de pérdidas de fluido de MedioOriente. Es poseedor de numerosas patentes y hapublicado más de 200 artículos. Además, es profesoradjunto de la Universidad de Alberta, Canadá, y hasupervisado a varios estudiantes del doctorado. Esmiembro de la SPE e integra los comités directivos de la SPE sobre corrosión y química de campos petroleros, y es editor técnico de la publicación SPE Production & Facilities. Ha recibido numerosospremios dentro de Saudi Aramco por sus significativascontribuciones a las tecnologías de fluidos de estimula-ción y tratamiento, y el diseño de tratamientos de esti-mulación, y por su trabajo como entrenador y mentor.

Nils Nødland es líder de disciplinas del sector decementación de Statoil ASA en Stavanger, Noruega, ysupervisa todos los aspectos de la cementación depozos. Comenzó su carrera en 1980 en BJ Services,Tananger, Noruega, ocupando posiciones relacionadascon ingeniería de estimulación y cementación y tam-bién trabajó para Norsk Hydro en Stavanger y Bergen,Noruega, y en cementación e ingeniería de perfora-ción. Ingresó en Statoil en 1992. Nils se graduó eningeniería petrolera en el Rogaland Distriktshøyskolede Stavanger.

Luis Roca Ramisa es gerente de mercadotecnia parael GeoMarket de México, América Central y el Caribede Schlumberger y está radicado en la Ciudad deMéxico. Se ha desempeñado como investigador y haocupado diversas posiciones académicas en varios cen-tros de investigación de EUA, Europa y Venezuela.También ha publicado muchos artículos técnicos en elcampo de la petrofísica y la geomecánica. Luis obtuvouna licenciatura y una maestría en geología aplicadade la Escuela de Minas y Tecnología del Sur de Dakota,en Rapid City, EUA, y un doctorado en geomecánica dela Universidad de Missouri en Rolla, EUA.

Alan Salsman es campeón de productos para el sis-tema de Operaciones de Disparos para la ExplotaciónTotal del Yacimiento PURE* y está radicado enRosharon, Texas. Después de completar dos años de lacarrera de administración de empresas en laUniversidad de Acadia, en Wolfville, Nueva Escocia,Canadá, ingresó en Schlumberger en 1977 para traba-jar como operador e ingeniero de campo en Canadá.Después de ocupar diversas posiciones en Aberdeen,Escocia; y Ras Shukheir, Egipto, fue designado coordi-nador de operaciones de disparos bajados con la tube-ría de producción (TCP, por sus siglas en inglés) enMedio Oriente. Se desempeñó como gerente de país de

operaciones con cable en Qatar, gerente de operacio-nes TCP y pruebas de producción a agujero descu-bierto en Balikpapan, Indonesia, e ingeniero técnicode planta para Asia Sudeste. Desde 1993 hasta 1996,fue gerente de mercadotecnia del Centro deOperaciones de Disparos y Pruebas de Schlumbergeren Rosharon. Antes de ocupar su posición actual en elaño 2003, Al se desempeñó como gerente de desarrollode negocios para el sector de Servicios de Operacionescon Cable en Pozos Entubados en Canadá.

Mathew Samuel es gerente de desarrollo de negociosde estimulación y especialista en fluidos para MedioOriente y Asia, afectado a Al-Khobar, Arabia Saudita, yresponsable del mercadeo y la introducción de nuevastecnologías para el sector de Servicios de Producciónde Pozos de Schlumberger y de todos los productos, laquímica y los fluidos. Es asesor del grupo de estimula-ción del Centro de Carbonatos de Dhahran y de SaudiAramco y otras compañías operadoras. Ingresó enSchlumberger en 1996, en el Centro de Productos deOklahoma, Tulsa, donde su proyecto de limpieza depolímeros condujo al desarrollo del fluido de fractura-miento libre de polímeros ClearFRAC. Trabajó comogerente de proyectos de los fluidos VES entre 1998 y2000 y estuvo a cargo del desarrollo y la introducciónde la familia de productos VES y de las tecnologíasOilSEEKER, VDA, ClearPAC* y ClearPILL. Antes deingresar en Schlumberger, fue profesor adjunto de laUniversidad de Nueva York en la Ciudad de NuevaYork. Posee una licenciatura y una maestría de laUniversidad de Kerala, India, y un doctorado de laUniversidad de Pensilvania, en Filadelfia; todos en quí-mica. Mathew posee 11 patentes y ha escrito 55 publi-caciones.

Depinder Sandhu está radicado en El Cairo, Egipto.Ha sido gerente de desarrollo de negocios en el sectorde Servicios de Tubería Flexible y Tratamientos deAcidificación de la Matriz para la región de ÁfricaOriental y el Mediterráneo Oriental de Schlumbergerdesde el año 2002. Actualmente, está concentrado enel crecimiento del negocio de servicios al pozo enSiria. Desde que comenzó su carrera en Schlumbergeren 1996 como aprendiz de ingeniero de campo, ocupódiversas posiciones relacionadas con el manejo de pro-yectos de ingeniería y el manejo de servicios de campoen todo Medio Oriente. Depinder posee una licencia-tura tecnológica (BTech) en ingeniería marina delInstituto de Ingeniería e Investigación Marinas deCalcuta, India.

Nigel Shuttleworth es ingeniero de pozos senior deShell U.K. Exploration and Production (EXPRO) parael Equipo de Perforación Móvil Sedco 711 desde el año2003 y está radicado en Aberdeen, Escocia. Es respon-sable de la entrega de pozos perforados en formasegura y eficaz desde el punto de vista de sus costos.Ingresó en Shell International en 1980 como pasanteen Holanda y trabajó en diversas posiciones inclu-yendo las de perforador, supervisor de perforación eingeniero de operaciones. Su carrera en Shell incluyóla ejecución de funciones en Brunei y los Países Bajos,antes de convertirse en ingeniero de pozos senior parala plataforma Brent Charlie en 1998. Nigel obtuvo undiploma en ingeniería mecánica del Barrow-in-FurnessCollege, de Cumbria, Inglaterra.

Andrés Sosa Cerón es ingeniero de petróleo con másde 25 años de experiencia. Ingresó en PetróleosMexicanos (PEMEX) en 1976 y trabajó con el Equipode Diseño e Ingeniería de Perforación de Pozosdurante 16 años. Actualmente, se desempeña comosubgerente de perforación del departamento deServicios por Contrato, Región Norte. Andrés estudióen el Colegio de Ingeniería y Arquitectura del InstitutoPolitécnico Nacional, Ciudad de México, México, y rea-lizó investigaciones en ingeniería de campos petrole-ros en la Universidad Nacional Autónoma de México,también en la Ciudad de México, graduándose conmención honorífica en ambas instituciones. Es miem-bro activo de la Asociación de Ingenieros PetrolerosMexicanos (AIPM) y del Colegio de IngenierosPetroleros Mexicanos (CIPM).

Sundaram (Sundy) Srinivasan es director del Grupode Consultoría del Negocio del Petróleo y el Gas deSchlumberger. Comenzó su carrera en Schlumbergeren 1985 como ingeniero de perforación y posterior-mente fue gerente de distrito de Sedco-Forex. Trabajócomo gerente de distrito y gerente de mercadotecniapara la división Schlumberger Wireline antes de for-mar parte del grupo de Manejo Integrado de Proyectoscomo gerente de proyectos, gerente de país y gerentede negocios de área. Sundy manejó la apertura dediversas oficinas para Schlumberger en Dinamarca yVietnam, y ha interactuado con compañías operadorasde todo el mundo. Obtuvo una licenciatura tecnológica(Btech) en ingeniería mecánica del Instituto Indio deTecnología de Delhi, India. También obtuvo una maes-tría en administración de empresas de la Escuela deGestión Sloan, del Instituto de Tecnología deMassachusetts, Cambridge.

Gary Stirton es ingeniero de terminación de pozos yse desempeña como consultor independiente, contra-tado en CNR International en Aberdeen, Escocia. Esresponsable de la preparación y verificación de losdiseños y requerimientos de terminación para cuatroplataformas del sector septentrional del Mar del Nortey también provee soporte terrestre durante las opera-ciones y asegura el cumplimiento de las regulacionesinternas y externas. Antes de convertirse en consultorindependiente en el año 2000, Gary trabajó enAberdeen para Halliburton Otis y Wellserv Plc. Poseeun diploma City and Guilds en mecánica agrícola delArbroath Technical College de Escocia.

Lloyd Stutz es supervisor del sector de Ingeniería deProducción y Terminaciones de la División Oeste deAnadarko Petroleum Corporation y gerente de proyectopara el desarrollo de yacimientos de metano en capasde carbón, en Rock Springs, Wyoming, EUA. Está radi-cado en The Woodlands, Texas. Allí supervisa las termi-naciones de yacimientos de gas de muy bajapermeabilidad, las terminaciones de yacimientos demetano en capas de carbón, las terminaciones de pozosde gas ácido de alta temperatura y alta presión, y lasterminaciones y la construcción de yacimientos coninyección de dióxido de carbono en el área de lasRocallosas. Antes de ingresar en Anadarko en el año2000, Lloyd trabajó como ingeniero de producción, desa-rrollo y exploración para Champlin Petroleum y UnionPacific Resources. Autor de numerosos artículos de laSPE, posee una licenciatura en ingeniería petrolera dela Universidad A&M de Texas, en College Station.

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R. Krister Svendsen está radicado en Bergen,Noruega. Trabaja actualmente como ingeniero deplanta en el sector de Operaciones de Cementaciónde Pozos de Schlumberger, en los equipos de perfora-ción de Norsk Hydro en Noruega. Comenzó su carreraen la industria del papel como ingeniero de desarro-llo. En 1998, ingresó en Schlumberger como ingenierode campo en Perth, Australia Occidental. En 1999,regresó a la industria del papel como consultor eningeniería de proceso. Reingresó en Schlumberger enel año 2001 para trabajar en sistemas de ingeniería deproceso. Ha ocupado su posición actual desde el año2002 y está involucrado en la planeación operacional yel diseño de equipos de perforación en el área deTampen del Mar del Norte, a cargo de la introducciónde las lechadas FlexSTONE* y la tecnología CemNETen el área. Krister obtuvo una maestría en ingenieríaquímica de la Universidad Noruega de Ciencia yTecnología en Trondheim.

Salim Taoutaou es gerente de cuentas de Shell paraSchlumberger y se ha desempeñado como ingeniero acargo del sector de Servicios de Diseño y Evaluaciónpara Clientes DESC* para Shell, supervisando las ope-raciones del campo Brent y de otros campos del sec-tor septentrional del Mar del Norte, desde el año2001. Sus responsabilidades incluyen los servicios deconstrucción y cementación de pozos, y los serviciostécnicos, logísticos y de personal. Diseñó y ejecutó laprimera aplicación de la tecnología de tuberías derevestimiento cortas expansibles en cementaciónpara Shell, en el campo Brent Delta del Mar delNorte. Como miembro del Equipo de Pérdidas deBrent, introdujo la tecnología CemNET en el Mar delNorte. Además es miembro del equipo integrado parael desarrollo e implementación de tecnología de tube-rías de revestimiento cortas expansibles en Shell yEnventure Ltd. y miembro del equipo de implementa-ción de tecnología de perforación por tubería derevestimiento de Shell y Texaco. Su experiencia encementación comenzó en Hassi-Messaoud, Argelia, ennumerosos equipos de perforación terrestres utili-zando múltiples tipos de sistemas de cementación.Como ingeniero de campo DESC en 1999, fue respon-sable de todo el diseño y la evaluación del trabajopara los equipos de perforación de BP y Sonatrach enHassi-Messaoud. Antes de comenzar su carrera enSchlumberger en 1997, Salim enseñó matemáticas enla Universidad de Guelma, Argelia, donde se graduócomo ingeniero mecánico en 1993.

Emmanuel Therond es gerente de servicios de campopara las operaciones de cementación deSchlumberger y está radicado en Bergen, Noruega.Comenzó su carrera en Dowell Schlumberger en 1991como ingeniero de campo a cargo de la supervisión delas operaciones de cementación, los tratamientos deacidificación de la matriz y el control de la producciónde arena en Argelia, Nigeria y Kuwait. En 1995, fuedesignado ingeniero técnico especialista en tuberíaflexible, en Dinamarca y posteriormente, gerente deservicios de campo para fluidos de cementación y ter-minación. Tres años después, fue transferido a ÁfricaOccidental como gerente de operaciones de serviciosal pozo. Antes de ocupar su posición actual en el año2002, fue ingeniero a cargo del programa InTouch en

el Centro de Productos Riboud de Schlumberger enClamart, Francia, proveyendo soporte técnico paraoperaciones de cementación en todo el mundo.Emmanuel es ingeniero civil graduado en la EcoleNationale Supérieure des Arts et Industries deEstrasburgo, Francia.

David Underdown es asesor técnico paraChevronTexaco Energy Technology Company y estáradicado en Houston, Texas. Allí, está a cargo de laingeniería de terminación de pozos, concentrándose enel control de la producción de arena y las operacionesde disparos. Comenzó su carrera en ARCO, en Plano,Texas, como ingeniero de terminación de pozos.Posteriormente, se desempeñó como director técnicopara Pall Corporation en Port Washington, Nueva York,a cargo de la provisión de soporte técnico para la divi-sión de Tecnología. Ingresó en Chevron en 1996. Davidobtuvo un doctorado en química física de la Universidadde Houston. Fue editor de las monografías de la SPEsobre Control de la Producción de Arena y sobre Fluidosde Terminación, y miembro del Comité de Premios de laSPE. Actualmente es presidente del Subcomité deOperaciones de Disparos del API.

Klaas van der Plas es ingeniero de pozos senior delsector de Diseño de Conceptos de Shell U.K.Exploration and Production (EXPRO) en Aberdeen,Escocia y está asignado actualmente al grupoTransfronterizo Noruega/Reino Unido y de Desarrollodel Campo Gannet. Comenzó su carrera en PetroleumDevelopment Oman en 1989, trabajando como perfo-rador e ingeniero de perforación y también comosupervisor de operaciones de perforación (DSV, porsus siglas en inglés) en operaciones terrestres. Ingre-só en Brunei Shell Petroleum en 1995 y estuvo involu-crado como ingeniero DSV e ingeniero de operacionespara exploración en aguas profundas, perforación dedesarrollo, perforación de pozos de alta presión y altatemperatura y desarrollo de campo de ingeniería depozos. Pasó a Shell EXPRO en 2000 como ingeniero deperforación senior, nuevas tecnologías, y asumió suposición actual en el año 2003. Klaas se graduó en tec-nología de perforación y producción en la HogereTechnische School de Den Helder, Países Bajos.

Kees Veeken es tecnólogo de producción senior deNederlandse Aardolie Maatschappij (NAM), una com-pañía operativa de Shell Exploration and Production(E&P) y está radicado en Assen, Países Bajos. Allí, seencuentra a cargo del diseño de la terminación depozos gasíferos marinos y de la optimización de la pro-ducción. Ingresó en Shell en 1985 para trabajar eninvestigación y desarrollo de tecnología de pozosdurante seis años y luego se desempeñó como tecnó-logo de producción en Omán y Malasia, antes de asu-mir su posición actual en el año 2001. Uno de losacontecimientos más destacados de su carrera fue laintroducción de las operaciones de terminación depozos de gas de gran diámetro, en Shell Malasia. Keesobtuvo un doctorado en física experimental en laUniversidad de Nijmegen, Países Bajos.

Ian Walton es asesor científico y jefe del departa-mento de Investigación de Operaciones de Disparosdel Centro de Terminaciones de Yacimientos deSchlumberger en Rosharon, Texas. Ingresó en la com-pañía en 1987 como investigador científico senior enel Centro de Investigaciones de Schlumberger enCambridge, luego de 11 años de profesorado en laUniversidad de Londres y tres años en el Centro deInvestigaciones de BP en Sunbury, todos enInglaterra. En 1991, fue transferido al Centro deTecnología de Dowell en Tulsa, Oklahoma, y luego fuetrasladado a Rosharon en 1994 para trabajar en apli-caciones de tubería flexible. Cuatro años después,pasó al Centro de Investigaciones de Operaciones deDisparos de Rosharon. Ha estado involucrado en pro-yectos de control de pozos, cementación, adquisiciónde registros de producción, control de la producciónde arena, diversas aplicaciones de tubería flexible yoperaciones de disparos. Es editor de la SPE y autor ycoautor de 47 artículos técnicos. Posee una licencia-tura del University College de Londres y un doctoradode la Universidad de Manchester, Inglaterra, ambosen matemáticas.

Helen Weeds dicta conferencias sobre economía en laUniversidad de Essex, Colchester, Inglaterra, donde sededica a la investigación de la organización industrialy las opciones reales y dicta la cátedra de organizaciónindustrial y finanzas. Anteriormente, fue directora deLexecon Ltd, Londres, Inglaterra, proporcionandoasesoramiento económico sobre procesos antimono-polio, fusiones y procesos regulatorios. Ha dictadoconferencias sobre economía en la Universidad deWarwick, Coventry, Inglaterra, y se ha desempeñadocomo investigadora junior en la Universidad deCambridge, Inglaterra, asumiendo además algunostrabajos como consultora independiente. Helen poseeuna licenciatura en filosofía, política y economía(PPE, por sus siglas en inglés) (con mención honorí-fica) y una maestría y un doctorado en economía,todos de la Universidad de Oxford, Inglaterra.

74 Oilfield Review

Se utiliza un asterisco (*) para denotar las marcas de Schlumberger.

75Primavera de 2004

Próximamente en Oilfield Review

Técnicas sísmicas de componen-tes múltiples. Los métodos de com-ponentes múltiples están mejorandolos resultados de la generación deimágenes sísmicas en regiones obs-truidas por la presencia de gas, bajoscontrastes de permeabilidad y sal.Además, están ayudando a caracteri-zar la litología de los yacimientos,las fracturas, los tipos de fluidos, lasaturación y la presión. Este artículodescribe la nueva tecnología dise-ñada para adquirir datos de compo-nentes múltiples de alta fidelidad, eincluye ejemplos de campo quedemuestran el valor que aportan losresultados de las técnicas de compo-nentes múltiples a los problemas deexploración y producción.

Manejo de la producción dearena. En muchos activos de petró-leo y gas, la optimización de la pro-ducción depende en gran medida dela prevención, el retardo y el manejoadecuado de la producción de arena.Un enfoque holístico para el manejode la arena es el más exitoso. Losespecialistas de disciplinas múltiplesahora utilizan potentes programas demodelado y tecnologías avanzadaspara ayudar a predecir, prevenir, vigi-lar rutinariamente y remediar la pro-ducción de arena. Este artículoanaliza cómo una metodología hechaa medida de las necesidades ayuda adefinir el problema de producción dearena y contribuye a seleccionar lastecnologías más adecuadas. Algunosejemplos de campo demuestran eléxito de este enfoque.

Actualización de la tecnología detubería flexible. A partir del resur-gimiento tecnológico de la década de1990, esta singular técnica de servi-cios al pozo estableció firmementesu posición en las operaciones prin-cipales de los campos petroleros. Eneste artículo se revisan los últimosavances en equipos y herramientasdiseñados para aumentar la seguri-dad y la eficiencia operativas, mejo-rar las aplicaciones de remediaciónde pozos y yacimientos, y facilitar laperforación y terminación de pozos.

Medición práctica de la densidad e hidrometríaS.V. GuptaInstitute of Physics PublishingThe Public Ledger Building, Suite 1035150 South Independence Mall WestFiladelfia, Pensilvania 19106 EUA2002. 352 páginas. $115.00ISBN 0-7503-0847-8

Esta publicación brinda informaciónsobre la metrología de masa, con énfa-sis en los principios de la física involu-crados y la tecnología necesaria para lamedición de alta precisión de la densi-dad de sólidos y líquidos para cumplircon las normas de la industria de lametrología.El libro comienza con una reseña sobrelos patrones de densidad nacionales einternacionales, y trata sobre los méto-dos de medición de la densidad de sóli-dos y líquidos y sus ventajas ydesventajas, además trata en detalle ladilatación térmica de los líquidos.También aborda los interferómetros utili-zados en la medición dimensional de lospatrones de densidad de los sólidos, cam-bio de fase por reflexión y orígenes, y losmétodos para determinar la densidad.

Contenido:

• Patrones de densidad de sólidos

• Interferómetros especiales

• ß Agua Oceánica Media Estándar(SMOW) y los equipos para medir la densidad del agua

• Dilatación del agua y tablas de densidad del agua

• Medición de la densidad del mercurio

• Métodos especiales para la determinación de la densidad

• Hidrometría

• Densidad de los materiales utilizadosen la industria; Líquidos

• Densidad de los materiales utilizadosen la industria; Sólidos

• Glosario; Índice

Este libro está escrito en formaclara y es de fácil lectura. Los listadosde ventajas y desventajas son de granutilidad.

El Sr. S.V. Gupta ha escrito unlibro que resultará de gran ayuda paralos científicos, estudiantes y practican-tes. Esta publicación llena un vacío yaque no hay ningún libro publicadorecientemente sobre mediciones dedensidad e hidrometría tratado contanto detalle.

H.Bettin: Measurement Science and Technology 14,

no.1. (Enero de 2003): 153

Yacimientos carbonatados: evolución de la porosidad y diagénesis en un marco estratigráfico secuencialClyde H. MooreElsevier Science B.V.Sara Burgerhartstraat 25P.O. Box 2111000 AE Amsterdam, Países Bajos 2001. 441 páginas. $172.50 tapadura; $79.00 edición económicaISBN 0-444-50838-4

Esta edición revisada del libro escritopor Moore en 1989 es una ampliación delos temas más importantes de la diagé-nesis y la evolución de la porosidad. Seincluyen temas nuevos tales como lamediación microbiana de la diagénesismarina y meteórica, la diagénesismarina profunda de montículos de lodoy los procesos diagenéticos impulsadospor el clima, y también se pone énfasisen procesos de exposición sub-aérea,carbonatos de agua templada, hidrolo-gía de cuencas, tendencias diagenéticasen toda la cuenca, y en la tectónica.

Contenido:

• La naturaleza del sistema de sedimentación de carbonatos

• Conceptos de estratigrafía secuen-cial aplicada a los sistemas de sedi-mentación de carbonatos

• La clasificación de la porosidad decarbonatos

• El ambiente diagenético de lasmodificaciones de la porosidad y lasherramientas para su reconoci-miento en el registro geológico

• Entornos normales de diagénesismarina

• Entornos evaporatorios de diagénesis marina

• La diagénesis en el entorno meteórico

• Resumen de la diagénesis tempranay la modificación de la porosidad delos yacimientos carbonatados en unmarco estratigráfico secuencial yclimático

• Entorno diagenético de soterramiento

• La evolución de la porosidad desdeel sedimento hasta el yacimiento:casos reales

• Referencias. Índice

Este libro contiene un CD-ROMexcelente que incluye todos los dia-gramas y tablas del libro, en colores.

... ¿Si compraría este libro? Larespuesta es definitivamente afirma-tiva. Es un texto escrito por unexperto con 30 años de experiencia ...una buena reseña de la geología decarbonatos que lo mantendrá actuali-zado en lo que respecta a algunos delos conceptos más nuevos sobre eltema...

Rizzi G: Journal of Petroleum Geology 26, no. 2

(Abril de 2003): 246–247.

La ciencia sísmica: todo lo quesabemos (y no sabemos) acercade los sismosSusan Elizabeth HoughPrinceton University Press41 William StreetPrinceton, Nueva Jersey 08540 EUA2002. 272 páginas. $26.95ISBN 0-691-05010-4

La autora, que es una investigadoracientífica del Servicio Geológico deEUA, ofrece un compendio básico sobreuna serie de temas relacionados con laciencia y la ingeniería de los sismos. Ellibro integra la investigación de últimageneración con explicaciones sobre losfenómenos sísmicos, además de tratarlas distintas controversias que existenactualmente al respecto.

Contenido:

• La revolución de la tectónica de placas

• Conocimiento de los terremotos

NUEVAS PUBLICACIONES

76 Oilfield Review

• Interacciones sísmicas

• Movimientos de la Tierra

• El Santo Grial de las prediccionessísmicas

• Mapeo de los peligros sísmicos

• Un viaje a través del tiempo

• Acercamiento de la ciencia alpúblico

• Notas. Lecturas sugeridas. Índice

El estilo de escritura de Hough esfácil y atrayente, y convierte el temaen algo entretenido Las notas latera-les ofrecen entretenidos comentariossobre la vida cotidiana de las perso-nas que realizan estudios sobre terre-motos.

Las ilustraciones (mapas enblanco y negro, bosquejos y dibujoslineales) no están a la altura dellibro. La calidad de las figuras en elcapítulo sobre movimientos terrestreses especialmente pobre...

Las predicciones sísmicas basa-das en la probabilidad constituyen latécnica estándar para comunicar losdatos sobre terremotos al público, porlo tanto es importante que los lectoresentiendan las metodologías utilizadasen tales análisis; datos paleosísmicos,modelos de recurrencia de terremotos,promedios de deslizamientos de largoalcance, segmentación de fallas, ydemás. Estos temas no están tratadosen forma exhaustiva como deberían.

Zoback M: American Scientist 91, no. 3

(Mayo-Junio de 2003): 280.

Geología del petróleo de LibiaDon HallettElsevier Science B.V.Sara Burgerhartstraat 25P.O. Box 2111000 AE Amsterdam, Países Bajos2002. 508 páginas. $114.00ISBN 0-444-50525-3

Este libro examina la tectónica de pla-cas, la evolución estructural, la estrati-grafía, la geoquímica y los sistemaspetroleros de Libia, y resume los datos

sobre sus campos petroleros, su produc-ción y sus reservas. Hallett, un geólogoen petróleo, ofrece un detalle de lasprovincias estructurales más importan-tes de Libia con énfasis en la secuenciacronológica de los eventos tectónicosmás importantes. También incluyenumerosos mapas y columnas estrati-gráficas.

Contenido:

• Historia de la exploración y producción petroleras en Libia

• Historia de la tectónica de placas de Libia

• Estratigrafía: Precámbrico y Paleozoico

• Estratigrafía: Mesozoico

• Estratigrafía: Cenozoico

• Estructura

• Geoquímica petrolera

• Sistemas petroleros

• PD: ¿Dónde están las reservas remanentes no descubiertas?

• Notas, Referencias, Glosario, Índice

Una muy buena recopilaciónsobre la geología del petróleo enLibia, y muchas cosas más. Reco-miendo esta excelente publicación.

Baird DW: AAPG Bulletin 87, no. 3

(Marzo de 2003): 527.

Sismología cuantitativa2da. ediciónKeiiti Aki y Paul G. RichardsUniversity Science Books55D Gate Five RoadSausalito, California 94965 EUA2002. 700 páginas. $84.00ISBN 0-935702-96-2

Este libro para graduados desarrolla lateoría de la propagación de ondas sísmi-cas en modelos realistas del subsuelo ycomplementa el material teórico condescripciones prácticas acerca de cómofuncionan los sismógrafos y como seanalizan e invierten los datos. El librotambién incluye los nuevos métodos dedetección y registración de movimien-tos sísmicos.

Contenido:

• Introducción

• Teoremas básicos de elasticidaddinámica

• Representación de las fuentes sísmicas

• Ondas elásticas desde una fuente de dislocación puntual

• Ondas planas en medios homogé-neos y su reflexión y transmisión enun borde plano

• Reflexión y refracción de ondas esféricas; el problema de Lamb

• Ondas superficiales en un medio verticalmente heterogéneo

• Oscilaciones libres de la Tierra

• Ondas volumétricas en medios conpropiedades dependientes de la profundidad

• La fuente sísmica: cinemática

• La fuente sísmica: dinámica

• Principios de la sismometría

• Apéndice, Bibliografía, Índice

Sismología cuantitativa es unexcelente libro de estudio y referenciapara sismólogos bien versados en losmétodos de la física matemática. Estaversión actualizada del texto clásicode geofísica de Aki y Richard, mereceun lugar destacado en toda bibliotecade quien se precie de geofísico serio.

Slawinski MA: The Leading Edge 22, no. 3

(Marzo de 2003): 272–273.

Registros geofísicos de pozosaplicados a la geología: su utilización en el modelado de yacimientosStefan M. LuthiSpringer Verlag175 Fifth AvenueNueva York, Nueva York 10010 EUA2001. 300 páginas. $89.95ISBN 3-540-67840-9

Este libro dedicado a investigadores,estudiantes y geocientíficos en activi-dad, trata sobre la tecnología de losregistros de pozos y su utilización en el

modelado de yacimientos. Contiene unanálisis de las herramientas actuales,incluyendo la generación de imágenesde las paredes del pozo, y la informa-ción que se puede adquirir mediante lautilización de registros de pozos, talescomo detalles específicos sobre estrati-ficación, mineralogía, textura y la edadde las rocas.

Contenido:

• Introducción: Reseña;Una breve historia de la adquisiciónde registros; El enfoque petrofísico.

• Mediciones Geológicas: Medidor de echado; generación deimágenes eléctricas de la pared delpozo; generación de imágenes acús-ticas de la pared del pozo; genera-ción de imágenes de densidad de lapared del pozo; generación de imá-genes ópticas de la pared del pozo;adquisición de registros de resonan-cia magnética nuclear; adquisiciónde registros de espectroscopíanuclear; adquisición de registrospaleomagnéticos; extracción denúcleos.

• Aplicaciones y ejemplos de campo:Modelado estructural; estratifica-ción y zonificación de yacimientos;yacimientos fracturados. correlaciónde pozos; perforación geológica

• Conclusiones

• Índices

Hubiera sido de utilidad la inclu-sión de algunos datos adicionales. Sedebería haber incluido material deotros proveedores además de Schlum-berger. Dos secciones transversalesgeológicas de pozos múltiples erandemasiado pequeñas. No se menciona-ron los modelos eléctricos fundamenta-les relacionados con la arcillaampliamente difundidos ni la soluciónmás académica.

Estas sugerencias son secundariassi se toma en cuenta la excelente canti-dad de material que brinda este volu-men.

Este libro será de gran utilidadpara aquellos geocientíficos en activi-dad y graduados que quieran aprendero actualizar sus conocimientos sobrelas herramientas de adquisición deregistros geológicos más recientes, sustécnicas de interpretación y sus aplica-ciones en yacimientos.

Woodhouse R: Journal of Petroleum Science and

Engineering 40, no. 3-4 (Diciembre de 2003): 190.

77Primavera de 2004

ARTÍCULOS

Análisis de hidrocarburos en el pozoBetancourt S, Fujisawa G, Mullins OC,Carnegie A, Dong C, Kurkjian A, Eriksen KO, Haggag M, Jaramillo AR yTerabayashi H.Vol. 15, no. 3 (Invierno de 2003/2004):60–69.

Un dinámico mercado global del gasVol. 15, no. 3 (Invierno de 2003/2004):4–7.

Evaluación y control deyacimientos detrás delrevestimientoBellman K, Bittner S, Gupta A, Cameron D, Miller B, Cervantes E,Fondyga A, Jaramillo D, Pacha V,Hunter T, Salsman A, Kelder O, Orozco Ry Spagrud T.Vol. 15, no. 2 (Otoño de 2003): 2–9.

Del lodo al cemento:construcción de pozos de gasBrufatto C, Cochran J, Conn L, Power D,El-Zeghaty SZAA, Fraboulet B, Griffin T,James S, Munk T, Justus F, Levine JR,Montgomery C, Murphy D, Pfeiffer J,Pornpoch T y Rishmani L.Vol. 15, no. 3 (Invierno de 2003/2004):70–85.

Investigación de lasedimentología de losyacimientos clásticosContreras C, Gamero H, Drinkwater N,Geel CR, Luthi S, Hodgetts D, Hu YG,Johannessen E, Johansson M, Mizobe A,Montaggioni P, Pestman P, Ray S,Shang R y Saltmarsh A.Vol. 15, no. 1 (Verano de 2003): 58–81.

La nueva dinámica deoperaciones de disparos encondiciones de bajo balanceBakker E, Veeken K, Behrmann L, Milton P, Stirton G, Salsman A, Walton I, Stutz L y Underdown D.Vol. 15, no. 4 (Primavera de 2004):56–69.

Registros de resonanciamagnética nuclear adquiridosdurante la perforaciónAlvarado RJ, Damgaard A, Hansen P,Raven M, Heidler R, Hoshun R, Kovats J,Morriss C, Rose D y Wendt W.Vol. 15, no. 2 (Otoño de 2003): 42–55.

Reacciones positivas en laestimulación de yacimientoscarbonatadosAl-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.Vol. 15, no. 4 (Primavera de 2004): 30–47.

Producción de gas natural a partir del carbónAnderson J, Simpson M, Basinski P,Beaton A, Boyer C, Bulat D, Ray S,Reinheimer D, Schlachter G, Colson L,Olsen T, John Z, Khan R, Low N, Ryan By Schoderbek D. Vol. 15, no. 3 (Invierno de 2003/2004):8–33.

Fomento de la responsabilidadambiental en operacionessísmicasGibson D y Rice S.Vol. 15, no. 2 (Otoño de 2003): 10–21.

Operaciones derefracturamiento hidráulicoDozier G, Elbel J, Fielder E, Hoover R,Lemp S, Reeves S, Siebrits E, Wisler Dy Wolhart S.Vol. 15, no. 3 (Invierno de 2003/2004):42–59.

Una red de seguridad paracontrolar las pérdidas decirculaciónAbbas R, Jarouj H, Dole S, Effendhy,Junaidi H, El-Hassan H, Francis L,Hornsby L, McCraith S, Shuttleworth N,van der Plas K, Messier E, Munk T,Nødland N, Svendsen RK, Therond E yTaoutaou S.Vol. 15, no. 4 (Primavera de 2004): 20–29.

Métodos de control de laproducción de arena sincedazosAcock A, Heitmann N, Hoover S, Malik BZ, Pitoni E, Riddles C y Solares JR.Vol. 15, no. 1 (Verano de 2003): 40–57.

Excelentes datos sísmicos de pozosArroyo JL, Breton P, Dijkerman H,Dingwall S, Guerra R, Hope R, Hornby B,Williams M, Jimenez RR, Lastennet T,Tulett J, Leaney S, Lim TK, Menkiti H,Puech J-C, Tcherkashnev S, Ter Burg Ty Verliac M.Vol. 15, no. 1 (Verano de 2003): 2–23.

Conversión de gas natural a líquidosVol. 15, no. 3 (Invierno de 2003/2004):34–41.

Valoración de las opciones realesBailey W, Couët B, Bhandari A, Faiz S,Srinivasan S y Weeds H.Vol. 15, no. 4 (Primavera de 2004): 4–19.

Observación del cambio de lasrocas: modelado mecánico delsubsueloAli AHA, Brown T, Delgado R, Lee D,Plumb D, Smirnov N, Marsden R,Prado-Velarde E, Ramsey L, Spooner D,Stone T y Stouffer T.Vol. 15, no. 2 (Otoño de 2003): 22–41.

Construcción de pozos ydesarrollo de campospetroleros en MéxicoGarcia Esparza Tapia N, Mendoza Ruiz J,Roca Ramiza L, Mengual J-F y Sosa Cerón A. Vol. 15, no. 4 (Primavera de 2004): 48–55.

El auge de las imágenes de la pared del pozoInaba M, McCormick D, Mikalsen T,Nishi M, Rasmus J, Rohler H y Tribe I.Vol. 15, no. 1 (Verano de 2003): 24–39.

NUEVAS PUBLICACIONES

Yacimientos carbonatados:evolución de la porosidad ydiagénesis en un marcoestratigráfico secuencialMoore CH.Vol. 15, no. 4 (Primavera de 2004): 75.

Congregación mortalMiller SC.Vol. 15, no. 2 (Otoño de 2003): 59.

La ciencia sísmica: todo lo que sabemos (y no sabemos)acerca de los sismosHough SE.Vol. 15, no. 4 (Primavera de 2004): 75.

Geodinámica, 2da. ediciónTurcotte DL y Schubert G. Vol. 15, no. 3 (Invierno de 2003/2004): 92.

Registros geofísicos de pozosaplicados a la geología: suutilización en el modelado deyacimientosLuthi SM.Vol. 15, no. 4 (Primavera de 2004): 76.

La geofísica en los asuntos de la humanidadLawyer LC, Bates CC y Rice RB.Vol. 15, no. 2 (Otoño de 2003): 60.

La economía del hidrógeno: Lacreación de la red energéticamundial y la redistribución delpoder en la TierraRifkin J.Vol. 15, no. 2 (Otoño de 2003): 60.

Petrología ígnea y metamórfica,2da. ediciónBest MG.Vol. 15, no. 3 (Invierno de 2003/2004): 92.

Una introducción a laexploración geofísica, 3ra. ediciónKearey P, Brooks M y Hill I.Vol. 15, no. 3 (Invierno de 2003/2004): 92.

Introducción a la sismología, lossismos y la estructura terrestreStein S y Wysession M.Vol. 15, no. 2 (Otoño de 2003): 60.

Isostasia y flexión de la litosferaWatts AB.Vol. 15, no. 1 (Verano de 2003): 86.

Guía no técnica para la geología,exploración, perforación yproducción de petróleoHyne NJ.Vol. 15, no. 2 (Otoño de 2003): 59.

Complejos e interaccionesorgano-arcillososYariv S y Cross H (eds).Vol. 15, no. 2 (Otoño de 2003): 59.

Geología del petróleo de LibiaHallett D.Vol. 15, no. 4 (Primavera de 2004): 76.

Geología petrolera del sur de laCuenca del CaspioBuryakovsky LA, Chilingar GV yAminzadeh F.Vol. 15, no. 3 (Invierno de 2003/2004): 91.

Medición práctica de ladensidad e hidrometríaGupta SV.Vol. 15, no. 4 (Primavera de 2004): 75.

Sismología cuantitativa 2da. ediciónAki K y Richards PG.Vol. 15, no. 4 (Primavera de 2004): 76.

Riesgo y razón: la seguridad, laley y el medio ambienteSunstein CR.Vol. 15, no. 3 (Invierno de 2003/2004): 91.

Petrología sedimentaria 3ra ediciónTucker ME.Vol. 15, no. 1 (Verano de 2003): 86.

Teoría de rayos sísmicosCerveny V.Vol. 15, no. 1 (Verano de 2003): 86.

El campo de ondas sísmicas,Volumen 1: introducción ydesarrollo teóricoKennett BLN.Vol. 15, no. 3 (Invierno de 2003/2004): 91.

Índice Anual de Oilfield Review—Volumen 15