Slb

Primavera de 2006
Interacción oportuna con los yacimientos
Yacimientos de gas condensado
Monitoreo de fracturas hidráulicas
Mediciones sónicas durante la perforación
OilfieldReview
SCHLUMBERGEROILFIELDREVIEWPRIMAVERADE2006VOLUMEN17NUMERO4

Hace diez años, Oilfield Review publicó un artículo sobre
monitoreo permanente que documentaba los primeros benefi-
cios aportados por la disponibilidad permanente de datos en el
manejo de los yacimientos.1
En ese momento, la idea de posibi-
litar el control remoto de los sensores y lograr que desde cual-
quier oficina del mundo se pudiera acceder a datos de superfi-
cie o de fondo de pozo en forma continua, era toda una
novedad. Desde entonces, ha habido una verdadera revolución
en lo que respecta al grado y sofisticación de los sensores dis-
ponibles, además de un rápido desarrollo tecnológico en una
amplia variedad de áreas clave tales como análisis, automa-
tización, optimización, tecnología de la información y comuni-
caciones. Un artículo del Oilfield Review de 2002 resumía
parte de este avance en materia de manejo de yacimientos en
tiempo real.2
En síntesis, el sector de upstream de la industria
del petróleo y el gas ha experimentado un cambio importante
en cuanto a la utilización de los datos, que ha dejado de ser cir-
cunstancial para convertirse en continua.
La visión de un campo petrolero digital es la del monitoreo,
análisis y control en tiempo real para lograr un manejo óptimo
del yacimiento. Un componente clave de esta visión es la adop-
ción de un enfoque integrado que posibilite un mayor control
en tiempo real del manejo de los activos. Los recientes avances
tecnológicos han comenzado a proporcionar datos para facili-
tar este cambio y el campo petrolero digital está captando rápi-
damente la atención de la industria. Campos Inteligentes,
Campo Petrolero Digital, Campo Petrolero de Próxima Genera-
ción, Campo del Futuro, campo electrónico (e-field), campo
asistido por Internet (i-field), Campo Instrumentado y Energía
Inteligente son algunos de los nombres utilizados para describir
esta tendencia. Numerosas compañías operadoras y de servicios
están dejando atrás la etapa de concepción y abstracción para
implementar proyectos que crean un valor medible.
La evolución del concepto del campo petrolero digital de los
últimos años, condujo a la publicación de numerosos ejemplos
excelentes de soluciones puntuales que involucran una sola
disciplina. Éstos incluyen historias exitosas sobre convalidación
de datos, pozos inteligentes, monitoreo de avanzada, actualiza-
ción rápida de modelos numéricos, tecnología de optimización
y visualización. Últimamente, se han publicado ejemplos de un
enfoque más integrado que comprende diversas disciplinas,
incluyendo el uso más generalizado de centros operacionales
en tierra firme que ofrecen soporte para las actividades en
áreas marinas. A diferencia de los centros de visualización
geológica y geofísica, estos centros operacionales apoyan los
procesos de las operaciones de perforación o producción en
tiempo real, visualizando tanto datos espaciales como datos
temporales.
A pesar de los esfuerzos continuos del sector de upstream,
aún es preciso realizar mejoras sustanciales en lo que hace al
Progresos en el manejo de yacimientos en tiempo real
desempeño de los activos. Con el desarrollo de los nuevos sen-
sores de fondo de pozo y de superficie, nuestra capacidad para
medir supera nuestra capacidad para utilizar los datos. La
visión se acerca un paso más a la realidad cuando los compo-
nentes físicos y los datos recolectados se conectan a modelos de
desempeño de campos petroleros, en los que la información se
analiza continuamente y las reacciones se optimizan para ali-
nearse con una estrategia dada, tal como la maximización de la
producción de petróleo. Una oportunidad interesante es la
transferencia de tecnología del sector de downstream al de
upstream. El primero siempre ha sido un sector rico en datos,
con sensores, mediciones, controles y optimizaciones como con-
ceptos bien establecidos. El incremento del número de sensores
y controles en los campos de petróleo y gas permite la introduc-
ción de la práctica de implementación de alarmas, análisis y
optimización permanentes y la transferencia de conocimientos
de nuestros colegas del downstream.
Para algunos, el campo petrolero digital es un concepto
futurista. Sin embargo, es posible lograr un mejoramiento sus-
tancial del desempeño de los activos de las compañías median-
te la integración y despliegue de la tecnología disponible hoy en
día. Para lograr una mayor captación de las prácticas relacio-
nadas con el campo petrolero digital, es preciso contar con
historias de éxito precisas que documenten el valor de la tec-
nología nueva y la tecnología existente. Esto incrementará las
oportunidades para una implementación más generalizada
entre los operadores. Como parte de este esfuerzo, un camino
natural a seguir consiste en iniciar estudios piloto y de factibi-
lidad, además de desarrollar herramientas para determinar el
valor de las tecnologías de monitoreo y control. El deseo de
compartir dichas historias de éxito entre las compañías consti-
tuye un factor importante en el logro de un despliegue más
rápido de la tecnología de tiempo real dentro de la industria.
Evidentemente, ésta ha sido una década de avances asom-
brosos en el área de monitoreo, análisis y control permanentes.
No obstante, el aprovechamiento máximo del potencial del
campo petrolero digital seguirá siendo un desafío importante
para nuestra industria en los próximos años.
Trond Unneland
Gerente Nacional de Chevron Noruega
Oslo, Noruega
Trond Unneland maneja las actividades de Chevron en Noruega. Previamente,
fue gerente nacional de Chevron Dinamarca en Copenhague y gerente de cuen-
tas tecnológicas en San Ramón, California. Antes de ingresar en Chevron en el
año 2000, ocupó posiciones de ingeniería y dirección en exploración, operacio-
nes marinas y manejo de yacimientos en Statoil Noruega durante 16 años.
Trond posee una maestría en ingeniería de yacimientos de la Universidad de
Stavanger y un doctorado en ingeniería de petróleo de la Universidad Noruega
de Ciencia y Tecnología, en Trondheim. Ha publicado varios artículos de la SPE
sobre manejo de yacimientos, control de la producción de arena y desempeño
de pozos, y ha participado en numerosos comités y foros de la SPE.
1
1. Baker A, Gaskell J, Jefferey J, Thomas A, Veneruso T y Unneland T: “Permanent
Monitoring Systems—Looking at Lifetime Reservoir Dynamics,” Oilfield Review 7,
no. 4 (Otoño de 1995): 32–46.
2. Al-Asimi M, Butler G, Brown G, Hartog A, Clancy T, Cosad C, Fitzgerald J,
Navarro J, Gabb A, Ingham J, Kimminau S, Smith J y Stephenson K: “Avances
en materia de vigilancia de pozos y yacimientos” Oilfield Review 14, no. 4
(Primavera de 2003): 14–37.

Schlumberger
Oilfield Review
4 Actuar a tiempo para maximizar el
aprovechamiento de los hidrocarburos
Una condición previa para satisfacer en forma eficaz la creciente
demanda de petróleo y gas consiste en adquirir y actuar en base
a los datos de pozos y de yacimientos a tiempo para incidir en las
decisiones. La interacción oportuna con pozos y equipos—y en
última instancia con el yacimiento—incrementa la eficiencia,
acelera la producción y maximiza la recuperación final. En este
artículo examinamos los beneficios que se pueden obtener
cuando las compañías adoptan tecnología en tiempo real.
16 Revisión de los yacimientos de gas condensado
El líquido se separa de la fase gaseosa cuando la presión en un
campo de gas condensado cae por debajo de la presión de su
punto de rocío, dejando valiosos componentes líquidos atrapados
en el yacimiento y reduciendo la productividad de los pozos.
Este artículo describe cómo estos mecanismos impactan el
manejo de los yacimientos y se ilustra con algunos ejemplos
de campo de Rusia, EUA y el Mar del Norte.
En la portada:
Un grupo de geocientíficos y un
ingeniero especialista en colocación de
pozos rastrean datos de perforación en
función de un modelo de un área pros-
pectiva desde un centro de soporte de
Houston. Múltiples pantallas permiten
a los equipos a cargo de los activos de
las compañías optimizar la colocación
de pozos en forma remota mediante el
monitoreo del avance de la perforación
y la ejecución de mediciones de
navegación del pozo en tiempo real.
2
Editor ejecutivo y
editor de producción
Mark A. Andersen
Editor consultor
Lisa Stewart
Editores senior
Mark E. Teel
Matt Garber
Editores
Don Williamson
Roopa Gir
Matt Varhaug
Colaboradores
Rana Rottenberg
Joan Mead
Diseño y producción
Herring Design
Steve Freeman
Ilustraciones
Tom McNeff
Mike Messinger
George Stewart
Impresión
Wetmore Printing Company
Curtis Weeks
Traducción y producción
Lynx Consulting, Inc.
E-mail: mail@linced.com;
http://www.linced.com
Traducción
Adriana Real
Edición
Antonio Jorge Torre
Subedición
Nora Rosato
Diagramación
Diego Sánchez
Dirigir la
correspondencia editorial a:
Oilfield Review
1325 S. Dairy Ashford
Houston, Texas 77077 EUA
(1) 281-285-7847
Facsímile: (1) 281-285-1537
E-mail: editorOilfieldReview@slb.com
Dirigir las consultas
de distribución a:
Jesús Mendoza Ruiz
Teléfono: (52) 55 5263 3010
Facsímile: (52) 55 5263 3191
E-mail: jesus@mexico-city.oilfield.slb.com
Enlaces de interés:
Schlumberger
www.slb.com
Archivo del Oilfield Review
www.slb.com/oilfieldreview
Glosario del Oilfield Review
www.glossary.oilfield.slb.com
30 Tubería flexible: métodos innovadores
de intervención de pozos
Desde las operaciones de re-entrada de perforación y estimu-
lación de yacimientos hasta las operaciones de reterminación
de pozos, los avances registrados recientemente en la tecnología
de tubería flexible han mejorado las capacidades y eficiencia
de las operaciones de reparación de pozos ejecutadas a través
de la tubería de producción, también conocidas como opera-
ciones concéntricas. Este artículo presenta cuatro aplicaciones
especiales que utilizan nuevos sistemas o combinaciones
singulares de herramientas y técnicas para reducir el costo
total, el período de ejecución y el riesgo de las operaciones
con fines de remediación.

Primavera de 2006
Volumen 17
Número 4
86 Colaboradores
91 Nuevas Publicaciones y Próximamente en Oilfield Review
94 Índice Anual
3
46 La fuente para la caracterización
de fracturas hidráulicas
Los métodos microsísmicos proveen información crucial acerca
de las fracturas hidráulicas. La geometría de las fracturas y
el comportamiento de su propagación pueden monitorearse
para ayudar a los ingenieros a mejorar los tratamientos de
estimulación de yacimientos, aumentar la producción y mejorar
las estrategias de desarrollo de campos petroleros. Este artículo
describe el monitoreo de las fracturas hidráulicas y presenta
algunos ejemplos de campo que demuestran su utilización en
EUA y Japón.
N
Down
0 ft 2,000
Hydraulic Fracture Data
Time
Legend
Event rate
Treating pressure, psi
Slurry rate, bbl/min
0 ft 2,000
Perforation Stage 1
Perforation Stage 2
Perforation Stage 3
Perforation Stage 4
Treatment wellbore
Monitoring well
N
Pozo de observación
Pozo de tratamiento
62 Pruebas de tecnologías para operaciones de pozo
La minimización de los problemas y de las fallas de las herra-
mientas constituye una prioridad máxima para los operadores
y las compañías de servicios por igual. Para ello, las innovadoras
tecnologías de campos petroleros se someten a pruebas en
gran escala, bajo condiciones reales de pozos antes de llegar al
campo. El conocimiento adquirido con esta evaluación rigurosa
ayuda a crear herramientas que se desempeñan conforme a lo
proyectado, aún en las condiciones más exigentes.
Syed A. Ali
Chevron Energy Technology Co.
Houston, Texas, EUA
Abdulla I. Al-Kubaisy
Saudi Aramco
Ras Tanura, Arabia Saudita
Roland Hamp
Woodside Energy, Ltd.
Perth, Australia
George King
BP
Houston, Texas
Eteng A. Salam
PERTAMINA
Yakarta, Indonesia
Y.B. Sinha
Consultor independiente
Nueva Delhi, India
Sjur Talstad
Statoil
Stavanger, Noruega
Richard Woodhouse
Consultor independiente
Surrey, Inglaterra
Consejo editorial
Oilfield Review tiene el agrado de dar la
bienvenida a Roland Hamp como nuevo
integrante de su Panel de Asesoramiento.
Roland es Coordinador de Reservas
Corporativas para Woodside Energy Ltd.,
en Perth, Australia Occidental. Sus res-
ponsabilidades incluyen presentación de
informes de reservas, procesos y normas
de manejo de reservas, y planeación e
implementación de programas de asegu-
ramiento de las reservas. Antes de ingre-
sar en Woodside en 1996, trabajó para
North Sea Sun Oil y Enterprise Oil.
Actualmente es presidente del Consejo
de la SPE para Australia, Nueva Zelanda
y Papúa Nueva Guinea, y ha presidido el
comité editorial para la publicación SPE
News y la Sección de la SPE correspon-
diente a Australia Occidental. Roland se
graduó con mención honorífica superior
en el Imperial College de Londres en
1987, con un diploma ME en ingeniería
de petróleo.
Figure–03
Oilfield Review es una publicación tri-
mestral de Schlumberger destinada a los
profesionales de la industria petrolera,
cuyo objetivo consiste en brindar infor-
mación acerca de los adelantos técnicos
relacionados con la búsqueda y produc-
ción de hidrocarburos. Oilfield Review se
distribuye entre los empleados y clientes
de Schlumberger y se imprime en los
Estados Unidos de Norteamérica.
Cuando se menciona sólo el lugar de
residencia de un colaborador, significa
que forma parte del personal de
Schlumberger.
© 2006 Schlumberger. Todos los dere-
chos reservados. Ninguna parte de esta
publicación puede ser reproducida, archi-
vada o transmitida en forma o medio
alguno, ya sea electrónico o mecánico,
fotocopiado o grabado, sin la debida
autorización escrita de Schlumberger.
74 Un método de perforación acertado
Las herramientas de adquisición de registros sónicos durante la
perforación (LWD, por sus siglas en inglés) de nueva generación
están proporcionando datos que ayudan a reducir la incertidum-
bre y permiten a los ingenieros tomar decisiones de perforación
efectivas, acertadas y oportunas. Las herramientas sónicas LWD
proveen datos acústicos precisos que, a su vez, están siendo pro-
cesados para determinar con exactitud la presión de poro. La
combinación de esta información con datos sísmicos y con otros
datos obtenidos durante la perforación, ayuda a los geocientíficos
a prever lo que está delante de la barrena hasta el siguiente
horizonte geológico y más allá del mismo.

4 Oilfield Review
Actuar a tiempo para maximizar el
aprovechamiento de los hidrocarburos
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Andrew Carnegie, Pekín; Chip Corbett, Karen
Sullivan Glaser, Alex Kosmala, David Rossi, Melissa Symmonds
y Ian Traboulay, Houston; Charles Cosad y Stephen Pickering,
Gatwick, Inglaterra; Go Fujisawa, Sagamihara, Kanagawa,
Japón; Gretchen Gillis, Sugar Land, Texas, EUA; Leonardo
Giménez, Ahmadi, Kuwait; Judson Jacobs, Cambridge
Energy Research Associates, Cambridge, Massachusetts,
EUA; Caroline Kinghorn, Aberdeen, Escocia; Marc Pearcy,
Oklahoma City, Oklahoma, EUA; y Trond Unneland, Chevron,
Oslo, Noruega.
DecisionPoint, espWatcher, InterACT, Litmus, MDT
(Probador Modular de la Dinámica de la Formación),
PeriScope 15, ProductionWatcher y StethoScope son
marcas de Schlumberger.
Q, Q-Marine y Q-Xpress son marcas de WesternGeco.
La maximización de la recuperación de hidrocarburos y la aceleración de la produc-
ción son sólo dos de los beneficios que se obtienen por actuar en base a los datos
apropiados y en el momento adecuado. El acceso inmediato a los datos de fondo de
pozo y de superficie, posibilitado por los desarrollos tecnológicos recientes, está
mejorando la eficiencia y la rentabilidad, tanto en los campos nuevos como en los
campos maduros.
Hoy, la industria del petróleo y el gas se ve obli-
gada a proveer un volumen creciente de
hidrocarburos y al mismo tiempo optimizar la
recuperación final, incrementar la eficacia de
las operaciones de exploración y producción en
materia de costos y mejorar el desempeño con
respecto a la seguridad y el medio ambiente.
Para lograr tales objetivos será necesario contar
con una nueva generación de procesos, nuevas
mediciones y acceso oportuno a toda la in-
formación necesaria que facilite la toma de
mejores decisiones.
Diversas expresiones han sido acuñadas para
describir el nivel de prontitud requerido para que
los datos produzcan un impacto sobre una deci-
sión. “Tiempo real, a tiempo, oportuno, tiempo
interactivo y justo a tiempo,” son todas expresio-
nes que connotan el marco temporal en el que los
ingenieros y geocientíficos pueden utilizar los
datos y la tecnología para tomar una decisión. La
decisión puede consistir en ajustar la trayectoria
de un pozo, modificar la densidad del lodo
durante la perforación, revisar los programas de
adquisición de registros (perfilaje), ajustar las
válvulas de estrangulamiento de producción,
detectar fallas de funcionamiento en los equipos
de fondo de pozo o en las bombas de levanta-
miento artificial, interrumpir la inyección de agua
o ejecutar cualquier número de acciones rutina-
rias o excepcionales en busca de hidrocarburos.
Cualesquiera sean las palabras que se uti-
licen para transmitir la idea de esta nueva
interacción acelerada con un pozo o con un ya-
cimiento, el objetivo es aumentar el rédito
económico a través del incremento de la eficien-
cia, la reducción del riesgo, la aceleración de la
producción y la maximización de la recupera-
ción. Este artículo comienza con una revisión de
los marcos temporales de los procesos de deci-
sión comunes a muchas de las operaciones de
exploración y producción (E&P). Luego, para
comprender qué beneficios pueden obtener las
compañías de petróleo y gas, examinamos el caso
de la adquisición y el análisis de datos a tiempo
para generar cambios en una amplia gama de
actividades asociadas con pozos y yacimientos.
Además, presentamos algunos ejemplos que
ponen de relieve ciertas tecnologías disponibles
para facilitar un proceso de toma de decisiones
más rápido y más preciso. Por último, analizamos
las limitaciones que se deben superar para pro-
mover nuestras capacidades de interacción con
el yacimiento en tiempo real.
Tiempo de decisión
Por cada medida adoptada para optimizar un
activo de petróleo o gas o para responder a un
suceso imprevisto, existe una ventana de oportu-
nidad en la que la información nueva puede
producir un impacto. La ventana se define en tér-

Primavera de 2006 5
minos generales como el tiempo transcurrido
entre la grabación de los datos y la decisión de
actuar en base a las implicancias de esos datos.
Los datos deben ser adquiridos, procesados e
interpretados y luego integrados con el conoci-
miento existente, antes de tomar la decisión de
adoptar medidas; todo esto dentro de la escala de
tiempo pertinente. La escala puede ser corta, del
orden de unos segundos, o muy larga, incluso de
varios años, dependiendo de la decisión de E&P
en cuestión (arriba).
Las acciones más rápidas son habitualmente
procesos automatizados que cierran pozos o
ponen equipos fuera de servicio cuando la presión,
la temperatura, la tensión u otros factores exce-
den un límite preestablecido. En el pasado, estos
episodios de cierre, tales como la activación de las
válvulas de seguridad de fondo de pozo, solían
implicar demoras entre el suceso y la reacción; sin
embargo, hoy en día el proceso tiene lugar sin que
medie decisión o interacción humana alguna.1
Muchos otros incidentes que afectan la salud
ocupacional, la seguridad, el medio ambiente y
las actividades de perforación, requieren deci-
siones rápidas. Dentro de esta escala de tiempo
sumamente breve, que oscila entre segundos y
horas, se encuentran las decisiones asociadas
con el control de pozos, tales como el incre-
mento de la densidad del lodo para evitar
reventones o su reducción para prevenir el frac-
turamiento de la formación y la pérdida de
control del pozo. Las decisiones relacionadas
con las trayectorias de los pozos, tales como el
direccionamiento de una barrena para maximi-
zar el contacto del pozo con las formaciones
productivas, tienen lugar en una escala de
tiempo similar. Para sacar provecho de la
disponibilidad de equipos de perforación y
herramientas, la interpretación preliminar de
los registros e imágenes adquiridos durante la
perforación (LWD, por sus siglas en inglés) y de
los obtenidos con herramientas operadas a
cable, debe realizarse a las pocas horas de la
adquisición de los registros para determinar si
se requieren carreras de adquisición de registros
o de muestreo adicionales. Una vez que un pozo
es puesto en producción, las decisiones relacio-
nadas con la seguridad, tales como el cierre
inmediato del equipo rotativo, demandan un
flujo oportuno de datos de monitoreo clave.
Muchas de las medidas adoptadas en este marco
temporal han sido automatizadas a través de los
sistemas de supervisión, control y adquisición de
datos (SCADA, por sus siglas en inglés). Otras
decisiones asociadas con la producción impac-
tan los regímenes de flujo de producción e
inyección. Para las decisiones correspondientes
a este marco temporal de “optimización del ope-
rador,” los datos deben estar disponibles en el
término de segundos, minutos u horas y a
menudo necesitan actualizarse con la misma fre-
cuencia.
Optimización del operador Optimización de la producción Optimización del campo petrolero Optimización de la
recuperación de yacimientos
Escalas de tiempo para las decisiones de E&P
1 día 3 meses 2 años1 segundo 10 años
Interpretación detallada
de registros
Pruebas de pozos
Modelos geológicos
Ajuste de
estranguladores y
válvulas de producción
Diagnóstico de los sistemas
de levantamiento artificial
Levantamientos sísmicos adquiridos
con la técnica de repetición
Integración de datos
de pozos múltiples
Simulación
de yacimientos
Ubicaciones de pozos
de relleno y pozos vecinos
Reterminaciones
Operaciones de
remediación de pozos
Optimización
global de las
inversiones
Programas de
recuperación
secundaria
Empalme de
campos satélites
Control de pozo
Geonavegación
Interpretación
temprana de registros
Automatización de
la producción y
los procesos
1. Hansen H, Salaber A, Meyers S, Redd E y Shannon R:
“Pursuing the Case for Safety,” Oilfield Review 5, no. 4
(Octubre de 1993): 36–45.
Christie A, Kishino A, Cromb J, Hensley R, Kent E,
McBeath B, Stewart H, Vidal A y Koot L: “Soluciones
Submarinas,” Oilfield Review 11, no. 4 (Primavera de
2000): 2–19.
Garner J, Martin K, McCalvin D y McDaniel D: “Válvulas
de seguridad listas para operar,” Oilfield Review 14, no. 4
(Primavera de 2003): 54–67.
> Escalas de tiempo para las decisiones de exploración y producción (E&P). Desde las operaciones de perforación y adquisición de registros hasta las ope-
raciones de terminación y producción, el marco temporal de las decisiones cambia pero la necesidad de obtener datos, tomar decisiones e implementar
medidas se mantiene consistente en las distintas etapas.

En la escala de tiempo siguiente, que oscila
entre aproximadamente un día y algunos meses,
se debe realizar una interpretación detallada de
los registros de pozos para poder diseñar e im-
plementar las operaciones de terminación y
estimulación o para que pueda abandonarse el
pozo. Las pruebas de pozos o de producción, que
llevan días o semanas, proveen información de
presión y fluidos para evaluar descubrimientos,
registrar reservas y desarrollar o revisar modelos
de yacimientos. La información estratigráfica y
textural de los registros de imágenes es incorpo-
rada junto con los datos sísmicos en los modelos
geológicos, formando la base para la selección de
la ubicación de pozos vecinos. La optimización
de la producción tiene lugar en esta escala de
tiempo; por ejemplo, a través de la modificación
de los ajustes de las válvulas y los estrangulado-
res de producción y de la adopción de medidas
en base al diagnóstico de los sistemas de levanta-
miento artificial. Y, dentro de esta escala de
tiempo, una nueva generación de pozos inteligen-
tes puede modificar sus configuraciones de fondo
en respuesta a las mediciones de producción de
fondo de pozo y de superficie.
En el período que fluctúa entre uno y dos
años, los equipos a cargo de los activos de las
compañías operadoras toman las decisiones rela-
cionadas con la optimización de los campos
petroleros. Los geocientíficos e ingenieros inte-
gran datos de pozos múltiples para construir y
calibrar modelos y corren simuladores numéricos
con el fin de optimizar el desarrollo de los cam-
pos. Los esfuerzos por optimizar el drenaje de los
yacimientos incluyen la selección de la posición
de pozos de relleno, las operaciones de remedia-
ción y reterminación de pozos, así como también
otras intervenciones programadas.
En la escala de tiempo más larga, las decisio-
nes guían la optimización integral de activos y
portafolios para maximizar la recuperación. Se
proponen e implementan programas de recupe-
ración secundaria y asistida. Puede tomarse la
decisión de desarrollar o empalmar campos mar-
ginales o satélites, o de utilizar la infraestructura
existente para explotar objetivos más profundos o
pasados por alto. La mayoría de las decisiones aso-
ciadas con la optimización de yacimientos, que se
toman dentro de este marco temporal, utilizan los
datos adquiridos durante un período de varios
años. No obstante, cuando llegue el momento de
ejecutar planes a largo plazo, será vital contar con
datos e interpretaciones en el tiempo pertinente
para lograr una optimización exitosa.
El tiempo es dinero
La utilización de datos de campos petroleros en
forma oportuna posee diversos beneficios econó-
micos. Las evaluaciones recientes del valor de la
tecnología en tiempo real mencionan la ob-
tención de numerosas mejoras cuando las
compañías de petróleo y gas aplican rápidos pro-
cedimientos de toma de decisiones a los activos
nuevos y maduros, en todos los entornos de cos-
tos.2
Estas mejoras adoptan la forma de
minimización de pérdidas y maximización de
oportunidades de incremento de la recuperación:
• Mejoramiento de la seguridad—La utiliza-
ción de datos LWD y datos sísmicos de pozos
adquiridos durante la perforación se traduce
en operaciones de construcción de pozos más
seguras (véase “Un método de perforación
acertado,” página 74). El acceso a los datos de
pozos en forma remota implica menos visitas a
la localización del pozo, lo que significa expo-
ner menos trabajadores a riesgos.
• Prevención de penalidades—Ciertos eventos,
tales como derrames, pérdidas, fallas de equi-
pos y otras faltas de cumplimiento, pueden
implicar costos instantáneos y costos sosteni-
dos significativos. La vigilancia continua
(monitoreo) en tiempo real agrega valor por-
que permite reducir el riesgo que plantean
estos eventos.
• Minimización de pérdidas o atrasos de la
producción—Las secuencias de tareas que
incorporan el monitoreo de la producción pue-
den mitigar los efectos graduales, tales como
el incremento del factor de daño y la irrupción
prematura de agua, y los eventos eventuales,
tales como la falla de los equipos, eliminando
así los factores que mantienen la producción
por debajo de los niveles planificados.
• Mejoramiento de la eficiencia—Los beneficios
en términos de eficiencia incluyen los ahorros
relacionados con la ejecución de tareas con
gastos operativos más bajos y el mejoramiento
de la utilización de las instalaciones. La vali-
dación del comportamiento de la fractura
hidráulica durante el tratamiento puede
permitir que se efectúen ajustes durante la
operación, mejorando la estimulación e impi-
diendo el crecimiento vertical no deseado de la
fractura (véase “La fuente para la caracteriza-
ción de fracturas hidráulicas,” página 46). El
mejoramiento de la eficiencia del equipo de
producción reduce los costos de desgaste y
reparación, protegiendo los activos y minimi-
zando las pérdidas de producción.
• Aceleración de la producción—La optimiza-
ción proactiva puede ayudar a las compañías
operadoras a superar sus objetivos de produc-
ción originales. La revisión de las trayectorias
de pozos subóptimas durante la perforación
6 Oilfield Review
Categoría de CERA Estimación de CERA
Mejorar la recuperación final
Acelerar la producción
Reducir el tiempo inactivo
1% a 7%
1% a 6%
1% a 4%
Mejorar la eficiencia 3% a 25%
5% a 15%Reducir el costo de perforación
Categoría de Chevron Experiencia de Chevron
Reducir la declinación de la producción 3.5% a 12%
4% a 18%
5% a 10%Reducir el tiempo improductivo del pozo
Reducir el tiempo improductivo del sistema
de vapor
8% a 10%
Reducir la frecuencia de las operaciones de
reparación de pozos
30%
Aumentar el tiempo activo de la instalación
a través de la reducción de la producción
de arena
33%
25%
50%
Reducir los costos de combustibles
Reducir los eventos regularorios
Acelerar la producción
> Valor del manejo de los activos en tiempo real. Cambridge Energy Research Associates (CERA) y Chevron proveen estimaciones
del valor potencial que se puede incorporar a través de la aplicación de técnicas de manejo de activos en tiempo real. (Datos
obtenidos de CERA, referencia 2, y de Unneland y Hauser, referencia 2).

Primavera de 2006 7
puede acelerar la producción. La actualización
de los planes de cementación durante la perfo-
ración y la verificación de las operaciones de
cementación inmediatamente después de su eje-
cución pueden agilizar la producción.
• Incremento de la recuperación—La utiliza-
ción de tecnología en tiempo real para dirigir
los pozos hacia los intervalos altamente pro-
ductivos mejora la recuperación. Las
secuencias de tareas que diagnostican proble-
mas en los equipos o predicen el influjo de
fluidos no deseados en forma prematura, per-
miten la ejecución de ajustes oportunos que
pueden prolongar la producción rentable. El
monitoreo y la optimización de la producción
en tiempo real pueden extender la vida pro-
ductiva del campo petrolero mediante la
modificación de los límites económicos esta-
blecidos para el abandono del campo.
En un estudio reciente de las prácticas de las
compañías de petróleo y gas, Cambridge Energy
Research Associates (CERA) recogió la opinión
de las compañías para cuantificar los ahorros o
los beneficios que eran dable de esperar mediante
la aplicación de tecnología en tiempo real, en una
variedad de escenarios de pozos y yacimientos.3
Según los entrevistados representantes del sector
industrial, el manejo de los activos en tiempo real
podía mejorar la recuperación final en un 1% a un
7%, acelerar la producción entre 1% y 6%, reducir
el tiempo inactivo entre 1% y 4% y reducir los cos-
tos de perforación entre 5% y 15%.
Estos beneficios propuestos, documentados
por CERA, quizás son excesivamente conservado-
res; un informe sobre entrevistas internas
realizadas a los equipos a cargo de los activos de
Chevron estima que la implementación de las
secuencias de tareas que aprovechan el envío de
datos y la toma de decisiones oportunas puede
lograr mayor valor agregado que las estimacio-
nes de CERA. La declinación de la producción
podría reducirse entre 3.5% y 12%; la producción
podría acelerarse entre 4% y 18% y la frecuencia
de las reparaciones podría reducirse un 30%
(página anterior).4
El valor obtenido por otras compañías de
petróleo y gas dependerá de los niveles de eficien-
cia vigentes y del grado de implementación de
medidas en tiempo real. En las secciones siguien-
tes, describimos cómo algunas compañías están
mejorando el manejo de sus activos mediante la
adopción de medidas utilizando los datos dentro
de la escala de tiempo adecuada.
La esencia del tiempo
Los tres elementos esenciales para la toma de
decisiones oportunas y exitosas son la tecnología,
los procesos y la gente. La tecnología es clave
porque posibilita la adquisición, transmisión e
integración de los datos en forma oportuna. Los
procesos también desempeñan un rol fundamen-
tal porque el volumen de datos recibidos puede
ser abrumador y los procesos proveen la informa-
ción a la gente que corresponde y en el momento
apropiado. Además, el elemento final y esencial
es la gente, que aprende a tomar decisiones en
marcos de tiempo acelerados.
Un aspecto de la tecnología que constituye un
facilitador fundamental de la toma de decisiones
en tiempo real es la tecnología de la información
(TI). Para muchos profesionales del petróleo y el
gas, y a los fines de este artículo, se asume que la
TI está presente y funciona perfectamente; lo
que no es poco decir. La industria del petróleo y
el gas ha sido líder en la aplicación de TI de
avanzada para la adquisición y comunicación
segura de datos desde localizaciones rigurosas y
remotas. Son estos conocimientos técnicos espe-
ciales relacionados con la infraestructura de
conectividad los que posibilitaron la interacción
de los yacimientos en tiempo real, desde cual-
quier lugar del mundo.
Dado que para el éxito del manejo de yacimien-
tos en tiempo real se requiere una infraestructura
de conectividad altamente confiable, se deduce
que una infraestructura imperfecta puede ser res-
ponsable de la existencia de fallas en la
implementación de las secuencias de tareas de
manejo de yacimientos en tiempo real. El éxito es
más probable cuando la infraestructura y la
secuencia de tareas se diseñan en forma alta-
mente integrada. No obstante, muchas compañías
poseen instalaciones en funcionamiento cuyos cos-
tos de modificación o reemplazo resultan muy
elevados, de manera que es necesario que los pro-
veedores desarrollen sistemas flexibles y abiertos.
La forma en que la gente se conecta a sus
datos es importante para el manejo oportuno de
los activos de las compañías. El método más con-
fiable y universalmente aceptado de acceso a los
datos en tiempo real es la implementación de un
portal en la Red; un sitio en la Red que actúa
como punto de acceso a otros sitios.
Cuando Kuwait Oil Company (KOC) resolvió
proporcionar a sus empleados un acceso rápido
a sus bases de datos corporativos de E&P, deci-
dió trabajar con Schlumberger con el fin de
crear un portal seguro en la Red para ingenieros
de petróleo, ingenieros de yacimientos, geo-
científicos, líderes de equipos, supervisores y
gerentes.5
El resultado del proyecto, el GeoPortal de
KOC, proporciona un marco de referencia y un
lugar de trabajo para 1,500 usuarios de KOC.
Además de acceder a una página predetermi-
nada creada para cada comunidad de usuarios,
los usuarios pueden personalizar sus propios
sitios con los componentes del portal GeoPortal
que elijan. El portal GeoPortal facilita la colabo-
ración entre las diversas comunidades de KOC,
incrementando la productividad personal, acele-
rando la navegación a través de los datos para
extraer toda la información crítica y mejorando
la capacidad de monitorear las medidas de nego-
cios clave.
Para poder visualizar los datos desde cual-
quier portal, éstos deben cargarse o enviarse en
forma segura al sitio del usuario. Uno de los siste-
mas de carga y visualización de datos más
poderosos de la industria de E&P es el sistema
de monitoreo y envío de datos en tiempo real
InterACT de Schlumberger. Mediante la utiliza-
ción de un navegador de Red estándar y una
conexión a la Internet o a intranets, el sistema
conecta múltiples especialistas con sitios de tra-
2. Unneland T y Hauser M: “Real-Time Asset Management:
From Vision to Engagement—An Operator’s Experience,”
artículo de la SPE 96390, presentado en la Conferencia y
Exhibición Técnica Anual de la SPE, Dallas, 9 al 12 de
octubre de 2005.
Para obtener más información sobre el campo petrolero
digital del futuro (DOFF, por sus siglas en inglés), consulte:
Cambridge Energy Research Associates: “Making the
Leap Toward DOFF Adoption,” informe oficial, enero
de 2005.
3. Cambridge Energy Research Associates, referencia 2.
4. Unneland y Hauser, referencia 2.
5. “Case Study: DecisionPoint Solution Integrates with
MyKOC Corporate Portal,” http://www.slb.com/
content/services/resources/casestudies/im/
cs_decisionpoint_koc.asp (Se accedió el 3 de
enero de 2006).
Giménez L: “En Route to the e-Field: Effective Decision
Making Assisted by E&P Web Portal Solutions,” artículo
de la SPE 93668, presentado en la 14a Muestra y
Conferencia del Petróleo y el Gas de Medio Oriente,
Bahrain, 12 al 15 de marzo de 2005.

bajo remotos de todas partes del mundo (arriba).
Los especialistas que están fuera de las áreas
operativas pueden colaborar con los miembros
de las brigadas en sitio, reduciendo los viajes a
lugares remotos y permitiendo que el número
limitado de especialistas disponibles participen
de tareas múltiples, lo que se traduce en un
mejoramiento de la eficiencia y los resultados.
El sistema InterACT se utiliza en numerosas
aplicaciones, incluyendo el monitoreo y la optimi-
zación de las operaciones de perforación y LWD,
la adquisición de registros con herramientas
operadas a cable, las operaciones de prueba y
muestreo, los servicios de cementación, los servi-
cios de tubería flexible, los tratamientos de
estimulación y las operaciones de producción.
Los datos provenientes de la localización del pozo
se comunican por transmisión satelital de baja
latencia y gran ancho de banda al servidor seguro
de Red de InterACT, y luego a los usuarios a tra-
vés de la Internet, de intranets o por teléfono
celular.6
Los usuarios pueden visualizar sus datos
a los pocos segundos de haber sido adquiridos.
En un ejemplo de las tantas operaciones rea-
lizadas recientemente con el sistema InterACT,
los ingenieros de yacimientos de Schlumberger
en Medio Oriente se encontraban probando en el
campo una nueva herramienta diseñada para
caracterizar las propiedades químicas del agua
de formación. El sensor de pH Litmus para el
Probador Modular de la Dinámica de la Forma-
ción MDT mide el pH del fluido de la línea de
flujo, que debe ser medido en el fondo del pozo
bajo condiciones de yacimiento porque el pH de
las muestras recolectadas para el análisis de
laboratorio puede cambiar irreversiblemente
cuando las muestras llegan a la superficie. A la
compañía petrolera le interesaba utilizar la
herramienta con el fin de facilitar la identifica-
ción de un contacto agua/petróleo (CAP), para lo
cual era importante diferenciar el agua de forma-
ción del filtrado de lodo a base de agua cuyo pH
era diferente.7
La interpretación de los datos de pH mien-
tras el fluido fluye en cada estación MDT es vital
para las aplicaciones que distinguen las variacio-
nes en las propiedades de los fluidos con la
profundidad, tales como la delineación de los
8 Oilfield Review
Socio
Servidor de
InterACT
Arreglo satelital
Intercambio de información
y colaboración
Cliente
Datos de producción y
control en tiempo real
Recalibración de modelos
en tiempo real
Datos de perforación
en tiempo real
Visualizadores de
datos en tiempo real
> Sistema de monitoreo y envío de datos en tiempo real InterACT. El sistema InterACT permite la supervisión de las operaciones en tiempo real desde cual-
quier ubicación y en cualquier momento. Los usuarios pueden recuperar datos y visualizar registros, imágenes y mediciones efectuadas en la localización
del pozo conforme se van adquiriendo. El sistema se encuentra activo en aproximadamente 1,800 pozos y al mismo acceden más de 11,000 usuarios de 800
organizaciones mundiales.

Primavera de 2006 9
CAPs y la caracterización de zonas de transición
agua-petróleo. Esto implica determinar la profun-
didad más somera en la que sólo fluye agua de
formación y la profundidad más profunda en la
que fluye petróleo. Este procedimiento requiere
el análisis del pH mientras la herramienta se
encuentra disponible para su reposicionamiento
en las nuevas profundidades requeridas por el
levantamiento.
Al cabo de algunos días, tanto en sus oficinas
como en sus lugares de residencia respectivos,
un equipo de especialistas de compañías petro-
leras y el principal ingeniero de yacimientos de
Schlumberger, utilizaron la Internet para moni-
torear toda la operación de análisis de fluidos de
fondo de pozo con el sistema InterACT. El módulo
Litmus barrió los fluidos en 15 profundidades
diferentes para definir el CAP y caracterizar la
zona de transición sin tener que recolectar una
sola muestra.8
El monitoreo en tiempo real ayudó a que las
pruebas de formaciones dejaran de ser un servi-
cio de adquisición de registros de rutina para
convertirse en un método nuevo y altamente
efectivo de ejecución de pruebas de pozos. Un
equipo virtual de especialistas de compañías
petroleras y compañías de servicios, que pueden
estar en diferentes lugares del mundo, interpre-
tan los datos y dirigen las operaciones de una
sofisticada sarta de herramientas, mientras la
misma verifica los fluidos, las presiones, la pro-
ductividad de los yacimientos y las propiedades
geomecánicas de las formaciones objetivo.
Respuestas de perforación a tiempo
Los geocientíficos e ingenieros utilizan tecnolo-
gía a tiempo en las diferentes etapas de cada uno
de los proyectos de E&P. La interacción con el
proceso de perforación para la construcción y
posicionamiento de pozos fue una de las prime-
ras aplicaciones de la tecnología en tiempo real
que logró gran aceptación en la industria de E&P.
Algunas compañías están construyendo insta-
laciones especiales en tierra firme, dedicadas al
manejo remoto, en tiempo real, de las operacio-
nes de perforación marinas. En el Mar del Norte,
el manejo de las operaciones marinas desde tie-
rra se ha convertido en una práctica común.
Sense Intellifield, una compañía especializada en
centros de operaciones de perforación remotas
construidos con fines específicos, ha construido
más de 85 de estos centros, principalmente en el
Mar del Norte, pero también en Brunei y China.9
A través de la concentración del manejo de
las operaciones de perforación en tiempo real en
una localización, las compañías pueden tomar
mejores decisiones en forma más rápida y redu-
cir la necesidad de que el personal se traslade a
las áreas marinas. ConocoPhillips, en Noruega,
informa que ahorra US$ 20 millones por año a
través de su centro de perforación en tierra.10
Schlumberger opera actualmente 27 centros
de operaciones de perforación internos en todo
el mundo y además provee soporte técnico en los
centros de colaboración y operaciones de las
compañías petroleras (arriba). Por ejemplo, el
campo Åsgaard de Statoil recibe asesoramiento
técnico las 24 horas del día, vinculando el centro
de soporte de operaciones de perforación de
Statoil en Stjørdal, Noruega, con los centros de
Schlumberger en Aberdeen y Stavanger.11
6. Latencia es el tiempo que demora un paquete de datos
en ir desde el punto de origen hasta el punto de destino.
La latencia y el ancho de banda juntos caracterizan la
velocidad y la capacidad de transmisión.
7. Raghuraman B, Xian C, Carnegie A, Lecerf B, Stewart L,
Gustavson G, Abdou MK, Hosani A, Dawoud A, Mahdi A
y Ruefer S: “Downhole pH Measurement for WBM
Contamination Monitoring and Transition Zone
Characterization,” artículo de la SPE 95785, presentado
en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,
Dallas, 9 al 12 de octubre de 2005.
8. Carnegie AJ, Raghuraman B, Xian C, Stewart L,
Gustavson G, Abdou MK, Al Hosani A, Dawoud A, El
Mahdi A y Ruefer S: “Applications of Real-Time
Downhole pH Measurements,” artículo IPTC 10883,
presentado en la Conferencia Internacional de
Tecnología del Petróleo, Doha, Qatar, 21 al 23 de
noviembre de 2005.
9. “E-Field Demand Spreading Beyond Norway,” Offshore
65, no. 8 (Agosto de 2005): 109.
10. Referencia 9.
11. “Schlumberger and Sense Intellifield Sign Agreement to
Collaborate on Interactive Drilling Operation Centers,”
http://newsroom.slb.com/press/newsroom/index.cfm?PR
ID=19502 (Se accedió el 2 de enero de 2006).
> Centro de Soporte de Operaciones de Aberdeen (OSC). El OSC provee un
lugar de trabajo en un ambiente de colaboración para los procesos de
planeación de pozos y modelado, así como para el manejo y visualización
de datos en tiempo real.

Para las operaciones de perforación que
requieren sólo un montaje provisorio, se puede
trasladar un centro de soporte de operaciones
modular a cualquier oficina (véase la portada).
Este montaje provee instalaciones temporarias
pero con una gama completa de servicios, para el
monitoreo en tiempo real de las operaciones de
perforación y LWD.
Durante años, los equipos a cargo de las
operaciones de geonavegación utilizaron las
mediciones LWD como ayuda para dirigir los
pozos hacia los intervalos ricos en hidrocarbu-
ros.12
Pero las mediciones LWD convencionales
son demasiado someras para alertar acerca de la
aproximación de límites de capas y contactos de
fluidos a tiempo para evitar desviaciones con res-
pecto a la zona productiva.
El servicio direccional de generación de
imágenes profundas durante la perforación
PeriScope 15 puede detectar la presencia y
dirección de contactos y límites a una distancia
de hasta 15 pies [4.6 m].13
Esta detección tem-
prana de los cambios que se aproximan en las
propiedades de las formaciones permite un
manejo de los activos de las compañías más
efectivo y en tiempo real, a lo largo de toda la
vida productiva del campo petrolero.
En un ejemplo, ConocoPhillips buscaba
maximizar la exposición de los pozos producti-
vos a través de las areniscas Forties del Campo
Callanish, ubicado en el sector británico del Mar
del Norte. Las respuestas crudas de las herra-
mientas de adquisición de mediciones durante
10 Oilfield Review
< Resultados de la sísmica de repetición en el
Campo Norne. Una sección de impedancia acús-
tica (IA) relativa del levantamiento de control por
vía rápida, registrado en el Campo Norne en
2003 (extremo superior), muestra la trayectoria
del pozo planificada como una línea negra de
guiones. Los cilindros verticales son representa-
ciones de la IA en las localizaciones de pozos
cercanos. La superficie de color pardo corres-
ponde a una arenisca prospectiva casi basal. La
zona de agotamiento de petróleo (centro, azul
oscuro) interpretada a partir de las diferencias
entre levantamientos se encuentra en una posi-
ción más alta de lo esperado, cerca de la trayec-
toria del pozo planificada. En consecuencia, se
revisó y elevó la trayectoria del pozo (extremo
inferior, línea negra sólida) para evitar la produc-
ción de agua.
Trayectoria del pozo planificada
Trayectoria del pozo revisada
Contacto agua/petróleo
Contacto agua/petróleo

Primavera de 2006 11
la perforación (MWD, por sus siglas en inglés) y
LWD eran transmitidas a la superficie por siste-
mas de telemetría de pulsos a través del lodo
para su decodificación. Desde el equipo de perfo-
ración, los datos MWD y PeriScope 15 se
enviaban a través del servicio InterACT a una
sala de control de geonavegación dedicada,
ubicada en las oficinas de ConocoPhillips en
Aberdeen. Allí, los especialistas de Schlumberger
descargaban y procesaban los datos para que los
geólogos de ConocoPhillips los interpretaran, lo
que daba como resultado nuevas instrucciones
de geonavegación para el equipo de perforación.
Las mediciones obtenidas durante la perfora-
ción ayudaron a ConocoPhillips a lograr una
relación neto/total del 98%.14
Estos resultados, y los
correspondientes a los otros tres pozos perforados
en el campo con el servicio PeriScope, condujeron
a un mejoramiento de aproximadamente un 15%
con respecto a los resultados de la relación
neto/total proyectados por ConocoPhillips.
En otro caso de toma de decisiones rápidas
utilizando datos LWD, en el año 2004 Shell inició
el redesarrollo del Campo Ram Powell, en aguas
profundas del Golfo de México. El acceso a nue-
vos objetivos requería pozos complicados que
planteaban el riesgo de encontrar intervalos
agotados luego de siete años de producción.15
Shell utilizó el servicio de medición de la
presión de formación durante la perforación
StethoScope para optimizar el diseño de las ope-
raciones de terminación de pozos y validar los
modelos de yacimientos dinámicos. La adquisi-
ción de la presión de formación durante la
perforación eliminó la necesidad de contar con
servicios de probadores de formaciones opera-
dos con cable, reduciendo el costo y los tiempos
de exposición del pozo.
Los puntos de medición de la presión se se-
leccionaron luego del análisis en tiempo real de
los registros de densidad-neutrón LWD. Los
resultados mostraron un buen soporte de la
presión dentro del yacimiento objetivo, pero tam-
bién indicaron que las bajas resistividades
observadas en la base de las areniscas objetivo
provenían de un CAP más elevado de lo espe-
rado. Con este conocimiento adquirido a tiempo,
los ingenieros de Shell decidieron desviar la tra-
yectoria del pozo echado (buzamiento) arriba.
Las mediciones adicionales obtenidas con el
servicio StethoScope confirmaron la buena
conectividad de la presión dentro del yacimiento,
de modo que el pozo se entubó hasta la profundi-
dad final.
Shell estima que la adquisición de la presión
de formación durante la perforación y las medi-
ciones asociadas posibilitaron un ahorro de más
de US$ 1 millón, gracias a la eliminación de la
necesidad de efectuar dos carreras convenciona-
les de mediciones de presión con la columna de
perforación.
Imágenes sensibles al tiempo
Con el esfuerzo adecuado, cualquier tipo de dato
puede ser puesto a disposición a tiempo para
impactar las decisiones asociadas con el manejo
de los activos de las compañías; incluso los datos
sísmicos adquiridos con la técnica de repetición
(técnica de lapsos de tiempo).16
Los levantamientos sísmicos adquiridos con
la técnica de repetición son producidos mediante
la comparación de los datos o atributos sísmicos
adquiridos antes y después de que la producción
de hidrocarburos o la inyección de agua o gas
hayan inducido cambios en las condiciones del
yacimiento. El primer levantamiento, o levanta-
miento de base, se registra normalmente antes
de que comience la producción; sin embargo, un
levantamiento adquirido después del inicio de la
producción puede servir como punto de referen-
cia con el cual comparar los levantamientos
subsiguientes. Para obtener el valor potencial de
la información sísmica adquirida con la técnica
de repetición para las decisiones de planeación
de pozos y desarrollo de yacimientos subsi-
guientes, se debe contar con los resultados
inmediatamente después de la finalización del
segundo levantamiento, o levantamiento de
monitoreo.
Cuando comenzaron a adquirirse los prime-
ros levantamientos con la técnica de repetición,
en la década de 1980, el procesamiento de los
datos demoraba varios meses. La comparación
de levantamientos efectuados en distintas
fechas insumía gran cantidad de tiempo; tiempo
en el cual las condiciones del yacimiento podían
variar significativamente. Ahora, gracias a la tec-
nología de adquisición y procesamiento sísmicos
con sensores unitarios Q de WesternGeco, se
puede lograr la repetibilidad de los levantamien-
tos, de manera que el procesamiento de los
datos se simplifica y se puede realizar durante la
adquisición. La diferencia entre los levanta-
mientos puede ser interpretada a los pocos días
de finalizada la adquisición.
Statoil pronto decidió utilizar los levanta-
mientos sísmicos adquiridos con la técnica de
repetición para optimizar el desarrollo del
Campo Norne, ubicado en el Mar de Noruega.17
Con un volumen de mil millones de barriles [160
millones de m3], este campo produce petróleo
desde 1997 y gas desde 2001, con un yacimiento
independiente que fue puesto en producción en
el año 2001. Statoil tiene expectativas de incre-
mentar la recuperación del Campo Norne del
40% al 60% y extender su vida productiva más
allá de 2015.
Se han adquirido levantamientos sísmicos
repetidos múltiples para monitorear los cambios
producidos en la saturación y en la presión, en
todo el campo. Luego de un levantamiento de
base realizado en el año 2001 con la tecnología
sísmica marina de sensores unitarios Q-Marine,
en junio de 2003 se adquirió un levantamiento
de monitoreo. Los resultados serían utilizados
para planear la trayectoria de un pozo horizontal
previsto para agosto de 2003.
El levantamiento de junio de 2003 fue compa-
rado rápidamente con el levantamiento de base
del año 2001, justo a tiempo para incidir en la
decisión relacionada con la localización del pozo.
El procesamiento de los datos Q por vía rápida, a
bordo de la embarcación para adquisición sís-
mica Topaz de WesternGeco, produjo un volumen
sísmico diferencial en tan sólo 10 días después
de finalizado el levantamiento. Dos días más de
procesamiento generaron la diferencia en la
impedancia acústica relativa que, cuando se
correlacionó con la saturación, mostró un CAP
más elevado que el indicado por el modelo de
simulación de yacimientos (página anterior). La
trayectoria del pozo se modificó para sortear la
zona de agua e intersectar las reservas sin explo-
tar, generando un ahorro de US$ 29 millones en
el costo de un pozo de re-entrada horizontal per-
forado con fines de remediación.
12. Allen D, Bergt D, Best D, Clark B, Falconer I, Hache J-M,
Kienitz C, Lesage M, Rasmus J, Roulet C y Wraight P:
“Logging While Drilling,” Oilfield Review 1, no. 1 (Abril de
1989): 4–17.
13. Chou L, Li Q, Darquin A, Denichou J-M, Griffiths R, Hart
N, McInally A, Templeton G, Omeragic D, Tribe I, Watson
K y Wiig M: “Hacia un mejoramiento de la producción,”
Oilfield Review 17, no. 3 (Invierno de 2005/2006): 60–71.
14. La relación neto/total compara la sección de zona
productiva con la sección de pozo horizontal perforado.
15. Barriol Y, Glaser KS, Bartman B, Corbiell R, Eriksen KO,
Laastad H, Laidlaw J, Manin Y, Morrison K, Sayers CM,
Terrazas Romero M y Volokitin Y: “Las presiones de las
operaciones de perforación y producción,” Oilfield
Review 17, no. 3 (Invierno de 2005/2006): 26–47.
16. Los datos sísmicos adquiridos con la técnica de
repetición (técnica de lapsos de tiempo) a veces se
conocen como datos sísmicos de cuatro dimensiones o
4D. Tres de las cuatro dimensiones son las dimensiones
espaciales del levantamiento. El tiempo agrega la cuarta
dimensión.
17. Aronsen HA, Osdal B, Eiken O, Goto R, Khazanehdari J,
Pickering S y Smith P: “El tiempo lo dirá; Contribuciones
clave a partir de datos sísmicos de repetición,” Oilfield
Review 16, no. 2 (Otoño de 2004): 6–17.

Al año 2004, Statoil había utilizado levanta-
mientos sísmicos adquiridos con la técnica de
repetición para identificar reservas valoradas en
US$ 750 millones y seleccionar 34 localizaciones
de pozos adicionales.18
Statoil ahora registra un
levantamiento de control por año en el Campo
Norne y extrae beneficios de las reducciones
adicionales del tiempo de ejecución de levanta-
mientos sísmicos, posibilitadas por la nueva
secuencia de tareas integradas de adquisición y
procesamiento de datos sísmicos Q-Xpress para
el análisis de datos sísmicos casi en tiempo real.
Un levantamiento reciente fue procesado y el
volumen sísmico diferencial se produjo a bordo
sólo 2 días y 7 horas después de la adquisición.
En la misma embarcación, 12 horas más tarde se
obtuvo la impedancia acústica relativa mediante
la aplicación de técnicas de inversión a dicho
volumen.
Monitoreo de la producción
Una vez que un pozo ha sido terminado y puesto
en producción, la necesidad de tomar decisiones
en forma oportuna sigue vigente. Muchos pozos
productores presentan oportunidades para la
reducción de los costos operativos y el incre-
mento de la producción. Por ejemplo, al año
2003, más de un 90% de los pozos productores de
petróleo requerían algún tipo de sistema de
levantamiento artificial.19
En más de 100,000
pozos, el levantamiento artificial se realiza con
sistemas eléctricos sumergibles (ESP, por sus
siglas en inglés).
Los operadores dependen del monitoreo,
diagnóstico y control activos del desempeño de
los sistemas ESP para agregar valor a los activos
productivos de las compañías. Los datos de sen-
sores de fondo de pozo, la conectividad y los
conocimientos técnicos especiales en materia de
interpretación ayudan a las compañías operado-
ras a evaluar el desempeño de las bombas,
predecir sus fallas, identificar problemas de
pozos y controlar las bombas a distancia. Estas
nuevas capacidades ayudan a las compañías ope-
radoras a reducir los costos de operación e
incrementar la producción y el flujo de efectivo.
El análisis de más de 600 instalaciones de moni-
toreo de los sistemas ESP de todo el mundo
indica que la implementación de secuencias de
tareas de optimización de la producción en
tiempo real puede conducir a aumentos de pro-
ducción inmediatos de hasta un 50%, con
incrementos habituales del 3% al 8% en el largo
plazo.20
Los sensores de fondo de pozo pueden adqui-
rir datos de temperaturas y presiones de
admisión (entrada) y descarga de los sistemas
ESP, temperaturas de motores, vibraciones y
fugas de corriente eléctrica en forma perma-
nente. Estos datos deben convertirse en
información y entregarse a los especialistas en
producción en forma oportuna y segura para que
se puedan ajustar las bombas, si fuera necesario,
antes de que las condiciones existentes produz-
can pérdidas de equipos o de producción.
La abundancia de datos disponibles consti-
tuye en sí un problema. Algunos operadores
manifiestan que los usuarios de datos pasan un
80% de su tiempo buscando y organizando datos y
el restante 20%, realizando análisis de utilidad.
Los procesos automatizados ayudan a recolectar
y controlar la calidad de los datos y permiten
comparar los resultados con los valores espera-
dos.21
La cantidad de datos que pueden generarse
a partir de un pozo productor está urgiendo la
implementación de un cambio en la forma en
que se adquieren los datos. El enfoque tradicio-
nal de adquisición de datos se divide en dos
categorías. Un criterio consiste en adquirir lo
que se pueda adquirir, para luego resolver cómo
utilizarlo. Esto se traduce en enormes volúmenes
de datos cuyo valor es prácticamente imposible
de explotar. Un enfoque alternativo implica la
utilización de los datos disponibles en el
momento, aunque puedan archivarse para aplica-
ciones a más largo plazo. La mayoría de los
sistemas de recolección de datos SCADA existen-
tes funcionan de estas dos formas. Un estudio
indica que de los 380 MB de datos que pueden
recolectarse por mes mediante el monitor de un
sistema ESP, sólo 9 kB son relevantes para eva-
luar las maniobras esenciales de la bomba.22
El enfoque preferido en lo que respecta a la
adquisición de datos consiste en considerar qué
datos son necesarios para posibilitar un determi-
nado proceso en curso o el cumplimiento exitoso
de una tarea. La adquisición de datos desde el
punto de vista de la secuencia de tareas permite
la ejecución de procesos de monitoreo y toma de
decisiones simplificados.23
Schlumberger ha desarrollado el sistema de
supervisión y control espWatcher para que las
bombas eléctricas sumergibles conecten los
equipos de producción con sus datos de pozos a
tiempo para la toma de decisiones relacionadas
con la optimización de la producción.24
Las
comunicaciones bilaterales seguras permiten la
12 Oilfield Review
> Sistema de supervisión espWatcher para el monitoreo de las bombas eléctricas sumergibles. Con
comunicaciones bilaterales seguras, el servicio espWatcher posibilita la transmisión de datos desde
los pozos y retransmite las instrucciones de los operadores nuevamente a la bomba. Este servicio
incluye alarmas y alertas reguladas según límites definidos por el usuario y permite el monitoreo de
cientos de bombas en forma remota. Con la codificación en color, resulta fácil ver qué bombas están
funcionando dentro o fuera de los rangos aceptables: bombas que funcionan dentro de un rango
específico (verde), bombas con alguna medición funcionando fuera de rango (amarillo) y bombas que
no están funcionando (rojo).

transmisión a la bomba de datos provenientes de
los pozos e instrucciones impartidas por especia-
listas fuera de sitio. El servicio espWatcher
posee alarmas y alertas reguladas según límites
definidos por el usuario, que pueden ser monito-
readas por el sistema InterACT en tiempo real,
en múltiples sistemas ESPs y en cientos de
pozos simultáneamente (página anterior).
El servicio espWatcher puede ser utilizado
para modificar la velocidad de bombeo, detectar
el mal funcionamiento de la bomba antes de que
se produzca su falla total y destacar las bombas
que operan a presiones anómalas. Por ejemplo,
Signal Hill Petroleum explotó las capacidades de
comando a distancia del servicio espWatcher para
detectar bombas con estranguladores dañados y
modificar las prácticas operativas que inadverti-
damente perturbaban el rendimiento. El sistema
espWatcher y la tecnología asociada al mismo
ayudaron a Signal Hill a incrementar la produc-
ción de los pozos de su Campo Wilmington,
situado en California, EUA, en un 70%.25
Otro tipo de información de producción im-
portante que ayuda a los ingenieros de las
compañías de petróleo y gas a optimizar el ren-
dimiento de los yacimientos es la información
proveniente de los medidores de presión perma-
nentes de fondo de pozo. Estos medidores de
presión proveen un monitoreo continuo y en
tiempo real de la respuesta del yacimiento a la
producción. Un ejemplo de la utilización de
información de presión al minuto corresponde al
Golfo de México, en donde Westport Resources
(ahora Kerr-McGee) poseía un descubrimiento
en el Bloque 316 del área Timbalier Sur.26
El yacimiento está compuesto por areniscas
no consolidadas, altamente sobrepresionadas.
Los programas de terminación de pozos de este
campo contemplan fracturas anchas y cortas para
maximizar la producción y minimizar la presión
diferencial con el fin de prevenir la producción de
arena.27
Dado que la alta presión diferencial pre-
sente en la formación podía fomentar el influjo de
arena, causando la falla prematura del equipo de
fondo de pozo, era importante monitorear y con-
trolar la presión diferencial. Por lo tanto, en el
Pozo A3 se instaló un medidor de presión de
cuarzo permanente por encima de los disparos
(punzados) para monitorear la presión de flujo de
fondo de pozo. Para obtener la presión diferen-
cial, la presión de flujo de fondo de pozo medida
debe compararse con la presión del yacimiento
en la zona vecina al pozo, que no pudo ser medida
pero sí modelada mediante técnicas de simula-
ción de yacimientos.
Cada 15 segundos, los datos eran enviados
desde el medidor de presión permanente de
fondo de pozo hasta una computadora de almace-
namiento temporario en la superficie y luego, vía
satélite, a una terminal terrestre (arriba). El ser-
vicio de supervisión remota en tiempo real
ProductionWatcher proporcionaba el monitoreo
permanente de los datos utilizando gráficas tales
como la ventana segura de presión diferencial de
la producción. Las alarmas automatizadas permi-
tieron al operador maximizar el régimen de
producción, evitando al mismo tiempo el influjo
de arena.
18. Aronsen et al, referencia 17.
19. Spears and Associates, Inc.: “Oilfield Market Report 2005,”
Tulsa, Oklahoma, EUA: 7, http://www.spearsresearch.com/
OMR/OMRMain.htm (Se accedió el 3 de enero de 2006).
20. Theuveny B, Nieten J, Kosmala A, Sagar R, Donovan M y
Cosad C: “Web-Based Hosting of Multiassets and
Multiusers Production Workflows,” artículo de la SPE
91041, presentado en la Conferencia y Exhibición
Técnica Anual de la SPE, Houston, 26 al 29 de
septiembre de 2004.
21. Oberwinkler C y Stundner M: “From Real-Time Data to
Production Optimization,” SPE Production & Facilities 20,
no. 3 (Agosto de 2005): 229–239.
Theuveny B, Kosmala A, Cosad C, Pulido F y Destarac P:
“The Challenge of Federation of Information for
Automated Surveillance of ESPs: Field Examples,”
artículo de la SPE 95129, presentado en la Conferencia
de Ingeniería de Petróleo de Latinoamérica y del Caribe
de la SPE, Río de Janeiro, 20 al 23 de junio de 2005.
22. Theuveny et al, referencia 20.
23. Theuveny et al, referencia 20.
24. . Bates R, Cosad C, Fielder L, Kosmala A, Hudson S,
Romero G y Shanmugam V: “Examinando los pozos
productores: Supervisión de los sistemas ESP,”
Oilfield Review 16, no 2 (Otoño de 2004): 19–29.
25. Bates et al, referencia 24.
26. Corbett C: “Advances in Real-Time Simulation,” The
Leading Edge 23, no. 8 (Agosto de 2004): 802–803, 807.
Bradford RN, Parker M, Corbett C, Proano E, Heim RN,
Isakson C y Paddock D: “Construction of Geologic
Models for Analysis of Real-Time Incidental Transients in
a Full-Field Simulation Model,” presentado en la
Conferencia y Exhibición Internacional de la AAPG,
Cancún, México, 26 de octubre de 2004.
27. Presión diferencial es la diferencia entre la presión del
yacimiento y la presión de flujo de fondo de pozo, justo
en el interior del pozo.
Medidor de
presión de
fondo de
pozo
Almacenamiento
temporario en el
equipo de perforación
Transmisión
satelital
Control de calidad y
almacenamiento de datos
Actualización
del modelo
de simulación
> Flujo de transmisión de datos ProductionWatcher. Los datos se envían desde el medidor de presión permanente hacia la superficie, donde se almacenan en
forma temporal en el disco duro de una computadora del equipo de perforación. Desde allí, los datos son transmitidos vía satélite al Centro de Manejo de
Datos de Schlumberger, donde se editan, verifican y transmiten, a través de un portal seguro en la Red, a las computadoras personales de los usuarios
autorizados. El equipo de ingeniería actualiza el modelo de simulación con la frecuencia necesaria; normalmente una vez por semana después de estabili-
zada la producción, y con mucha más frecuencia durante las primeras etapas de la vida productiva del yacimiento.

Los medidores de presión permanentes tam-
bién pueden capturar otros datos tales como las
presiones transitorias. Las perturbaciones produ-
cidas en el flujo de producción crean presiones
transitorias que alcanzan un límite o una barrera
de permeabilidad en el yacimiento y retornan al
pozo, donde son registradas por el medidor de
presión. Esta información puede utilizarse para
restringir y actualizar las interpretaciones del
alcance del yacimiento. En este caso, los datos
de presiones transitorias transmitidos desde el
medidor de presión permanente de fondo del
Pozo A3 se incorporaron nuevamente en el
modelo de simulación del yacimiento. El modelo
de yacimiento actualizado se entregó al cliente a
los pocos días de la perforación. Este modelo
indicó una extensión del yacimiento no antici-
pada que podía explotarse desviando la
trayectoria del Pozo A3 con el equipo de perfora-
ción que aún se encontraba en la localización. En
comparación con la producción proveniente del
Pozo A3 principal, el pozo de re-entrada produjo
un mejoramiento sustancial de la recuperación.
Servicios de especialistas en
operaciones de producción
Algunas compañías están comenzando a crear
valor a través de la oferta de servicios de espe-
cialistas en operaciones de producción en una
localización, en forma similar a los centros de
operaciones de perforación analizados previa-
mente. Por ejemplo, ConocoPhillips en Noruega
está generando importantes ahorros a través de
su centro de perforación terrestre y está ex-
tendiendo el concepto con un centro de
producción en tierra, recientemente inaugurado.28
14 Oilfield Review
> Supervisión de la producción en el Centro de Excelencia en Producción (PCoE). En uno de los pozos, la reducción de la presión de admisión de la bomba
(izquierda) disparó una alarma amarilla espWatcher, alertando al personal acerca de un problema de producción. El análisis de presiones transitorias se
efectuó mediante el ajuste de la gráfica de diagnóstico con curvas tipo (parte central superior) y a través de la simulación de la presión (parte central inferior).
Los resultados de estas interpretaciones indican una permeabilidad de 197 mD y un incremento del factor de daño en la zona vecina al pozo, de 2.2 a 4.0. El
régimen de producción aumentó después de la estimulación (derecha) y finalmente se estabilizó en 550 bbl/d.
600
Presión,lpc
800
1,000
1,200
400
200
0
3/14/04 5/13/04 7/12/04 9/10/04
Fecha
Tiempo, h
101 100 1,000 10,000
Diferenciadepresión,lpc,yderivada
deladiferenciadepresión
0.1
1
10
100 Diferencia de presión medida
Derivada de la diferencia de presión medida
Diferencia de presión modelada
Derivada de la diferencia de presión modelada
Tiempo, h
1,000 2,0000
Presión,lpc
Tasa de flujo = 474 bbl/d en condiciones de tanque
0
400
600
800
1,000
1,200
1,400
Presiones medidas
Presiones modeladas
Tasa de flujo
3/4/04
Fecha
Producción,bbl/d
200
100
0
300
400
500
600
700
4/23/04 6/12/04 8/1/04 9/20/04 11/9/04
Estimulación realizada

Shell construyó su Centro de Manejo de Opera-
ciones de Producción en Nueva Orleáns para
monitorear la producción proveniente de todas
las operaciones del Golfo de México.29
Con características similares, Schlumberger
abrió el primer Centro de Excelencia en Produc-
ción (PCoE) en Oklahoma City, Oklahoma, EUA,
en el año 2005. El centro PCoE ayudará a las com-
pañías operadoras a mejorar sustancialmente la
forma en que operan sus negocios mediante la
entrega de soporte para la tecnología en tiempo
real y la provisión de servicios de supervisión,
diagnóstico y optimización de pozos productores
de todo el mundo. Los especialistas del centro se
concentran en tres actividades principales relati-
vas a los servicios de producción:
• supervisión y optimización de pozos y campos
petroleros con sistemas de levantamiento arti-
ficial
• optimización de los métodos de estimulación
en todo el campo, con potencial para la super-
visión en tiempo real
• pruebas de producción, análisis avanzado de
presiones transitorias, química de fluidos, ini-
cio de la producción de pozos y asignación de
la producción.
Los ingenieros de PCoE trabajaron reciente-
mente con una compañía petrolera de Texas
Oeste y Oklahoma central que posee más de 200
pozos bajo supervisión mediante el sistema esp-
Watcher. En uno de sus pozos, la reducción de la
presión de admisión disparó una alarma amarilla,
alertando al ingeniero de supervisión acerca del
desempeño potencialmente deficiente de un pozo
(página anterior). El análisis de tendencias de los
datos indicó una reducción del régimen de flujo y
de la presión de admisión, manteniéndose cons-
tante el resto de los parámetros. Para evaluar el
potencial del yacimiento, se examinó la respuesta
de la presión de admisión y se identificaron dos
eventos transitorios en la respuesta de la presión
registrada con el tiempo. Se examinaron ambos
eventos y se llevó a cabo la interpretación de las
presiones transitorias. El análisis indicó una
permeabilidad de 197 mD y un incremento del
factor de daño en la zona vecina al pozo de 2.2 a
4.0, que provocó una caída de presión de 350 lpc
[2.4 MPa].
Utilizando un software de modelado de la
producción, se validó el modelo derivado del
análisis de presiones transitorias y se pudo pre-
decir qué producción se obtendría si se
eliminaba el efecto de daño mecánico en la zona
vecina al pozo mediante estimulación. Este aná-
lisis demostró que la producción podía
incrementarse de 450 a 640 bbl/d [72 a 102 m3/d].
Después de la estimulación, se reinstaló la
bomba y se volvió a poner en producción el pozo,
lo que condujo a un régimen de producción esta-
bilizado de 550 bbl/d [87 m3/d], a una presión de
admisión mucho más alta.
Adopción de prácticas de
manejo de activos oportunas
Algunas compañías, o sus unidades operativas,
han adoptado prácticas de manejo de activos en
tiempo real agresivas; sin embargo, otras se man-
tienen cautelosas. Estas diferencias en lo que
respecta a aceptación son habituales en cual-
quier industria cuando se introducen nuevas
tecnologías.
Algunos de los obstáculos que dificultan la
adopción de prácticas de manejo de activos en
tiempo real son específicos y evidentes y están
relacionados con la TI y los datos. La infraestruc-
tura de TI, si no está normalizada, resulta costosa
de construir, modificar y soportar. Para ser utiliza-
dos en forma eficaz, los volúmenes masivos de
datos requieren procesos de normalización, con-
trol de calidad y análisis automatizados.
Los demás factores inhibitorios son quizás
más generales y menos obvios. En su reciente
informe sobre tecnología en tiempo real, CERA
observó que la adopción de las prácticas en
tiempo real está siendo aplazada por tres fac-
tores: el amplio rango operacional que las
compañías están intentando abordar, los proce-
sos de trabajo y las estructuras mentales
operacionales profundamente arraigados y los
temas relacionados con la integración técnica e
institucional.30
Para acelerar la adopción de nuevas tecnolo-
gías, el informe de CERA propone cuatro pasos:
publicitar el caso de negocio, fomentar los
esfuerzos ínter industriales, comprometer a los
niveles directivos superiores y minimizar las per-
turbaciones operacionales a través de la
modificación de las prácticas de trabajo y la
trascendencia de los objetivos a corto plazo para
maximizar los beneficios potenciales.
El campo petrolero del futuro sacará prove-
cho de los avances técnicos en tiempo real y de
las secuencias de tareas eficientes para optimi-
zar continuamente su desempeño. A medida que
este concepto se vuelva realidad en más campos,
la industria y los consumidores podrán gozar de
más eficiencia y mayor recuperación final a
menor costo. –LS
28. Referencia 9.
29. Henderson G y Kapteijn P: “Smarter Business,” Offshore
Engineer (14 de marzo de 2005), http://www.oilonline.com/
news/features/oe/20050314.Smarter_.17395.asp (Se
accedió el 4 de enero de 2006).
30. Cambridge Energy Research Associates, referencia 2.

16 Oilfield Review
Revisión de los
yacimientos de gas condensado
Li Fan
College Station, Texas, EUA
Billy W. Harris
Wagner & Brown, Ltd.
Midland, Texas
A. (Jamal) Jamaluddin
Rosharon, Texas
Jairam Kamath
Chevron Energy Technology Company
San Ramon, California, EUA
Robert Mott
Consultor Independiente
Dorchester, Reino Unido
Gary A. Pope
Universidad de Texas
Austin, Texas
Alexander Shandrygin
Moscú, Rusia
Curtis Hays Whitson
Universidad Noruega de Ciencia y
Tecnología y PERA, A/S
Trondheim, Noruega
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Syed Ali, Chevron, Houston; y a Jerome
Maniere, Moscú.
ECLIPSE 300, LFA (Analizador de Fluidos para la herramienta
MDT), MDT (Probador Modular de la Dinámica de la
Formación) y PVT Express son marcas de Schlumberger.
CHEARS es una marca de Chevron. Teflón es una marca de
E.I. du Pont de Nemours and Company.
¿Cómo optimiza una compañía el desarrollo de un campo de gas condensado, cuando
el proceso de explotación deja valiosos fluidos líquidos en un yacimiento y la forma-
ción de un bloque de condensado puede provocar la pérdida de la productividad del
pozo? Los campos de gas condensado presentan este desafío. El primer paso para
enfrentar este reto consiste en conocer los fluidos y cómo fluyen en el yacimiento.
Un yacimiento de gas condensado puede obs-
truirse con sus componentes más valiosos. La
saturación del líquido condensado puede incre-
mentarse en la región vecina al pozo como con-
secuencia de la caída de presión por debajo del
punto de rocío, restringiendo en última instancia
el flujo de gas. La restricción en la zona vecina al
pozo puede reducir la productividad de un pozo
en un factor de dos o más.
Este fenómeno, conocido como formación de
bloque o banco de condensado, es el resultado de
una combinación de factores, incluyendo las pro-
piedades de las fases de fluidos, las características
del flujo de la formación y las presiones existentes
en la formación y en el pozo. Si estos factores no se
comprenden en las primeras instancias del desa-
rrollo de un campo petrolero, tarde o temprano el
rendimiento de la producción se verá afectado.
Por ejemplo, la productividad de los pozos del
Campo Arun, situado en Sumatra del Norte,
Indonesia, declinó significativamente unos 10
años después de que comenzara la producción.
Se trataba de un problema serio, ya que la pro-
ductividad de los pozos resultaba crítica para
satisfacer las obligaciones contractuales de
entrega de gas. Los estudios de pozos, incluyendo
las pruebas de presiones transitorias, indicaron
que la pérdida era causada por la acumulación
de condensado cerca del pozo.1
El Campo Arun es uno de los tantos yaci-
mientos de gas condensado gigantes que en con-
junto contienen un recurso global significativo.
El Campo Shtokmanovskoye, situado en el Mar
de Barents en Rusia, el Campo Karachaganak en
Kazajstán, el Campo Norte en Qatar que se con-
vierte en el Campo Sur Pars en Irán, y el Campo
Cupiagua en Colombia, son otros de los grandes
recursos de gas condensado que existen en el
mundo.2
Este artículo analiza la combinación de la ter-
modinámica de los fluidos y la física de las rocas,
que resulta en la segregación de condensado y en
la formación de bloques de condensado. Se exa-
minan las implicancias para la producción y los
métodos de manejo de los efectos de la segrega-
ción de condensado, incluyendo el modelado de
yacimientos, para pronosticar el desempeño de
los campos petroleros. Algunos ejemplos de
Rusia, EUA y el Mar del Norte describen las prác-
ticas y los resultados de campo.
Formación de gotas de rocío
Un gas condensado es un fluido monofásico en
condiciones de yacimiento originales. Está com-
puesto principalmente de metano [C1] y de otros
hidrocarburos de cadena corta, pero también
contiene hidrocarburos de cadena larga, denomi-
nados fracciones pesadas. Bajo ciertas condicio-
nes de temperatura y presión, este fluido se sepa-
rará en dos fases, una fase gaseosa y una fase
líquida, lo que se conoce como condensado retró-
grado.3
1. Afidick D, Kaczorowski NJ y Bette S: “Production
Performance of a Retrograde Gas Reservoir: A Case
Study of the Arun Field,” artículo de la SPE 28749,
presentado en la Conferencia de Petróleo y Gas del
Pacífico Asiático de la SPE, Melbourne, 7 al 10 de
noviembre de 1984.
2. Para ver un ejemplo del Campo Karachaganak, consulte:
Elliott S, Hsu HH, O’Hearn T, Sylvester IF y Vercesi R: “The
Giant Karachaganak Field, Unlocking Its Potential,”
Oilfield Review 10, no. 3 (Otoño de 1998): 16–25.
3. Los fluidos de gas condensado se denominan
retrógrados porque su comportamiento puede ser la
inversa de los fluidos que comprenden componentes
puros. A medida que la presión de yacimiento declina y
atraviesa el punto de rocío, se forma líquido y el volumen
de la fase líquida aumenta con la caída de la presión. El
sistema alcanza un punto en un condensado retrógrado
en el que, conforme la presión continúa declinando, el
líquido se re-evapora.
4. La inyección de fluidos fríos o calientes puede modificar
la temperatura del yacimiento; sin embargo, esto
raramente ocurre cerca de los pozos de producción. El
factor dominante para el comportamiento de los fluidos
en el yacimiento es el cambio de presión. Como se
analizará más adelante, esto no sucede una vez que el
fluido es producido dentro del pozo.

Temperatura
Presión
Condición inicial
del yacimiento
Punto crítico
Condición del separador
Cricondenterma
Región bifásica
60%
70%
80%
90%
100% vapor
Líneadel
punto de burbujeo
Línea de
lpuntoderocío
> Diagrama de fases de un sistema de gas condensado. Esta gráfica de la
relación presión-volumen-temperatura (PVT) indica el comportamiento mo-
nofásico fuera de la región bifásica, que está limitada por las líneas corres-
pondientes al punto de burbujeo y al punto de rocío. Todas las líneas de
saturación de fase constante (líneas de guiones) convergen en el punto
crítico. Los números indican la saturación de la fase vapor. En un yacimien-
to de gas condensado, la condición inicial del yacimiento se encuentra en
el área monofásica, a la derecha del punto crítico. Conforme declina la pre-
sión del yacimiento, el fluido atraviesa el punto de rocío y una fase líquida
se separa del gas. El porcentaje de vapor disminuye, pero puede aumentar
nuevamente con la declinación continua de la presión. La cricondenterma
es la temperatura máxima a la cual pueden coexistir dos fases. Los sepa-
radores de superficie habitualmente operan en condiciones de baja presión
y baja temperatura.
Durante el proceso de producción del yaci-
miento, la temperatura de formación normalmen-
te no cambia, pero la presión se reduce.4
Las
mayores caídas de presión tienen lugar cerca de
los pozos productores. Cuando la presión de un
yacimiento de gas condensado se reduce hasta un
cierto punto, denominado presión de saturación o
presión del punto de rocío, una fase líquida rica
en fracciones pesadas se separa de la solución; la
fase gaseosa muestra una leve disminución de las
fracciones pesadas (derecha). La reducción con-
tinua de la presión incrementa la fase líquida
hasta que alcanza un volumen máximo; luego el
volumen de líquido se reduce. Este comporta-
miento se puede mostrar en un diagrama de la
relación presión-volumen-temperatura (PVT).
El volumen de la fase líquida presente depen-
de no sólo de la presión y la temperatura, sino tam-
bién de la composición del fluido. Un gas seco, por
definición, tiene insuficientes componentes pesa-
dos como para generar líquidos en el yacimiento
aunque se produzca una gran caída de presión
cerca del pozo. Un gas condensado pobre genera
un volumen pequeño de fase líquida—menos de
561 m3 por millón de m3 [100 bbl por millón de
pies3] —y un gas condensado rico genera un volu-
men de líquido más grande, generalmente supe-

rior a 842 m3 por millón de m3 [150 bbl por millón
de pies3] (arriba).5
No existen límites establecidos
en las definiciones de pobre y rico, y descripciones
adicionales—tales como muy pobre—también se
aplican, de modo que estas cifras deben tomarse
como meros indicadores de rangos.
La determinación de las propiedades de los
fluidos puede ser importante en cualquier yaci-
miento, pero desempeña un rol particularmente
vital en los yacimientos de gas condensado. Por
ejemplo, la relación gas/condensado juega un
papel importante en lo que respecta a la estima-
ción del potencial de ventas tanto de gas como de
líquido, necesarias para dimensionar las instala-
ciones de procesamiento de superficie. La canti-
dad de líquido que puede encontrarse inmovili-
zado en un campo, también es un aspecto econó-
mico esencial. Éstas y otras consideraciones,
tales como la necesidad de contar con tecnologí-
as de levantamiento artificial y estimulación de
pozos, dependen de la extracción precisa de
muestras de fluido. Los errores pequeños produ-
cidos en el proceso de toma de muestras, tales
como la recolección de un volumen de líquido
incorrecto, pueden traducirse en errores signifi-
cativos en el comportamiento medido, de modo
que la extracción de muestras debe hacerse con
sumo cuidado (véase “Extracción de muestras
para la determinación de las propiedades de los
fluidos,” próxima página).
Una vez que los fluidos del yacimiento ingre-
san en un pozo, tanto las condiciones de tempera-
tura como las condiciones de presión pueden
variar. El líquido condensado puede producirse
dentro del pozo; sin embargo, también puede acu-
mularse en el fondo como resultado de los cam-
bios producidos en las condiciones imperantes en
el pozo. Si el gas no tiene suficiente energía como
para transportar el líquido a la superficie, se pro-
duce la carga o retorno del líquido en el pozo por-
que el líquido es más denso que la fase gaseosa
que viaja con él. Si el líquido retorna por el pozo,
el porcentaje de líquido aumentará pudiendo
finalmente restringir la producción. Es de hacer
notar que las tecnologías de levantamiento artifi-
cial por gas y bombeo que se utilizan para contra-
rrestar este comportamiento no se abordarán en
este artículo.6
18 Oilfield Review
Condensacióndellíquido,%
Presión, lpc
1,0000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000
0
5
10
15
20
25
Gas condensado pobre
Gas condensado rico
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0
Gas condensado rico
Ppromedio/Ppunto de rocío
Relacióndeproductividad,J/Jo
Punto
crítico
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
150 200 250 300 350 400 450 500 550 600
Temperatura, K
Temperatura del yacimiento
98.5%
99%
99.5%
Presión,lpc
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
1000 200 300 400 500 600 700 800 900
Temperatura, K
Presión,lpc
Punto
crítico
Temperatura del yacimiento
75%
80%
85%
90%
95%
Gas condensado rico
5. En este artículo, los volúmenes de gas se dan en las
condiciones que se consideran estándar en el punto de
medición, lo que no sucede alrededor del pozo. Las
conversiones entre unidades métricas y unidades de
campos petroleros son volumétricas.
6. Para obtener más información sobre sistemas de
levantamiento artificial, consulte: Fleshman R, Harryson y
Lekic O: “Artificial Lift for High-Volume Production,”
Oilfield Review 11, no. 1 (Primavera de 1999): 48–63.
> Ejemplos del comportamiento del gas condensado rico y pobre. Cuando la presión disminuye a la temperatura del yacimiento, un gas rico (extremo su-
perior izquierdo) forma un porcentaje superior de líquido que un gas pobre (extremo superior derecho). El gas rico produce la condensación de más con-
densado que el gas pobre (extremo inferior izquierdo). La curva de condensación de líquido se traza asumiendo que las dos fases permanecen en
contacto entre sí. No obstante, en un yacimiento se produce la fase de gas móvil; la saturación del líquido en la región vecina al pozo aumenta hasta que
también se vuelve móvil. Como resultado, la formación de un bloque de condensado puede afectar finalmente a las formaciones que contienen tanto gas
pobre como gas rico y el índice de productividad del pozo normalizado (J/J0) de ambos puede verse severamente impactado (extremo inferior derecho).

La composición de los fluidos se determina
obteniendo una muestra representativa de
fluido de yacimiento. Las muestras de super-
ficie pueden obtenerse en forma relativamente
fácil a través de la recolección de muestras de
líquido y gas desde separadores de prueba o
de producción. Luego, las muestras se recom-
binan en un laboratorio. Sin embargo, el
resultado puede ser no representativo de las
condiciones del yacimiento, particularmente
cuando se extraen muestras de un yacimiento
de gas condensado. La recombinación de
muestras de gas y líquido en una relación
incorrecta, cambios en las condiciones de
producción existentes antes o durante la
extracción de las muestras, y la mezcla de
fluidos de zonas con diferentes propiedades,
son algunos ejemplos de problemas potencia-
les. Si el contenido de líquido es bajo cuando
se toman las muestras de superficie, una
pequeña pérdida del líquido en los tubulares
o en los separadores de producción podría
hacer que la muestra de condensado resulta-
ra no representativa del fluido de formación.
Las muestras de fluidos de los yacimientos
de gas condensado también pueden tomarse
en el fondo del pozo. Esto resulta práctico y
conveniente si la presión de flujo del pozo es
superior a la presión del punto de rocío; sin
embargo, en general no se recomienda si la
presión, en cualquier punto de la tubería de
producción, es menor que la presión del punto
de rocío. En esa condición, el flujo en el pozo
es bifásico. Cualquier líquido que se forme en
la tubería de producción durante o antes del
proceso de extracción de muestras puede se-
gregarse en el extremo inferior de la sarta de
producción—donde un tomador de muestras
de fondo de pozo recoge los fluidos—lo que
puede conducir a una muestra no representa-
tiva con demasiados componentes más pesados.
Los probadores de formación operados con
cable han mejorado significativamente en la
última década. El Probador Modular de la
Dinámica de la Formación MDT recolecta los
fluidos insertando una probeta en las paredes
de un pozo sin entubar y extrayendo los fluidos
de una formación.1 El Analizador de Fluidos
Vivos LFA de la herramienta mide la limpieza
de la contaminación producida por los fluidos
de perforación a base de aceite o por los
fluidos de terminación de pozos, minimizando
el tiempo de espera y asegurando la calidad de
las muestras.2 El detector LFA proporciona
además una indicación de la cantidad de
metano, de otros componentes livianos y de
líquidos. A partir de estos datos, la relación
metano/líquido provee una medida de la
relación gas/condensado; consideración
importante para la evaluación económica
inicial de un área prospectiva. El análisis
también puede mostrar zonas con diferentes
composiciones o gradientes composicionales.
Los datos medidos con la herramienta MDT
se transmiten a la superficie de inmediato,
para poder tomar decisiones relacionadas con
la extracción de muestras en base al conoci-
miento de la composición aproximada y la
presión del yacimiento, otro parámetro medido.
En cada profundidad de prueba deseada es po-
sible tomar muestras de fluido antes de despla-
zarse a otro punto de prueba de fondo de pozo.
En lo que respecta al gas condensado que
se encuentra a presiones superiores al punto
de rocío en el yacimiento, es importante
recolectar y conservar el fluido en estado
monofásico. Si la presión del fluido cae por
debajo del punto de rocío, puede llevar mucho
tiempo recombinar la muestra. Peor aún,
algunos cambios que se producen en una
muestra durante su traslado a la superficie
pueden ser irreversibles. Con evidencias
acerca de cuándo un fluido atraviesa su punto
de rocío, la medición LFA puede indicar
cuándo la caída de presión es demasiado
grande y debiera reducirse antes de la
extracción de las muestras, a fin de mantener
la presión por encima del punto de rocío.
Una muestra obtenida en estado monofásico
debe mantenerse en dicho estado cuando se la
lleva a la superficie. Para ello se dispone de
botellas de muestreo MDT especiales. Una
botella monofásica utiliza un colchón de
nitrógeno para incrementar la presión en el
fluido muestreado.3 La muestra se enfría
cuando se la lleva a la superficie, pero el
colchón de nitrógeno de la muestra mantiene
su presión por encima del punto de rocío.
En la mayoría de los casos, el servicio de
análisis de fluidos en la localización del pozo
PVT Express puede proveer datos de las
propiedades de los fluidos en el sitio del pozo
en unas 24 horas, lo que ahorra las semanas o
meses que demanda la obtención de resultados
en un laboratorio.4 Los sistemas PVT Express
pueden medir la relación gas/líquido, la
presión de saturación—presión del punto de
burbujeo o presión del punto de rocío—la
composición hasta C30+, la densidad del fluido
del yacimiento, la viscosidad y la contamina-
ción producida por el lodo a base de aceite.5
Estas mediciones son críticas porque una
compañía operadora puede utilizarlas en forma
inmediata para tomar la decisión de terminar o
probar un pozo. La ejecución rápida resulta
crucial si se perfora un pozo de exploración o
de desarrollo con un costoso equipo de
perforación marino. Más adelante se pueden
obtener análisis más completos evaluando
muestras enviadas a un laboratorio.
Con el conocimiento básico del lugar y la
forma en que el condensado se separa de la
fase gaseosa, los ingenieros pueden concebir
formas de optimizar la producción de gas y
condensado.
Extracción de muestras para la determinación de las propiedades de los fluidos
1. Andrews RJ, Beck G, Castelijns K, Chen A, Cribbs ME,
Fadnes FH, Irvine-Fortescue J, Williams S, Hashem M,
Jamaluddin A, Kurkjian A, Sass B, Mullins OC, Rylander
E y Van Dusen A: “Cuantificación de la contaminación
utilizando el color del crudo y del condensado,”
Oilfield Review 13, no. 3 (Invierno de 2001/2002): 24–43.
2. Betancourt S, Fujisawa G, Mullins OC, Carnegie A,
Dong C, Kurkjian A, Eriksen KO, Haggag M, Jaramillo
AR y Terabayashi H: “Análisis de hidrocarburos en el
pozo,” Oilfield Review 15, no. 3 (Invierno de 2003/2004):
60–69.
3. Jamaluddin AKM, Ross B, Calder D, Brown J y Hashem
M: “Single-Phase Bottomhole Sampling Technology,”
Journal of Canadian Petroleum Technology 41, no. 7
(Julio de 2002): 25–30.
4. Jamaluddin AKM, Dong C, Hermans P, Khan IA,
Carnegie A, Mullins OC, Kurkjian A, Fujisawa G,
Nighswander J y Babajan S: “Real-Time and On-Site
Reservoir Fluid Characterisation Using Spectral
Analysis and PVT Express,” Australian Petroleum
Production & Exploration Association Journal (2004):
605–616.
5. La nomenclatura “composición hasta C30+” indica que
los compuestos que poseen hasta 29 átomos de
carbono son diferenciados por separado, combinándose
el resto en una fracción indicada como C30+.

Slb

Recomendados

Recomendados

Más contenido relacionado

La actualidad más candente

La actualidad más candente (20)

Destacado

Destacado (8)

Similar a Slb

Similar a Slb (20)

Más de belubel83

Más de belubel83 (20)

Último

Último (20)

Slb