El potencial petrolero del Ártico: Desafíos y soluciones

Transcripción

1 El potencial petrolero del Ártico: Desafíos y soluciones Si bien el petróleo y el gas del Ártico fueron los objetivos de E&P durante varias décadas, el potencial petrolero de esta región está muy lejos de haber sido explotado por completo. El ambiente del Ártico es frágil, las condiciones climáticas son rigurosas y la temporada operativa es corta. El éxito en esta área remota dependerá de la selección correcta de las tecnologías existentes y del desarrollo de tecnologías innovadoras y más eficientes. Andrew Bishop Gatwick, Inglaterra Chad Bremner Stavanger, Noruega Andreas Laake Claudio Strobbia El Cairo, Egipto Patrick Parno Anchorage, Alaska, EUA Geir Utskot Calgary, Alberta, Canadá Traducción del artículo publicado en Oilfield Review, Invierno 2010/2011: 22, no. 4. Copyright 2011 Schlumberger. Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Yuliya Ekgardt, Gazprom dobycha Yamburg LLC, Novy Urengoy, Rusia; Hannes Grobe, Instituto Alfred Wegener de Investigaciones Polares y Marinas, Bremerhaven, Alemania; Patrick McGinn, ExxonMobil, Houston; Jeffrey Philipp, Yellowknife, Territorios del Noroeste, Canadá; Steve Rinehart, BP Alaska, Anchorage; Betty Tsang, Calgary; y Alexander Zarkhidze, El Cairo. ARCTICSET, CleanGEL, DAD, FracCAT, GelSTREAK, PCM, PetroMod, PodSTREAK, Q-Land, UniQ, VDA e YF son marcas de Schlumberger. 1. División de Petróleo y Gas del Departamento de Recursos Naturales de Alaska: Alaska Department of Natural Resources Division of Oil and Gas 2006 Annual Report, (Mayo de 2006), oil/products/publications/annual/2006_annual_ report/0.5_introduction_2006.pdf (Se accedió el 19 de agosto de 2010). 2. BP: Prudhoe Bay Fact Sheet, (Agosto de 2006), STAGING/local_assets/downloads/a/A03_prudhoe_bay_ fact_sheet.pdf (Se accedió el 29 de junio de 2010). 3. En este artículo, los nombres de las compañías se indican como existían en el momento pertinente. British Petroleum se convirtió en BP, ARCO fue adquirida por BP, y Standard Oil Company de Nueva Jersey pasó a ser Exxon, que ahora forma parte de ExxonMobil. La región ártica ha despertado interés desde antaño, interés que trasciende la mera curiosidad respecto de lo desconocido. Los animales de las costas del ártico fueron las primeras atracciones que tentaron a los pueblos de otras regiones a adentrarse en estas aguas gélidas y en estas regiones congeladas. Los tesoros legendarios escondidos en las remotas tierras asiáticas, y la extensa, ardua y a menudo peligrosa ruta de los mares del sur que debía recorrerse para obtenerlos llevaron a los viajantes europeos a soñar con caminos alternativos y volcar la mirada hacia el norte. A principios del siglo XVI, los exploradores comenzaron a buscar el Paso del Noroeste hacia el Océano Pacífico, a lo largo de la costa septentrional de América del Norte, y la Ruta del Mar del Norte, que discurría por la costa septentrional de Eurasia, a menudo guiados por las nociones fantásticas de la geografía de la región (próxima página). A fines del siglo XIX, la exploración de estos territorios septentrionales alcanzó su latitud máxima: el Polo Norte. Todas estas aventuras y descubrimientos de gran envergadura posibilitaron la ejecución de emprendimientos científicos y comerciales. La era del petróleo estaba cerca y los exploracionistas trasladaron su interés a las zonas aún más remotas, en busca de lo que hoy se considera uno de los más grandes tesoros del Ártico: las reservas de hidrocarburos. Este artículo examina los primeros descubrimientos de hidrocarburos del Ártico y describe las estimaciones de sus reservas de petróleo y gas obtenidas recientemente. Las dificultades asociadas con la exploración, el desarrollo y la producción de hidrocarburos en el Ártico son similares a las de los climas subárticos y otros climas extremadamente fríos; este artículo analiza además las soluciones existentes y las tecnologías innovadoras creadas para abordar estos desafíos. Los primeros descubrimientos El Ártico es definido de diversas formas en la industria de E&P. Su definición geográfica cubre los territorios del norte del Círculo Polar Ártico, en latitudes de más de 66 33'44" N. Otras definiciones abarcan toda región con condiciones semejantes a las del Ártico, tales como un clima especialmente frío o con permafrost (pergelisol), hielo flotante y témpanos. Estas definiciones extendidas comprenden vastas áreas tales como Siberia Occidental y Sajalín, en Rusia; el norte de Canadá; y Alaska, en EUA con ricas historias de exploración y producción de hidrocarburos. Los Inuit o esquimales de Alaska sabían acerca de la presencia de afloramientos de petróleo en la planicie costera del Ártico. El dominio ruso sobre el territorio de Alaska duró hasta el año 1867, y los pobladores rusos fueron los primeros habitantes occidentales en reportar la presencia de rastros de petróleo en la Península de Alaska. 1 El período comprendido entre fines del siglo XIX y comienzos del XX fue testigo de las primeras campañas exitosas de exploración y producción llevadas a cabo en Alaska, pero los primeros campos comerciales importantes de petróleo y gas del territorio fueron descubiertos recién a fines de la década de No obstante, todos estos éxitos se registraron en el sur de Alaska. El descubrimiento del primer campo real de hidrocarburos comerciales del Ártico tuvo lugar una década después en Alaska. 36 Oilfield Review

2 > Septentrionalium Terrarum Descriptio Descripción de las Tierras Septentrionales (Norte). Creado en el año 1595 por Gerardus Mercator, este mapa presenta una representación realista del norte de Europa, además de las costas imaginarias de Asia y de América y las tierras misteriosas y fantásticas del Polo Norte y sus adyacencias. El 12 de marzo de 1968, ARCO y Standard Oil Company de Nueva Jersey perforaron un pozo que permitió explotar el campo petrolero más grande de América del Norte y el decimoctavo más grande del mundo: el campo Prudhoe Bay situado en el Talud Norte de Alaska. 2 British Petroleum perforó un pozo de confirmación en Una primera estimación del volumen alojado en el campo fue de millones de m 3 [9 600 millones de bbl] de petróleo recuperable. En base a las estimaciones actuales, de los millones de m 3 [ millones de bbl] de petróleo original en sitio (OOIP), millones de m 3 [ millones de bbl] pueden ser recuperados con las tecnologías existentes. Además, el campo contiene un volumen estimado de 1,3 trillones de m 3 [46 Tpc] de gas natural en sitio en un casquete de gas suprayacente y en solución con el petróleo, de los cuales aproximadamente millones de m 3 [26 Tpc] se clasifican como recuperables. El transporte del petróleo del campo Prudhoe Bay al mercado requería que los operadores resolvieran una diversidad de problemas cuya índole variaba desde climática y tecnológica hasta ambiental y legal. La finalización del Oleoducto Volumen 22, no. 4 37

3 > Oleoducto transalaskiano. Este sistema de líneas de conducción se extiende a lo largo de km [800 millas], desde la costa norte de Alaska hasta la costa sur. El oleoducto de 1,2 m [4 pies] de diámetro es administrado por Alyeska Pipeline Service Company, propiedad de BP Pipelines (Alaska) Inc., ConocoPhillips Transportation Alaska, Inc., ExxonMobil Pipeline Company, Koch Alaska Pipeline Company, LLC y Unocal Pipeline Company. (Fotografía, cortesía de BP plc.) Transalaskiano, que une el campo Prudhoe Bay con el puerto de Valdez en Alaska, y cuya construcción se llevó a cabo entre 1974 y 1977, señaló el comienzo de la producción de petróleo en el campo (arriba). En el Ártico canadiense, al este de Alaska, durante muchos siglos los pueblos indígenas también fueron concientes de la existencia de afloramientos de petróleo e incluso utilizaron brea para sellar las uniones de sus canoas. 4 La presencia de afloramientos de petróleo a lo largo de los márgenes del río Mackenzie fue reportada por primera vez por los habitantes del Oeste en Algunos campos subárticos fueron descubiertos en la década de Pero el primer campo de hidrocarburos puramente ártico de Canadá, descubierto en 1969 por Panarctic Oils, fue el campo de gas Drake Point situado en la isla de Melville en el Archipiélago Ártico Canadiense. El volumen estimado actual de reservas de gas del campo es de millones de m 3 [5,4 Tpc]. En el año 1974, Panarctic Oils descubrió el primer campo petrolero del Ártico de Canadá: el campo Bent Horn en la isla Cameron. Si bien es relativamente > El buque Polarstern en un viaje de investigación científica frente a la costa de Groenlandia Oriental. (Fotografía, copyright de Hannes Grobe, Instituto Alfred Wegener de Investigación Polar y Marina.) pequeño, se trata del único campo petrolero del Ártico de Canadá que tuvo producción comercial. El campo fue abandonado en el año 1997, pero produjo m 3 [2,85 millones de bbl] de petróleo crudo entre 1985 y Hoy en día, el gas natural se considera la reserva hidrocarburífera más prometedora del Ártico de Canadá, y el mayor potencial de gas se espera de la cuenca del delta del río Mackenzie Mar de Beaufort y de las cuencas del Archipiélago del Ártico. El potencial petrolero de Groenlandia un territorio autónomo de Dinamarca, situado al este de Canadá no ha sido explorado extensivamente (abajo, a la izquierda). Gran parte del territorio de Groenlandia se sitúa al norte del Círculo Polar Ártico. Aproximadamente un 80% de la superficie de la isla se encuentra cubierta por el manto de hielo de Groenlandia un cuerpo de hielo que en general posee más de m [6 600 pies] de espesor lo que complica considerablemente las actividades de exploración. Recién a comienzos de la década de 1970, en que se registró un aumento espectacular de los precios del petróleo, se llevaron a cabo los primeros levantamientos sísmicos extensos en el área marina de Groenlandia Occidental, mayormente en el Círculo Polar Ártico. 6 Este período de exploración duró hasta el año 1978, sin que se produjera descubrimiento alguno. Además, en 1976 y 1977 se perforaron cinco pozos exploratorios, que resultaron secos en su totalidad. Las operaciones de exploración se reanudaron a comienzos de la década de 1990 y los primeros afloramientos de petróleo en las aguas de Groenlandia se descubrieron en El pozo Marraat-1, perforado en 1993, demostró una sustancial filtración de petróleo en los núcleos. Desde entonces, se contrató la ejecución de levantamientos sísmicos y aerogeofísicos, y se perforaron algunos pozos marinos y terrestres adicionales. Se han identificado algunas estructuras con potencial hidrocarburífero, observándose afloramientos de petróleo en tierra firme y manchas marinas. 7 Sin embargo, hasta la fecha, no se ha descubierto ningún campo de petróleo o gas de significancia comercial en Groenlandia. 8 Islandia, el vecino de Groenlandia, también podría alojar cierto potencial de petróleo del Ártico. 9 En el año 1981, Islandia y Noruega acordaron una división de la Plataforma Continental en el área que se extiende entre Islandia y la isla de Jan Mayen, y un proyecto conjunto para mapear los recursos submarinos de la dorsal de Jan Mayen. 10 Un levantamiento sísmico realizado en 1985 y los levantamientos subsiguientes identificaron dos áreas en la plataforma islandesa respecto de las cuales se cree que alojan potencial para la acumulación comercial de petróleo y gas. 38 Oilfield Review

4 En el área de Dreki, al este y noreste de Islandia, la corteza continental de gran espesor contiene rocas potencialmente generadoras (rocas madre) de edad Jurásico y Cretácico y es similar, desde el punto de vista geológico, a las cuencas hidrocarburíferas de Noruega y Groenlandia. Gammur, en la plataforma insular norte de Islandia, es una cuenca sedimentaria relativamente moderna de aproximadamente 9 millones de años, en la que se ha reportado la existencia de escapes de gas. 11 Islandia abrió la primera ronda para la concesión de licencias de exploración y producción en el área de Dreki en el año 2009, y la segunda ronda se abre en el año No obstante, los levantamientos existentes consideran baja la probabilidad de descubrimiento de hidrocarburos. Por el contrario, Noruega es uno de los productores y exportadores de petróleo más grandes del mundo. Todas las reservas petroleras de Noruega se encuentran alojadas en tres regiones marinas de su Plataforma Continental: el mar del Norte, el mar de Noruega y el mar de Barents, pero sólo este último posee producción de petróleo del Ártico. La prospección sísmica de la región comenzó a principios de la década de 1970, seguida por operaciones de perforación exploratoria en el año 1980, en que el parlamento noruego permitió la ejecución de actividades de perforación al norte del paralelo 62. En 1984, Statoil descubrió los campos Askeladd, Albatross y Snøhvit, que en conjunto se conocen como el desarrollo de Snøhvit. 12 El desarrollo de Snøhvit es hoy el campo marino de gas más septentrional del mundo, y sus reservas recuperables se estiman en millones de m 3 [6,8 Tpc] de gas natural, 18 millones de m 3 [113 millones de bbl] de condensado y 5,1 millones de toneladas métricas [53 millones de bbl] de líquidos del gas natural. 13 En otros lugares del mar de Barents, las actividades de exploración continúan, y esta región es considerada un área promisoria para la producción de hidrocarburos no sólo por parte de Noruega sino también por parte de Rusia (arriba, a la derecha). El mar de Kara, el mar de Barents y su porción sudeste, el mar de Pechora, son ahora las áreas más exploradas del sector ruso del Ártico. El primer campo marino del sector ruso del Ártico el campo de gas Murmanskoe fue descubierto en 1983 en el mar de Barents. 14 Las reservas recuperables de gas de este campo se estiman en millones de m 3 [4,3 Tpc]. 15 En 1986, se realizó el primer descubrimiento de petróleo marino del sector ruso del Ártico en el campo de petróleo y gas condensado Severo- Gulyaevskoe, cuyas reservas recuperables de petróleo se estiman en 11,4 millones de toneladas métricas [84 millones de bbl]. 16 Hasta la fecha se 90 O CANADÁ Isla de Melville Río Mackenzie Isla de Cameron Kenai Valdez Alaska Gammur Inuvik 75 N Liberty Marraat-1 GROENLANDIA Jan Mayen Drake Point Bent Horn ISLANDIA Dreki > Campos del Ártico (puntos rojos) y otras localizaciones mencionadas en este artículo. 60 N Cordillera de Brooks Bahía de Kugmallit Mar de Chukchi Prudhoe Bay Endicott 4. El patrimonio petrolero de Canadá: Canada's Arctic, historic_dev_canada_arctic.html (Se accedió el 30 de junio de 2010). 5. Drummond KJ: Canada s Discovered Oil and Gas Resources North of 60, Search and Discovery, Artículo (2006), documents/2006/06022drummond/index.htm (Se accedió el 30 de junio de 2010). 6. GHEXIS Greenland Hydrocarbon Exploration Information Service Online: West Greenland Petroleum Geology, Exploration History, ghexis/expl-his.htm (Se accedió el 17 de julio de 2010). 7. Watts M: Petroleum Exploration, presentado en la Conferencia de la Asociación de Industrias de Petróleo y Gas de Terranova y Labrador, St. John s, Terranova y Labrador, Canadá, 16 al 18 de junio de 2010, cairnenergy.com/uploadedfiles/investors/downloads/ Petroleum%20Exploration%20NOIA%20Conference,%20 St%20Johns.pdf (Se accedió el 13 de julio de 2010). 8. El intento más reciente fue realizado por Cairn Energy. Para el 30 de septiembre de 2010, el fin de la temporada de perforación en Groenlandia, Cairn Energy había perforado dos de los cuatro pozos planificados para el área de West Disko, en la bahía de Baffin, Groenlandia Occidental. La compañía halló rastros de hidrocarburos pero no realizó ningún descubrimiento comercial. Webb T: Cairn Energy Fails to Find Enough Oil off the Coast of Greenland, guardian.co.uk (26 de octubre de 2010), cairn-energy-greenland-venture-fails (Se accedió el 13 de diciembre de 2010). 9. La totalidad de la isla principal de Islandia se encuentra al sur del Círculo Polar Ártico; no obstante, Grimsey, una isla pequeña al norte de la isla principal del país, se sitúa en el Círculo Polar Ártico. 10. Jan Mayen, una isla volcánica del Océano Ártico situada entre Groenlandia y el norte de Noruega, forma parte de Noruega. OCÉANO ÁRTICO Rusanovskoe Shtokman Murmanskoe Snøhvit Mar del Norte Mar de Siberia Oriental Círculo Polar Ártico Sajalín Melkøya NORUEGA Hammerfest Mar de Noruega Mar de Laptev Mar de Kara Mar de Barents Mar de Pechora RUSIA Yamburg Tazovskoe 90 E Zapolyarnoe Leningradskoe Prirazlomnoe Severo-Gulyaevskoe Kharyaga Gunnarsson K, Sand M y Gudlaugsson ST: Geology and Hydrocarbon Potential of the Jan Mayen Ridge, Dirección Noruega del Petróleo y Autoridad Nacional de Energía, Islandia, 1989, olia/gunnarsson89.pdf (Se accedió el 20 de diciembre de 2010). 11. Autoridad Nacional de la Energía de Islandia: Oil and Gas Exploration, (Se accedió el 21 de diciembre de 2010). 12. Offshore-technology.com: Snøhvit Gas Field, Barents Sea, Norway, projects/snohvit/ (Se accedió el 14 de julio 2010). 13. Tradicionalmente, en los países que utilizan el sistema métrico, el condensado se mide en toneladas métricas (unidad de masa), en tanto que en EUA se mide en barriles (unidad de volumen). La conversión de una unidad a otra requiere el conocimiento de la densidad. La Administración de Información de Energía de EUA proporciona un factor de conversión aproximado de 10,40 bbl/tonelada métrica, que se utiliza aquí. (Se accedió el 19 de agosto de 2010). 14. Novikov YN y Gazhula SV: Preliminary Results and the Lessons of the Overestimation of the Hydrocarbon Fields Reserves of Undistributed Fund for the Western Arctic Shelf of Russia, presentado en la Cuarta Conferencia Internacional sobre la Plataforma Ártica: Estrategia para el Futuro, en Murmansk, Rusia, 12 al 14 de noviembre de 2008, (Se accedió el 15 de julio de 2010). 15. Khitrov AM, Popova MN, Novikova OV: Resource Base of Russia and Possible Hydrocarbon Transportation Routes During the First Part of the XXI Century, Georesursy Geoenergetika Geopolitika 1, no. 1 (27 de enero de 2010), (en idioma ruso), (Se accedió el 3 de septiembre de 2010). 16. Khitrov et al, referencia 15. Volumen 22, no. 4 39

5 madamente millones de m 3 [7,06 Tpc]. 19 El campo Zapolyarnoe de petróleo, gas y condensado, descubierto en el año 1965, fue el primer campo de petróleo del sector ruso del Ártico. Éste es además el sexto campo de gas más grande del mundo con 2,7 trillones de m 3 [95 Tpc] de gas recuperable. 20 No obstante, en esta región desafiante, el tiempo entre el descubrimiento y la producción a veces puede implicar varias décadas. Si bien fue descubierto hace 45 años, este campo produjo gas por primera vez recién en el año > Un equipo de perforación en el campo Yamburg. El campo fue descubierto en el año 1969 y la producción comenzó en (Fotografía, cortesía de Gazprom dobycha Yamburg LLC.) han descubierto 15 campos de hidrocarburos en los mares de Kara, Barents y Pechora, incluidos tres campos supergigantes, Shtokman, Rusanovskoe y Leningradskoe, pero ninguno se encuentra aún en producción. Está previsto que el campo petrolero Prirazlomnoe, situado en el mar de Pechora, entre en producción en el año Su volumen de reservas recuperables se estima en 58,6 millones de toneladas métricas [430 millones de bbl]. 17 Las regiones marinas situadas más hacia el este en el mar de Laptev, el mar de Siberia Oriental y el mar de Chukchi se encuentran menos exploradas pero son promisorias. Casi todos los campos desarrollados de petróleo y gas de Rusia se encuentran ubicados en tierra firme, y muchos campos importantes, incluidos los 17. Offshore-technology.com: Prirazlomnoe Oilfield Barents Sea, Russia, com/projects/prirazlomnoye/ (Se accedió el 3 de septiembre de 2010). 18. Sandrea R: Equation Aids Early Estimation of Gas Field Production Potential, Oil & Gas Journal 107, no. 6 (9 de febrero de 2009): Tutushkin A: Yamal-Nenets Autonomous District Opens for Foreigners, Kommersant 173 (891) (20 de septiembre de 1995), (en idioma ruso), doc.aspx?docsid= (Se accedió el 7 de septiembre de 2010). 20. Sandrea, referencia Bird KJ, Charpentier RR, Gautier DL, Houseknecht DW, Klett TR, Pitman JK, Moore TE, Schenk CJ, Tennyson ME y Wandrey CJ: Circum-Arctic Resource Appraisal: Estimates of Undiscovered Oil and Gas North of the Arctic Circle, Hoja Informativa del Servicio Geológico de EUA (2008), fs/2008/3049/ (Se accedió el 4 de febrero de 2010). 22. Gautier DL: Results of the US Geological Survey Circum-Arctic Resource Appraisal (Cara), presentado gigantes, se sitúan al norte del Círculo Polar Ártico. Por ejemplo, el campo Yamburg de petróleo y gas condensado es el tercer campo de gas más grande del mundo con un volumen estimado de reservas de 4 trillones de m 3 [141 Tpc] (arriba). 18 Los exploracionistas investigaron esta área remota por primera vez en el año 1943, durante la Segunda Guerra Mundial, en que el país experimentó la necesidad acuciante de disponer de hidrocarburos. Estos esfuerzos fueron suspendidos, y las actividades de exploración se reanudaron recién en el año Descubierto en 1962 cerca del estuario del Taz, en el área norte de Siberia Occidental, el campo gasífero Tazovskoe fue el primer descubrimiento del sector ruso del Ártico. El campo contiene un volumen estimado de reservas de gas de aproxi- en 3P Arctic: La Conferencia y Exhibición sobre el Potencial Petrolero Polar, Moscú, 30 de septiembre al 2 de octubre de Charpentier RR: Uncertainty in USGS Estimates of Undiscovered Arctic Petroleum Resources, presentado en 3P Arctic: La Conferencia y Exhibición sobre el Potencial Petrolero Polar, Moscú, 30 de septiembre al 2 de octubre de Kontorovich AE, Epov MI, Burshtein LM, Kaminskii VD, Kurchikov AR, Malyshev NA, Prischepa OM, Safronov AF, Stupakova AV y Suprunenko OI: Geology and Hydrocarbon Resources of the Continental Shelf in Russian Arctic Seas and the Prospects of Their Development, Russian Geology and Geophysics 51, no. 1 (Enero de 2010): Kontorovich AE, Burshtein LM, Kaminsky V, Kashirtsev VA, Prishchepa OM, Safronov AF, Starosel tsev VS, Stoupakova A, Suprunenko OL y Epov MI: Oil and Gas Resources in Eurasian Offshore Sector of the Arctic Ocean, presentado en 3P Arctic: La Conferencia y Exhibición sobre el Potencial Petrolero Polar, Moscú, 30 de septiembre al 2 de octubre de Estimaciones de las reservas petroleras del Ártico Desde estos primeros descubrimientos realizados en el Ártico, los exploracionistas se han preguntado acerca del volumen de los recursos que aloja y cómo están distribuidos entre las diferentes cuencas y países. Las estimaciones de las reservas del ártico dependen de los valores de los parámetros y de los métodos utilizados, y pueden variar a medida que se dispone de nuevos datos o se aplica otra técnica de evaluación. En el año 2000, el Servicio Geológico de EUA (USGS) estimó que el Ártico, con un 6% de la superficie del mundo, aloja el 25% de las reservas mundiales no descubiertas de petróleo y gas. El USGS obtuvo esta cifra luego de evaluar siete de las cuencas de petróleo y gas más estudiadas. Desde entonces, con datos mejorados y un nivel creciente de interés en el petróleo y el gas del Ártico, la estimación ha sido actualizada. En mayo de 2008, el USGS llevó a cabo una nueva evaluación, la Evaluación de los Recursos del Círculo Polar Ártico (CARA), para la que se utilizó una metodología probabilística de análisis geológico y modelado analógico. 21 El total de recursos hidrocarburíferos convencionales sin descubrir en el Ártico se estima en millones de m 3 [ millones de bbl] de petróleo, 47,3 trillones de m 3 [1 669 Tpc] de gas natural y millones de m 3 [ millones de bbl] de líquidos del gas natural; un total de millones de m 3 [ millones de bbl] de petróleo equivalente (próxima página). Esto constituye aproximadamente el 30% del gas no descubierto y el 13% del petróleo no descubierto en todo el mundo. Por consiguiente, la estimación del USGS del año 2000 ha sido refinada: según la evaluación, los recursos gasíferos sin descubrir se consideran aún mayores, en tanto que los recursos petrolíferos no descubiertos equivalen a la mitad de la estimación anterior. Sin embargo, ninguna de las estimaciones es definitiva para un área tan inexplorada como la del Ártico, y la evaluación CARA suscitó interpretaciones posteriores y críticas. Por un lado, algu- 40 Oilfield Review

6 Recursos del Ártico por descubrir en miles de millones de barriles de petróleo equivalente 60 N Círculo Polar Ártico 72,77 75 N 4,4 22,31 37,28 90 O 10,84 90 E 17,06 135,95 34,71 14,03 61,76 Región del Ártico: Porcentaje de recursos hidrocarburíferos mundiales (USGS 2008) 22% millones de bbl de petróleo equivalente de recursos por descubrir 13% millones de bbl de petróleo 30% Tpc de gas 20% millones de bbl de líquidos del gas natural (NGL) Distribución por tipo de recurso Petróleo NGL Gas natural Distribución por país EUA (Alaska) Canadá Groenlandia Noruega Rusia > Un breve resumen de los resultados de la evaluación CARA El mapa muestra las áreas más promisorias para el descubrimiento de recursos hidrocarburíferos convencionales no descubiertos, o por descubrir (YTF) (extremo superior). La altura de cada columna representa el volumen de recursos YTF (rojo para el gas, verde para el petróleo) en miles de millones de barriles de petróleo equivalente. La base de cada columna se representa aproximadamente en la localización de la cuenca. Las gráficas (extremo inferior) presentan el volumen, tipo y localización de los recursos YTF del Ártico, en comparación con el resto del mundo. Los datos indican que la mayoría de estos recursos corresponden al gas natural de Rusia. nos consideran que los recursos petroleros no descubiertos del Ártico, si bien revisten una importancia crucial para los intereses de los países involucrados, quizás no sean suficientemente voluminosos como para modificar de manera significativa los patrones geográficos actuales de la producción mundial de petróleo. 22 Además, una revisión de los riesgos contemplados por el proyecto CARA, realizada con posterioridad a la evaluación, indicó que las áreas del Ártico, en promedio, tienen menos posibilidades de contener campos grandes. 23 Por otro lado, una evaluación independiente del potencial petrolero y gasífero del sector ruso del Ártico indica que las cuencas del Ártico constituyen en conjunto una de las supercuencas petrolíferas más grandes del mundo. 24 Los científicos calcularon Volumen 22, no. 4 41

7 > El peligro del hielo delgado. Un camión Super-B-Train que transportaba combustible diesel atravesó el cruce de hielo del río Mackenzie cerca de Fort Providence, en los Territorios del Noroeste, en Canadá. El camión pesaba más de kg [ lbm]; es decir, 15 veces más que el límite de carga máximo de kg [8 800 lbm] admitido para el cruce de hielo del río Mackenzie. (Fotografía, cortesía de Jeffrey Philipp, Yellowknife, Territorios del Noroeste, y CBC News, referencia 28.) estimaciones probabilísticas de los recursos hidrocarburíferos de las cuencas sedimentarias de Eurasia, en las plataformas del Océano Ártico, utilizando una relación de tipo regresión estocástica entre los recursos de petróleo inicial en sitio y los recursos de gas inicial en sitio, y la caracterización del relleno de las cuencas sedimentarias, teniendo en cuenta sus edades. Según las estimaciones, en la segunda mitad del siglo XXI, la supercuenca petrolífera del Ártico podría proporcionar a los consumidores recursos energéticos comparables a los de las cuencas del Golfo Pérsico o de Siberia Occidental. 25 Sin embargo, cualesquiera sean las estimaciones específicas, es indudable que las reservas petroleras del Ártico son más que suficientes para atraer la ejecución de actividades de exploración y generar una demanda de servicios de campos petroleros. Las secciones siguientes describen cómo las compañías abordan los desafíos con que se enfrentan a la hora de descubrir y explotar las reservas del Ártico. Logística y medio ambiente Frío! Para muchos, el frío constituye el máximo desafío a la hora de trabajar en el Ártico. De hecho, en las zonas árticas, existe un predominio de temperaturas hostilmente bajas durante una parte considerable del año. Para trabajar en el frío, las compañías deben prever gastos adicionales para la adquisición de un sinfín de suministros, desde indumentaria de trabajo térmica y combustibles y aceites anticongelantes hasta equipos y vehículos especialmente diseñados para tales condiciones climáticas. Sin embargo, el Ártico no es siempre frío; las temperaturas varían de manera significativa según las zonas y la estación del año. En verano, las temperaturas promedio superan los 0 grados en todo el Ártico, con excepción de la cuenca ártica central y el interior de Groenlandia. 26 En las áreas más cálidas, cuando las temperaturas son más agradables para el hombre y adecuadas para el funcionamiento de las máquinas, el suelo > Un vibrador con orugas de caucho. Las pistas de rodamiento anchas, desplegadas con bandas de caucho, producen menos presión sobre el vulnerable suelo ártico y causan menos daño. carece de hielo y nieve y se encuentra descongelado a diversas profundidades. Pero, como consecuencia de ello, la taiga del norte, el bosque-tundra y la tundra se convierten en pantanos prácticamente intransitables durante la estación cálida. 27 Debido a esta geografía casi impenetrable y a la escasa población, la construcción de caminos permanentes se vuelve imposible o antieconómica. La ausencia de caminos es una de las razones por las cuales la temporada operativa para numerosas actividades de exploración terrestre se ve reducida al invierno, siempre y cuando las temperaturas disminuyan significativamente, hasta alcanzar, al menos, 20ºC bajo cero [ 4ºF], para que el suelo se encuentre lo suficientemente congelado como para soportar camiones y equipos de gran peso. Por otra parte, a menudo resulta necesario construir caminos de hielo extrayendo el agua que se encuentra debajo del hielo de ríos y lagos aledaños y volcando el agua sobre la superficie. En los lugares en que es posible, los caminos de hielo se trazan a lo largo de cauces de agua congelados cercanos a los materiales utilizados para la construcción de los caminos: el agua. Existen requerimientos especiales en lo que respecta al grosor y a la resistencia de los caminos de hielo y requisitos de seguridad y de manejo para quienes operan vehículos (arriba, a la izquierda). 28 Además, se construyen puentes de hielo para cruzar ríos y estanques congelados y caminos de hielo marino sobre el mar congelado. Schlumberger utiliza todos estos tipos de caminos de hielo en los Territorios del Noroeste, en Canadá, para conectar su base, ubicada en Inuvik, con sus localizaciones en la cuenca del Delta del Río Mackenzie Mar de Beaufort. Las porciones más australes de la mayoría de los caminos se extienden a lo largo del congelado río Mackenzie y, hacia el norte, existen puentes de hielo por los cuales se cruzan numerosos ríos y lagos. En el camino que une Inuvik con Tuktoyaktuk, el tramo más septentrional es un camino de hielo marino que se extiende a lo largo de la costa de la bahía de Kugmallit del mar de Beaufort. La extrema fragilidad del medio ambiente del Ártico es otro motivo igualmente importante por el cual deben tomarse precauciones en cuanto a los caminos y al transporte. 29 El suelo del Ártico, en especial la tundra, es particularmente vulnerable a los daños. Algunos vestigios de exploraciones sísmicas senderos realizados con perforadoras, vehículos vibradores y registradores pueden permanecer por décadas. 30 Para permitir la continuación de las operaciones sísmicas a lo largo de todo el año, WesternGeco introdujo los primeros vehículos con orugas de caucho que producen 42 Oilfield Review

8 baja presión sobre el terreno en el Talud Norte de Alaska (página anterior, abajo). Estos vehículos poseen pistas de rodamiento anchas, con bandas de caucho, y un nuevo sistema de manejo. En los vehículos que poseen orugas convencionales, al momento de realizar un giro, una de las orugas se bloquea y la otra se mantiene en movimiento. La oruga bloqueada se arrastra por la tierra y, por lo general, ocasiona daños. Con el nuevo sistema de manejo, ambas orugas se mantienen en movimiento durante el giro, pero una de ellas se mueve más rápido que la otra y de esta manera se reduce la posibilidad de daño al suelo. WesternGeco ha adoptado otras medidas para reducir el impacto ambiental. Por ejemplo, debajo de los vehículos que se encuentran estacionados se colocan graseras y materiales sorbentes para evitar la contaminación de la nieve con gotas o derrames de productos a base de hidrocarburos. 25. En particular, se estimó que existe una probabilidad del 90% de que los recursos iniciales de hidrocarburos en sitio del Océano Ártico excedan los millones de toneladas métricas [ millones de bbl] de petróleo equivalente. 26. La temperatura promedio del invierno del Ártico es de 34 C [ 30 F], en tanto que la temperatura promedio del verano del Ártico oscila entre 3 C y 12 C [37 F y 54 F]. 27. La taiga es un ecosistema en el que predominan los bosques de coníferas. La porción septentrional de la taiga, debido al clima más frío y a los vientos más intensos, es un área de vegetación más escasa. La tundra es una zona carente de arboledas con un subsuelo congelado en forma permanente, al norte del límite forestal. La zona de bosques-tundra es una zona de transición entre la taiga y la tundra, en la que la presencia de islas de árboles alterna con áreas de tundra. 28. CBC News: Fuel Truck Breaks Through Ice Road, (12 de enero de 2000), story/2000/01/12/yk_truck.html (Se accedió el 7 de diciembre de 2010). 29. Read T, Thomas J, Meyer H, Wedge M y Wren M: Environmental Management in the Arctic, Oilfield Review 5, no. 3 (Octubre de 1993): Gibson D y Rice S: Fomento de la responsabilidad ambiental en operaciones sísmicas, Oilfield Review 15, no. 2 (Otoño de 2003): Servicio de Pesca y Vida Silvestre de los Estados Unidos: Seismic Trails, seismic.htm (Se accedió el 20 de julio de 2010). 31. El permafrost se define como el suelo que permanece en el punto de congelamiento del agua de 0 C [32 F], o debajo de éste, durante dos o más años. 32. Para obtener más información sobre las complejidades presentes en la superficie y las soluciones en las técnicas sísmicas terrestres, consulte: Bagaini C, Bunting T, El-Emam A, Laake A y Strobbia C: Técnicas de sísmica terrestre para obtener datos de alta calidad, Oilfield Review 22, no. 2 (Diciembre de 2010): Ait-Messaoud M, Boulegroun M-Z, Gribi A, Kasmi R, Touami M, Anderson B, Van Baaren P, El-Emam A, Rached G, Laake A, Pickering S, Moldoveanu N y Özbek A: Nuevas dimensiones en tecnología sísmica terrestre, Oilfield Review 17, no. 3 (Invierno de 2005/2006): Strobbia C, Glushchenko A, Laake A, Vermeer PL, Papworth S y Ji Y: Arctic Near Surface Challenges: The Point Receiver Solution to Coherent Noise and Statics, First Break 27, no. 2 (Febrero de 2009): Cota, m km millas 100 Sobrecarga 50 0 Depósitos de edad Oligoceno Depósitos de edad Eoceno > Una sección superficial de suelo con permafrost. El permafrost contemporáneo (azul) se denomina continuo si infrayace más del 80% del suelo. Entre 30% y 80%, se considera discontinuo, y con menos de 30%, esporádico. Talik es una capa de suelo que permanece descongelada todo el año en una zona de permafrost. En las regiones con permafrost continuo, a menudo se forman capas denominadas taliks por debajo de lagos y ríos en los que el agua profunda no se congela en invierno, como tampoco lo hace el suelo que yace por debajo. El permafrost relicto (púrpura) corresponde a los restos de una capa congelada, que se formó cuando la temperatura de la superficie era inferior a la actual. Estos materiales sorbentes, junto con otros desechos, son eliminados luego en un incinerador local de alta temperatura controlado por computadora. Otro ejemplo de atención al detalle es la utilización de estacas de madera en reemplazo de banderas de plástico y de alambre para señalizar los puntos de emisión y recepción en los relevamientos sísmicos terrestres. Si, inadvertidamente, se dejase algún resto de madera en el campo, la madera se biodegradará mucho más rápido. Éste y otro tipo de medidas reducen de manera significativa el daño al sensible medio ambiente del Ártico. Los desafíos de la exploración Junto con los desafíos existentes en materia de infraestructura y logística, la utilización de tecnologías básicas en las operaciones de exploración en el Ártico puede resultar compleja. Los resultados de los levantamientos sísmicos terrestres realizados en otros lugares son afectados por la rugosidad de la superficie y la heterogeneidad de la zona cercana a la superficie. En el Ártico, estos problemas se exacerban. La erosión y la depositación glaciarias generan una geomorfología compleja, con morenas, lagos, dorsales y cambios litológicos rápidos. Las áreas de fusión pueden inducir anomalías de baja velocidad para generar ondas volumétricas, en tanto que la cubierta de hielo puede generar ondas flexurales con amplitudes grandes y longitudes de onda muy cortas. En terrenos con permafrost y capas estacionalmente congeladas, a menudo existen transiciones abruptas entre las zonas congeladas y las zonas derretidas. 31 Estas transiciones producen normalmente variaciones grandes y rápidas tanto verticales como laterales de las propiedades Esporádico Permafrost contemporáneo Discontinuo Continuo Lago Permafrost relicto Talik elásticas, lo que genera diferencias en los tiempos de arribo sísmicos que requieren correcciones denominadas correcciones estáticas. 32 Un procedimiento que utiliza equipos para abordar el ruido coherente es el de adquisición con receptores puntuales, que WesternGeco introdujo en el año 2002 con el sistema sísmico terrestre de sensores unitarios Q-Land. 33 El sistema integrado de adquisición sísmica terrestre con receptores puntuales UniQ de nueva generación, introducido en el año 2008, fue diseñado para trabajar en ambientes de geología compleja y alto nivel de ruido. El sistema sísmico UniQ cumple con las regulaciones ambientales vigentes en el Ártico y en otras localizaciones sensibles. WesternGeco efectuó una prueba con fuentes y receptores puntuales en el sector ruso del Ártico para demostrar cómo pueden identificarse y eliminarse los efectos de las complejidades observadas en la zona cercana a la superficie. 34 El área de la prueba se encontraba ubicada en una planicie, en el límite entre la tundra y la taiga. La zona muestra un predominio de morenas y una gran profusión de ríos, arroyuelos y lagos glaciares. Junto con los rasgos geomorfológicos glaciarios, el principal factor geofísico que incidió en el levantamiento fue la temperatura, que afectó el estado y las propiedades del agua subterránea y superficial. Las propiedades elásticas del agua se modifican drásticamente con el congelamiento y, como consecuencia de ello, la velocidad sísmica de los sedimentos no consolidados puede incrementarse de m/s [5 000 pies/s] a casi m/s [ pies/s]. Por lo tanto, las propiedades de la zona cercana a la superficie pueden variar con la estación (arriba). Una capa de gran espesor, Volumen 22, no. 4 43

9 Eje crossline Receptores Fuente 0,5 Tiempo, segundos 0,0 0,2 0,4 0,6 0,8 Arribos refractados Reflexión Onda de Lamb flexural congelada permanentemente, se caracteriza por la alta velocidad sísmica. No obstante, en los lagos y ríos grandes, el agua más profunda que se encuentra aislada por la cubierta de hielo puede permanecer líquida durante todo el año, lo cual produce anomalías de baja velocidad. La propagación de las ondas sísmicas en las áreas con permafrost discontinuo y esporádico y en las áreas que poseen una capa estacionalmente congelada, de gran espesor, se complica aún más debido a las transiciones entre las zonas congeladas y las no congeladas. El levantamiento se centró en el extremo sur del área con permafrost, y si bien no se esperaba la presencia de permafrost continuo era probable que existiera permafrost relicto. El permafrost relicto puede ser extremadamente heterogéneo en sentido lateral y representa el sistema de drenaje superficial actual o pasado. La generación de imágenes de esta interfaz mediante un proceso de muestreo denso en las trazas cercanas arrojó resultados de utilidad: el permafrost relicto puede Onda de Rayleigh Correcciones estáticas 1,0 > Un ejemplo de las variaciones laterales y la conversión de modo (extremo inferior) que tienen lugar en la confluencia de un lago parcialmente congelado (azul, extremo superior izquierdo) y una morena con permafrost discontinuo (púrpura, extremo superior derecho). Las correcciones estáticas (inserto, extremo inferior) son inducidas por la transición entre la zona congelada (suelo) y la zona derretida (lago) en presencia de un reflector somero fuerte. Los disparos en suelos con zonas congeladas generan ondas cónicas (flechas negras, extremo superior) refractadas por un horizonte somero (verde). En el subsuelo somero, se propagan ondas superficiales (flechas rojas), que son ondas de Rayleigh en el terreno y seudo ondas de Lamb en el hielo (blanco) del lago. constituir un riesgo de perforación porque puede sellar las acumulaciones de gas natural infrayacentes. Además, el permafrost relicto produce un impacto intenso sobre los datos sísmicos que induce una gran distorsión del tiempo de viaje de longitud de onda larga y genera a menudo fuertes reflexiones múltiples. Los datos de la prueba fueron adquiridos como datos sísmicos de fuentes y receptores puntuales, lo que permitió la detección y la delineación de las variaciones laterales extremas producidas en las propiedades de los datos sísmicos. La sísmica de refracción de alta resolución reveló el tope del permafrost con una velocidad de más de m/s [9 843 pies/s] a una profundidad de 100 m [328 pies]. Las refracciones se propagan como ondas de Rayleigh en el suelo sólido y como ondas de Lamb flexurales en el hielo (arriba). 35. Zarkhidze A, Yanchak D, Grechishnikova T y May R: Correcting Long-Wavelength Traveltime Distortion in the Presence of Inhomogeneous Permafrost Using Grid-Based Tomography, artículo H010, presentado en la 68a Conferencia y Exhibición de la Asociación Europea de Geocientíficos e Ingenieros, Viena, Austria, 12 al 15 de junio de Velocidad 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 4,5 5,0 > El cubo sísmico 3D con el modelo de velocidad final después de varias iteraciones con la técnica de tomografía de punto común de imagen. La sección somera exhibe una zona de baja velocidad (rojo) en la porción central. Uno de los mayores desafíos que plantean las áreas con permafrost para el procesamiento de los datos sísmicos es la distorsión del tiempo de viaje de longitud de onda larga, producida en la porción somera de la sección. Para resolver este efecto, se utilizan numerosas técnicas pero muchas dependen considerablemente de los datos de pozos. Un método que no requiere datos de pozos o hipótesis relacionadas con la geología utiliza el proceso de tomografía basada en cuadrículas para construir un modelo de profundidad-velocidad del subsuelo somero. 35 Este método fue probado con el fin de determinar su adecuación para el procesamiento de los datos adquiridos en Siberia Occidental, en Rusia. La distorsión inducida por el permafrost fue corregida en dos pasos. Primero, los geocientíficos construyeron un modelo de alta resolución de la porción somera de la sección que contiene permafrost. En segundo lugar, identificaron un horizonte somero por debajo del permafrost, ajustaron el modelo de profundidad-velocidad a los datos de pozos, si estaban disponibles, y calcularon las correcciones estáticas mediante el uso de un campo de velocidad constante o bien un campo de velocidad de gradiente por encima del horizonte 36. Al-Hajeri MM, Al Saeed M, Derks J, Fuchs T, Hantschel T, Kauerauf A, Neumaier M, Schenk O, Swientek O, Tessen N, Welte D, Wygrala B, Kornpihl D y Peters K: Modelado de cuencas y sistemas petroleros, Oilfield Review 21, no. 2 (Diciembre de 2009): ,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 Tiempo, segundos N 44 Oilfield Review

10 seleccionado. El modelo final de profundidadvelocidad de alta resolución, correspondiente a la porción somera de la sección geológica, mostró un muy buen ajuste con los datos de pozos (página anterior, a la derecha). Este modelo de velocidad Tiempo, ms Inline (línea sísmica paralela a la dirección de adquisición) Sección sísmica Sin la corrección por la presencia de permafrost Sección sísmica Crossline (línea sísmica perpendicular a la dirección de adquisición) Corte de tiempo puede ser utilizado para el proceso de migración en profundidad o servir como base para la obtención de las correcciones estáticas de longitud de onda larga. En el caso de Siberia Occidental, las imágenes producidas a partir de un modelo que Con la corrección por la presencia de permafrost Sección sísmica Corte de tiempo > Secciones sísmicas (extremo superior) y cortes de tiempo correspondientes (extremo inferior), con un error de corrección estática causado por la presencia de permafrost. El permafrost induce transformaciones artificiales que hacen que los horizontes de reflexión en las imágenes no corregidas (extremo superior izquierdo) parezcan levemente curvos. Después de la corrección por la presencia de permafrost (extremo superior derecho), estos horizontes parecen más planos. Los cortes de tiempo a ms muestran combaduras y hundimientos antes de la corrección (extremo inferior izquierdo) y capas de inclinación suave después de la corrección (extremo inferior derecho). Las líneas amarillas a ms (extremo superior) indican la proyección de los cortes de tiempo en las secciones sísmicas. Tiempo, ms Inline (línea sísmica paralela a la dirección de adquisición) Sección sísmica Crossline (línea sísmica perpendicular a la dirección de adquisición) incorporó la corrección por la presencia de permafrost produjo horizontes geológicamente realistas, en tanto que las derivadas del modelo sin corregir contenían transformaciones artificiales de tipo combadura y hundimiento (izquierda). Dado que las actividades de exploración en el Ártico se caracterizan por sus costos elevados y sus ventanas de tiempo operativo corto, Schlumberger se está concentrando en la integración de técnicas para priorizar los objetivos exploratorios. Por ejemplo, el software de modelado de sistemas petroleros PetroMod ayuda a evaluar el potencial de las cuencas mediante el rastreo del proceso de generación, maduración y acumulación de hidrocarburos a lo largo de toda la historia geológica. 36 Los resultados son modelos geológicos 3D completamente escalables, de la escala regional a la escala de área prospectiva. A través de dicho modelado, las evaluaciones de riesgos exploratorios son mejoradas con antelación a las operaciones de campo, y es posible concentrar tiempo y esfuerzo en las áreas con mayor potencial de exploración, a la vez que se evitan áreas con menos posibilidades de éxito. Schlumberger y el USGS llevaron a cabo un estudio que combina el modelado de cuencas y sistemas petroleros (BPSM) a escala regional con el modelado a escala de extensiones productivas. El objetivo de este estudio era ayudar a los geocientíficos a conocer los sistemas petroleros del Talud Norte de Alaska y el mar de Chukchi; una región que abarca vastos territorios y áreas explorados en forma deficiente, que contienen un volumen significativo de reservas conocidas. El área de estudio cubrió una superficie de km 2 [ mi 2 ] e incluyó datos de más de 400 pozos. Los resultados de la simulación indicaron que la carga de hidrocarburos se produce rápidamente; de manera instantánea en una escala de tiempo geológico. Si las trampas no se forman antes de que los hidrocarburos estén en condiciones de desplazarse o tan pronto como lo hagan, existe un riesgo alto de que los fluidos no sean entrampados. Las cartas de eventos correspondientes a dos áreas diferentes que suprayacen la roca generadora (roca madre) térmicamente Volumen 22, no. 4 45

11 Prudhoe Bay Tiempo, millones de años atrás Paleozoico Mesozoico Cenozoico M P Pérmico Tr Jurásico Cretácico Pg Ng Elemento geológico Proceso Estribaciones de la cordillera Brooks Estratigráfica/estructural Secuencia cronológica favorable Estratigráfica Estructural Tiempo, millones de años atrás Paleozoico Mesozoico Cenozoico M P Pérmico Tr Jurásico Cretácico Pg Ng Estratigráfica Secuencia cronológica desfavorable > Cartas de eventos correspondientes a dos áreas del norte de Alaska. La cronología de eventos de Prudhoe Bay (extremo superior) indica una secuencia cronológica favorable para la acumulación de los hidrocarburos generados en las rocas madre de Shublik. La secuencia cronológica es favorable si la formación de las trampas precede al momento crítico (negro), que es el tiempo en el que ya se ha producido más del 50% de los fenómenos de generación, migración y acumulación de hidrocarburos. En el tiempo en que los hidrocarburos se encontraban en proceso de migración, durante el Cretácico Medio, ya se habían formado muchas trampas que se encontraban disponibles para capturar los fluidos. Al sur, en las estribaciones de la cordillera Brooks (extremo inferior), la secuencia cronológica de los eventos no fue tan favorable. Sin embargo, pese a que las trampas pueden haberse formado demasiado tarde como para contener el petróleo y el gas generados en el Cretácico, quizás hayan sido creadas a tiempo para alojar los fluidos en proceso de remigración, o aquellos fluidos desplazados desde otras áreas (sombreado rojo). madura de Shublik, demuestran cómo la secuencia cronológica relativa existente entre la formación de las trampas y la maduración de la roca generadora puede incidir en el riesgo (arriba). En Prudhoe Bay, la formación de las trampas precedió en varios millones de años a los fenómenos de generación, migración y acumulación, lo que generó importantes acumulaciones de petróleo. Por otro lado, la carta de eventos de un pozo emplazado en las estribaciones de la cordillera de Brooks en Alaska indica que existen riesgos significativos en términos de secuencia cronológica para las trampas estratigráficas, que se formaron aproximadamente en la misma época que Estructural Escala de tiempo geológico (los nombres de algunos períodos han sido abreviados) Eventos asociados con los sistemas petroleros Roca generadora Roca yacimiento Roca sello Roca de sobrecarga Formación de trampas Generación, migración, acumulación Preservación Momento crítico Escala de tiempo geológico (los nombres de algunos períodos han sido abreviados) Eventos asociados con los sistemas petroleros Roca generadora Roca yacimiento Roca sello Roca de sobrecarga Formación de trampas Generación, migración, acumulación Preservación Momento crítico la generación y la migración de fluidos desde la formación Shublik. Además, el riesgo es elevado en relación con las trampas estructurales porque puede suceder que sean rellenadas únicamente por la remigración del petróleo de las trampas estratigráficas más antiguas o por el desplazamiento de los hidrocarburos de otras áreas. Perforación en el Ártico La perforación en las áreas del Ártico es complicada, tanto en tierra firme como en las áreas marinas. En ambos ambientes, el principal desafío que plantea el subsuelo es el permafrost, que puede constituir un riesgo de perforación porque es posible que existan acumulaciones de hidratos de gas natural en su interior o por debajo de éste. 37 Al penetrar una capa que aloja hidratos de gas o si existe gas libre entrampado por debajo de la zona de hidratos de gas pueden producirse emanaciones de gas peligrosas. 38 La mayor parte de los problemas de perforación experimentados en los estratos que contienen hidratos de gas se atribuye a la disociación de los hidratos de gas, que puede producir más de 160 volúmenes de gas libre por cada volumen de hidratos de gas afectado. Habitualmente, esto puede tener lugar si las operaciones de perforación o el lodo de perforación caliente modifican el régimen de temperatura o de presión de los hidratos de gas presentes en los sedimentos de la formación o en los recortes de perforación. En situaciones en las que el equilibrio térmico de los hidratos de gas ha sido perturbado, los métodos convencionales de control de pozos, tales como la densificación del lodo de perforación, probablemente surtan poco efecto porque el gas es producido como resultado de un desequilibrio térmico, no de presión. En el peor escenario posible, la disociación de los hidratos de gas puede ser tan vigorosa que el lodo de perforación sea desplazado, reduciendo la carga hidrostática y generando el potencial para un influjo de gas libre. Los problemas de perforación experimentados en el delta del río Mackenzie y el norte de Alaska han sido atribuidos en parte a este fenómeno. 39 En vista del riesgo de perforación potencial que presentan los hidratos de gas, la práctica de la industria en la mayoría de las regiones ha sido la penetración de los estratos que contienen hidratos de gas de la forma más rápida posible para estabilizar el intervalo e instalar la tubería de revestimiento de superficie. No obstante, en los pozos del Ártico, los lodos de perforación refrigerados han resultado efectivos para la conservación de las condiciones de estabilidad de los hidratos de gas. Por lo tanto, la estrategia empleada habitualmente ante la presencia de problemas consiste en retardar la velocidad de penetración y hacer circular los recortes con hidratos de gas fuera del pozo. Más recientemente, se han agregado agentes químicos al lodo de perforación para estabilizar los hidratos de gas, tanto en la formación como en los recortes de perforación. 40 Las operaciones de perforación en las condiciones del Ártico pueden mejorarse mediante la entubación durante la perforación (CWD). Esta técnica emplea la tubería de revestimiento del pozo como sarta de perforación: la tubería de 46 Oilfield Review

12 revestimiento se equipa con una barrena de perforación en el extremo inferior, se hace rotar hasta alcanzar la profundidad del objetivo y luego se cementa. 41 De esta manera, la técnica CWD permite al operador penetrar y colocar la tubería de revestimiento a través de las zonas problemáticas en una operación con tasas de flujo relativamente bajas para evitar el ensanchamiento del pozo. Las tasas de flujo más bajas también permiten el uso de componentes más pequeños y más livianos del equipo de perforación, reduciendo el espesor de hielo mínimo requerido durante los movimientos del equipo de perforación, lo que prolonga el período operativo de la estación invernal. 42 Las operaciones marinas llevadas a cabo en el Ártico experimentan las mismas dificultades en el subsuelo que las de tierra firme, pero los desafíos en la superficie son más severos. La estación de aguas abiertas es muy corta y las condiciones son rigurosas. Las corrientes intensas, las tormentas feroces, el hielo de varios años, el movimiento intenso del hielo flotante y, en ciertas áreas los témpanos, se combinan para incrementar el daño asociado con las operaciones de perforación en aguas abiertas. 43 Para hacer frente a esos desafíos, las instalaciones marinas de perforación y producción embarcaciones, plataformas y estructuras sumergidas deben ser particularmente sólidas. En aguas someras, las islas artificiales que se construyen habitualmente con grava o hielo, constituyen la solución más técnica y económicamente eficiente. Las islas de grava se construyen mediante operaciones de dragado y relleno con grava llevadas a cabo en el verano. En las áreas del Ártico, es posible transportar la grava en camiones hasta el sitio pertinente durante el invierno; es decir sobre el hielo, y luego volcarla a través de un agujero excavado en el manto de hielo. Las islas de hielo carecen de la estabilidad que caracteriza a las islas de grava. Las primeras son relativamente delgadas y sólo toleran cargas de bajo peso; por lo tanto, necesitan estar protegidas del movimiento lateral del hielo adyacente. Además de las islas artificiales construidas con diversos materiales, se utilizan diferentes encofrados (cajones), o estructuras de contención, como instalaciones de perforación. Por ejemplo, en sus actividades en el Ártico, ExxonMobil utiliza islas de grava, islas de hielo, islas contenidas con encofrados (CRI), sistemas de perforación con islas de concreto (CIDS), sistemas Molikpaq y sistemas de encofrados de acero para perforación (SSDC) (arriba, a la derecha). 44 La estructura CRI requiere menos grava que una isla de grava tradicional y > Una isla artificial para operaciones de producción marina. Esta isla contenida con encofrado (CRI) se encuentra ubicada en el mar de Beaufort. (Fotografía, copyright de ExxonMobil.) su instalación es menos costosa y más rápida. Una CIDS es una estructura reutilizable basada en la fuerza de gravedad, desarrollada para reducir aún más los costos de construcción. La plataforma de perforación y producción de petróleo Molikpaq intensamente instrumentada es un cajón de acero relleno con material granular. 45 Un sistema SSDC emplea un superpetrolero convertido, reforzado con hielo, que descansa sobre una plataforma móvil de acero; esto permite desarrollar actividades de perforación todo el año. 37. Los hidratos de gas natural son sustancias similares al hielo que se forman cuando el agua y el gas natural se combinan a altas presiones y bajas temperaturas. Para obtener más información sobre los hidratos de gas natural, consulte: Birchwood R, Dai J, Shelander D, Boswell R, Collett T, Cook A, Dallimore S, Fujii K, Imasato Y, Fukuhara M, Kusaka K, Murray D y Saeki T: Desarrollos en hidratos de gas, Oilfield Review 22, no. 1 (Septiembre de 2010): Yakushev VS y Collett TS: Gas Hydrates in Arctic Regions: Risk to Drilling and Production, en las Actas de la Segunda Conferencia Internacional sobre Ingeniería Marina y Polar, vol. 1. Golden, Colorado, EUA: Sociedad Internacional de Ingenieros Marinos y Polares (Junio de 1992): Energy, Mines and Resources Canada: Report of Investigation of Events Culminating in a Blowout of Gas at Gulf et al Immiugak N-05, Ottawa, Ontario, Canadá: Energy, Mines and Resources Canada, Schofield TR, Judzis A y Yousif M: Stabilization of In-Situ Hydrates Enhances Drilling Performance and Rig Safety, artículo SPE 38568, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, EUA, 5 al 8 de octubre de Ohara T, Dallimore SR y Fercho E: JAPEX/JNOC/GSC MALLIK 2L-38 Gas Hydrate Research Well, Mackenzie Delta, N.W.T.: Overview of Field Operations, artículo SPE 59795, presentado en el Simposio de Tecnología del Gas de las SPE/CERI, Calgary, 3 al 5 de abril de Algunas técnicas CWD emplean un sistema de recuperación del arreglo de fondo de pozo antes de bombear el cemento; otros sistemas requieren que la barrena sea cementada en su lugar, opción que puede ser modificada posteriormente mediante la utilización Cuanto más profunda es el agua, más grande es el terraplenado requerido para construir islas artificiales y más costosa y más compleja se vuelve su construcción. En dichos casos, una alternativa es la perforación de pozos de alcance extendido. Los dos métodos pueden combinarse de manera eficiente. Un ejemplo reciente es el del Proyecto Liberty de BP, cuyo costo se estima en más de USD millones, que explotará un yacimiento nuevo con un volumen de 100 millones de bbl [16 millones de m 3 ]. 46 de una barrena perforable que puede ser removida a través de un proceso de fresado. Para obtener más información sobre las técnicas CWD, consulte: Fontenot KR, Lesso B, Strickler RD y Warren TM: Perforación en pozos direccionales con tubería de revestimiento, Oilfield Review 17, no. 2 (Otoño de 2005): Vrielink H, Bradford JS, Basarab L y Ubaru CC: Successful Application of Casing-While-Drilling Technology in a Canadian Arctic Permafrost Application, artículo IADC/SPE , presentado en la Conferencia de Perforación de las IADC/SPE, Orlando, Florida, EUA, 4 al 6 de marzo de El hielo de varios años ha sobrevivido al menos una estación de derretimiento, puede ser mucho más espeso que el hielo del primer año, y habitualmente continúa creciendo con el tiempo. 44. ExxonMobil: Arctic Leadership, (Mayo de 2008), poc_arctic.pdf (Se accedió el 12 de octubre de 2010). 45. Molikpaq es una estructura resistente al hielo, construida originalmente para desarrollar actividades de exploración petrolera en el mar de Beaufort, en Canadá. Actualmente, se encuentra instalada en el área de Astokh del campo Piltun-Astokhskoye, en el área marina de la isla de Sajalín, en Rusia, como parte del Proyecto Sajalín II. Offshore-technology. com: Sakhalin II, Sea of Okhotsk, Russia, sakhalin/ (Se accedió el 22 de diciembre de 2010). 46. BP: Reaching Out to Liberty, liveassets/bp_internet/us/bp_us_english/staging/ local_assets/downloads/l/final_liberty70808.pdf (Se accedió el 13 de octubre de 2010). Volumen 22, no. 4 47

13 Isla de perforación satélite > Campo marino Endicott de BP (extremo superior). La isla de producción principal, que se observa en primer plano, está conectada a la isla de perforación satélite y a la costa mediante una calzada elevada de grava, a lo largo de la cual también transita un oleoducto que llega hasta la costa. La isla de perforación satélite será expandida para el campo Liberty. Se puede ver un primer plano de las estructuras de refuerzo de dichas islas en la Isla Northstar, un campo petrolero marino de BP (extremo inferior). (Fotografías, cortesía de BP.) El campo Liberty se encuentra ubicado en un tirante de agua de 6 m [20 pies], dentro de las islas barrera del mar de Beaufort, en el área marina de Alaska. Para el proyecto se aprovechará la infraestructura existente en el campo petrolero Endicott, operado por BP, que está en producción desde el año BP tiene previsto acceder al yacimiento 47. Asociación Internacional de Permafrost: What Is Permafrost? what-is-permafrost.html (Se accedió el 5 de agosto de 2010). 48. Ayala S, Barber T, Dessinges MN, Frey M, Horkowitz J, Leugemors E, Pessin J-L, Way CS, Badry R, El Kholy I, Galt A, Hjelleset M, Sock D y Yamilov RR: Mejoras en la eficiencia de los servicios de campos petroleros, Oilfield Review 18, no. 3 (Invierno de 2006/2007): de petróleo Liberty, a unos 10 km [6 mi] al este de Endicott, utilizando pozos de alcance extendido de última generación. Los pozos serán perforados desde la isla de perforación satélite de Endicott, que será expandida para estas operaciones de perforación (arriba). La producción del petróleo a través de estos pozos de largo alcance eliminará la 49. La goma guar es un polímero hidrofílico extraído de las semillas de la planta guar. Se disuelve fácilmente en el agua y las salmueras de diversos tipos y salinidad. Sus dispersiones en agua pueden ser reticuladas con bórax para producir un gel denominado gel lineal. 50. Poitrenaud H, Ferrand P, Pouget P y Manière J: Successful Acid-Fracturing in Adverse Conditions: Lessons Learnt and Integrated Evaluation in the Kharyaga Field, artículo SPE , presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica del Petróleo y el Gas de Rusia de la SPE, 3 al 6 de octubre de necesidad de contar con una nueva isla de perforación y el oleoducto submarino. Se espera que el campo Liberty produzca aproximadamente bbl [6 360 m 3 ] de petróleo por día. Preparación de los pozos del Ártico Las operaciones de cementación de pozos en los ambientes árticos plantean desafíos especiales. El fraguado del cemento suele estar acompañado por la liberación de calor en las reacciones de hidratación de los componentes del cemento. Esta propiedad de exotermicidad, que puede ser ignorada en muchas otras áreas, se vuelve significativa en los ambientes árticos porque la liberación de calor produce el derretimiento del permafrost. La formación, previamente firme y resistente, se vuelve no consolidada e inestable a medida que se forma agua alrededor del pozo. Si el permafrost contiene hidratos de gas, éstos pueden descomponerse para liberar metano en cantidades peligrosas. Estas condiciones multifacéticas existentes en torno al pozo amenazan su integridad. Dado que el espesor del permafrost varía entre menos de 1 m [3 pies] y más de m [5 000 pies], las porciones extremadamente largas del pozo pueden dañarse si son cementadas en forma incorrecta. 47 Schlumberger desarrolló una solución para este problema: los cementos ARCTICSET, diseñados específicamente para aplicaciones de baja temperatura en zonas con permafrost. Las composiciones de estos cementos son seleccionadas de manera tal que el calor de la hidratación sea bajo y que la liberación de calor en el fraguado del cemento sea mínima. Los cementos ARCTICSET no se congelan, sino que fraguan y desarrollan una resistencia adecuada en los pozos con temperaturas de 9ºC [16ºF]. Los cementos exhiben un grado bajo de separación del agua libre, baja permeabilidad, excelente durabilidad ante las fluctuaciones de temperatura, y tiempos de bombeo y propiedades de resistencia de gel controlables. Para asegurar que el agua de la mezcla no se congele antes de que el cemento se hidrate, se utiliza un anticongelante. Las formulaciones del cemento ARCTICSET se encuentran disponibles para una diversidad de condiciones, incluyendo pozos que requieren cementos de baja densidad y cementos con materiales para pérdida de circulación. Los climas fríos y rigurosos también plantean dificultades para las operaciones de estimulación de pozos. Los tratamientos de fracturamiento hidráulico y acidificación matricial comparten los aspectos logísticos y los desafíos de seguridad ambiental, pero tienen sus propias dificultades específicas relacionadas con la manipulación y el almacenamiento de suministros, en especial los químicos. 48 Oilfield Review

14 Los tratamientos de fracturamiento hidráulico constituyen un servicio complejo para los campos petroleros: requieren equipos para el transporte y el almacenamiento del agua y los químicos, la preparación del fluido de fracturamiento, la mezcla del fluido con el apuntalante, el bombeo del fluido en el pozo y el monitoreo del tratamiento. Para operar en forma eficiente en estas condiciones, los ingenieros de Schlumberger diseñaron una flota de fracturamiento para las operaciones en Siberia Occidental, incluyendo las áreas del Ártico. 48 Armado sobre un chasis de camión ruso de 6 x 6 y alimentado por un motor de 400 HP, el vehículo GelSTREAK de hidratación y mezcla continua de gel, que es fácil de transportar, constituye una versión compacta de la mezcladora continua de precisión PCM (derecha). La unidad utiliza los fluidos de fracturamiento a base de polímeros, sin hidrocarburos, CleanGEL; se trata de una goma guar seca, refinada, de hidratación rápida, con mayor peso molecular que los productos convencionales y, por consiguiente, imparte viscosidades de gel lineales y reticuladas más altas, lo que permite una reducción del 20% de la concentración de polímeros. 49 La utilización de menos polímero es ventajosa porque se deposita menos revoque de filtración en el frente de la fractura, y el empaque de apuntalante contiene menos residuo de polímero después de la limpieza del fluido. Schlumberger ha desarrollado un fluido simplificado y robusto que es compatible con los componentes logísticos de la preparación de fluidos y el clima de Siberia: el fluido de fracturamiento reticulado a base de agua YF100RGD. En el nombre de este fluido, la sigla en inglés RGD corresponde a goma guar reducida, demorada; es decir, que se requiere menos goma guar para lograr una determinada viscosidad del fluido, y que se demora la reticulación para reducir la caída de presión por fricción durante la colocación del fluido. El gel lineal producido en el vehículo GelSTREAK se carga en una unidad de mezcla, monitoreo y control de los tratamientos de estimulación PodSTREAK. Esta unidad permite la mezcla continua de todos los químicos requeridos para el tratamiento de fracturamiento, y un operador controla la operación desde su cabina. Además se han diseñado sistemas para tratamientos de acidificación de la matriz en un campo petrolero del sector ruso del Ártico. 50 Total, la compañía operadora del campo, determinó que un pozo de su campo Kharyaga, situado en la región Timan-Pechora de Rusia a 60 km [37 millas] al norte del Círculo Polar Ártico, exhibía un desempeño deficiente. El campo produce principalmente de un yacimiento carbonatado de edad Devónico. Tanque de hidratación Bomba centrífuga de 8 6 Depósito para el almacenamiento de polímeros Tanque de hidratación > Unidad de hidratación polimérica GelSTREAK, completamente acondicionada para invierno, como respuesta al clima de Siberia Occidental. A diferencia de los sistemas de mezcla continua previos, la unidad GelSTREAK utiliza polímero seco para producir un gel lineal, con concentraciones de hasta 6 kg/m 3 [2,1 lbm/bbl] y con velocidades de salida de hasta 6,4 m 3 /min [40 bbl/min]. El depósito para almacenamiento de abordo contiene kg [3 990 lbm] de polímero en polvo seco. La hidratación del polímero requiere tiempo y cizalladura del fluido. Por lo tanto, el tanque de hidratación de abordo cuenta con cinco compartimentos de agitación, con un volumen de 23,8 m 3 [150 bbl] cada uno, a través de los cuales pasa el fluido en forma secuencial, proveyendo un flujo de tipo primero en entrar, primero en salir. La operación del equipo es automatizada y es controlada en forma remota desde el vehículo de tratamiento asistido con computadora FracCAT, como parte de la unidad PodSTREAK. El índice de productividad del pozo en cuestión se redujo de los 6,5 m 3 /(kpa s) [2,8 bbl/d/lpc] previos a 2,5 m 3 /(kpa s) [1,1 bbl/d/lpc]. En este pozo, que exhibe un ángulo de desviación de 40º en la zona productiva, la longitud total del intervalo disparado era de 40 m [131 pies], y la temperatura estática de fondo de pozo, 42ºC [107ºF]. La permeabilidad de la formación oscilaba entre 20 y 150 md. El petróleo, con una densidad API de 40 grados, tenía un alto contenido de parafinas (17% de n-parafinas) y una temperatura de apariencia de la cera de 29ºC [84ºF], lo que generó inquietud acerca de la compatibilidad con el fluido de tratamiento y la solidificación. Esta situación se vio exacerbada por la existencia de un ambiente de superficie de baja temperatura, intervalos de disparo largos, flujo de retorno (contraflujo) a través una bomba electrosumergible (ESP), y la presencia de H 2 S en el petróleo. Las operaciones de reparación planificadas no permitirían el flujo de retorno inmediato; por consiguiente, el cliente seleccionó una solución sin polímeros para evitar el daño de la formación. Volumen 22, no. 4 49

15 > Reología cambiante del ácido divergente viscoelástico VDA. El fluido VDA en ácido clorhídrico al 20% posee una viscosidad inferior a 3 mpa s (izquierda). Al reaccionar el ácido clorhídrico con las rocas carbonatadas de la formación, el fluido VDA desarrolla viscosidad rápidamente, y una vez concluida la reacción, se convierte en gel (derecha). Total seleccionó el ácido divergente viscoelástico VDA para la distribución uniforme, y el sistema de dispersión dinámica del ácido DAD para la estimulación con ácido. El fluido VDA puede ser utilizado en un amplio rango de temperaturas, manteniendo una consistencia delgada ideal durante el bombeo en el pozo. Al consumirse el ácido, el fluido desarrolla rápidamente viscosidad en sitio y se vuelve autodivergente (arriba). El incremento de la viscosidad sirve como barrera para reducir el desarrollo de agujeros de gusanos dominantes y permite el movimiento de los fluidos para estimular otras zonas sin tratar. El fluido VDA es un fluido no dañino, sin polímeros; por consiguiente, la limpieza del pozo es más fácil que en los pozos estimulados en forma convencional. Total seleccionó el sistema VDA porque estaba previsto un período prolongado de cierre después del tratamiento, prohibiéndose el empleo de cualquier sistema que contuviera sólidos o polímeros. Las técnicas de divergencia con selladores de esferas se excluyeron porque el número de agujeros de los disparos era demasiado grande (más de 600) para asegurar la eficiencia de este tipo de divergencia. Además, el flujo de retorno a través de la ESP demandaría el uso de selladores de esferas solubles, que se consideraban menos confiables que los insolubles. Los sistemas de ácido reticulado en sitio, a base de polímeros, no resultaban convenientes porque se sabía que causaban daño de formación residual. Por otro lado, dichos sistemas se encuentran reticulados con hierro y la precipitación del hierro es difícil de controlar, especialmente en presencia del H 2 S que contiene el petróleo de este campo. Como colchón de prelavado se bombeó un solvente mutuo, delante del tratamiento ácido. Luego, se bombeó fluido VDA alternativamente con fluido DAD. La emulsión de la fase externa al ácido DAD contiene un agente de dispersión y estabilización utilizado a menudo como colchón de prelavado, delante de los tratamientos de acidificación matricial, y se utilizó para remover los depósitos parafínicos oleosos y disolver simultáneamente los minerales solubles en ácido (abajo). El pozo se hizo refluir 14 días después sin ningún incidente, y el índice de productividad restituido medido fue de 4,6 m 3 /(kpa s) [2.0 bbl/d/lpc], lo que representó un mejoramiento del 84%. El petróleo del Ártico y los desafíos económicos Si bien los aspectos de la tecnología, el clima y el medio ambiente afectan la producción de hidrocarburos en el Ártico, su potencial es determinado en última instancia por un factor acumulativo: la rentabilidad. El Ártico aloja un volumen desproporcionado del gas y el petróleo sin descubrir de todo el mundo. Si bien estas reservas existen en una concentración favorable, en su mayoría se encuentran sin desarrollar; la situación se presenta aún más compleja para el gas porque su transporte es más problemático que el del petróleo. El desarrollo de las tecnologías del gas natural licuado (LNG) ha hecho posible la disponibilidad cada vez mayor de gas natural para los consumidores remotos, pero la ventaja de esta tecnología hasta el momento ha sido aprovechada principalmente por las plantas de LNG construidas en latitudes bajas e intermedias. De las 21 plantas de LNG en funcionamiento, sólo una, la planta situada en la isla de Melkøya, en Hammerfest, Noruega, se encuentra en el Ártico; las otras plantas en Kenai, Alaska, y en la isla de Sajalín, en Rusia, están sometidas a climas similarmente rigurosos. 51 No obstante lo antedicho, el factor determinante para el futuro del desarrollo del petróleo y el gas del Ártico parece residir en la creciente demanda mundial de energía. Es probable que la satisfacción de esa demanda requiera el manejo de todos los recursos hidrocarburíferos concebibles, dondequiera que se encuentren. El mejoramiento continuo de las tecnologías ayudará a colocar los hidrocarburos del Ártico remoto al alcance de todos los consumidores del mundo. VG 51. McIntosh SA, Noble PG, Rockwell J y Ramlakhan CD: El transporte de gas natural a través de los océanos, Oilfield Review 20, no. 2 (Otoño de 2008): > Una muestra de roca carbonatada corroída con un tratamiento dinámico de dispersión de ácido DAD. El ácido mejora la permeabilidad mediante la creación de conductos grandes que facilitan el flujo de petróleo. 50 Oilfield Review