Oilfield Review. Evaluación de formaciones en pozos entubados. Responsabilidad ambiental en operaciones sísmicas. Modelado mecánico del subsuelo

Transcripción

1 SCHLUMBERGER OILFIELD REVIEW OTOÑO DE 2003 VOLUMEN 15 NUMERO 2 Oilfield Review Otoño de 2003 Evaluación de formaciones en pozos entubados Responsabilidad ambiental en operaciones sísmicas Modelado mecánico del subsuelo Resonancia magnética nuclear en tiempo real

2 OR_03_002_S

3 Hacia levantamientos sísmicos más ecológicos Ningún accidente, ningún daño personal, ningún impacto sobre el medio ambiente. Éstas son las aspiraciones que determinan la forma en que BP lleva a cabo sus operaciones. Y para sustentarlas, se establecen objetivos y metas específicos. Por ejemplo, todas las actividades de exploración y producción (E&P, por sus siglas en inglés) de BP ahora se rigen, en gran medida, por la Norma de la Organización Internacional de Normalización (ISO, por sus siglas en inglés). BP no es la única compañía que reconoce que la excelencia en el desempeño en materia de manejo de la salud, la seguridad y el medio ambiente (SSMA), es esencial para cualquier compañía responsable y exitosa que opere en la industria de E&P. Durante toda la década de 1990, las compañías petroleras y sus socios contratistas realizaron denodados esfuerzos por mejorar su desempeño en términos de SSMA. El enfoque inicial fue la seguridad. Para el año 2001, BP había logrado reducir la frecuencia de lesiones con pérdida de tiempo a casi una décima parte de la cifra registrada en la década anterior. En los últimos años, la atención se ha ido centrando cada vez más en el aspecto ambiental. El área de levantamientos sísmicos ha jugado un papel prominente en esta campaña por demostrar la excelencia en el manejo del medio ambiente. Ahora, muchos países se rigen por una política legislativa que exige la realización de una evaluación del impacto sobre el medio ambiente (EIA, por sus siglas en inglés), incluyendo la implementación de procesos de mitigación claros así como también consultas con las partes potencialmente susceptibles al impacto, a fin de poder llevar a cabo operaciones sísmicas. Incluso, en ausencia de requisitos legislativos, los operadores responsables exigen esta evaluación como requisito interno. En el ambiente marino, el interés se centra en el tema de los posibles impactos físicos y los efectos que produce la energía sísmica sobre el comportamiento de la fauna mamífera marina. En el Golfo de México, el Estudio Sísmico sobre el Esperma de Ballena (SWSS, por sus siglas en inglés), patrocinado por BP y otros, tiene como objetivo proveer datos rigurosos que permitirán a los proveedores de servicios de levantamiento sísmico, las organizaciones ambientales y las agencias gubernamentales, comprender mejor las respuestas en su conducta que manifiestan los grandes cetáceos a las señales sísmicas. Las operaciones símicas terrestres son aún más proclives a dejar huellas sobre el medio ambiente, por lo que resulta alentador el hecho de que numerosas compañías de servicios sísmicos ofrezcan líneas de productos que procuran minimizar el impacto ambiental. Recientemente, BP, como operador, realizó un importante levantamiento 3D en el Talud Norte de Alaska, EUA, con WesternGeco como contratista. Las normas ambientales requeridas para operar levantamientos sísmicos en el Talud Norte son, justificadamente, unas de las más rigurosas del mundo, de modo que el proyecto planteaba una excelente oportunidad para que BP probara el sistema EcoSeis de WesternGeco (véase Fomento de la responsabilidad ambiental en operaciones sísmicas, página 10). Se trata de una herramienta de vigilancia rutinaria y de rastreo del desempeño en función de las necesidades de los operadores petroleros, las agencias gubernamentales y las comunidades locales. Se realizan inspecciones periódicas utilizando un esquema específico del proyecto. Estas inspecciones se califican luego para medir el nivel de cumplimiento. Las inspecciones cumplimentadas se acumulan y los puntajes se representan gráficamente para demostrar el desempeño del grupo de trabajo en función de su plan. Existen medidas correctivas implementadas en respuesta a inspecciones que arrojan puntajes bajos. Para el proyecto del Talud Norte de BP, se llevaron a cabo inspecciones diarias en el área de operación del grupo de trabajo, efectuándose una inspección independiente cada vez que el área se trasladaba a una nueva localización. Las inspecciones se centraron en controlar que las escurrideras estuvieran en su lugar, minimizando la generación de residuos y observando los goteos y los líquidos derramados sobre la nieve. El proceso tuvo el resultado esperado en cuanto a garantizar un impacto ambiental de escasa magnitud. En un mundo en el que los objetivos de BP en términos de SSMA están dejando de ser una aspiración para convertirse en una expectativa, es bueno saber que la industria sísmica provee productos que ayudarán a satisfacerla. Sólo a través de la asociación sensata con los proveedores que comparten metas en común, las compañías de E&P esperan satisfacer sus propias metas en materia de SSMA. James W. Farnsworth Vicepresidente de Tecnología de BP Houston, Texas, EUA James Farnsworth es el actual vicepresidente de tecnología de BP y está a cargo de las operaciones de exploración a nivel mundial. Además, es un alto funcionario de la Iniciativa Global para Servicios Sísmicos de BP. Antes de ocupar estas posiciones, se desempeñó como vicepresidente de Exploración en América del Norte. También fue vicepresidente de exploración en aguas profundas para BP en Houston, Texas, gerente de exploración en Alaska y gerente de subsuelo en el Mar del Norte Central. James obtuvo una licenciatura y maestría en geofísica y geología de la Universidad de Michigan Occidental y de la Universidad de Indiana, respectivamente. EcoSeis es una marca de WesternGeco.

4 Consejo editorial Abdulla I. Al-Daalouj Saudi Aramco Udhailiyah, Arabia Saudita Syed A. Ali ChevronTexaco E&P Technology Co. Houston, Texas, EUA George King BP Houston, Texas Editor ejecutivo y editor de producción Mark A. Andersen Editor consultor Lisa Stewart Editores senior Gretchen M. Gillis Mark E. Teel Editores Matt Garber Don Williamson Colaboradores Rana Rottenberg Stephen Prensky David Patrick Murphy Shell Technology E&P Company Houston, Texas Eteng A. Salam PERTAMINA Yakarta, Indonesia Richard Woodhouse Consultor independiente Surrey, Inglaterra Diseño y producción Herring Design Mike Messinger Steve Freeman Ilustraciones Tom McNeff Mike Messinger George Stewart Impresión Wetmore Printing Company Curtis Weeks Traducido y producido por LincED Int l, Inc. y LincED Argentina, S.A. mail@linced.com; Edición Antonio Jorge Torre Subedición Nora Rosato Diagramación Diego Sánchez Revisión de la traducción Jesús Mendoza R. Departamento de Mercadotecnia México y América Central (MCA) Oilfield Review es una publicación trimestral de Schlumberger destinada a los profesionales de la industria petrolera, cuyo objetivo consiste en brindar información acerca de los adelantos técnicos relacionados con la búsqueda y producción de hidrocarburos. Oilfield Review se distribuye entre los empleados y clientes de Schlumberger y se imprime en los Estados Unidos de América. Cuando se menciona sólo el lugar de residencia de un colaborador, significa que forma parte del personal de Schlumberger Schlumberger. Todos los derechos reservados. Ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida, archivada o transmitida en forma o medio alguno, ya sea electrónico o mecánico, fotocopiado o grabado, sin la debida autorización escrita de Schlumberger. Dirigir la correspondencia editorial a: Oilfield Review 225 Schlumberger Drive Sugar Land, Texas USA (1) Facsímile: (1) andersen@sugar-land.oilfield.slb.com Dirigir las consultas de distribución a: Matt Garber (44) Facsímile: (44) mgarber@cambridge.scr.slb.com En la portada: Una cuadrilla de perforación prepara una herramienta de registros de resonancia magnética nuclear para correrla en un pozo. Esta herramienta provision* permite identificar zonas con hidrocarburos y estimar su productividad en tiempo real. La sección de color tostado de la herramienta corresponde a una de sus dos antenas. *Marca de Schlumberger

5 Schlumberger Oilfield Review Otoño de 2003 Volumen 15 Número 2 2 Evaluación y control de yacimientos detrás del revestimiento Los servicios avanzados de evaluación de formaciones permiten determinar con precisión la porosidad, la resistividad, la litología, el contenido de lutita, las saturaciones de fluidos y la presión de la formación, además de recuperar muestras de fluido de formación en pozos entubados. Los innovadores diseños de herramientas y programas de procesamiento hacen de la evaluación de formaciones detrás del revestimiento una alternativa viable para evaluar zonas pasadas por alto, intervalos que deben ser entubados antes de correr registros geofísicos en agujero descubierto, y los efectos del tiempo sobre las zonas productivas. Este artículo examina cómo las compañías de exploración y producción despliegan sus novedosos servicios de pozos entubados en ambientes operativos complejos. 10 Fomento de la responsabilidad ambiental en operaciones sísmicas Las operaciones sísmicas terrestres pueden fomentar el control del medio ambiente y el respeto por la cultura local. WesternGeco ha instituido un proceso responsable para con el medio ambiente que comienza en la etapa de planeación, pasa por la fase de ejecución del levantamiento, e incluye el análisis posterior al proyecto a fin de contribuir a planear los trabajos futuros. Este artículo describe la nueva metodología de adquisición de datos sísmicos a través de ejemplos de América del Norte y del Sur, Australia y el sureste de Asia. 22 Observación del cambio de las rocas: modelado mecánico del subsuelo El estado natural de los esfuerzos en la Tierra afecta muchos aspectos de la explotación de hidrocarburos. La información sobre los esfuerzos en las rocas alrededor de un pozo o en un campo petrolero suele ser incompleta y debe ser inferida a partir de una gran diversidad de fuentes. La disponibilidad de un modelo mecánico del subsuelo consistente, que pueda ser actualizado con información en tiempo real, se ha convertido en un elemento esencial en muchos proyectos complejos de perforación y desarrollo en todo el mundo. 42 Registros de resonancia magnética nuclear adquiridos durante la perforación Ahora es posible obtener registros de resonancia magnética nuclear durante la perforación. La identificación de zonas productivas y las predicciones de productividad en tiempo real pueden utilizarse para emplazar el pozo de manera de alcanzar niveles de productividad óptimos. Este artículo muestra los avances introducidos en materia de adquisición de registros de resonancia magnética nuclear durante la perforación, y analiza cómo los operadores están utilizando esta tecnología para la ubicación de pozos y la evaluación de formaciones en tiempo real. 56 Colaboradores 59 Nuevas publicaciones y próximamente en Oilfield Review 1

6 Evaluación y control de yacimientos detrás del revestimiento Kevin Bellman EnCana Corporation Calgary, Alberta, Canadá Scott Bittner Ankur Gupta Sugar Land, Texas, EUA David Cameron Bruce Miller Stavanger, Noruega Edwin Cervantes Anthony Fondyga Diego Jaramillo Venkat Pacha Quito, Ecuador Los servicios avanzados de evaluación de formaciones permiten determinar con precisión la porosidad, la resistividad, la litología, el contenido de lutita, las saturaciones de fluidos y la presión de la formación, y recuperar muestras de fluido de formación en pozos entubados. Los innovadores diseños de herramientas y programas de procesamiento hacen de la evaluación de formaciones detrás del revestimiento una alternativa viable para evaluar zonas pasadas por alto, intervalos que deben ser entubados antes de correr registros a agujero descubierto, y los efectos del tiempo sobre las zonas productivas. Este artículo examina cómo las compañías de exploración y producción despliegan sus novedosos servicios de pozos entubados en ambientes operativos complejos. Trent Hunter Al Salsman Calgary, Alberta Oscar Kelder Statoil Stavanger, Noruega Ruperto Orozco EnCanEcuador Corporation Quito, Ecuador Trevor Spagrud Enterra Energy Corporation Calgary, Alberta Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Darwin Ellis, Ridgefield, Connecticut, EUA; Enrique González, Quito, Ecuador; Martin Hyden, Dwight Peters y Miguel Villalobos, Clamart, Francia; Martin Isaacs, Sugar Land, Texas, EUA; y Marvin Markley, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA. ABC (Análisis Detrás del Revestimiento), AIT (herramienta de generación de Imágenes de Inducción de Arreglo), CBT (herramienta de Adherencia del Cemento), CHDT (Probador de la Dinámica de Formación de Pozo Entubado), CHFD (Densidad de la Formación en Pozo Entubado), CHFP (Porosidad de la Formación en Pozo Entubado), CHFR (Resistividad de la Formación en Pozo Entubado), CHFR-Plus (Resistividad de la Formación en Pozo Entubado), CNL (Registro de Neutrón Compensado), DSI (herramienta de generación de Imágenes Sónica Dipolar), GPIT (Inclinómetro de Uso General), InterACT, MDT (Probador Modular de la Dinámica de la Formación), Platform Express, PowerSTIM, PS Platform, RST (herramienta de Control de Saturación del Yacimiento), RSTPro (herramienta de Control de Saturación del Yacimiento para la Sonda PS Platform), SpectroLith, TLC (Adquisición de Registros en Condiciones Difíciles), USI (herramienta de generación de Imágenes Ultrasónicas) y Variable Density (Densidad Variable) son marcas de Schlumberger. Imagínese que intenta leer un periódico en una habitación oscura, o sentir con sus manos la temperatura de una papa recién horneada, o la textura de una roca utilizando guantes aisladores. La medición de las propiedades de las rocas mediante la utilización de herramientas de adquisición de registros es igualmente difícil cuando la formación se encuentra del otro lado de la tubería de revestimiento de acero y del cemento. Importantes desarrollos de programas de computación y herramientas permiten ahora efectuar una evaluación rigurosa de la formación detrás del revestimiento. Los modernos servicios de evaluación de formaciones ayudan a las compañías de exploración y producción (E&P, por sus siglas en inglés) a buscar zonas adicionales o no reconocidas inicialmente, y a identificar los hidrocarburos pasados por alto luego de asentar la tubería de revestimiento. Estos innovadores servicios operados a cable en pozo entubado facilitan la determinación de la porosidad, la litología, el contenido de lutita, las saturaciones de fluidos y la presión de formación. Una moderna herramienta de pruebas de formación recupera las muestras de fluidos de formaciones de los pozos entubados. La serie de servicios de Análisis Detrás del Revestimiento ABC ofrece un método sólido y eficaz desde el punto de vista de sus costos, para que las compañías de E&P analicen o vigilen rutinariamente las formaciones en pozos entubados. Ya sea que se trate de campos maduros o de descubrimientos nuevos, los servicios de pozos entubados refuerzan la eficacia en la toma de decisiones. Por ejemplo, los servicios ABC proveen registros de respaldo cuando la adquisición de registros a agujero descubierto es demasiado riesgosa. Las herramientas también brindan datos valiosos cuando se buscan zonas productivas pasadas por alto en pozos más antiguos o cuando se vigila rutinariamente la saturación, el agotamiento y la presión de formación para el manejo óptimo de los campos de petróleo y gas. En este artículo, se examinan las herramientas de evaluación de formaciones en pozos entubados y su eficacia en operaciones realizadas en Canadá, Ecuador y el sector noruego del Mar del Norte. Evaluación entre una roca y un punto duro Si se presenta la posibilidad de escoger, muchos operadores prefieren evaluar formaciones antes de entubar el pozo. Sin embargo, hay muchos casos en los que el riesgo de adquisición de registros a agujero descubierto es demasiado grande, o donde no tiene sentido desde el punto de vista económico realizar operaciones de adquisición de registros una vez que han cesado las operaciones de perforación y el equipo de perforación ha sido liberado. Por ejemplo, en una campaña de perforación de pozos múltiples, algunos operadores prefieren entubar todos los pozos y evaluarlos después. También hay pozos y campos existentes 2 Oilfield Review

7 en los que las recompensas potenciales que se presentan detrás del revestimiento son demasiado valiosas para pasarlas por alto. En campos maduros, habitualmente conocidos como campos marginales, los operadores re-evalúan zonas donde se adquirieron registros hace décadas, utilizando solamente dispositivos de rayos gamma, potencial espontáneo y resistividad. En otras situaciones, los pozos pueden penetrar formaciones donde no se adquirió registro alguno. Las nuevas mediciones facilitan la evaluación de formaciones, sin perjuicio de cuán antiguo sea el pozo. Habitualmente, el costo de la adquisición de datos en estos pozos entubados es mucho menor que el de la perforación de un pozo nuevo que se realiza con el exclusivo propósito de recolectar datos. El riesgo de las operaciones de adquisición de registros de pozo entubado es considerablemente menor que el de las operaciones de perforación. Cuando se perforan pozos nuevos, los operadores ocasionalmente encuentran formaciones en las que las condiciones de adquisición de registros a agujero descubierto son difíciles. En lugar de arriesgarse a perder una herramienta por atascamiento en estas formaciones, los operadores pueden optar por una evaluación de formaciones en pozo entubado completa, o adquirir registros de pozo entubado para complementar los registros adquiridos durante la perforación. En áreas donde la adquisición de registros a agujero descubierto es difícil, los operadores ahorran tiempo y dinero, y optimizan sus programas de evaluación de formaciones mediante la planeación anticipada de las operaciones de adquisición de registros en pozo entubado. La adquisición de registros en pozo entubado también ayuda a los operadores a evaluar los efectos de la producción, tales como el movimiento de los contactos de fluidos, los cambios de saturación y presión, y los perfiles de agotamiento e inyección. Una serie integrada de herramientas nuevas y no tan nuevas posibilita estos tipos de evaluaciones y los hace eficaces desde el punto de vista de sus costos. Evaluación de formaciones detrás del revestimiento Varios elementos clave contribuyen a la efectiva evaluación de formaciones detrás del revestimiento. Una comprensión exhaustiva de la condición de la tubería de revestimiento y del cemento constituye un requisito previo para una evaluación exitosa. Un registro de evaluación de la cementación (la combinación de datos de la herramienta de generación de Imágenes Ultrasónicas USI y la herramienta de Adherencia del Cemento CBT es lo ideal), revela cualquier anomalía de la cementación que podría afectar los resultados obtenidos por las herramientas de evaluación de formaciones a través de la tubería de revestimiento. Desde luego, que el diámetro del pozo y la configuración de su terminación, inciden en la selección de la herramienta de adquisición de registros. Los intérpretes de registros experimentados incorporan los detalles de las terminaciones geometría del pozo, tubulares, ángulo de inclinación y cualquier restricción de fondo de pozo y los datos de registros de pozos en las estimaciones de producción y las recomendaciones para efectuar las operaciones de disparos y otros procedimientos, tales como tratamientos de estimulación. Estas recomendaciones provienen de una descripción detallada de la formación porosidad, litología y saturación de fluido obtenida de los datos de registros de densidad, rayos gamma, neutrón, resistividad, sónico y de espectroscopía. Otoño de

8 Los datos de movilidad de fluidos obtenidos de los probadores de pozos entubados complementan el análisis petrofísico. Las evaluaciones de registros aplicando la técnica de lapsos de tiempo requieren dos conjuntos de estos datos (registros repetidos a través del mismo intervalo). Se dispone de numerosos servicios ABC para satisfacer los diversos requisitos de los clientes (abajo). Para evaluar la saturación, la herramienta de Resistividad de la Formación en Pozo Entubado CHFR aplica tecnologías de vanguardia para mediciones de resistividad de lectura profunda, que penetran más allá de la tubería de revestimiento de acero. 1 La nueva herramienta de Resistividad de la Formación en Pozo Entubado CHFR-Plus, brinda equipos y técnicas de medición mejorados que aumentan la eficacia operativa de las mediciones de resistividad en pozo entubado. Ambas herramientas operan en forma similar, introduciendo corriente a la tubería de revestimiento. Se produce una caída de tensión cuando una pequeña cantidad de corriente escapa dentro de la formación. La caída de tensión es proporcional a la conductividad de la formación, lo que permite el cálculo de su resistividad. Disponible en el mercado desde el año 2000, la herramienta CHFR original ha demostrado su valor en todo el mundo para aplicaciones tales como vigilancia rutinaria de zonas productivas pasadas por alto, re-evaluación de campos antiguos, control rutinario de yacimientos y saturación, y evaluación primaria de pozos entubados antes de una evaluación completa de las formaciones. La herramienta CHFR-Plus, introducida en el año 2002, ofrece capacidades de medición Propiedad Condición de la tubería de revestimiento Condición del cemento Litología Litología Porosidad Contenido de petróleo Contenido de gas Identificación de fluidos Presión Herramientas de adquisición de registros Herramienta USI y dispositivos de calibrador Herramientas USI y CBT Herramientas RST y RSTPro y procesamiento SpectroLith Herramientas de rayos gamma, densidad y neutrón Herramientas CHFD, CHFP, CNL y DSI Herramientas RST y CHFR Herramientas neutrónicas y sónicas Herramienta CHDT Herramienta CHDT > Componentes de los servicios de Análisis Detrás del Revestimiento ABC. Se pueden seleccionar combinaciones de las herramientas ABC para complementar datos obtenidos a agujero descubierto o lograr objetivos específicos de evaluación de formaciones. similares, pero al doble de velocidad que el dispositivo CHFR, debido a una nueva técnica de medición. 2 A la fecha, las herramientas CHFR y CHFR-Plus han realizado más de 800 registros. La herramienta de Control de Saturación del Yacimiento RSTPro para la sonda PS Platform también ayuda a determinar la saturación. Las mediciones del parámetro sigma de la formación son muy eficaces en fluidos de formación de alta salinidad para determinar la saturación de agua. 3 Como parte del servicio de la herramienta RSTPro, el procesamiento SpectroLith a partir de registros de herramientas de espectroscopía de rayos gamma inducidos por bombardeo de neutrones cuantifica las interpretaciones litológicas. 4 La adquisición de registros de la relación carbono/oxígeno, habitualmente conocida como adquisición de registros de C/O, puede proveer resultados de saturación de la formación en ambientes de agua dulce y de aguas de salinidad desconocida; por ejemplo, en zonas donde existe un programa de inyección de agua en curso y la salinidad del agua inyectada difiere de la del agua de formación. Cuando en un yacimiento dado se efectúan en forma repetida mediciones de saturación con los dispositivos CHFR y RSTPro, estas mediciones son clave para la vigilancia rutinaria y el manejo de yacimientos a través de la técnica de lapsos de tiempo. Para complementar los análisis de saturación, la herramienta de Porosidad de la Formación en Pozo Entubado CHFP mide la porosidad y el parámetro sigma de las formaciones. Esta herramienta tiene una fuente de neutrones electrónica, también conocida como minitrón, que elimina la necesidad de contar con una fuente radioactiva química. Los mecanismos de protección contra efectos del pozo y el enfoque de las mediciones permiten que los petrofísicos efectúen correcciones ambientales. El dispositivo de Registro de Neutrón Compensado CNL también se puede correr en pozos entubados, pero requiere correcciones ambientales globales porque carece de los sistemas de protección contra ambiente de pozo y de enfoque como los del dispositivo CHFP. La herramienta de Densidad de la Formación en Pozo Entubado CHFD utiliza una nueva caracterización del dispositivo de medición de densidad de tres detectores, incorporado en la sonda Platform Express especialmente para operaciones en pozo entubado. La herramienta de generación de Imágenes Sónica Dipolar DSI brinda mediciones exactas de los tiempos de tránsito compresionales de la formación; utilizadas para determinar la porosidad y como un indicador de gas. La herramienta también mide la lentitud (inversa de la velocidad) de ondas sónicas de corte; clave para evaluar las propiedades mecánicas de las rocas, tales como la estabilidad del pozo o de los túneles de los disparos, la predicción del crecimiento vertical de las fracturas hidráulicas o el análisis de producción de arena. 5 Los resultados de la herramienta DSI también se pueden utilizar para determinar la anisotropía de los esfuerzos, componente clave para el fracturamiento orientado. Los datos también contribuyen a interpretaciones geofísicas que utilizan sismogramas sintéticos, perfiles sísmicos verticales y análisis de la variación de la amplitud con el desplazamiento. Totalmente combinable con otras herramientas de adquisición de registros en pozo entubado, el dispositivo DSI opera a velocidades de adquisición de registros de hasta 1100 m/h [3600 pies/hora]. Antes de bajar la herramienta DSI, es crucial evaluar la integridad del cemento porque una cementación de alta calidad mejora la calidad de los resultados de la herramienta DSI. El Probador de la Dinámica de Formación de Pozo Entubado CHDT es una herramienta exclusiva que mide presiones múltiples y recoge muestras de fluido detrás del revestimiento. 6 La herramienta perfora un pequeño orificio a través de la tubería de revestimiento del cemento y dentro de la formación. Luego de medir la presión y recolectar muestras de fluido, la herramienta obtura el orificio efectuado a través de la tubería de revestimiento. El dispositivo se ha utilizado para efectuar más de 300 orificios y ha alcanzado un índice de éxito de más del 91% cuando el operador ha optado por taponar los agujeros de preensayo. Las operaciones con la herramienta 4 Oilfield Review

9 CHDT ofrecen un método eficaz desde el punto de vista de sus costos para optimizar los planes de ejecución de nuevas terminaciones, mejorar datos de registros viejos o incompletos, valorar zonas productivas y evaluar pozos con respecto a su potencial económico. La herramienta también puede utilizarse para vigilar rutinariamente frentes de inundación y medir su efectividad en operaciones de recuperación secundaria. El programa de computación personalizado, conocido como ABC Composer, ayuda a los intérpretes de registros a preparar presentaciones de registros compuestos. El programa puede incorporar archivos PDS y ASCII. 7 Es esencial una planeación exhaustiva previa a la ejecución del trabajo para que los servicios ABC sean exitosos. La preparación del trabajo incluye una bajada de la barrena y el raspador para retirar los detritos del pozo. Las condiciones del pozo afectan ciertas herramientas más que otras. Por ejemplo, en presencia de corrosión, la herramienta CHFR puede tener poco contacto eléctrico con la tubería de revestimiento. Los registros USI y CBT identifican la corrosión potencial de la tubería de revestimiento, por lo que se recomienda como práctica bajar estas herramientas antes de correr la herramienta CHFR. Adquisición de registros de contingencia en Noruega Para desarrollar el campo Snorre, situado en la zona de Tampen en el área marina de Noruega, en el Mar del Norte, Statoil y sus socios están perforando pozos de desarrollo desde dos plataformas (derecha). 8 En el sector noruego, este campo es el segundo por su tamaño, sólo superado por el campo Ekofisk. En parte, gracias a la aplicación continua de nueva tecnología, el campo Snorre ha estado produciendo petróleo y gas por más de una década. Los pozos de producción horizonta km millas Snorre M a r DINAMARCA d e N l t e o r NORUEGA Oslo Bergen Stavanger SUECIA Edinburgo FINLANDIA Plataforma Shetland Alto Grampiano 100 km < Ubicación del campo Snorre, en el sector noruego del Mar del Norte. El mapa paleogeográfico (extremo inferior derecho) muestra que el área Tampen se asienta en sedimentos continentales o lacustres, con fallas normales, correspondientes a la formación Statfjord. Estos complejos yacimientos están siendo sometidos a un proyecto de inyección alternada de agua y de gas (WAG, por sus siglas en inglés). El éxito de las operaciones WAG depende de un conocimiento exhaustivo de los compartimientos del yacimiento y sus presiones. Mapa paleogeográfico del Triásico Tardío en el sector septentrional del Mar del Norte Cratónico, relieve esencialmente bajo Sedimentos continentales o lacustres Sedimentos clásticos deltaicos, costeros y marinos someros Marinos someros, fundamentalmente lutitas con escasos sedimentos carbonatados Estribación de Tampen y campo Snorre Bergen Stavanger NORUEGA Oslo DINAMARCA Falla normal Rocas carbonatadas Dirección del influjo clástico Dirección de transporte de sedimentos clásticos dentro de la cuenca 1. Para obtener mayor información sobre la herramienta CHFR, consulte: Aulia K, Poernomo B., Richmond WC, Wicaksono AH, Béguin P, Benimeli D, Dubourg I, Rouault G, VanderWal P, Boyd A, Farag S, Ferraris P, McDougall A, Rosa M y Sharbak D: Medición de la resistividad detrás del revestimiento, Oilfield Review 13, no. 1. (Verano de 2001): El dispositivo CHFR-Plus introduce corriente del lado de la tubería de revestimiento opuesto a aquél donde fluye la corriente, para reducir la sensibilidad de la medición a la resistencia de la tubería de revestimiento. Además, la carrera de calibración para este dispositivo se produce al mismo tiempo que la medición de la resistividad de la formación, con lo cual se ahorra más tiempo. 3. El parámetro sigma es la sección transversal macroscópica para la absorción de neutrones termales, o sección transversal de captura, de un volumen de materia, medido en unidades de captura (c.u., por sus siglas en inglés). Sigma también se refiere a un registro de esta propiedad y es la salida principal del registro de captura de neutrones emitidos por pulsos, que esencialmente se utiliza para determinar la saturación de agua detrás del revestimiento. Sigma aumenta usualmente a medida que aumenta la saturación de agua o disminuye la saturación de petróleo. Para mayor información sobre adquisi- ción de registros mediante emisión de pulsos de neutrones en pozo entubado, consulte: Albertin I, Darling H, Mahdavi M, Plasek R, Cedeño I, Hemingway J, Richter P, Markley M, Olesen J-R, Roscoe B y Zeng W: The Many Facets of Pulsed Neutron Cased Hole Logging, Oilfield Review 8, no. 2 (Verano de 1996): El término espectroscopía se refiere al estudio de la composición y la estructura de la materia utilizando diversos instrumentos analíticos para medir la emisión y dispersión de las partículas o la energía. Para mayor información sobre la utilización del dispositivo RSTPro en rocas carbonatadas, consulte: Akbar M, Vissapragada B, Alghamdi AH, Allen D, Herron M, Carnegie A, Dutta D, Olesen J-R, Chourasiya RD, Logan D, Stief D, Netherwood R, Russell SD y Saxena K: Evaluación de yacimientos carbonatados, Oilfield Review 12, no. 4 (Primavera de 2001): Para mayor información sobre la tecnología DSI, consulte: Brie A, Endo T, Hoyle D, Codazzi D, Esmersoy C, Hsu K, Denoo S, Mueller MC, Plona T, Shenoy R y Sinha B: New Directions in Sonic Logging, Oilfield Review 10, no. 1 (Primavera de 1998): Para mayor información sobre la herramienta CHDT, consulte: Burgess K, Fields T, Harrigan E, Golich GM, MacDougall T, Reeves R, Smith S, Thornsberry K, Ritchie B, Rivero R y Siegfried R: Pruebas de formación y obtención de muestras de fluidos a través del revestimiento, Oilfield Review 14, no. 1 (Verano de 2002): Fields T, Gillis G, Ritchie B y Siegfried R: Pruebas de formación y obtención de muestras de fluidos a través del revestimiento, GasTIPS 8, no. 3 (Verano de 2002): PDS (Picture Description Script) es un formato gráfico patentado por Schlumberger para el despliegue de datos de registros. Código Estándar Americano para el Intercambio de Información (ASCII, por sus siglas en inglés) es otro estándar industrial para formatos de datos de computación. 8. El 1 de enero de 2003, Norsk Hydro transfirió la operación del campo Snorre a Statoil. Para más información, consulte: Snorre Turns 10 With Second-Highest Remaining Reserves (6 de marzo de 2003): _08/SnorreBirthday_en.html Para mayor información sobre el campo Snorre, consulte: Snorre (13 de marzo de 2003): g=en&artid=7840c91e88febe93c1256b3d003b8f41 Otoño de

10 Condición de la tubería de revestimiento Mapa del cemento Adherencia Mapa del cemento Formación Hidrocarburo Arenisca Agua ligada Sólidos arcillosos Presiones CHDT Esquema del pozo Prof., m Radio interno promedio 4pulg5 Porosidad efectiva Presión hidrostática Radio 1.0 vol/vol bar externo Volumen de arcilla Presión de formación promedio 0.0 vol/vol bar pulg km millas ALBERTA X050 Calgary X100 Pozo l CANADÁ X150 X200 > Localización del pozo , campo Caroline, Alberta Central, Canadá. X250 X300 X350 X400 X450 X500 X550 > Servicios ABC en el Mar del Norte. Los resultados de la adquisición de registros durante la perforación (LWD) de este pozo del campo Snorre, que se despliegan en el Carril 2, demuestran la alternancia de capas de arenisca y lutita. Este registro compuesto es una de las diversas formas posibles de mostrar los datos adquiridos utilizando los servicios ABC. les drenan varios yacimientos complejos, explotados por inyección alternada de agua y de gas (WAG, por sus siglas en inglés). La inyección WAG crea distintos regímenes de presión en compartimientos separados. El conocimiento de estos regímenes de presión es crucial para un manejo eficaz del yacimiento. En un pozo de inyección del campo Snorre, con una desviación de 63 respecto de la vertical, se adquirieron mediciones LWD a una profundidad de entre 4070 y 4820 m [13,353 y 15,814 pies]. Originariamente, se planificaron mediciones adicionales para todo el tramo descubierto del pozo con las herramientas DSI, el Probador Modular de la Dinámica de la Formación MDT y la sonda Platform Express, bajadas mediante el sistema de Adquisición de Registros en Condiciones Difíciles TLC. La herramienta integrada de adquisición de registros con cable Platform Express, el dispositivo DSI y la herramienta MDT se bajaron en combinación para obtener registros a agujero descubierto y tres datos de presión de la formación. Las mediciones de presión MDT fueron suficientes para caracterizar el régimen de presión en la sección superior del yacimiento. Este pozo del campo Snorre no se consideraba de alto riesgo, pero las herramientas de adquisición de registros alcanzaron una profundidad de sólo 4440 m [14,568 pies] debido a problemas del pozo, midiendo solamente 50 m [164 pies] del intervalo de yacimiento y dejando un intervalo crítico de 380 m [1247 pies] a través de la sección del yacimiento restante sin registro alguno de porosidad. El operador decidió asentar la tubería de revestimiento y correr una serie de herramientas ABC para obtener los datos requeridos. Este programa de adquisición de registros ABC, que constituyó la primera utilización de la serie ABC, incluía las herramientas USI, CBT y el Inclinómetro de Uso General GPIT para evaluar la calidad del cemento a través del intervalo de interés (izquierda). Los dispositivos CHFD, CHFP, DSI y GPIT se corrieron para la evaluación de formaciones. La operación se planificó y ejecutó sin problemas, y los datos fueron transmitidos utilizando el sistema de control y entrega de datos en tiempo real InterACT, para su posterior procesamiento a cargo del segmento de Servicios de Datos y Consultoría de Schlumberger, en Stavanger, Noruega, y Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, y el Centro de Investigaciones Doll de Schlumberger, en Ridgefield, Connecticut, EUA. Los registros de pozo entubado se ajustan estrechamente a los registros obtenidos a agujero descubierto en los intervalos superpuestos. El operador caracteriza ciertos pozos como de alto riesgo porque el tiempo transcurrido entre la perforación y el logro del aislamiento por zonas de las unidades del yacimiento es crucial. 9 El tiempo requerido para correr registros a agujero descubierto sobre todo el dispositivo MDT para obtener datos de presión hace que las condiciones del pozo se deterioren, a veces hasta el punto en que la tubería de revestimiento no pueda bajarse exitosamente o que la calidad del cemento no llegue a ser óptima y no se pueda lograr el aislamiento por zonas. Para eliminar este problema, el 6 Oilfield Review

11 Resistencia del segmento de tubería de revestimiento Primera carrera 0 ohm-m Resistencia del segmento de tubería de revestimiento Carrera repetida 0 ohm-m Rayos gamma 0 API 150 XX00 m Adherencia del cemento Resistividad CHFR - Primera carrera 2 ohm-m 2000 Resistividad CHFR Carrera repetida 2 ohm-m 2000 Porosidad-Neutrón en pozo entubado 0.45 vol/vol Coherencia del sónico DSI Delta T DSI en pozo entubado 300 µs/m µs/m 700 > Evaluación del objetivo primario en pozo entubado, campo Caroline, Canadá. Las resistividades CHFR (Carril 3), combinadas con las mediciones de porosidad de las herramientas sónicas y neutrónicas (Carril 4), indicaban una alta saturación de agua en el objetivo primario más profundo cerca de XX00 m. Como no había indicación alguna de gas, esta zona fue abandonada sobre la base de la combinación de herramientas sónicas y neutrónicas. operador seleccionó el servicio CHDT a fin de obtener las presiones de formación a través de la tubería de revestimiento y del cemento. A la fecha, se han terminado tres trabajos CHDT en el campo Snorre y se prevé la ejecución de otros. Éstos son algunos de los pozos CHDT operados con tractor que han planteado mayores desafíos. 10 El primer pozo del campo Snorre en el que se bajó la herramienta era un pozo muy desviado aproximadamente 83 y, por lo tanto, también fue la primera vez que se utilizó un tractor para bajar la herramienta CHDT. También constituyó la primera utilización comercial de la herramienta CHDT en el campo Snorre. El segundo pozo fue el primer trabajo CHDT realizado en un pozo horizontal; en este caso, un pozo con una desviación de 95. Con un peso de 1460 kg [3219 lbm], la sarta de herramientas para ese trabajo, que incluía módulos de presión y de muestreo, sigue siendo la más pesada operada con tractor hasta la fecha. Recientemente, se bajó en un pozo del campo Snorre la primera sarta de herramientas CHDT de probeta dual para maximizar la cantidad de puntos de preensayo en un solo viaje. Se han obtenido valiosos datos de presión de formación con estas tres operaciones CHDT. La principal lección aprendida es que la buena calidad del cemento resulta crucial para una interpretación adecuada y confiable de la presión de formación CHDT. Para los pozos de producción de alto riesgo del campo Snorre, los datos de presión de formación ayudan a establecer zonas de presión uniforme en el diseño de la terminación y a optimizar la densidad del fluido de terminación. Sin datos de presión, la densidad del fluido de terminación se basa en el pronóstico de la presión de poro máxima para el control del pozo. Si la presión del yacimiento es bastante inferior a este pronóstico, el pozo no tendrá flujo natural, lo que demorará la producción. Además, el pozo requerirá una intervención para llevar a cabo las operaciones de estimulación, cuyo valor es de más de 1 millón de dólares estadounidenses en horas de equipo de perforación solamente. Los datos de presión en los pozos de inyección de alto riesgo son esenciales para confirmar la comunicación entre los pozos inyectores y los pozos productores situados en el mismo bloque de falla. Si la presión del yacimiento en un pozo inyector recién perforado corresponde a la presión de poro inicial, el inyector no se halla en comunicación con los pozos productores y no aumentará la recuperación de petróleo. Se requiere un nuevo pozo inyector a un costo de aproximadamente 10 millones de dólares estadounidenses para desplazar los hidrocarburos del yacimiento productor. Evaluación de formaciones detrás del revestimiento en Canadá En el campo Caroline, de Alberta, Canadá, Big Horn Resources, Ltd. (ahora parte de Enterra Energy Corp.), perforó el pozo para probar dos zonas con hidrocarburos potenciales (página anterior, arriba). Un puente de fondo de pozo impedía que las herramientas de adquisición de registros atravesaran los 50 m inferiores del pozo, donde se hallaba ubicado el objetivo primario. El objetivo secundario fue evaluado utilizando registros de resistividad y porosidad obtenidos a agujero descubierto. Big Horn Resources quería evaluar los indicadores de detección de gas a partir de los registros de lodo, pero tuvo que entubar el pozo debido a las condiciones deficientes de la perforación para adquirir registros a agujero descubierto. La compañía planificó reunir información adicional del yacimiento mediante la adquisición de registros detrás del revestimiento, desplegando la combinación de herramientas USI y CBT para evaluar la calidad del cemento; las herramientas DSI y CNL para determinar la porosidad; la herramienta CHFR para evaluar las saturaciones de fluidos, y el dispositivo CHDT para adquirir muestras de fluido de formación y mediciones de presión. El objetivo primario y más profundo la formación carbonatada Elkton en la zona inferior a XX00 m de profundidad resultó no productivo según los resultados de las herramientas ABC (arriba). Las resistividades CHFR, combinadas con las mediciones de porosidad de las herramientas sónicas y neutrónicas, indicaron una alta saturación de agua y, dado que no hubo indicación alguna de gas según la combinación de herramientas sónicas y neutrónicas, se abandonó la zona. 9. Para mayor información sobre aislamiento por zonas en el área Tampen, consulte: Abbas R, Cunningham E, Munk T, Bjelland B, Chukwueke V, Ferri A, Garrison G, Hollies D, Labat C y Moussa O: Soluciones de largo plazo para el aislamiento zonal, Oilfield Review 14, no. 3 (Invierno de 2002/2003): Un tractor es un dispositivo utilizado para operar equipos en pozos, más allá del punto en que la fuerza de gravedad sola bastaría para ayudar al equipo a alcanzar el fondo del pozo. Otoño de

12 Tamaño de la barrena 6 pulgadas 16 Calibrador 6 pulgadas 16 Rayos gamma en pozo entubado 0 API 150 Se esperaba que la zona secundaria superior situada a XX75 m una arenisca Cretácica del Grupo Mannville de la Formación Rock Creek fuera gasífera; su productividad se evaluó con un muestreo CHDT (arriba). El muestreo de fluidos CHDT confirmó la presencia de hidrocarburo en esta zona. No obstante, sobre la base de las estimaciones de movilidad del fluido (la relación de permeabilidad a viscosidad en unidades de md/cp), la movilidad potencial del fluido era incierta, pero probablemente baja. Big Horn Resources optó por disparar esta zona utilizando tecnología de disparos operada con tubería de Resistividad Carril de decisión Mapa del cemento Resistividad CHFR 0.2 ohm-m 2000 AIT-H de 10 pulgadas de profundidad de investigación 0.2 ohm-m 2000 AIT-H de 90 pulgadas de profundidad de investigación 0.2 ohm-m 2000 Presión hidrostática 4050 lpc 4550 Presión de formación 4050 lpc 4550 Porosidad-Neutrón Termal en agujero descubierto 0.45 vol/vol Porosidad-Neutrón Termal en pozo entubado 0.45 vol/vol Densidad total en agujero descubierto 1.95 g/cm Tubería de revestimiento 0 pulgadas 20 Prof., m > Evaluación de otra zona del campo Caroline, Canadá, en pozo entubado. El yacimiento de areniscas superior resulta claramente visible en la curva de rayos gamma de color verde (Carril 1), por encima de XX75 m. Los datos CHFR (círculos azules) se superponen sobre los datos de resistividad de lectura profunda (curvas rojas) del Carril 2. El operador optó por adquirir datos de presión CHDT de la porción inferior de la arenisca (círculos azul y rojo en el Carril 3). El mapa del cemento (Carril 4) determinó los puntos de pre-ensayo CHDT. Esta evaluación en pozo entubado condujo al operador a terminar el pozo en la porción inferior del intervalo de arenisca. XX50 XX75 producción. Las mediciones de presiones transitorias provenientes de una prueba de flujo confirmaron la estimación de baja movilidad obtenida con el dispositivo CHDT, de manera que la compañía abandonó la zona superior (próxima página, arriba). Sin los datos de la herramienta CHDT, la compañía podría haber invertido más de 250,000 dólares canadienses para el fracturamiento hidráulico y las pruebas de flujo en este pozo. La experiencia de Big Horn Resources demuestra que la evaluación de formaciones detrás del revestimiento constituye una alternativa viable cuando las condiciones del pozo dificultan la adquisición de registros a agujero descubierto y aumentan el riesgo de atascamiento de las herramientas de adquisición de registros en el pozo durante la ejecución de estas operaciones. Para los operadores que deban decidir la ejecución de operaciones costosas, tales como terminaciones, estimulaciones o pruebas de pozos sobre la base de evaluaciones de formación incompletas, los servicios ABC constituyen una alternativa eficaz desde el punto de vista de sus costos. Evaluación de formaciones en Ecuador Las operaciones de adquisición de registros a agujero descubierto en el campo Dorine, cuenca Oriente, Ecuador, son riesgosas y a menudo costosas por los problemas de estabilidad de los pozos. El campo se encuentra en la fase de desarrollo, de manera que el operador AEC Ecuador Ltd. (ahora EnCana Corporation) está poniendo énfasis en la eficiencia del equipo de perforación y la minimización de erogaciones de capital y gastos operativos. AEC decidió adquirir registros en pozo entubado para un pozo en el que se habían obtenido registros a agujero descubierto varios meses antes. Comparando los registros obtenidos a agujero descubierto y pozo entubado, el operador buscaba aumentar la confianza en una técnica de evaluación que ayudaría a reducir los costos de desarrollo de campos petroleros. En lugar de invertir tiempo y dinero adquiriendo datos a agujero descubierto subóptimos, en pozos complicados, el operador consideró la posibilidad de obtener solamente registros de pozo entubado en los pozos futuros. Los datos de registros de densidad, porosidad y sónicos adquiridos en pozo entubado se ajustaban estrechamente a los datos obtenidos a agujero descubierto (próxima página, abajo). Diversas condiciones condujeron a la alta calidad de los datos obtenidos en pozo entubado. El operador y Schlumberger realizaron una extensiva planeación previa a la ejecución de los trabajos para garantizar que el pozo fuera un candidato adecuado para los servicios ABC. Concretamente, los ingenieros verificaron la condición de la cementación para asegurarse de que el pozo fuera un candidato adecuado para la utilización de los dispositivos CHFP, DSI y CHFD. Las herramientas USI y CBT utilizadas en combinación, indicaron que la calidad del cemento era en general buena. La corrosión puede ser un problema; en particular, cuando se emplea el dispositivo CHFR en pozos más antiguos, pero la tubería de revestimiento en este pozo era nueva. Al iniciarse las operaciones, la brigada de perforación bajó los raspadores en el pozo para extraer las incrustaciones de cemento que pudieran interferir con la adquisición de datos en pozo entubado. Los datos fueron transmitidos en 8 Oilfield Review

13 Presión, kpa 40,000 35,000 30,000 25,000 20,000 15,000 10, Presiones del manómetro de cuarzo Presiones del manómetro de deformación ,000 12,000 14,000 16,000 Tiempo transcurrido, segundos Prueba de hermeticidad de la tubería de revestimiento Perforación de la tubería de revestimiento tiempo real al personal del segmento de Servicios de Datos y Consultoría de Schlumberger en Quito, utilizando el servicio InterACT. Este ejemplo del campo Dorine demuestra que la adquisición de registros después de asentar la tubería de revestimiento es un método de evaluación de formaciones eficaz desde el punto de vista de sus costos, cuando la estabilidad del pozo plantea riesgos inaceptables. Los servicios ABC han sido utilizados en otras zonas de Ecuador. Por ejemplo, un operador seleccionó el dispositivo CHFR para re-evaluar la Posición de la penetración de la barrena Volumen del pre-ensayo Pre-ensayos de la formación saturación en una zona de interés en la que los registros obtenidos a agujero descubierto indicaban una saturación de agua relativamente alta; los resultados de la herramienta CHFR indicaron una saturación de agua más baja. Los servicios ABC también demostraron ser una parte crítica del proceso de reconocimiento de candidatos a fin de evaluar pozos adecuados para la utilización de los servicios de optimización de pozos PowerSTIM. 11 Los resultados de los servicios ABC ayudaron a determinar el módulo de Young, la relación de Poisson y el gradiente de fractura de Volumen del pre-ensayo, cm 3 Taponamiento de la tubería de revestimiento > Resultados CHDT del campo Caroline, Canadá. Esta gráfica de la presión CHDT en función del tiempo muestra un ciclo de pre-ensayo completo, que comienza con la prueba de hermeticidad de la tubería de revestimiento, continúa con la perforación de la tubería de revestimiento, la ejecución de múltiples pre-ensayos de la formación, y finaliza con el taponamiento de la tubería de revestimiento. La presión cambió tan pronto la herramienta perforó a través del revestimiento, lo que es típico de esta región. El registro USI de este pozo reveló la existencia de canales de cemento en la zona, lo que podría haber incidido en la respuesta de la presión. La prueba insumió más de cuatro horas debido a la baja permeabilidad de la zona. Una prueba de formación a agujero descubierto de duración similar plantearía mayores riesgos de atascamiento de la herramienta. En este caso, las herramientas de adquisición de registros fueron bajadas desde un equipo de servicios; mucho más económico que un equipo de perforación. Rayos gamma de agujero descubierto 0 API 150 Rayos gamma de pozo entubado API Profundidad 0.6 vol/vol vol/vol 0 Calibrador medida, Lentitud compresiva de agujero descubierto Lentitud compresiva de pozo entubado 6 pulgadas 16 pies X µs/pie µs/pie 40 X070 X080 X090 X100 Densidad total de agujero descubierto Densidad total de pozo entubado 1.65 g/cm g/cm Porosidad-Neutrón Termal de agujero descubierto Porosidad-Neutrón Termal de pozo entubado > Comparación de datos de registros de densidad, porosidad y sónicos obtenidos en agujero descubierto y en pozo entubado. Existe una muy buena correlación entre los datos de agujero descubierto y de pozo entubado (Carriles 2 y 3). la formación, que constituyen datos de entrada cruciales para la optimización del diseño de las operaciones de fracturamiento hidráulico. Los servicios ABC también han sido utilizados en pozos que debieron ser entubados antes de adquirir registros a agujero descubierto. Planeación anticipada para obtener datos detrás del revestimiento A medida que aumente el número de compañías de E&P que fomentan las actividades en campos petroleros maduros, la evaluación de formaciones detrás del revestimiento será cada vez más esencial como método de optimización de la producción eficaz desde el punto de vista de sus costos. Los servicios ABC, incluyendo el soporte de interpretación, permiten a las compañías obtener e interpretar datos y luego tomar decisiones fundamentadas, tales como perforación de pozos de re-entrada, perforación de pozos de avanzada, intervenciones de pozos, vigilancia rutinaria de pozos o campos petroleros y otras operaciones. Los servicios ABC hacen posible que las compañías de E&P obtengan registros de pozos en situaciones que, de lo contrario, hubieran obstaculizado o impedido la adquisición de datos. En condiciones de pozo adversas, como la inestabilidad de las paredes del pozo, los operadores ahora pueden optar por bajar la tubería de revestimiento y llevar a cabo operaciones de adquisición de registros con posterioridad, utilizando los servicios ABC. En campos petroleros más antiguos, los operadores pueden utilizar estos servicios para evaluar zonas productivas potenciales detrás de la tubería, en vez de perforar un nuevo pozo con el simple propósito de obtener datos. Los pozos y campos petroleros productores resultan fáciles de vigilar rutinariamente con las herramientas ABC. En muchas circunstancias, la planeación anticipada de estas operaciones minimiza los costos asociados con las horas de equipo de perforación. Quizás los únicos obstáculos para la adquisición exitosa de datos con estas herramientas sean la accesibilidad del pozo y la condición de la tubería de revestimiento, del cemento y de los componentes de terminación de pozos. A medida que las compañías de servicios y de E&P se familiaricen con la evaluación integral de formaciones a través de la tubería de revestimiento, seguirán intentando hallar respuestas de primera clase a las preguntas que se planteen acerca de los siempre cambiantes yacimientos. GMG 11. Para mayor información sobre los servicios de optimización de pozos PowerSTIM, consulte: Al-Qarni AO, Ault B, Heckman R, McClure S, Denoo S, Rowe W, Fairhurst D, Kaiser B, Logan D, McNally AC, Norville MA, Seim MR y Ramsey L: De las propiedades de los yacimientos a las soluciones de estimulación, Oilfield Review 12, no. 4 (Primavera de 2001): Otoño de

14 Fomento de la responsabilidad ambiental en operaciones sísmicas David Gibson Houston, Texas, EUA Shawn Rice Gatwick, Inglaterra A medida que avanza hacia el siglo XXI, la industria del petróleo y el gas prioriza considerablemente el desarrollo y la implementación de nueva tecnología. Los adelantos más exitosos no sólo mejoran la eficiencia en todos los aspectos relacionados con la evaluación y el manejo del yacimiento, sino que también fomentan el cuidado del medio ambiente y el respeto por las culturas locales. Un nuevo sistema para preparar y vigilar rutinariamente las operaciones sísmicas terrestres constituye una de esas tecnologías que muestra resultados destacables. 10 Oilfield Review

15 El descubrimiento y desarrollo de los recursos necesarios para satisfacer la demanda mundial de petróleo y gas siempre ha planteado desafíos a las compañías petroleras. En los primeros tiempos de la exploración petrolera, la decisión acerca de dónde perforar para hallar petróleo o gas se basaba fundamentalmente en la geología de superficie y en corazonadas. La perforación de pozos adicionales para definir la extensión del yacimiento constituía una práctica costosa e intrusiva; los resultados eran impredecibles y, en ciertos casos, el impacto sobre el medio ambiente local resultaba devastador (derecha). La práctica ha evolucionado considerablemente. A lo largo de los años, este sistema de perforación con fines exploratorios basado en la mejor conjetura fue reemplazado por la ciencia recurriendo a un mapeo geológico sistemático, al análisis geoquímico, al rastreo de rocas madre potenciales, y a la tecnología de prospección sísmica. La prospección sísmica utiliza ondas acústicas para obtener una representación de las estructuras que se encuentran en el subsuelo. En tierra, se utiliza una fuente sísmica habitualmente vehículos con plancha vibradora ( vibroseis ) o una carga explosiva para generar ondas acústicas que se propagan dentro de la tierra hasta grandes profundidades. Cada vez que un frente de onda encuentra un cambio en las propiedades geomecánicas del subsuelo, parte de la onda es reflejada nuevamente a la superficie, donde un arreglo de geófonos registra la señal de retorno. La información registrada se procesa para generar una imagen representativa del subsuelo. Las compañías de exploración y producción (E&P, por sus siglas en inglés) utilizan estas imágenes y los atributos obtenidos de las mismas para decidir dónde perforar, para lo cual identifican las formaciones rocosas del subsuelo con más posibilidades de contener petróleo o gas entrampados. Como tecnología de exploración, la prospección sísmica ha tenido un éxito notable. Los especialistas en E&P clasifican a los levantamientos sísmicos tridimensionales (3D) de superficie como la tecnología de mayor impacto sobre la industria de E&P. En la última década, dado que la aplicación de los levantamientos sísmicos 3D pasó a tener amplia difusión, el éxito exploratorio ha aumentado del 40% en 1992 al 70% en 2001 (derecha). Al mismo tiempo, la cantidad promedio de barriles de petróleo extraídos por cada pozo exitoso se ha cuadruplicado. Los levantamientos sísmicos han permitido que las compañías petroleras ahorren millones de dólares y han contribuido a que los precios de los combustibles se mantengan bajos, pero a qué costo para el medio ambiente? > Torres de producción en el campo petrolero Kern River, Bakersfield, California, EUA, en El desarrollo de este campo petrolero, que fue descubierto antes de la llegada de los levantamientos sísmicos, tuvo un impacto considerable sobre el medio ambiente. Índice de éxito exploratorio, % Año > Creciente éxito en perforación desde la introducción de los levantamientos sísmicos 3D, para un muestreo de 70 compañías de exploración y producción (E&P, por sus siglas en inglés) de todas partes del mundo. El índice de éxito es la cantidad total de pozos exploratorios clasificados como éxito comercial, dividida por la cantidad total de pozos perforados. Otra medida del éxito exploratorio es la creciente cantidad de barriles de reservas de petróleo incorporados por pozo (curva verde) desde la introducción de los levantamientos 3D. Los datos son tomados de presentaciones de información financiera efectuadas ante la Comisión de Valores de Estados Unidos, proporcionadas a Oilfield Review por Robin Walker, WesternGeco, Gatwick, Inglaterra. La adquisición de datos sísmicos implica el uso temporal de los terrenos que rodean a un área prospectiva. Tradicionalmente, los levantamientos han sido realizados sobre todo en el ciclo exploratorio; sin embargo, los datos se utilizan a lo largo de toda la vida productiva del campo. Durante la adquisición del levantamiento, se pueden producir cambios temporarios y rara vez permanentes si el proyecto no es bien manejado. El uso real de la tierra durante la adquisición sólo afecta entre el 2.5% y el 5.0% de la superficie terrestre cubierta por el levantamiento sísmico. 1 Según el diseño del levantamiento, este impacto suele ser equivalente a una extensión de 750 a 1000 km lineales [470 a 625 millas lineales] Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Rhonda Boone, Tony Bright y Robin Walker, Gatwick, Inglaterra; y a Bruce Clulow y Ryan Szescila, Anchorage, Alaska, EUA. Por el óleo que aparece en la página 10, se agradece a George Stewart, Stewart Graphics, Ridgefield, Connecticut, EUA. Desert Explorer, EcoSeis y Navpac son marcas de WesternGeco. 1. Sweenney DF, Hughes JR y Cockshell D: Integrating Environmental Impact Evaluation into a Quality, Health, Safety and Environmental Management Ssystem, artículo de la SPE presentado en la Conferencia Internacional de la SPE sobre Salud, Seguridad y Medio Ambiente en Exploración y Producción de Petróleo y Gas, Kuala Lumpur, Malasia, 20 al 22 de marzo de Millones de barriles de petróleo equivalente Otoño de

16 de línea sísmica o de 2.5 a 5.0 km 2 [0.9 a 1.8 millas cuadradas] de superficie por cada 100 km 2 [39 millas cuadradas] del área investigada. Si bien se considera que el impacto es transitorio y especialmente estético, los levantamientos sísmicos que no se realizan correctamente pueden producir un impacto ecológico considerable. Durante la última década, una mayor conciencia ambiental, en conjunto con un mejor enfoque en este aspecto por parte de los gobiernos, la industria y los grupos de interés, han influido en forma creciente para que no se dejen huellas o rastros de actividad después de esos levantamientos. Al mismo tiempo, la industria realiza cada vez más levantamientos de repetición (técnica de lapsos de tiempo) o de cuatro dimensiones (4D). La aplicación terrestre de los levantamientos 4D podría tener un impacto ambiental aún mayor porque es posible que deban efectuarse levantamientos repetidos antes de que el área del levantamiento inicial haya tenido tiempo para recuperarse. 2 Estos levantamientos repetidos se realizan en la misma área para vigilar rutinariamente los cambios producidos en los fluidos del yacimiento a través del tiempo. Con este respaldo de mayor conciencia ambiental, la industria sigue demostrando su compromiso con la protección del medio ambiente al insistir en la adopción de prácticas de perforación, adquisición de registros, pruebas y tareas de producción más seguras y más sólidas desde el punto de vista ambiental. Como la mayoría de las compañías de E&P contratan empresas de levantamientos sísmicos para que adquieran datos geofísicos por ellas, en lugar de recolectarlos ellas mismas, los proveedores de servicios geofísicos también deben manejar sus operaciones de manera de evitar incidentes relacionados con la salud, la seguridad y el medio ambiente (SSMA). El cliente y el contratista deben trabajar juntos a fin de preparar planes de manejo de SSMA para cada proyecto geofísico. Para reducir el riesgo de incidente ambiental potencial durante la adquisición de datos sísmicos, WesternGeco desarrolló e introdujo el sistema de vigilancia rutinaria del desempeño ambiental para operaciones sísmicas. El sistema EcoSeis para el manejo de calidad, salud, seguridad y medio ambiente (QHSE, por sus siglas en inglés) de WesternGeco se concentra en los aspectos ambientales existentes en un área. Este enfoque estructurado y sistemático está diseñado a medida para que cada proyecto sísmico logre el resultado deseado de bajo impacto ambiental. Los especialistas en QHSE desarrollan procesos y procedimientos ambientales específicos para un proyecto de acuerdo con los requisitos del cliente y los establecidos por las regulaciones, evaluaciones de riesgos de proyectos, pautas de referencia, y consideraciones y problemas culturales locales. Estos procesos y procedimientos luego son vigilados rutinariamente en tiempo real y comparados con el resultado deseado para asegurar que se minimicen las huellas dejadas por el proyecto. Este artículo describe las prácticas actuales adoptadas en las operaciones de adquisición de datos sísmicos terrestres, en conjunto con métodos nuevos para evitar daños ambientales y controlar el cumplimiento de las pautas reguladoras. Estudios de casos provenientes de todo el mundo muestran cómo el sistema EcoSeis permite minimizar el impacto de los levantamientos y ayuda a las compañías de E&P a que adquieran datos en forma segura y eficaz desde el punto de vista de los costos. Planeación para minimizar el impacto sísmico La mejor manera de comenzar a preparar un levantamiento sísmico es comprender las necesidades de todas las partes interesadas incluyendo los habitantes locales, clientes, organismos reguladores gubernamentales, organizaciones no gubernamentales y grupos de interés. Estas partes contribuyen a la evaluación del impacto sobre el medio ambiente (EIA, por sus siglas en inglés), a veces denominada declaración del impacto sobre el medio ambiente (EIS, por sus siglas en inglés), que describe las condiciones existentes en el área bajo consideración y cualquier riesgo que pueda plantear un levantamiento para la flora, la fauna, el patrimonio cultural u otros aspectos del medio ambiente. Muchos gobiernos exigen el cumplimiento de los documentos de la EIA, que habitualmente son recopilados por algunas empresas consultoras especializadas y pueden tener cientos de páginas de extensión. Cuando no existen regulaciones impuestas por el gobierno o los clientes, los contratistas suelen seguir las pautas de su propia compañía, y también las establecidas por la Asociación Internacional de Contratistas Geofísicos (IAGC, por sus siglas en inglés). 3 Idealmente, los documentos de la EIA deberían ser estudiados y comprendidos por todos los contratistas potenciales antes de presentar ofertas para un proyecto de levantamiento sísmico. Las compañías de servicios que acuerdan adquirir un levantamiento sísmico sin previo conocimiento de restricciones y requisitos ambientales pueden tropezar con costos y demoras inesperados durante la adquisición de los datos sísmicos. La mayoría de los contratistas realizan, como rutina, investigaciones preliminares destinadas a la búsqueda de información en áreas de levantamientos potenciales, antes de presentarse a licitación, para identificar obstáculos y dificultades. Los responsables de la planeación del levantamiento sísmico pueden utilizar esta información inicial para diseñar un levantamiento que satisfaga los objetivos geofísicos y ambientales. A menudo, los geofísicos de las compañías de E&P proveen especificaciones detalladas con respecto al espaciamiento y profundidad de los tiros, el espaciamiento y la orientación de las líneas receptoras, el tipo y tamaño de la fuente y su contenido de frecuencia. Los grandes contratistas de servicios sísmicos también tienen la capacidad de diseñar levantamientos y modificar los planes de levantamiento si fuese necesario. 4 Por ejemplo, puede requerirse Paleosol > Paleosol o suelo antiguo (superficie más oscura) expuesto como resultado de las arenas voladoras sopladas por el viento en Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos (EAU). Estas superficies antiguas alojan muchos tipos de fauna fácilmente perturbada, de manera que las líneas sísmicas y los caminos de acceso se desvían para evitarlas. 12 Oilfield Review

17 cambiar la orientación de las líneas receptoras especificadas por el cliente para adaptarse a las condiciones locales. Un levantamiento en un ambiente desértico de dunas de arena puede requerir una orientación diferente con respecto a las direcciones prevalecientes del viento, para permitir la adquisición entre las dunas en vez de hacerlo a través de las mismas. En ciertos ambientes desérticos, tales como en los desiertos australes de Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos (EAU), los paleosoles, o suelos antiguos, han quedado expuestos por la migración de arenas volviéndose vulnerables a los distintos elementos (página anterior). Estos paleosoles, que contienen corales fosilizados formados en un ambiente más antiguo de aguas cálidas, alojan diversas formas de especies silvestres modernas y es preciso eludirlos cuando se despliegan las líneas sísmicas. Una vez que el contratista de servicios sísmicos tiene garantizado un contrato de adquisición y comprende las especificaciones del levantamiento, es necesario establecer pautas para la brigada que investigará las posiciones de las líneas fuentes y receptoras. La investigación de las líneas fuentes y receptoras requiere el acceso de topógrafos y de sus equipos. En áreas libres, las brigadas sísmicas normalmente investigan las líneas utilizando camiones livianos equipados con sistemas de posicionamiento global (GPS, por sus siglas en inglés), que se trasladan a lo largo de una cuadrícula predeterminada, y colocando estacas en las localizaciones fuentes y receptoras especificadas. Los problemas ambientales en esta etapa no sólo consisten en el daño que se puede ocasionar durante el levantamiento, sino también en el daño potencial que podría causar la vía de acceso recientemente creada. Los senderos formados durante un levantamiento sísmico pueden convertirse en caminos no oficiales utilizados por futuros visitantes para llevar sus vehículos a puntos remotos. Para mitigar este efecto, y además minimizar el impacto sobre el suelo y la vegetación, las brigadas topográficas pueden implementar configuraciones de líneas entrecruzadas o sinuosas en vez de rectas. Esto ayuda a reducir la erosión, elimina el impacto visual y disuade a la gente de movilizarse posteriormente por los itinerarios transitados por los vehículos vibroseis. Los vehículos también pueden acceder a las líneas del levantamiento desviándose de un camino principal en ángulo para que las líneas no resulten tan visibles. En el pasado, los levantamientos en áreas con importante vegetación utilizaban topadoras para abrir vías de acceso. Las topadoras cortan los árboles y arbustos de raíz y constituyen una > Unidad de navegación inercial portátil Navpac. Este sistema de navegación, que puede ser trasladado en una mochila, permite mapear las coordenadas del levantamiento sin cortar el follaje alto y así lograr el espacio abierto necesario para los levantamientos que utilizan sistemas de posicionamiento global (GPS, por sus siglas en inglés). La unidad contiene un controlador manual para verificar las coordenadas y registrar los datos, y puede complementarse con un tablero de receptores GPS para su utilización en áreas donde el acceso a dispositivos GPS es factible. forma rápida y eficaz desde el punto de vista de los costos de abrir vías de acceso para los vehículos equipados con sistemas GPS. En ciertos ambientes, y con el consentimiento del propietario de la tierra, la utilización de topadoras sigue siendo el método escogido para la preparación de las vías de acceso. Sin embargo, los nuevos equipos y modernas técnicas permiten la adquisición de levantamientos de menor impacto ambiental, minimizando así el grado de perturbación de la vegetación. Cuando el levantamiento se lleva a cabo en terrenos complejos, localizaciones remotas o áreas sensibles desde el punto de vista ambiental, la preparación de las vías de acceso por el método convencional suele ser imposible o indeseable. Una alternativa es la unidad de navegación inercial portátil liviana Navpac (arriba). Contenida en una mochila, esta unidad permite a los topógrafos establecer un itinerario sin cortar el follaje alto, lo que sería necesario, caso contrario, para lograr espacio libre para los levantamientos con GPS. Esta alternativa permite además que las líneas del levantamiento sigan la trayectoria que ofrece menos resistencia. La unidad contiene un controlador manual para navegar y registrar datos y puede ser complementada con un tablero de circuitos internos de receptores GPS que utiliza automáticamente el sistema GPS diferencial si se encuentra disponible. El sistema GPS diferencial toma las coordenadas iniciales de un punto de referencia fijo conocido, luego rastrea la señal GPS a medida que se traslada la unidad Navpac y envía un valor de corrección a la unidad móvil. Si el GPS no puede funcionar, impedido por ejemplo por la densidad del follaje que oculta la antena Navpac de los satélites en órbita, la unidad opera en modo inercial. El modo inercial utiliza un giroscopio preciso sólido para rastrear todos los cambios horizontales y verticales de posición. La unidad Navpac compara estos cambios de posición con las coordenadas iniciales para proporcionar las coordenadas en cualquier punto nuevo. El sistema Navpac es un excelente ejemplo de tecnología desarrollada e implementada para aumentar el rendimiento de la productividad, minimizando al mismo tiempo el impacto sobre el medio ambiente. Utilizado en forma rutinaria en Canadá, ha demostrado proveer datos de prospección superiores en terrenos dificultosos con un solo paso del levantamiento, mínima tala de vegetación y mayor seguridad de la brigada. Resulta de utilidad en áreas muy forestadas, entre cultivos altos, debajo de la vegetación y en áreas urbanas; en lugares donde las tareas de levantamiento son dificultosas y se procura minimizar el impacto generado. 2. Para más información sobre monitoreo de la sísmica de lapsos de tiempo, consulte: Pedersen L, Ryan S, Sayers C, Sonneland L y Veire HH: Seismic Snapshots for Reservoir Monitoring, Oilfield Review 8, no. 4 (Invierno de 1996): Ashton CP, Bacon B, Mann A, Moldoveanu N, Déplanté C, Ireson D, Sinclair T y Redekop G: 3D Seismic Survey Design, Oilfield Review 6, no. 2 (Abril de 1994): Otoño de

18 > Tendido de líneas receptoras (izquierda) y colocación de geófonos (derecha) en un ambiente desértico. Los geófonos necesitan ser plantados, más que simplemente tendidos sobre el terreno, para asegurar un buen acople acústico con el terreno y reducir el ruido que genera el viento. Los geófonos son tan sensibles que una suave brisa producirá ruido en las trazas registradas. Este levantamiento consistió en una configuración de 72 geófonos por tendido de grupo en un esquema trapezoidal. Un tendido más común es el que consta de 6 ó 12 geófonos en línea recta. Una vez investigadas y marcadas las posiciones de las fuentes y los receptores, la brigada de registración despliega los receptores. Se trata de geófonos que se colocan en la tierra, comúnmente con un grupo de geófonos conectado a la línea de adquisición cada 25 ó 30 metros [82 a 98 pies] (arriba). Los geófonos registran una señal analógica; las señales analógicas provenientes de cada estación que comprenden normalmente entre 6 y 72 geófonos son agrupadas en un canal, enviadas a un digitalizador y registradas en una cinta magnética. Luego de la adquisición diaria, los especialistas en control de calidad realizan el procesamiento preliminar de los datos sobre los datos digitalizados para verificar la adecuación de la geometría de adquisición. Típicamente, hay entre 8 y 12 líneas receptoras activas todo el tiempo con un total de hasta 500 canales cada una. En un levantamiento estándar con 12 geófonos por canal, 400 canales por línea y 8 líneas activas, hay 38,400 geófonos desplegados en unas pocas millas cuadradas. Después de registrar una posición de emisión, la brigada enrolla la geometría de registración recogiendo los receptores que se encuentran en la parte posterior del levantamiento y colocándolos en la parte delantera. Para las fuentes sísmicas explosivas, la brigada sísmica perfora un pozo de explosión generalmente de 9 a 30 m [30 a 100 pies] de profundidad para colocar la carga. El pozo de explosión tiene un diámetro que oscila entre 6 y 10 cm [2.5 a 4 pulgadas]. Normalmente el pozo se perfora con una perforadora rotativa que se instala en una diversidad de transportes, inclusive en camiones, acoplados, vagonetas articuladas, vehículos tipo oruga de bajo impacto y vehículos todo terreno. La perforadora se transporta de un punto de explosión a otro. Cuando se requiere un > Cinco unidades vibroseis en un punto de tiro durante un levantamiento en Medio Oriente. Estos vehículos que proporcionan la fuente de energía constituyen un ejemplo de la familia de vibradores sísmicos terrestres Desert Explorer desarrollados por WesternGeco. Este diseño patentado incluye pasajes más seguros, un kit de luces para el desierto y un sistema de reaprovisionamiento de combustible libre de pérdidas. En el recuadro (arriba) se muestra un vehículo fuente con chasis articulado, que permite una operación estable en terrenos accidentados. fluido de circulación, pueden ser necesarios entre 190 y 570 litros [50 a 150 galones] de agua o lodo para cada pozo. El lodo se hacer recircular y se recolecta en una represa de lodo portátil. Los recortes, cuyo volumen puede llegar a 0.2 m 3 [8 pies cúbicos] por pozo, vuelven a depositarse en el pozo o se esparcen en forma uniforme sobre el terreno. Dado que el subsuelo se compone de diferentes capas de roca, los recortes pueden formar un parche de terreno descolorido que puede perdurar varios años. En ciertas áreas, el acceso de perforadoras instaladas en camiones y de los camiones de agua asociados, puede requerir que se elimine vegetación espesa de un trayecto de entre 4 y 5 m [12 a 16 pies] de ancho. En áreas inaccesibles, la brigada de perforación traslada un sistema de perforación portátil de un punto a otro en helicóptero (próxima página). Las operaciones con helicóptero imponen un impacto ambiental adicional mínimo sobre la perforación de pozos de explosión. Por último, para detonar una carga, un integrante de la brigada de adquisición conecta una unidad controlada por radio a la carga, que luego se hace detonar en forma remota desde un camión registrador. La otra fuente de energía sísmica típica es una fuente vibroseis. Cada camión vibroseis pesa aproximadamente 29,500 kg [65,000 lbm]; pero en el desierto, las brigadas usualmente despliegan vagonetas vibroseis articuladas que son más pesadas (38,600 kg) [85,000 lbm]. En todos los casos, los vehículos bajan una plancha pesada sobre el terreno, que vibra y transmite energía a la tierra. Dos a diez de esos vehículos sacudiendo la tierra en forma sincrónica sincronizados por una señal de radio simultánea con todos los vehículos y nominalmente en una posición fuente constituyen un punto de emisión unitario (izquierda). 14 Oilfield Review

19 Después de generar energía en un punto de emisión, las fuentes vibroseis se desplazan al punto siguiente a lo largo de la línea emisora, que estará a un cierto ángulo con respecto a las líneas receptoras. En terrenos cubiertos de nieve y ambientes arenosos frágiles, las fuentes de energía vibroseis pueden ser instaladas en vehículos montados sobre oruga de hule (caucho) articulados. WesternGeco ha utilizado este tipo de vehículos en numerosos entornos diferentes, siendo la operación para BP, en la región ártica de Alaska, la más reciente. Las pistas de rodamiento de hule ayudan a evitar que se produzcan daños en la delicada tundra cuando el vehículo gira y además son más efectivas que los neumáticos (llantas) comunes en lo que respecta a la distribución del peso de la unidad vibroseis. Esto minimiza la presión sobre el terreno y ofrece mayor protección para la vegetación que se encuentra debajo de la nieve. Su maniobrabilidad mejorada proporciona un beneficio adicional; no requieren que se abran surcos por delante, lo que reduce aún más la cantidad de viajes necesarios durante el levantamiento en una localización específica. La planeación anticipada y la aplicación de la tecnología adecuada para minimizar el impacto sobre el medio ambiente constituyen pasos vitales en la adquisición de levantamientos. El paso siguiente, que mide el éxito con el que un levantamiento sísmico satisface los requisitos ambientales, puede resultar una tarea difícil. Para efectuar esta medición, WesternGeco ha desarrollado el sistema EcoSeis que ayuda a las brigadas sísmicas a realizar los levantamientos minimizando al mismo tiempo el daño ocasionado a la tierra y a los seres vivos. El sistema EcoSeis La herramienta de manejo ambiental EcoSeis ayuda a las brigadas a controlar y evaluar el desempeño de sus actividades sísmicas terrestres en lo que respecta al cuidado del medio ambiente. Utiliza un proceso denominado escalamiento del logro de metas, que fue desarrollado en las décadas de 1960 y 1970 en EUA como herramienta para la vigilancia rutinaria y la evaluación en el campo de los servicios de salud. 5 La industria petrolera adaptó esta herramienta con la colaboración del gobierno Primary Industries and Resources, South Australia (PIRSA) la industria (Santos) y los grupos de interés ambiental. WesternGeco utilizó el sistema en Australia, en varios proyectos de Santos. El método EcoSeis ofrece una forma creíble de establecer objetivos medioambientales que sean relevantes y pertinentes a las actividades > Una perforadora portátil para perforar pozos de explosión en Bolivia. Las perforadoras portátiles utilizan aire inyectado a presión para la limpieza del pozo y suelen ser suficientemente livianas para ser desarmadas y trasladadas al siguiente punto de tiro. En terrenos dificultosos, este equipo portátil es transportado en helicóptero. emprendidas y establece una forma práctica de evaluar el nivel de logro de esos objetivos. Para permitir el acceso general, el programa está integrado con el sistema de preparación de informes QHSE de Schlumberger conocido como QUEST. A través de la base de datos QUEST, el personal de Schlumberger notifica todas las observaciones relacionadas con el trabajo en términos de salud, seguridad y medio ambiente, accidentes, situaciones peligrosas y eventos asociados con la calidad del servicio. El sitio también documenta el registro y el programa de entrenamiento en materia de seguridad de cada empleado, registra las auditorías y las reuniones, organiza los planes de trabajos correctivos y compila las estadísticas de toda la compañía. El sistema EcoSeis utiliza un enfoque objetivo para el manejo del medio ambiente que consiste en establecer un conjunto de objetivos válidos y mensurables respecto del medio ambiente, que resulten aceptables para los contratistas de servicios geofísicos y para sus clientes, los organismos de regulación y la comunidad en general. El enfoque tiene como objetivo evaluar las actividades medioambientales en forma más eficaz y efectiva, lograr mejores resultados respecto del medio ambiente, proporcionar mayor flexibilidad en términos de la aplicación de tecnología nueva y mejorada destinada a satisfacer los objetivos medioambientales, y garantizar a los clientes, los organismos de regulación y la comunidad que se están cumpliendo los objetivos medioambientales. El enfoque del sistema EcoSeis es diferente al de los sistemas prescriptivos de manejo del medio ambiente, que expone a grandes rasgos determinadas prácticas a seguir. Por el contrario, el método EcoSeis se centra en el resultado. 5. Sweeney et al, referencia 1. Otoño de

20 Inspección en la salida de un campamento volante Área prospectiva Localización Departamento Fecha del levantamiento Todo el material de construcción del campamento retirado Todas las represas de desechos, quema y residuos domésticos, tapadas Todas las unidades sanitarias tapadas Zonas de baños libres de desechos y material de construcción Sitio libre de basura Sitio libre de signos de contaminación y derrames (incluyendo los espejos de agua cercanos) Reverdeo implementado (indicar cantidad de semillas plantadas) Ningún signo de tala excesiva Sistema de desagüe del campamento tapado Los caminos de acceso a la zona de baños y sanitarios no tienen pisadas marcadas en el suelo y dejadas en su lugar Ningún signo de quema en el área, aparte de las represas de desechos Impacto mínimo sobre el área adyacente Fecha de la inspección Realizada por: Representante del cliente (si se requiere) Puntaje a la salida del sitio Deficiente Inadecuado 1 Satisfactorio 0 Bueno +1 Muy bueno +2 2 > 5 represas de desechos y desperdicios domésticos abiertas <5 represas de desechos y desperdicios domésticos abiertas <3 represas de desechos y desperdicios domésticos abiertas <2 represas de desechos y desperdicios domésticos Ninguna represa de desechos y desperdicios domésticos abierta >10 metros de sistema de desagüe abiertos < 10 metros de sistema de desagüe abiertos <5 metros de sistema de desagüe abiertos <2 metros de sistema de desagüe abiertos Ningún sistema de desagüe abierto >2 instalaciones sanitarias abiertas <2 instalaciones sanitarias abiertas Todas las instalaciones sanitarias cerradas >20 materiales de construcción del campamento dejados en el lugar <20 materiales de construcción del campamento dejados en el lugar <10 materiales de construcción del campamento dejados en el lugar Todas las instalaciones sanitarias cerradas <5 materiales de construcción del campamento dejados en el lugar Todas las instalaciones sanitarias cerradas Ningún material de construcción del campamento dejado en el lugar > 25 tipos de desechos en el lugar <25 tipos de desechos en el lugar <15 tipos de desechos en el lugar <10 tipos de desechos en el lugar Ningún desecho en el lugar Signos moderados de contaminación o derrames Signos excesivos de impacto sobre el área adyacente Pequeñas manchas o signos de contaminación o derrames Ningún signo de contaminación o derrames Ningún signo de contaminación o derrames Ningún signo de contaminación o derrames Signos moderados de impacto sobre el área adyacente Signos mínimos de impacto sobre el área adyacente Signos mínimos de impacto sobre el área adyacente Ningún signo de impacto sobre el área adyacente >5 pisadas marcadas en el suelo <5 pisadas marcadas en el suelo Ninguna pisada marcada en el suelo Ninguna pisada marcada en el suelo Ninguna pisada marcada en el suelo > Ficha de evaluación de resultados para medir el logro de metas utilizando el sistema EcoSeis de vigilancia rutinaria del desempeño medioambiental en un campamento volante en Indonesia. Los puntajes que oscilan entre 2 y +2 son adjudicados al rubro limpieza adecuada en las categorías que incluyen represas de desechos, instalaciones sanitarias, material de construcción, derrames y contaminación, destrucción del suelo e impacto visual sobre el medio ambiente. Escalamiento del logro de metas El escalamiento del logro de metas hace que la técnica EcoSeis resulte fácil de aplicar a una diversidad de situaciones. Un rasgo importante del escalamiento del logro de metas es que todos los grupos de interés, es decir las personas o los grupos con un interés en el resultado, pueden participar en la evaluación y obtención de consenso acerca de los aspectos más importantes de cualquier meta y el rango probable de resultados deseados e indeseados de las actividades encaradas, relacionadas con el medio ambiente o no. Para cada aspecto evaluado, los resultados se clasifican en una escala que va de 2 a +2. Se espera que la mayor parte de los resultados satisfaga los criterios asignados a un puntaje de 0. Éste es el nivel que los grupos de interés consideran como nivel de logro satisfactorio. En la mayoría de los levantamientos, los resultados a veces son mejores o mucho mejores que el estándar aceptable. A estos casos se les asigna un puntaje de +1 y +2. De un modo similar, los resultados inferiores al estándar aceptable reciben puntajes equivalentes a 2 y 1. En general, los puntajes equivalentes a +1 y 1 ocurren con mucha menos frecuencia que los equivalentes a 0, mientras que raramente se dan casos de +2 y 2. La ocurrencia ocasional de un puntaje equivalente a 1 debería tomarse como advertencia acerca de la necesidad de prestar mayor atención a un aspecto especial de las operaciones y adoptar alguna acción correctiva. Si se dan con regularidad puntajes de 1, es necesario abordar un problema sistemático en las operaciones. La presencia de un caso de 2 indica generalmente la necesidad de tomar acciones correctivas inmediatas. Tales acciones pueden adoptar la forma de rehabilitación física, revisión del sistema u otros mecanismos de preparación de informes y revisión. La aparición de varios puntajes equivalentes a +1 indica que el operador y el contratista están trabajando mejor de lo esperado. Los casos de +2 representan un resultado ideal; se garantiza cierto grado de expresión de opiniones para recompensar resultados excelentes, a menos que se descubra que los estándares no eran suficientemente altos. Un ejemplo de Indonesia muestra el escalamiento del logro de metas del sistema EcoSeis en acción. Durante la preparación de un levantamiento en una localización remota, el primer paso consiste en establecer un campamento base, que ocupará el sitio varios meses. Sin embargo, algunos integrantes de la brigada, incluyendo los topógrafos, los perforadores de pozos de explosión y la brigada de registración, necesitan vivir más cerca del lugar del trabajo. Hasta 1000 integrantes de la brigada pueden pasar entre 10 días y varias semanas alojados en campamentos volantes distantes, cuya denominación proviene del fly o tienda de campaña bajo las que vivían las brigadas en los primeros años de la prospección sísmica. En el caso del levantamiento de Indonesia, no había regulaciones gubernamentales, evaluaciones de impacto ambiental o restricciones locales que guiaran las actividades del campamento volante. Las brigadas de WesternGeco resolvieron tratar el área del campamento volante como si fuera cualquier zona para acampar, limpiando todo lo que hubiera quedado sucio. Para ello, 16 Oilfield Review