Oilfield Review Volumen 22, no.3

Extensión productiva de Brasil Pozos de alcance extendido Pruebas de pozos

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Un nuevo escenario posiciona a Brasil a la vanguardia de las operaciones de E&P en aguas profundas La industria del petróleo y el gas está concentrando gran parte de su atención en los éxitos que está registrando Brasil en materia de exploración y producción en aguas profundas, como lo atestiguan los 50 000 visitantes y 1 300 expositores que asistieron a la Conferencia y Exposición del Petróleo y el Gas de Río de Janeiro, realizada en septiembre de 2010. El Instituto Brasileño de Petróleo, Gas y Biocombustibles (IBP) auspicia este evento bienal. Los objetivos del IBP son la representación efectiva de la industria, la concientización de la población acerca de la industria del petróleo y el gas, la seguridad, el fomento del desarrollo técnico y la protección del medio ambiente del país. Los participantes de la conferencia se mostraron muy interesados en el descubrimiento de grandes volúmenes de reservas de petróleo en las aguas ultraprofundas de la tendencia presalina (presalt trend) de Brasil. La importancia de esta tendencia fue resaltada recientemente por el incremento de la capitalización de Petrobras a través de la venta de nuevas acciones por valor de USD 67 000 millones, lo que proporciona los recursos monetarios necesarios para la consolidación del plan de desarrollo del área presalina. El plan de negocios de la compañía, bajo la influencia significativa del desarrollo de las áreas prospectivas de la región postsalina, establece un objetivo de producción de 620 000 m3/d [3.9 MMbbl/d] para el año 2014. Una vez que se establezca la producción de los campos presalinos, esta meta se elevará a 860 000 m3/d [5.4 MMbbl/d] en el año 2020. Este nuevo objetivo duplica la producción de Brasil, cuyo nivel actual es de unos 320 000 m3/d [2 MMbbl/d]. El valor estimado de las inversiones de Petrobras para el play presalino a lo largo del quinquenio 2010-2014 es de USD 30 900 millones. La gran extensión del play presalino requerirá varios años de perforación y desarrollo, demandando innovaciones en tecnología y logística, además de la capacidad para identificar y capitalizar las economías de escala. La situación es similar al desarrollo inicial de la cuenca de Campos, llevado a cabo en la década de 1970. Hoy, la nación se encuentra mucho más preparada tecnológicamente gracias a la experiencia adquirida por Petrobras, los otros operadores y las compañías de servicios que participaron en el enorme desafío de explorar y producir petróleo en el área de aguas profundas y ultraprofundas frente al litoral del sudeste de Brasil (véase “El play presalino de Brasil,” página 28). Más allá de los desafíos impresionantes que implican las operaciones de perforación en aguas ultraprofundas, la tendencia presalina requiere nuevos procedimientos de prospección. Los métodos innovadores de adquisición y procesamiento de datos sísmicos ahora permiten la generación de imágenes por debajo de 2 000 m [6 600 pies] de sal.

La heterogeneidad común a los yacimientos carbonatados sólo incrementa la dificultad asociada con la selección de objetivos por debajo de la capa de sal. Los avances introducidos en las tecnologías electromagnéticas y magnetotelúricas están ayudando a complementar la interpretación sísmica para definir la presencia de rasgos y formaciones salinas por debajo de la sal. Además, se están desarrollando modelos geomecánicos para ayudar a los perforadores a anticipar los efectos de la sal sobre el pozo y luego asistir a los ingenieros de yacimientos en la predicción de los cambios producidos en el desempeño del campo después de iniciada la producción. Las oportunidades generadas por los descubrimientos presalinos plantean una motivación contundente para la totalidad de la cadena del sector de bienes y servicios de E&P. Brasil acaba de crear un parque industrial cuyo propósito es agregar valor al petróleo a ser extraído del play presalino. La capacidad tecnológica desarrollada por el Centro de Investigaciones de Petrobras, combinada con los nuevos centros de investigaciones de los grandes proveedores de servicios —entre los que se encuentran el Centro de Investigaciones y Geoingeniería de Schlumberger en Brasil, ahora en construcción— permitirá la integración de los conocimientos necesarios para superar los desafíos de las operaciones de exploración y desarrollo del área presalina. Estamos convencidos de que las enormes vallas tecnológicas, logísticas y financieras inherentes al desarrollo de esta provincia extraordinaria serán superadas y sabemos que los logros de Brasil en este ámbito constituirán un punto de referencia por el cual se medirán las operaciones mundiales de exploración y producción de petróleo en aguas ultraprofundas.

João Carlos de Luca Presidente del Instituto Brasileño de Petróleo, Gas y Biocombustibles Río de Janeiro, Brasil João Carlos de Luca es presidente del Instituto Brasileño de Petróleo, Gas y Biocombustibles. Su amplia carrera en la industria del petróleo y el gas incluyó las posiciones de gerente general para la cuenca de Campos, director gerente de E&P, miembro del Directorio de Petrobras y asesor del Directorio de Braspetro (Petrobras International). Ayudó a fundar la subsidiaria brasileña de YPF, fue miembro del directorio de YPF y posteriormente se convirtió en presidente de Repsol YPF Brasil. Además, presidió el 17o Congreso Mundial del Petróleo realizado en Río de Janeiro en el año 2002 y fue miembro de la Junta Ejecutiva del Congreso Mundial del Petróleo. Joao es ingeniero civil con títulos académicos de la Universidad Federal de Paraná, en Curitiba, Brasil.

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Schlumberger

Oilfield Review www.slb.com/oilfieldreview Editor ejecutivo Mark A. Andersen Editor consultor Lisa Stewart Editores senior Matt Varhaug Rick von Flatern Editores Vladislav Glyanchenko Tony Smithson Michael James Moody Colaboradores Rana Rottenberg Ginger Oppenheimer Diseño y producción Herring Design Steve Freeman Ilustraciones Chris Lockwood Mike Messinger George Stewart Impresión Wetmore Printing Company Curtis Weeks Traducción y producción Lynx Consulting, Inc.

E-mail: [email protected]; http://www.linced.com Traducción Adriana Real Edición Antonio Jorge Torre Subedición Nora Rosato Diagramación Diego Sánchez

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Un nuevo escenario posiciona a Brasil a la vanguardia de las operaciones de E&P en aguas profundas

Artículo de fondo aportado por João Carlos de Luca, presidente del Instituto Brasileño de Petróleo, Gas y Biocombustibles. 4

Pozos de alcance extendido

Los pozos de gran longitud y alto ángulo permiten a los operadores explotar reservas en algún momento consideradas más allá de su alcance económico. Para aprovechar al máximo esta tecnología, los operadores deben considerar cada pozo de alcance extendido como un proyecto de ingeniería único que dé cuenta de los objetivos de perforación y terminación desde las primeras etapas de planeación hasta la producción inicial. 16 Robots al rescate Los robots desempeñan una diversidad de roles en la industria y la sociedad modernas. Su introducción comercial, acaecida en la década de 1950, fue seguida por un proceso de aceptación gradual en el ámbito de la manufactura; no obstante, recientemente, se ha experimentado un rápido crecimiento tanto en las aplicaciones domésticas como en las aplicaciones comerciales. Este artículo describe las perspectivas históricas del campo de la robótica y analiza el desarrollo de la robótica para ser utilizada en las fábricas, los campos petroleros, el espacio exterior y el hogar.

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Marzo de 2011 Volumen 22 Número 3 Consejo editorial Abdulla I. Al-Kubaisy Saudi Aramco Ras Tanura, Arabia Saudita

28 El play presalino de Brasil La producción proveniente de los yacimientos turbidíticos carbonatados y clásticos de la prolífica cuenca de Campos en Brasil puede ser superada debido a la presencia de una tendencia más profunda, originada en las adyacencias. Se ha descubierto un campo gigante por debajo de una capa evaporítica de gran espesor presente en la cuenca de Santos, y las campañas de perforación llevadas a cabo en las cuencas vecinas están prolongando esta extensión productiva (play) hacia el norte.

Dilip M. Kale ONGC Energy Centre Nueva Delhi, India Roland Hamp Woodside Energy, Ltd. Perth, Australia George King Apache Corporation Houston, Texas, EUA Richard Woodhouse Consultor independiente Surrey, Inglaterra

40 Objetos grandes en paquetes pequeños La industria del petróleo y el gas está explorando la aplicación de nanotecnologías para localizar y extraer reservas de petróleo y gas. Este artículo introduce los fundamentos de la nanotecnología, describe sus aplicaciones en la industria médica, electrónica y cosmética, y analiza el potencial para los proyectos basados en nanomateriales en la producción de hidrocarburos.

52 El separador de próxima generación: Un cambio de reglas Las pruebas de pozos constituyen desde hace tiempo una herramienta crítica de exploración y desarrollo de petróleo y gas. Durante más de 25 años, los separadores utilizados para estas operaciones esenciales se mantuvieron básicamente inalterados. Ahora, las innovaciones aplicadas a un estándar antiguo prometen eliminar las costosas demoras, reducir el riesgo ambiental y mejorar la precisión.

En la portada:

57 Colaboradores 60 Nuevas publicaciones y próximamente en Oilfield Review

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 Norteamérica.

A menos que se indique lo contrario, las siglas que aparecen en esta publicación corresponden al idioma inglés. Cuando se menciona sólo el lugar de residencia de un colaborador, significa que forma parte del personal de Schlumberger.

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Las zonas de fractura de rumbo este-oeste presentes en el fondo marino trazan el trayecto de la deriva continental, generando la separación entre América del Sur y África. El play presalino de Brasil —que incluye el campo Jubarte (círculo rojo) de la cuenca de Campos— es en gran parte el resultado de esta separación de los continentes. La embarcación flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) P-57 de Petrobras, recién inaugurada (inserto, extremo superior izquierdo), prestará servicios a ese campo y servirá como modelo para el diseño y la construcción de las FPSO destinadas a la agrupación presalina de la cuenca de Santos. (Fotografía, cortesía de Keppel Offshore & Marine. Mapa adaptado de Grothe PR: ETOPO1 Ice Surface Global Relief Model. Boulder, Colorado, EUA: Instituto Cooperativo para la Investigación en Ciencias Ambientales, 2009.)

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Bjarne Bennetzen Maersk Oil Qatar AS Doha, Qatar

Pozos de alcance extendido

John Fuller Gatwick, Inglaterra Erhan Isevcan Doha, Qatar Tony Krepp Richard Meehan Nelson Mohammed The Woodlands, Texas, EUA

En los últimos años, la industria del petróleo y el gas ha perfeccionado su capacidad para perforar pozos de alto ángulo cada vez más largos, a lo largo de trayectos cada vez más complejos. Hoy, las longitudes horizontales de estos pozos de alcance extendido se miden en kilómetros y en millas, y múltiples depósitos aislados se vinculan con un solo pozo.

Jean-Francois Poupeau Houston, Texas Kumud Sonowal Zakum Development Company Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review, Otoño de 2010: 22, no. 3. Copyright © 2011 Schlumberger. Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Emma Jane Bloor y Mike Williams, Sugar Land, Texas. DrillMAP, PowerDrive X5 y PowerDrive Xceed son marcas de Schlumberger.

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Oilfield Review

La tecnología innovadora se caracteriza por su capacidad para abrir nuevos horizontes. En el mundo de las operaciones de perforación de alcance extendido, ese estándar es literal. En 1997, BP estableció la pauta cuando perforó una sección horizontal de más de 10 km [aproximadamente 6 millas] en un pozo de su campo Wytch Farm, en Inglaterra.1 Desde entonces, la industria ha superado reiteradas veces esa marca. En el momento de la preparación de este artículo, la longitud horizontal récord era superior a 10,9 km [6,8 millas] y la profundidad medida récord era de 12,3 km [7.6 millas], en un pozo del área marina de Qatar.2 En pos de la explotación de sus propias reservas aisladas, a través de operaciones de perforación de alcance extendido (ERD), los operadores pueden verse tentados a repetir lo que se ha hecho antes. No obstante, dado que los cambios aparentemente pequeños en los parámetros de los pozos ERD pueden producir impactos significativos sobre las opciones de terminación, es esencial que los ingenieros planifiquen cada pozo de alcance extendido como un proyecto de ingeniería único.

Volumen 22, no. 3

Por ejemplo, para facilitar la instalación de terminaciones inteligentes, es importante que el pozo posea un diámetro relativamente grande y un perfil suave. Los pozos inteligentes a menudo cuentan con sartas de producción con instrumentos instalados en la parte externa. Esos equipos pueden dañarse durante la instalación si el espacio anular existente entre el tubular y las paredes de la tubería de revestimiento es demasiado estrecho o irregular. Por el contrario, una terminación menos compleja ofrece al operador el lujo de poder rotar la tubería de revestimiento o aplicar grandes cargas para que sortee altos ángulos y puntos estrechos, eliminando de ese modo la necesidad de proveer un espacio anular extra en el programa de perforación. Un proceso de planeación adecuado debe incluir medidas de seguimiento. A la hora de ejecutar los planes de ERD, los ingenieros de perforación experimentados a menudo llevan a cabo operaciones aparentemente familiares de un modo no familiar. Para garantizar que todos los involucrados realicen sus tareas según las directrices estipuladas en materia de perforación

ERD, es esencial el entrenamiento en las mejores prácticas tanto para el personal de campo como para el personal de oficina. Gran parte del avance en materia de perforación de secciones horizontales más largas se ha atribuido al mejoramiento de la tecnología en dos áreas: capacidades de direccionamiento más sensibles y capacidades de obtención de mediciones en tiempo real más precisas. No obstante, este artículo se concentra en un tercer componente del avance de la industria: el desarrollo de mejores prácticas y la importancia de conectar las lecciones aprendidas a partir de la ingeniería, la tecnología, el entrenamiento, la supervisión y el análisis posterior a la operación, con la perforación del pozo de alcance extendido siguiente. 1. Para obtener más información sobre el campo Wytch Farm, consulte: Allen F, Tooms P, Conran G, Lesso B y Van de Slijke P: “Extended-Reach Drilling: Breaking the 10-km Barrier,” Oilfield Review 9, no. 4 (Invierno de 1997): 32–47. 2. Sonowal K, Bennetzen B, Wong P y Isevcan E: “How Continuous Improvement Led to the Longest Horizontal Well in the World,” artículo SPE/IADC 119506, presentado en la Conferencia y Exhibición de Perforación de las SPE/ IADC, Ámsterdam, 17 al 19 de marzo de 2009.

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Operaciones mundiales de perforación de pozos de alcance extendido 0

Profundidad vertical verdadera, pies

5 000 10 000 Hasta 1975 Hasta 1980 Hasta 1985 Hasta 1990 Hasta 1995 Hasta 2000 Hasta 2005 Hasta 2010

15 000 20 000 25 000 30 000 35 000 40 000

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5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

Desviación horizontal, pies

40 000

Alcance corto Alcance intermedio Alcance extendido Alcance ultra-extendido Pozo ERD

0 Profundidad vertical verdadera, pies

35 000

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Desviación horizontal, pies

> Extensión del alcance. La relación desviación horizontal-profundidad vertical verdadera (HD/TVD) se ha incrementado a un ritmo constante desde mediados de la década de 1970 (extremo superior). Tradicionalmente, un pozo cuya relación HD/TVD es de 2,0 o mayor, se considera un pozo de alcance extendido. Aquí, los pozos profundos con una desviación horizontal considerable también se clasifican como pozos de alcance extendido. Para el año 2010, los operadores habían perforado numerosos pozos con relaciones superiores a 4,0 (extremo inferior). El pozo BD-04A del campo Al-Shaheen estableció una desviación horizontal récord de 37 956 pies.

peso a aplicar sobre la barrena (WOB), las rpm de Definición de pozos ERD Un pozo ERD se define como aquél que posee una la sarta de perforación, la densidad del lodo y relación desviación horizontal-profundidad verti- otros parámetros. Todos estos parámetros son cal verdadera (HD/TVD) de más de 2,0 (arriba). ajustados por la trayectoria planificada del pozo, y Esta relación constituye una indicación cruda de por el incremento y la reducción angular, y los la complejidad del pozo: cuanto más alta es la rela- giros acimutales necesarios para lograrla. Esto ción, más complejo es el pozo. Pero se trata sola- último se ha convertido en un factor significativo mente de un indicador básico de la dificultad que en la planeación de pozos de alcance extendido implicará la perforación y la terminación del pozo. en los últimos años ya que la sofisticada tecnoloLas operaciones de perforación que apuntan a gía de perforación direccional y LWD permitió a objetivos localizados a una distancia horizontal los operadores utilizar trayectos de pozos 3D significativa respecto de la localizaciónRick_ERD_Figure superfi- menores 01 en número, pero más complejos, para cial, requieren algo más que perforar en sentido optimizar el desarrollo de los yacimientos. Además, los pozos de alcance extendido se vertical, girar y perforar en sentido horizontal. Dependiendo de características de la formación clasifican en general como pozos con una TVD tales como temperatura, presión y propiedades de muy profunda o muy somera (próxima página) y las rocas, el personal de perforación determina el cada uno presenta sus propios desafíos. Los pozos

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muy largos, o de alcance ultra extendido, pueden ser difíciles de perforar y terminar porque es posible que experimenten grandes esfuerzos de torsión y arrastre. Las presiones de circulación pueden ser elevadas para superar las pérdidas por fricción a medida que el fluido de perforación es bombeado por la sarta de perforación, y sustentar el espacio anular existente entre las paredes del pozo y la sarta de perforación. Los pozos con una TVD somera normalmente son perforados en formaciones no consolidadas con gradientes de fracturas relativamente bajos. La estrecha ventana entre el gradiente de presión de poro y el de fractura resultante cobra más importancia a medida que el pozo se extiende en sentido horizontal y las densidades de circulación equivalentes (ECD) continúan incrementándose.3 Además, cuando la distancia existente entre el equipo de perforación y la sección yacimiento de interés es relativamente corta, es probable que los pozos someros deban ser desviados de la vertical formando un ángulo agudo. La trayectoria resultante puede generar problemas de torque y flexión (buckling) en la columna de perforación y en los tubulares utilizados en la terminación.4 Cuando un pozo de alcance extendido incluye una TVD profunda, también puede estar limitado por la tensión de la sarta de perforación y los grandes esfuerzos laterales que introducen problemas de desgaste de la tubería de revestimiento y la columna de perforación. Entre los subconjuntos de estos tipos de pozos básicos se encuentran los pozos de aguas profundas, los pozos 3D y aquellos pozos cuyo diseño está restringido por las limitaciones del equipo de perforación disponible. Los pozos de alcance extendido en aguas profundas son poco comunes porque normalmente conviene más desplazar un equipo de perforación flotante hacia la formación objetivo que perforar en sentido horizontal. No obstante, a medida que declinan las tasas de producción en las plataformas de producción fijas de aguas profundas, es probable que los campos para los que operan se conviertan en candidatos para la perforación de pozos de alcance extendido, diseñados para la conexión con los yacimientos lejanos. Cuando un pozo de alcance extendido de aguas profundas constituye una opción más efectiva, los gradientes de fracturas bajos —causados por el reemplazo de miles de pies de estratos de sobrecarga por agua— exacerban la necesidad de manejar la densidad ECD más exhaustivamente. Por otro lado, debido a la larga sección vertical existente entre el fondo marino y la superficie, el peso suspendido del aparejo móvil del equipo de perforación es mayor, y la tensión de la tubería se incrementa significativamente.

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5,0 4,0

1,0

2,0

Profundidad vertical verdadera

Profundidad vertical verdadera

6,0

Punto de comienzo de la desviación Sección de incremento angular Sección tangencial

3,0

Desviación horizontal

Comple

Giros acimutales

jo

En fo

B&H

rma d

eS

Catena

ria

Desviación horizontal

> Tipos básicos de pozos de alcance extendido. Los pozos de alcance extendido corresponden a dos categorías: pozos muy someros o pozos muy largos (extremo superior, líneas negras). Cada uno plantea sus propios desafíos y ninguno alegó relaciones HD/TVD más altas (líneas de guiones). Los perfiles de los pozos de alcance extendido pueden ser clasificados como perfiles de pozos de sección angular y sección tangencial (o de ángulo sostenido); parte del trayecto del pozo, que sigue a la sección de incremento angular, donde el ángulo y la dirección se mantienen constantes) (B&H), catenarias, en forma de S o complejos (extremo inferior). El perfil B&H se perfora con un ángulo constante una vez establecido la sección tangencial a partir del punto de comienzo de la desviación. Los pozos B&H requieren un grado mínimo de perforación y de control direccional. El perfil de pozo catenario constituye una variación del trayecto de pozo B&H. Comienza con una tasa inicial más baja de incremento angular (medida en grados por cada 100 pies perforados) que se acelera a medida que se incrementa el ángulo del pozo. Este diseño se elige a menudo para reducir los problemas de torque. Los pozos catenarios poseen mayor longitud general (MD) y secciones tangenciales más altas que los perfiles de los pozos B&H. El perfil de pozo en forma de S se caracteriza por una sección tangencial con un ángulo más alto que los pozos B&H, antes de la reducción del ángulo para conformar un ángulo más vertical al ingresar en el objetivo. Este enfoque permite reducir la incertidumbre a la hora de ajustar los datos TVD con los datos del levantamiento. Además, permite reducir el tiempo de perforación en zonas objetivo abrasivas, cuya estabilidad puede depender del tiempo, o cuando el manejo de la ECD se vuelve complicado. Los perfiles de pozos complejos, caracterizados por una tercera dimensión, se generan mediante el agregado de uno o más giros acimutales a los pozos de alto ángulo. Si bien son más difíciles de ejecutar que otros perfiles, los trayectos de pozos complejos permiten al operador penetrar más objetivos con un solo pozo.

Esta tensión extra genera grandes esfuerzos laterales, que pueden producir el desgaste de la tubería de revestimiento cuando la columna de perforación se extrae del pozo a través de secciones de incrementos y reducciones angulares, durante las operaciones de rectificación.5 Además, las operaciones de aguas profundas afectan las propiedades de los fluidos de perforación de una forma que puede incidir en el proceso de limpieza del pozo. A medida que el lodo viaja desde la superficie, se enfría significativamente por la acción del agua del fondo marino que se encuentra próxima al punto de congelamiento. Luego, se calienta hasta alcanzar las temperaturas de la formación en la barrena, antes de readquirir la temperatura del fondo marino en la base del tubo ascendente. Este proceso puede modificar la reología del lodo de perforación, afectando su capacidad de transporte o las cargas ECD impuestas sobre el pozo. En los pozos de alcance extendido, las densidades del lodo deben controlarse cuidadosamente. Ésta es otra de las instancias en las que el margen de error es menor en los pozos de alcance extendido que en los pozos verticales. Los pozos 3D complejos proliferaron en los últimos años, acompañando el desarrollo y la adopción de herramientas de perforación rotativa direccional y MWD cada vez más sofisticadas por parte de la industria. Estos pozos se caracterizan por los numerosos y significativos cambios de acimuts diseñados para mantener el pozo en conformidad con sus objetivos.

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Los pozos limitados en términos de equipos de perforación son los pozos perforados desde unidades de perforación con un grado inadecuado de carga en el gancho o capacidad de bombeo.6 Muchos ingenieros de perforación tratan a estos pozos como una categoría ERD diferente porque las deficiencias del equipo de perforación los obliga a utilizar tecnología que de lo contrario no se requeriría. La fase de planeación Los pozos de alcance extendido se perforan por numerosas razones: para contactar el mayor volumen de yacimiento posible con el pozo, para acceder a varios depósitos de hidrocarburos de amplia distribución desde una sola localización, o para eliminar las operaciones de superficie de las áreas ambientalmente sensibles. Determinado por los problemas ambientales, uno de los programas ERD más exitosos se llevó a cabo en el campo Wytch Farm de BP, situado en la costa sur de Inglaterra. En 1993, el operador optó por acceder a los depósitos marinos de petróleo situados por debajo de Poole Harbour, mediante pozos de largo alcance y alto ángulo perforados desde localizaciones superficiales, estrechamente espaciadas en tierra firme. El primer pozo tenía un alcance horizontal de 3,8 km [2,4 millas]. El proyecto culminó en el año 1999 con un pozo cuyo alcance horizontal fue de 10,9 km. En la época en que superó la marca de 10 km, BP utilizaba equipos de 100 personas, que representaban a todas las entidades involucradas en la campaña deRick_ERD_Figure perforación. Antes02 de comenzar cada

pozo, el personal asignado se reunía para asistir a talleres de uno o dos días. Primero se les informaba cómo se relacionaban los objetivos globales de la compañía con las metas, el diseño, el costo y la viabilidad comercial del pozo del campo Wytch Farm que estaban planificando. Luego, los ingenieros especialistas en subsuelo, perforación, perforación direccional, lodo y terminaciones, describían los detalles técnicos y los peligros potenciales del pozo cuya perforación estaba por iniciarse.7 A continuación, los equipos se dividían en grupos más reducidos, de cinco a ocho personas, que revisaban y establecían los tiempos previstos para cada fase del pozo, tal como la perforación 3. ECD es la densidad efectiva ejercida por un fluido en circulación contra la formación. La densidad ECD se calcula como: d + P/(0.052D), donde d es el densidad del lodo en libras por galón (ppg), P es caída de presión en el espacio anular entre la profundidad D y la superficie (psi), y D es la profundidad vertical verdadera (pies). 4. Mims M y Krepp T: Drilling Design and Implementation for Extended Reach and Complex Wells, 3a ed. Houston: K&M Technology Group, 2007. 5. En las operaciones de rectificación, se pasa una herramienta de diámetro externo (OD) mayor que la barrena a través de una sección del pozo perforada previamente, para incrementar el diámetro del pozo. 6. La carga en el gancho es la fuerza total que baja el gancho del equipo de perforación, al que está fijado todo el equipamiento de perforación —incluidos el vástago de perforación, la mesa rotativa y la sarta de perforación— y desde el cual se baja o se extrae del pozo todo el resto del equipamiento. 7. Meader T, Allen F y Riley G: “To the Limit and Beyond–The Secret of World-Class Extended-Reach Drilling Performance at Wytch Farm,” artículo IADC/SPE 59204, presentado en la Conferencia de Perforación de las IADC/SPE, Nueva Orleáns, 23 al 25 de febrero de 2000.

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de una sección o la bajada y la cementación de una sarta de revestimiento. Cada una de estas fases se dividía luego en componentes más pequeños. Los grupos pequeños llevaban sus conclusiones al equipo reunido y creaban un plan de perforación integral a partir de las distintas piezas. A lo largo de toda la perforación del pozo, el equipo medía el avance real y los objetivos en función del plan, y dedicaba tiempo al análisis de Revisión de datos de pozos vecinos (OWR)

Introducción Alcance del informe Descripción de los pozos revisados Aprendizajes obtenidos a partir de la OWR Campo y geología Información general del campo Topes de formaciones Litología Presión de poro Gradiente de fractura Temperatura Diseños de pozos Diseños de tuberías de revestimiento Elementos que determinan el diseño Desempeño de perforación Desempeño en términos de tiempo ROP Tiempo inactivo Parámetros de perforación Tasas de flujo, rpm, prácticas utilizadas Fluidos de perforación Sistemas de lodo Problemas con el agujero Perforación direccional Carreras del BHA Desempeño de la perforación direccional Barrenas Registro de la barrena Comparación de tipos Torque y arrastre Factores de fricción Torque y arrastre de perforación Entubación Detalles de la evaluación de formaciones Evaluación de formaciones durante la perforación Operaciones con cable, extracción de núcleos Atascamiento de herramientas, derrumbes, obturaciones Cementación Diseño de la lechada Centralización Procedimientos utilizados Peligros Pérdidas, atascamiento de tuberías Control del pozo Estabilidad del pozo H2S, CO2

las causas raíces de cualquier problema que hubiera ocurrido.8 Este grado de meticulosidad en el proceso de planeación y seguimiento es ideal para los pozos complejos y de alcance extendido, y los especialistas a menudo citan el enfoque de BP como la razón de los éxitos del campo Wytch Farm. La clave para la ejecución de planes adecuados de ERD consiste en que sean detallados y específiDiseño preliminar del pozo (PWD)

Introducción y resumen Alcance del informe Sinopsis Información general del campo y de la geología Posición del pozo ERD en el campo Topes de formaciones Litología Requerimiento del objetivo Presión de poro Presión de fractura Temperatura Información general del diseño del pozo Localización en la superficie Diseño de la tubería de revestimiento Diseño del trayecto del pozo Fluidos de perforación Factores de fricción Secciones de pozo (171/2, 121/4, 81/2 pulgadas) Asuntos clave y prioridades Estrategia direccional Fluidos de perforación Hidráulica Torque y arrastre (T&D) Requerimientos de potencia Gráficas de T&D e hidráulica Tubería de revestimiento (133/8 pulgadas y 95/8 pulgadas) y tubería de revestimiento corta (liner) Procedimientos y equipos de operación Cementación Limpieza y terminación Gráficas de riesgos de arrastre Rodillos Flexión Especificaciones de equipos Cabeza rotativa superior Bombas Malacate Tamaño de la columna de perforación Herramientas de perforación Referenciamiento con la industria Comparación con pozos ERD relevantes Comparación de las capacidades de los equipos de perforación Tiempo y costo +/– 40% del tiempo, costo del PWD

cos para cada pozo. También es útil formar y mantener un equipo con representantes de todas las disciplinas relevantes, desde el comienzo del proyecto hasta su conclusión. El tiempo necesario para planificar adecuadamente un pozo de alcance extendido depende de numerosos factores, entre los que se encuentran la profundidad, longitud y complejidad del pozo, la disponibilidad de equipos de perforación, Diseño detallado del pozo (DWD)

Información general del campo y de la geología Aspectos clave por sección de pozo Esquema del yacimiento Presión de poro Gradiente de fractura Gráficas de temperatura Información general del diseño del pozo Resumen del trayecto del pozo Resumen de entubación Resumen de cementación Fluidos de perforación Resumen de la barrena y del BHA Secciones de pozo (171/2, 121/4, 81/2 pulgadas) Asuntos clave Información general de las soluciones Descripción detallada de los procedimientos Notas especiales Diagramas de T&D Tubería de revestimiento (133/8 pulgadas y 95/8 pulgadas) y tubería de revestimiento corta (liner) Asuntos clave Información general de las soluciones Descripción detallada de los procedimientos Notas especiales Diagramas de T&D Limpieza y terminación Asuntos clave Información general de las soluciones Descripción detallada de los procedimientos Notas especiales Diagramas de T&D Especificaciones de equipos Especificaciones finales de equipos Tamaño de la columna de perforación Herramientas de perforación Tiempo y costo +/– 20% del tiempo, costo del PWD

> Planeación de pozos de alcance extendido. Los programas de ERD requieren la ejecución de ciertos pasos importantes que comprenden varias partes, para entregar al campo un programa de perforación. La revisión de los datos de pozos vecinos (OWR) permite a los operadores la identificación de aspectos clave del diseño de pozos ERD. Luego, se genera un diseño preliminar del pozo (PWD) para establecer la factibilidad, los riesgos, los requerimientos de equipos, las necesidades de los contratistas, el alcance de los trabajos y una estimación de costos para el proyecto. Un diseño de pozo detallado (DWD) es un PWD refinado que incluye las especificaciones finales en materia de sarta de perforación, tubería de revestimiento y equipo de perforación, las licitaciones para los contratistas y una estimación mejorada de costos. (Adaptado de Mims y Krepp, referencia 4.)

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Oilfield Review

Profundidad vertical verdadera

Límite de la ECD

Densidad

> TD limitada por la ECD. Las pérdidas de presión por fricción, experimentadas a medida que el fluido de perforación fluye entre la sarta de perforación y las paredes del pozo, son un elemento de la ECD (rojo). En los pozos verticales, la ECD se incrementa a un ritmo más lento que el gradiente de fractura (azul). No obstante, en las secciones horizontales (verde), el gradiente de fractura permanece inalterado, en tanto que la ECD se incrementa a medida que aumenta la longitud del pozo. En algún punto del trayecto horizontal del pozo, asumiendo que la densidad del lodo, la tasa de flujo y la reología se mantienen constantes, la ECD excederá al gradiente de fractura, la pérdida de fluido se volverá inmanejable y la perforación tendrá que detenerse.

la localización y la logística. Pero muchos ingenieros consideran que un período de planificación razonable oscila entre 6 y 12 meses, contados desde el momento de la concepción hasta el comienzo de la perforación (página anterior). El manejo del riesgo —a través del empleo de métodos de referenciamiento, tecnología, entrenamiento y desarrollo de una curva de aprendizaje— subyace cualquier proceso de planeación integral de cualquier programa de perforación. No obstante, dado que ciertas medidas que son apropiadas a la hora de perforar pozos convencionales pueden incrementar concretamente las incertidumbres asociadas con las operaciones ERD, tales medidas plantean desafíos únicos a la toma de decisiones de los ingenieros. Por ejemplo, los tamaños de 04 pozos más granRick_ERD_Figure des que lo necesario se incluyen a menudo en la sección superior de los pozos verticales como plan de contingencia para reducir el riesgo de perforación. Su inclusión permite a los operadores colocar una sarta extra de tubería de revestimiento para afrontar presiones o gradientes de fracturas imprevistos o problemas de inestabilidad del pozo sin reducir su tamaño a través del intervalo productivo. No obstante, este procedimiento de contingencia puede resultar inoportuno en los pozos de alcance extendido por el efecto que puede producir sobre los problemas de limpieza del pozo, tales como el atascamiento de la tubería. Quizás

Volumen 22, no. 3

la decisión más prudente sea renunciar a la flexibilidad que proporciona el tamaño más grande de la parte más somera del pozo para perforar pozos de menor diámetro interno (ID), en los que la eliminación de los recortes y los detritos es más sencilla. Por otro lado, en ciertos tipos de formaciones, el control direccional puede resultar más difícil en los pozos de gran diámetro. Un pozo estable Como sucede con todas las operaciones de perforación, la selección de la densidad del lodo, las velocidades de bombeo y los fluidos de perforación, está determinada por el gradiente de fractura de la formación, la presión de poro y las pérdidas de presión por fricción en el espacio anular existente entre las paredes del pozo y la columna de perforación. La inestabilidad del pozo, exacerbada cuando se exceden los límites impuestos por estos parámetros, es una de las causas principales de fallas de perforación en todos los tipos de pozos. No obstante, la forma en que los operadores encaran el problema de colapso o derrumbe del pozo difiere según se trate de pozos convencionales o pozos ERD. En los pozos verticales o desviados, el gradiente de fractura de la roca habitualmente se incrementa a medida que aumenta la profundidad, con un ritmo más rápido que el del incremento de las pérdidas de presión por fricción. No obstante, cuando un pozo ERD se vuelve esencialmente horizontal y la profundidad no cambia, el gradiente de fractura deja de incrementarse en tanto que las densidades ECD continúan aumentando con la longitud del pozo (arriba, a la izquierda). La lucha contra los efectos del incremento de la ECD es habitualmente una cuestión de reducción de la densidad del lodo, la tasa de flujo o la velocidad de penetración (ROP). Por consiguiente, a menudo la mejor opción consiste en modificar los factores que producen la fricción a través del incremento del área de flujo, lo que puede realizarse mediante la perforación de un pozo más grande o la reducción del tamaño de la columna de perforación. Ninguna es la solución perfecta. Un pozo ensanchado puede conducir a problemas asociados con la reducción de la ROP. El diámetro más pequeño de la columna de perforación puede hacer que se exceda la presión de la columna ascendente o los límites de las bombas, o puede suceder que la sarta de perforación se vuelva demasiado flexible y se exacerben los problemas de atascamiento/deslizamiento o de direccionamiento. El aumento del tamaño del área de flujo creada por la columna de perforación más pequeña o el pozo más grande también puede generar dificultades en la limpieza del pozo.

Cualquiera sea el desafío, la minimización de la inestabilidad del pozo es clave para la satisfacción de los objetivos de ERD. En los pozos de alto ángulo, la ventana de densidad del lodo, entre el colapso y la pérdida de lodo, suele ser estrecha; esa limitación se exacerba con las ECD más altas que caracterizan a estos pozos. A raíz de estas condiciones, puede resultar difícil evitar la inestabilidad del pozo. Los ingenieros de perforación necesitan saber dónde la deformación y el colapso constituyen un riesgo, para poder planear el manejo adecuado de la estabilidad. La ejecución de un estudio de estabilidad del pozo previo a la perforación permite identificar zonas con probabilidad de colapsar, proporciona una estimación de la severidad de la amenaza y provee recomendaciones acerca de las densidades del lodo para manejar la inestabilidad. Por otro lado, el estudio identifica las zonas en riesgo de inestabilidad no controlada que pueden requerir la reiteración de la planeación. Dependiendo del estado de los esfuerzos prevalecientes, el colapso puede producirse en cualquiera de los lados, en la parte superior o en la parte inferior del pozo. El estudio de estabilidad del pozo reconoce la orientación probable del colapso y con esta información los ingenieros pueden diseñar procedimientos más efectivos de limpieza del pozo. Algunos tipos de inestabilidad, tales como la perforación a lo largo del plano de estratificación de las lutitas, pueden generar episodios incontrolables de colapso y resultan particularmente peligrosos en los pozos ERD.9 Atravesar fallas también es común en esos pozos. Los ingenieros estiman los esfuerzos que actúan sobre estos rasgos de manera de poder modelar su estabilidad. El estudio considera la interacción entre el lodo de perforación y la lutita para prevenir o minimizar el impacto de los incrementos de la presión de poro en la lutita, que pueden conducir a la degradación del pozo dependiente del tiempo. Para evitar éstos y otros problemas, los especialistas también utilizan un modelo geológico durante el modelado de la estabilidad del pozo. Los resultados del estudio se entregan a través del software de planeación y manejo de la perforación DrillMAP. Esta herramienta proporciona una predicción de la estabilidad del pozo para el trayecto del pozo específico, identifica los peligros de perforación y recomienda densidades 8. Meader et al, referencia 7. 9. Tan CP, Rahman SS, Richards BG y Mody FK: “Integrated Approach to Fluids Optimisation for Efficient Shale Instability Management,” artículo SPE 48875, presentado en la Conferencia y Exhibición Internacional de Petróleo y Gas de China, Beijing, 2 al 6 de noviembre de 1998.

9

Pronóstico de la estabilidad del pozo - Drillmap VENTANA DE DENSIDADES DE LODO Riesgos de perforación Capa paralela

Ovalizaciones Limpieza por ruptura Problemas efectiva del de la pared de fracturas pozo con del pozo alta ROP

Resumen de riesgos Otros

ID R1

R2

Profundidad del pozo MD TVD

700.0 - 1 450.0 644.1 - 892.4

R3 R3

R2

700.0 - 975.0

644.1 - 783.9

R5

R1

Problema secundario de ovalización por ruptura de la pared del pozo, debido a la ruptura local por cizalladura del pozo si el MW es demasiado bajo Detalles: Consecuencia: Exceso de detritos en el pozo Condicionantes: Densidad del lodo por debajo de 1.2 g/cm3, suaveo excesivo, orientación del pozo/ incremento angular, baja resistencia de la formación Avalancha de recortes inestables y capas desmoronables con una inclinación de pozo oscilante entre 45 y 70 grados Detalles: Consecuencia: Atascamiento de la tubería, obturaciones, torque/arrastre erráticos, altos impulsos transitorios de ECD (choque hidráulico), obturación durante los viajes, problemas de entubación, pérdida del pozo Condicionantes: Inclinaciones oscilantes entre 45-70 grados, tamaño del pozo (pozo de 121/4), pozo ensanchado o derrumbes, tasas de flujo demasiado bajas para el tamaño del pozo, prácticas deficientes de limpieza del pozo

R4 R4

R6

R5

R6

R7

R8

R8

R9

975.0 - 3 250.0 783.9 - 1 292.4 Formación de una capa estática de recortes por encima de un pozo de 65 grados Detalles: Consecuencias: Atascamiento de la tubería, obturaciones, torque/arrastre erráticos, altos impulsos transitorios de ECD (choque hidráulico), pérdida del pozo Condicionantes: Inclinaciones oscilantes por encima de 65 grados, tamaño del pozo (pozo de 121/4), pozo ensanchado o derrumbes, tasas de flujo bajas para el tamaño del pozo, prácticas deficientes de limpieza del pozo 1 100.0 1 400.0

1 420.0 3 400.0

3 290.0 5 025.0

3 290.0 4 600.0

814.6 - 881.3

1 301.3 1 681.9

1 301.3 1 592.4

R7

R9

3 620.0 4 460.0

1 374.6 1 561.3

ρ_lodo_Pérdida de lodo, g/cm3

0.6

Prevención Detalles: Mantener la ECD por debajo del gradiente de pérdida de lodo, monitorear las pérdidas de fluido y la resistividad obtenida con la técnica de repetición (técnica de lapsos de tiempo) por la posibilidad de invasión Acción de remediación: Detalles: Si se observa invasión de lodo, maniobrar con cuidado a través de las zonas invadidas Prevención Detalles: Durante los viajes, limitar la perturbación de las zonas dañadas identificadas. Minimizar el funcionamiento cíclico de la bomba Acción de remediación Detalles: Mantener un proceso eficiente de limpieza del pozo, monitorear la DTOR, la ECD y los derrumbes. Aumentar el MW Prevención Detalles: - Establecer un procedimiento de circulación seguro si la ECD alcanza un pico - Si se observan síntomas de obturación, conectar y bajar la tubería (RIH) por debajo de la zona empacada, bajar la tubería con torsión mientras se trata de restablecer la circulación - Zafar con golpes del percusor, si es necesario - Después de los pasos previos, conectar y bajar uno o dos tramos de tubería y hacer circular para limpiar el pozo antes de continuar las maniobras

Línea de 1.6 g/cm3

Severity

Catastrophic

2_S_GRv3 [GR_ARC] (°API) 0 150

2.6

0

2.6

0

DEVI [DEVI] (°) AZIM [AZIM] (°)

200 200

Profundidad (m) MD

TVD 199

300

299

400

400

500

499

600

600

0

Estratigrafía

Resistencia de la roca (kPa)

0 -50

Ángulo de fricción (°)

Sobrecarga (kPa)

50000

0

Esfuerzo horizontal mínimo (kPa) 50000

50 000

0

Esfuerzo horizontal máximo (kPa) 50000

50

0

Presión de poro (kPa)

50000

L M

H

700 800

700

900 1 000

800

1 100

I_IV

1 200 1 300 1 400

Caverna?

1 500 1 600

Prevención Detalles: Véanse acciones correspondientes al Riesgo 3 Acción de remediación Detalles: Véanse acciones correspondientes al Riesgo 3

2 300

899

V

1 000

VI_VII

1 700 1 800 1 900 2 000 2 100 2 200

2 400

1 100

VIII

2 500

Caverna?

2 600

IX

2 700

Prev Prevention Details: Adjust drilling parameters (WOB, RPM) Remedy Details: Run MWD tools with shock sensors, good communication with driller

Si existen fallas conductivas, pueden producirse Prevención Detalles: -Preparar los materiales de LCM antes de la perforación pérdidas de lodo en la formación si la ECD es de la falla prevista entre 3 620-4 460 mMD (1 375-1 560 mTVD) > 1.65 g/cm Caver Prevention Details: -If caverns noted on CDNI, avoid rotation Detalles: Consecuencias: Desestabilización while tripping through cavern sections Mantener la ECD por debajo del gradiente de pérdida de -See also actions as for Risk 3 lodo, monitorear las pérdidas de fluido y la resistividad de la falla Remedy Details: - Monitor CDNI during reaming or back-reaming to determine if zonesobtenida are con la técnica de repetición (técnica de lapsos de Condicionante: Alta ECD que excede el trips gradiente forming -Track the presence of zones on Excel correlation tiempo) por la posibilidad de invasión de pérdida de lodo chart

- Also actions as for Risk 3 Prevention Details: See Risk 2 Remedy Details: See Risk 2 If open, pre-existing natural fractures exist, exist, mud Prevention Details: Keep ECD below mudloss gradient, losses into the formation may occur if ECD is > 1.75 sg monitor fluid losses & time-lapse resistivity fro Details: Consequences: See Risk 1 invasion Contributing factor: See Risk 1 Remedy Details: -If mud invasion observed careful tripping through invaded zones -Minimise swab and surge effects -Add fluid loss additives Si existen fallas fa alllas conductivas, pueden producirse Prevención Prevenc ción i Detalles: -Preparar los materiales de LCM antes de la perforación pérdidas de lodo en la formación si la ECD es de la falla a prevista entre 3 620-4 460 mMD (1 375-1 560 mTVD) > 1.65 g/cm3 Mantene er la ECD por debajo del gradiente de pérdida Mantener Detalles: Con Consecuencias: nsecuencias: Desestabilización de lodo, m monitorear las pérdidas de fluido y la resistividad de la falla obtenida bt ida con la técnica de repetición (técnica de lapsos de Condicionante: Alta ECD que excede el gradiente tiempo) por lla posibilidad ibilid d d de iinvasión ió de pérdida de lodo Breakouts will occur if MW is less than 1.2 sg. Details: Consequence: See Risk 2 Contributing Factors: See Risk 2

2 800

Acción de remediación

1 200

3 000 3 100 3 200 3 300

XI

1 300

3 400 3 500 3 600 1 400

3 800

Detalles: Si se observa invasión de lodo, maniobrar con cuidado a través de las zonas invadidas - Minimizar los efectos de las presiones de suaveo y oleada

X

2 900

3 700

F Fault

XVIII

3 900 4 000 4 100 4 200

XIX1_2

1 500

4 300

XX1

4 400 4 500 4 600 4 700

XX2

1 600 XX2_?

4 800

Acción de e remediación Detalles: Si se observa invasión de lodo, maniobrar con cuida ado a través de las zonas invadidas cuidado - Minimizar los efectos de las presiones de suaveo y oleada

Light Serious Major

2.6

Acción de remediación Detalles: - Utilizar los diagramas de torque y arrastre para monitorear la desviación respecto de la tendencia - Rastrear la tasa de flujo de detritos y comparar con las operaciones de perforación/circulación - Mantener un proceso eficiente de limpieza del pozo y de los equipos rotativos a lo largo de toda la sección en que se produjo la avalancha, en agujero descubierto o en pozo entubado - Utilizar equipos rotativos adecuados para remover los detritos del lado bajo del pozo - Monitorear la ECD por posibles signos de obturación - Asegurar la circulación correcta del pozo antes de la ejecución de conexiones o viajes

Drilling shocks, Stick & Slip, erratic torque and RPM stringers, hole Details: Contributing factors: Hard stringers, rugosity, unstable bit design Consequence: Tool failure, drillstring failure failure (twist-off), sidetrack 3 Wellbore degrades and forms enlarged areas areas of bre eakout) hole after drilling (caverns, asymmetric breakout) pipe,pack-offs, Details: Consequences: Stuck pipe,pack-offs, erratic torque/drag, high ECD transients trouble (hydraulic shock), packoff during trips, trouble running casing, loss of hole Contributing factors: Low mudweight, excessive exce essive swabbing, well orientation, mechanical back-reaming, hole disturbance such as excessive back-reaming, open for too long (excessive NPT),

885.7 - 1 325.8

ρ_lodo_Amago de reventón, g/cm3

0.6

Modelo mecánico del subsuelo 2.6

ρ_lodo_Ruptura, g/cm3

0.6

Acciones

600.0 - 2 500.0 570.2 - 1 125.8 Pueden producirse pérdidas de lodo en la formación si la ECD es > 1.65 g/cm3 Detalles: Consecuencias: Desestabilización de las fracturas, pérdidas, problemas de control del pozo Condicionante: Si es abierto, existen fracturas naturales preexistentes, la ECD alta excede el gradiente de pérdida de lodo

ρ_lodo_Ovalización, g/cm3

0.6

Descripción

4 900 5 000

XX3

XX1_2

Probability

Ruptura Amago de reventón Ovalización por ruptura de la pared del pozo

Low Medium High

> Predicción de la estabilidad del pozo. Los resultados de los estudios del pozo, previos a la perforación, se entregan en formato DrillMAP. La columna 1 indica aquellos intervalos a través de los cuales pueden encontrarse ciertos factores de riesgo, explicados en la columna 2. La columna 2 proporciona además sugerencias en materia de prevención y remediación para cada factor de riesgo (inserto). La ventana de densidad del lodo del Carril 1 indica las densidades de lodo que son insuficientes a una profundidad dada para prevenir la ovalización por ruptura de la pared del pozo (rojo) o un golpe de presión (turquesa). Además, indica la consecuencia prevista de la existencia de densidades de lodo que son demasiado grandes, incluida la pérdida de lodo (púrpura) y su degradación (azul). El perforador necesita mantener la densidad del lodo entre estos límites. El Carril 2 incluye el registro de rayos gamma (verde), la desviación planificada (rosa) y el acimut (azul). El Carril 3 es la comparación entre TVD y MD, basada en la trayectoria planificada del pozo, y el Carril 4 indica las profundidades previstas de localización de cambios estratigráficos. El Carril 5 corresponde al modelo mecánico del subsuelo (MEM) e incluye la resistencia a la compresión no confinada de la roca (UCS) (marrón) y el ángulo de fricción (FANG) (negro). Ambos constituyen datos de entrada para el criterio de falla de Mohr-Coulomb, utilizado para describir una relación lineal entre el esfuerzo normal y el esfuerzo de corte (máximo y mínimo) en presencia de falla. La sobrecarga modelada (marrón), el esfuerzo horizontal mínimo (rojo), el esfuerzo horizontal máximo (verde) y la presión de poro (azul) se incluyen como parte del MEM.

Odoptu-More Isla de Sakhalin

Okha

N

N

JAPÓN

RUSIA

Localización de las perforaciones al norte Isla de Sakhalin

CHINA

Localización de las perforaciones al sur

Rick_ERD_Figure 08

YuzhnoSakhalinsk

INDONESIA

10

0 0

1

2

1

3 km

2 millas

, ERD en Sakhalin. Odoptu-More es una acumulación de hidrocarburos de edad Mioceno que yace frente a la costa noreste de la Isla de Sakhalin, en Rusia. A la mayor parte, por no decir a la totalidad, del campo se puede acceder desde localizaciones superficiales en tierra firme (óvalos amarillos) mediante pozos de alcance extendido (líneas negras). El campo Odoptu-More (inserto) se extiende a lo largo de aproximadamente 4 km [2,5 millas], de este a oeste, y 12 km [7,5 millas], de norte a sur, con intervalos productivos a una TVD de aproximadamente 1 500 a 1 700 m [4 900 a 5 600 pies]. Se encuentra ubicado en el extremo norte de un grupo de campos que incluye los campos Chayvo, Piltun y Arkutun-Dagi. 10. Para obtener más información sobre el software de manejo de la perforación, consulte: Ali AHA, Brown T, Delgado R, Lee D, Plumb D, Smirnov N, Marsden R, Prado-Velarde E, Ramsey L, Spooner D, Stone T y Stouffer T: “Observación del cambio de las rocas: modelado mecánico del subsuelo,” Oilfield Review 15, no. 2 (Otoño de 2003): 22–41.

Oilfield Review

Inclinación y acimut, grados

En el año 2003, el operador dejó de perforar con motores de desplazamiento positivo para utilizar sistemas de perforación rotativa direccional (RSS). Para el año 2006, se habían perforado y terminado 21 pozos de alcance extendido con relaciones HD/TVD de hasta 4,1. La introducción de los sistemas RSS produjo un mejoramiento sustancial en la ROP. No obstante, su uso fue acompañado por el incremento del tiempo no productivo (NPT) generado por problemas de limpieza del pozo, asociados con las operaciones de rectificación a través de ciertas zonas de la sección del pozo de 121/4 pulgadas. Estos problemas se manifestaron como un exceso > Detritos del pozo debidos a la inestabilidad. Una revisión de los registros de torque y arrastre, picos de ECD, obturaciones de perforación, realizada durante una investigación de un pozo del campo Odoptu-More, indicó que la mayor parte del tiempo problemático relacionado y atascamiento de la tubería. con el NPT se confinaba a rangos de profundidad relativamente cortos. Al El empleo de asistencia mecánica —tal como intensificarse los problemas de limpieza del pozo, en estas áreas localizadas las operaciones de rectificación— en pozos de diáse recuperaron varios metros cúbicos de excedentes de retornos; fangolita dura con una estructura de grano fino, de 6 cm [2.4 pulgadas] de diámetro y metro grande es práctica estándar cuando las capa2 cm [0.8 pulgada] de altura, como la que se muestra en esta foto. cidades de velocidad de bombeo y tasa de flujo del La morfología de estos retornos no indicó la existencia de un mecanismo equipo de perforación son limitadas. La no utilizaclásico de falla por corte, asociado por lo general con una densidad de lodo ción del proceso de rectificación en estas condicioinsuficiente. Dada su naturaleza localizada en el pozo y la capacidad para correlacionar estas zonas a través de una porción del campo, los ingenieros nes se traduce normalmente en operaciones teorizan que el mecanismo probable de falla se relaciona con la anisotropía ineficientes de limpieza del pozo y dificultades subde la roca en sí. (Adaptado de Mohammed et al, referencia 11.) siguientes con su entubación. No obstante, en el caso de Odoptu-More, estas complicaciones surgiede lodo y procedimientos operacionales para pozos de alcance extendido que accedían a la por- ron por el volumen excesivo de retornos no trituraminimizar la degradación del pozo (página ante- ción norte de la estructura de Odoptu-More, frente dos, consistentes en detritos de fangolita dura, que rior, arriba).10 a la costa de la Isla de Sakhalin, en Rusia (página fueron inducidos durante las operaciones de rectifiRosneft SMNG (Sakhalinmorneftegaz) estaba anterior, abajo). El campo fue desarrollado perfo- cación (izquierda. extremo superior). A partir del análisis de múltiples pasos de datos, derivados de experimentando problemas de estabilidad en los rando pozos de alcance extendido desde 1998. mediciones obtenidas durante la rectificación en tiempo real, finalmente se observó que la fuente de Acimut de la perforación Rick_ERD_Figure 06 86 los detritos estaban localizadas en las zonas rugosas Acimut de la rectificación 1 85 del pozo (izquierda. extremo inferior). Acimut de la rectificación 2 En respuesta, el operador y los ingenieros de 84 Schlumberger desarrollaron un modelo mecánico del 83 subsuelo (MEM), basado en la profundidad, especí82 fico para cada pozo perforado. El equipo de trabajo La herramienta de prospección ingresa La herramienta de prospección sale 81 modificó el programa de entubación para aislar en la caverna, en dirección descendente de la caverna, en dirección ascendente y hacia la izquierda y hacia la derecha en forma más efectiva las zonas inestables clave. 80 A fin de complementar estos cambios, los profe79 Inclinación de la perforación sionales diseñaron además una estrategia persoInclinación de la rectificación 1 78 nalizada de manejo de riesgos, basada en la Inclinación de la rectificación 2 77 comprensión de las causas raíces del NPT en 76 pozos previos. Esta estrategia abordó de manera integral la formación de rugosidad localizada, 75 resultante de las maniobras y las operaciones de 74 3 000 3 010 3 020 3 030 3 040 3 050 3 060 3 070 3 080 3 090 3 100 rectificación. Además, demostró su efectividad en la limitación de la generación y la expansión asoProfundidad a lo largo del pozo, m ciada de los detritos provenientes de estas zonas. > Evidencia directa de lapsos de tiempo. En un pozo problemático clave, la presencia de zonas Luego, los ingenieros utilizaron la herrarugosas localizadas, o cavernas, pudo inferirse directamente a partir de las anomalías de inclinación y acimut observadas en los datos del levantamiento de alta resolución y múltiples pasos, del pozo mienta de planeación y manejo de la perforación de 12 1/4 pulgadas. Estos datos continuos de desviación e inclinación (CDNI) fueron obtenidos con las DrillMAP para implementar una estrategia herramientas MWD corridas a través de las secciones del pozo perforadas previamente. Los múltiples basada en métodos similares, utilizados en el Mar pasos de los datos CDNI se superponen para obtener las contracurvas y localizan claramente los del Norte, el Golfo de México y América del Sur. defectos de alineación producidos por las excursiones de la herramienta de prospección, que alcanzan hasta 1.5° respecto del eje del pozo perforado. (Adaptado de Mohammed et al, referencia 11.)

Volumen 22, no. 3

11

Este plan clasifica los riesgos medidos de perforación, referenciados a la profundidad, y especifica las medidas de control y contingencia a adoptar en función del MEM. Para cada pozo se crea una nueva versión de este protocolo y un nuevo MEM. Por otro lado, los ingenieros agregaron una función técnica de soporte para la toma de decisiones en tiempo real en el equipo de perforación, para implementar la estrategia de manejo de riesgos.11 Conforme continúan las actividades de desarrollo en la estructura Odoptu-More, se utilizan datos continuos de dirección e inclinación (CDNI) para proporcionar una advertencia anticipada de la presencia de cavidades, y su condición y localización precisas se utilizan para determinar el diseño de la tubería de revestimiento. Empuje, tracción y torsión A la hora de planificar un pozo de alcance extendido, los ingenieros deben considerar también la física de la longitud del pozo. En los pozos verticales, el torque, el arrastre y la flexión se ignoran en esencia y se asume que la tubería se encuentra ubicada en el centro del pozo. Las cargas generadas por estos eventos pueden volverse tan grandes que la cabeza rotativa superior del equipo de perforación no puede rotar la tubería, y el malacate no puede subirla o bajarla. También puede suceder que las cargas sean suficientemente grandes de manera que, en caso de que la tubería se atasque, los esfuerzos realizados para liberarla produzcan su rotura, obligando al operador a abandonar el pozo, declarar la profundidad total (TD) prematuramente o perforar un pozo de re-entrada. En los pozos de alcance extendido, la fricción juega un rol más significativo que en los pozos verticales. Esto se debe a que la columna de perforación y la tubería de revestimiento son forzadas contra los lados del pozo de alcance extendido (derecha). La existencia y la magnitud del torque mecánico (tal como el torque en la barrena y el torque fuera del fondo producido por fricción) y del arrastre son una función de diversos factores clave: • tensión y compresión en la sarta de perforación • severidad de la pata de perro; tasa de incremento o reducción angular o cambio de acimut • tamaño del pozo y de la tubería • peso de la sarta de perforación • inclinación • lubricidad; el efecto de los reductores de fricción en el fluido de perforación. El torque mecánico se genera cuando la sarta de perforación experimenta un fenómeno de atascamiento diferencial o interactúa con capas de recortes o formaciones inestables.12 La ejecución de la selección de la barrena al comienzo del proceso de planeación del pozo ayuda a evitar el

12

torque en la barrena, el cual es generado por su interacción con la formación. El torque fuera del fondo, como indica el término, ocurre cuando se rota la sarta de perforación mientas se levanta por encima del fondo del pozo. Esto elimina el elemento de torque en la barrena de la medición. El arrastre es una fuerza axial, afectada por los mismos factores que el torque, y se produce cuando la tubería es desplazada hacia arriba o hacia abajo en el pozo. Si bien todos los pozos pueden experimentar atascamiento diferencial, los pozos de alcance extendido son particularmente susceptibles a este fenómeno y la recuperación, luego de experimentarlo, es más difícil que en los pozos convencionales. La solución para el problema de inestabilidad de pozos de alto ángulo a menudo consiste en incrementar la densidad del lodo. Esto hace que se perfore en condiciones de sobrebalance, lo que constituye la causa principal del atascamiento de la tubería. Además, en comparación con los pozos verticales, los pozos de alcance extendido habitualmente dejan secciones de yaci-

miento más largas expuestas durante períodos más largos, con la sarta de perforación y el arreglo de fondo de pozo (BHA) sepultados en los recortes, en el lado bajo del pozo. Esto puede generar una condición de obturación que produce el atascamiento de la tubería. Dado que el fenómeno de atascamiento diferencial puede incrementar considerablemente la fricción general, es posible que intensifique los problemas secundarios de torque, arrastre o flexión. Cuando el atascamiento diferencial tiene

Fuerza de contacto

Arrastre axial

Tensión y compresión de la sarta

Rotación Torque Tensión y compresión de la sarta Rotación

Rotación

Torque

Arrastre axial

Fuerza de contacto Peso de la tubería

Tensión y compresión de la sarta

> Torque y arrastre. El torque es una medida de la resistencia a la rotación, causada por la fricción entre la tubería de revestimiento o la sarta de perforación y la pared del pozo. El arrastre es una medida de la resistencia al movimiento ascendente o descendente. La magnitud del torque y del arrastre, observada en el tubular, es una función de la tensión o la compresión y del área en contacto con el pozo. Cuando los tubulares están centrados correctamente en un pozo vertical, el contacto con la pared del pozo es insignificante, y el torque y el arrastre son esencialmente nulos (izquierda). Durante una sección de incremento angular, la columna de perforación o la tubería de revestimiento experimenta grados variables de torque y arrastre porque es presionada contra el lado superior de la pared del pozo y se encuentra en estado de compresión o tensión (centro). En la sección tangencial del pozo, los tubulares se encuentran en pleno contacto con la parte inferior del pozo y en cierto estado de compresión o tensión (derecha). La magnitud del torque y el arrastre, creados a lo largo de esta sección del pozo, es básicamente una función del peso de la tubería de revestimiento. La flexión se produce cuando las fuerzas de compresión resultantes del arrastre pliegan la tubería contra la pared del pozo, generando una configuración sinusoidal (inserto, extremo superior). Con el tiempo, si las cargas continúan creciendo, la tubería se curvará helicoidalmente (inserto, extremo inferior), y en ese momento el movimiento descendente se detendrá.

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11. Mohammed N, Chernov M, Maˇnalac-Tr´øn E y Kaydalov Y: “Focused Risk-Management Brings a Step-Change Improvement in Drilling Performance at Sakhalin’s Odoptu ERD Development,” artículo SPE 102818, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica del Petróleo y el Gas de Rusia de la SPE, Moscú, 3 al 6 de octubre de 2006. 12. El atascamiento diferencial se produce cuando la sarta de perforación no puede ser movida (rotada o invertida), a lo largo del eje del pozo. El atascamiento diferencial tiene lugar habitualmente cuando se ejercen fuerzas de contacto altas, causadas por las presiones bajas del yacimiento, las presiones altas del yacimiento, o ambas, sobre un área suficientemente grande de la sarta de perforación. La fuerza de atascamiento es un producto de la presión diferencial, existente entre el pozo y el yacimiento, por el área sobre la que actúa esa presión diferencial. Esto significa que una presión diferencial relativamente baja, aplicada sobre un área de trabajo grande, puede ser tan efectiva para el atascamiento de la tubería como una presión diferencial alta aplicada sobre un área pequeña. 13. Mims and Krepp, referencia 4. 14. Los percusores (tijeras) de perforación son dispositivos mecánicos utilizados en el fondo del pozo para liberar la tubería atascada, a través de la transmisión de una carga de impacto a otro componente del fondo del pozo. El perforador emplaza y activa los percusores de perforación, tirando lentamente de la sarta de perforación mientras el arreglo BHA queda atascado en su lugar. Dado que la parte superior de la sarta de perforación se desplaza hacia arriba, se estira y almacena energía. Cuando los percusores alcanzan su punto de activación, una sección del percusor se desplaza súbitamente en sentido axial respecto de una segunda sección, y los percusores suben rápidamente de manera similar al movimiento del extremo de un resorte estirado cuando se lo suelta. Esta sección en movimiento golpea en un resalto de acero, impartiendo una carga de impacto.

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Sección de pozo entubado

1 500 2 000 2 500 3 000 Profundidad, m

lugar en un pozo de alcance extendido, la capacidad del perforador para liberar la tubería se reduce por el alto ángulo del pozo, lo que limita la cantidad de peso o tensión que se transmite al BHA. Habitualmente, en un pozo convencional, la tubería puede considerarse atascada en forma permanente si con 667 000 N (150 000 lbf) de sobretracción no puede ser movida. En un pozo de alcance extendido, la incapacidad para transmitir peso o tensión puede llevar ese valor a 89 000 N (20 000 lbf).13 El problema se intensifica en presencia de grandes fuerzas de arrastre, ya que puede resultar imposible ejercer una fuerza ascendente suficiente como para emplazar y activar los percusores de perforación.14 Dado que los pozos de alcance extendido son tan susceptibles a los efectos de la fricción, los ingenieros de planeación deben simular todas las operaciones importantes para garantizar su factibilidad y el hecho de que las cargas se encuentren dentro de límites aceptables. Esto requiere el empleo de programas de modelado del torque y el arrastre. Los modelos de torque y arrastre utilizan un factor de fricción adimensional que da cuenta de una serie de elementos que impactan el movimiento de la tubería, a saber: • la lubricidad del sistema de lodo • la rigidez de la tubería • las capas de recortes • la interacción entre el estabilizador y el centralizador

3 500 4 000 4 500 5 000 5 500 6 000 6 500 7 000 7 500 8 000

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> Análisis del riesgo de arrastre. Las variaciones secundarias de los factores de fricción pueden tener un impacto significativo sobre el torque y el arrastre en los pozos de alcance extendido. Durante la etapa de planeación, es esencial que se analicen los factores de fricción para determinar la sensibilidad a las variaciones en la densidad del lodo, el trayecto del pozo, los perfiles del pozo o la configuración de la sarta de perforación. Este ejemplo corresponde a una tubería de revestimiento flotante de 9 5/8 pulgadas, corrida en un pozo con un factor de fricción previsto de 0.50 en agujero descubierto. La tensión superficial al bajar la herramienta (slackoff) es equivalente a la lectura esperada de un indicador de peso ubicado en la superficie, a medida que la tubería de revestimiento se baja en el pozo. Las curvas rojas representan diversos factores de fricción, que oscilan entre 0.30 y 0.70. En este caso, si el factor de fricción es sólo levemente mayor que 0.50, el peso de la tubería de revestimiento se volverá negativo, lo que significa que la combinación de la fricción con la flotabilidad de la tubería de revestimiento en los fluidos del pozo será mayor que el peso de la tubería de revestimiento. Esto impedirá que la tubería de revestimiento llegue al fondo. La de la tubería de revestimiento flotante es una técnica en la que el fluido de perforación es reemplazado por aire en aquella parte de la tubería de revestimiento que corresponde a la sección tangencial. Esto incrementa la flotabilidad de la tubería de revestimiento, lo que reduce el torque y el arrastre mediante la reducción de la fuerza de contacto entre ésta y la pared del pozo. Si bien esto elimina la opción de circular, puede aligerar la tubería de revestimiento suficientemente como para que sea rotada, lo que hace posible contrarrestar los efectos del torque y el arrastre.

BHA de mayor diámetro no puede ser retrotraído a • el atascamiento diferencial través de este canal angosto y, cuando los operado• los efectos de pistón hidráulico res pretenden desplazar la sarta de perforación • las hendiduras (canaletas). Con la rigidez de la tubería se intenta dar hacia la superficie, éste se asienta. Las variaciones pequeñas, producidas en los cuenta de los esfuerzos laterales adicionales ejercidos sobre la tubería, en lugar de un modelo de factores de fricción, pueden incidir significativa“tubería blanda,” que asume que el tubular se ade- mente en los cálculos del torque y el arrastre. Los cua al perfil del pozo. Los estabilizadores y los cen- cambios introducidos en parámetros tales como tralizadores son dispositivos mecánicos, fijados a la densidad del lodo, el trayecto del pozo, la Rick_ERD_Figure 10 la sarta de perforación o a la tubería de revesti- selección de la profundidad de entubación y el miento, para mantenerlos en el centro del pozo. diseño de la sarta de perforación o de la tubería Los efectos de tipo pistón hidráulico son causados de revestimiento, pueden causar estas variaciopor el desplazamiento de la tubería a través de los nes durante la perforación. Por consiguiente, es fluidos presentes en el pozo, de forma que se crean crucial que durante la planeación de un pozo de golpes de presión. Las hendiduras (canaletas) se alcance extendido, se considere una gama adeproducen cuando la columna de perforación cuada de factores de fricción. Los ingenieros utigenera un canal angosto en uno de los lados del lizan los análisis de riesgos de torque y arrastre pozo, en una sección de incremento angular, de para determinar los resultados posibles cuando el reducción angular o de cambio de dirección. El factor de fricción varía (arriba).

13

, Eliminación del factor limitante. A partir de una revisión del campo Al-Shaheen, MOQ dedujo que la longitud de las secciones horizontales en el campo estaba limitada por la capacidad de torque de las conexiones de la columna de perforación y las cargas ECD, más que por la capacidad de la cabeza rotativa superior o del equipo de perforación (extremo superior). Para establecer su longitud récord en el pozo BD-04A, el operador utilizó una columna de perforación de 5 pulgadas con conexiones de alto torque. A 23 600 pies, se agregó una sección de columna de perforación de 4 pulgadas por encima del BHA. Luego, a 28 000 pies, el aditivo lubricante del lodo de perforación se incrementó de 2% a 3%. Como resultado, el torque de perforación se redujo, pasando de un promedio proyectado (no mostrado) de 26 000 pies.lbf [35 000 N.m] a un promedio medido, oscilante entre 14 000 y 21 000 pies.lbf [19 000 y 28 000 N.m]. Los factores de fricción de 0.20-0,24 se redujeron a 0,18-0,21. Al mismo tiempo, el incremento del área de flujo creada por la sección de la columna de perforación de diámetro más reducido por encima del BHA redujo la ECD, de 15,2 a 14,3 lbm/galón estadounidense [1 797 a 1 714 kg/m3] (extremo inferior). (Adaptado de Sonowal et al, referencia 2.)

Torque fuera de fondo y torque de perforación, medidos 0 Torque fuera de fondo medido Torque de perforación medido Límite del equipo de superficie

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Torque fuera del fondo, 1 000 pies.lbf Cargas ECD y tamaño promedio del pozo 0 Tamaño del agujero descubierto: 8,5 pulgadas Tamaño del agujero descubierto: 9,0 pulgadas Tamaño del agujero descubierto: 9,5 pulgadas Densidad medida del lodo ECD calculada por MOQ 450 psi por encima de la presión de poro en el talón

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ECD, lbm/galón estadounidense

La flexión también puede convertirse en un desafío significativo durante la perforación de pozos de alcance extendido. Este fenómeno poco conocido es el resultado del arrastre acumulado que aplica fuerzas de compresión sobre la sarta de perforación o la tubería de revestimiento y provoca un cambio de comportamiento en la sarta. La flexión también se produce en el BHA, pero especialmente desde la aparición de los sistemas RSS, la capacidad para manejarlo ha mejorado. Como sucede con todos los problemas de los pozos de ERD, la posibilidad de que se produzca el fenómeno de flexión debe ser considerada durante la planeación del pozo. A la hora de seleccionar los tubulares, planificar las tasas de giro e incremento angular, y diseñar los espacios anulares en las secciones inferiores del pozo, los ingenieros deben estar particularmente al tanto de la posibilidad de que se registre el fenómeno de flexión. Otras de las medidas proactivas para ayudar a evitar el fenómeno de flexión implica mantener la sarta de perforación rígida, evitando al mismo tiempo el agregado de peso que puede exacerbar los problemas de torque y arrastre. Dado que la rigidez de la tubería es una función de su radio, en los pozos de alcance extendido se ha utilizado una columna de perforación de diámetro más grande para combatir la flexión. No obstante, es importante considerar el impacto de las pérdidas de presión por fricción resultantes sobre la ECD.

Rick_ERD_Figure 11 14

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Además, existen otras medidas disponibles, tales como herramientas especiales de fondo de pozo que reducen los esfuerzos de torsión y arrastre o que facilitan más la transferencia de la carga. Una solución modelo El Bloque 5 del campo Al-Shaheen, situado en el área marina de Qatar, se caracteriza por la baja productividad de sus pozos verticales, y su desarrollo con pozos convencionales requeriría un gran número de plataformas. Por otro lado, las reservas hidrocarburíferas del campo son arealmente extensivas. Estos factores lo convierten en un prospecto particularmente adecuado para una estrategia de ERD, pero el operador, Maersk Oil Qatar AS (MOQ), debía superar primero los problemas de torque y ECD que amenazaban con limitar las longitudes del alcance horizontal. MOQ apuntó como objetivos a las formaciones carbonatadas Kharaib B y Shuaiba, de edad Cretácico Inferior, y a la formación de areniscas Nahr Umr. La formación Kharaib B corresponde a una capa carbonatada lateralmente uniforme, de aproximadamente 24 m [80 pies] de espesor, con un objetivo prospectivo de 8 m [25 pies] de espesor. La formación Shuaiba exhibe cambios de facies laterales y contrastes de permeabilidad y posee un espesor de aproximadamente 60 m [200 pies] con un objetivo prospectivo de unos 6 m [20 pies] de espesor. La formación Nahr Umr corresponde a una secuencia de areniscas de 20 pies de espesor con objetivos prospectivos compuestos por areniscas de un espesor permeable de 1.5 m [5 pies] o menor. En 1994, el operador perforó una sección horizontal de 3,1 km [1,9 milla], que batió récords, utilizando motores de desplazamiento positivo y estabilizadores de calibre ajustable. Mediante la adopción de nueva tecnología no bien estuvo disponible, la compañía mejoró ese logro. En mayo de 2008, MOQ terminó una sección horizontal récord de 10,9 km [6,8 millas], con una profundidad medida de 12,3 km [7,6 millas], que en ese momento fue la desviación a lo largo del pozo de mayor longitud del mundo: 11,6 km [37 956 pies o 7,2 millas].15 La profundidad medida original del pozo iba a ser de 8,8 km [5,5 millas], pero el operador optó por extenderla para evaluar el flanco oriental e incrementar la exposición del yacimiento, utilizando un solo pozo. No obstante, el modelado del 15. Sonowal et al, referencia 2. La desviación a lo largo del pozo es la distancia horizontal medida, desde la superficie hasta el fondo del pozo, si se eliminan los cambios de acimut y se desenrolla el pozo.

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torque y el arrastre indicó que las cargas en la nueva TD excederían las capacidades de la cabeza rotativa superior y de la sarta de perforación. Al mismo tiempo, las ECD serían inaceptablemente altas con la columna de perforación existente de 5 pulgadas y las propiedades tradicionales del lodo. El modelado indicó que estas ECD y estos esfuerzos de torsión podrían alcanzar niveles aceptables, si se utilizaba una sarta de perforación cónica (tapered) de 4 por 5 pulgadas. El modelo determinó además que una sarta cónica generaría una presión de bombeo más alta y reduciría la tasa de flujo en la TD, y que la longitud de la sección de 4 pulgadas era el factor de limitación en el equilibrio del conflicto. El diseño final, que concilió los esfuerzos de torsión y arrastre, los componentes hidráulicos y los modelos de ECD, incluyó 2 133 m [7 000 pies] de columna de perforación de 4 pulgadas y 4 572 m [15 000 pies] de columna de perforación de 5 pulgadas con conexiones de alto torque agregadas a la parte superior de la sarta de perforación (página anterior). La sección del pozo de 81/2 pulgadas fue perforada en dos carreras. En la primera se utilizó un sistema RSS de tipo empuje de la barrena PowerDrive X5 para alcanzar 10 326 m [33 877 pies], con un proceso de monitoreo del torque de perforación, que indicó un factor de fricción oscilante entre 0.18 y 0.21. Durante esa primera carrera, los niveles del aditivo lubricante se incrementaron de 2% a 3% para reducir el torque y la severidad del atascamiento/deslizamiento y, por consiguiente, las vibraciones, lo que permitió al perforador mantener la ROP sin dañar el BHA. El torque de perforación alcanzó su punto máximo en el límite de la cabeza rotativa superior de 36 000-39 000 pies.lbf [49 000-53 000 N.m]. Luego, el operador levantó la columna de perforación de 4 pulgadas para reducir el torque y las cargas ECD. La segunda carrera —que se realizó con una sarta de perforación cónica de 4 por 5 pulgadas— de inmediato generó un grado suficiente de torque y mejoras de la ECD para permitir perforar hasta una TD final de 12 290 m [40 320 pies] de MD. Esto incluyó un giro acimutal de 35°. Además, se utilizó un sistema RSS de tipo direccionamiento de la barrena PowerDrive Xceed porque requiere menor caída de presión a lo largo de la herramienta que el diseño del sistema de empuje de la barrena. También se incluyó en el cálculo un área de flujo más grande del sistema barrena-boquilla para mejorar la presión de bombeo y la tasa de flujo en la barrena. El operador logró esta longitud récord, con el énfasis puesto en el manejo de la ECD y la adopción

de medidas para controlar el factor de fricción durante la fase de planeación del pozo. Las simulaciones indicaron que si las tasas de pérdida de circulación inducidas por la ECD se mantenían en niveles aceptables, el pozo podría haber sido perforado hasta aproximadamente 13 400 m [44 000 pies], punto en el cual habría alcanzado el límite de torque de la cabeza rotativa superior. Perforación en curso Originalmente, la construcción de pozos horizontales largos era una decisión económica; se lograba más zona productiva expuesta por el costo de un pozo o bien se explotaban numerosas formaciones por el costo de una sola localización de superficie. Al actuar como túneles de disparos de gran diámetro y penetración profunda, los pozos horizontales también constituyen una respuesta para el desafío de lograr tasas de flujo económicas desde formaciones compactas y de escaso espesor. Pero, dado que la industria ha aprendido a perforar pozos más allá de los límites alguna vez impuestos por el torque, el arrastre, la ECD y las capacidades del equipo de perforación, la perforación de pozos ERD se ha vuelto atractiva por motivos ajenos a los aspectos económicos. Como quedó demostrado en el campo Wytch Farm de Inglaterra, los pozos horizontales de gran longitud constituyen además alternativas ambientalmente aceptables. Las formaciones a las que esos pozos apuntan como objetivos se encuentran debajo del área ecológicamente sensible de Poole Harbour. Mediante el emplazamiento de las localizaciones de superficie en tierra firme a cierta distancia de la línea de costa y la ejecución de las operaciones de perforación muy por debajo del piso del puerto, el curso de agua y sus adyacencias inmediatas permanecieron aislados de la actividad del operador. Esta elección de perforación permitió que el área permaneciera visualmente atractiva y redujo la amenaza de contaminación ecológica. Hoy, el mundo se encuentra ante un dilema. Los seres humanos han tomado conciencia de la fragilidad del medio ambiente y a la vez esa globalización ha elevado el estándar de vida de millones de personas. Pero el precio de esa prosperidad es la generación de una demanda insaciable de combustibles a base de hidrocarburos, lo que exige más perforaciones. La aplicación de prácticas de ERD para acceder a más depósitos, a la vez que se perforan menos pozos desde un número menor de localizaciones de superficie, es una medida que está utilizando la industria del sector petrolero de exploración y producción para ayudar a conciliar estas realidades en conflicto. —RvF

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Robots al rescate Otrora tema de ciencia ficción, los robots evolucionaron para convertirse en una rama especializada de la ingeniería y la tecnología. Estas máquinas se encuentran en una diversidad de aplicaciones, que abarcan desde la exploración del espacio hasta la ayuda doméstica. Al liberar a la humanidad de peligros y tareas tediosas, los robots están haciendo que lo improbable se torne posible.

Geoff Downton Stonehouse, Inglaterra Steve Gómez Sugar Land, Texas, EUA Mark Haci Eric Maidla Houston, Texas Charles Royce Oceaneering International, Inc. Houston, Texas Traducción del artículo publicado en Oilfield Review, Otoño de 2010: 22, no. 3. Copyright © 2011 Schlumberger. Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Michael Tempel, Cambridge, Massachusetts, EUA; Charlie Vaida, iRobot Corporation, Bedford, Massachusetts; y a Summer Wood, Oceaneering International, Inc., Houston. SLIDER es una marca de Schlumberger. AESOP y da Vinci son marcas de Intuitive Surgical, Inc. Aware 2, Genghis, iRobot, PackBot y Roomba son marcas de iRobot Corporation. Google es una marca de Google, Inc.

Al revelarse la tragedia de la plataforma Deepwater Horizon, millones de personas permanecieron paralizadas frente a sus videos y televisores, observando las transmisiones en vivo realizadas desde vehículos operados en forma remota (teledirigidos) (ROV), ubicados en el fondo del océano. Más allá de las capacidades humanas —a profundidades de agua mayores que las correspondientes al rango de los submarinos inhabitables— estos héroes robóticos ejecutaron tareas increíblemente intrincadas. No obstante, la robótica abarca mucho más que las operaciones oceánicas remotas. En la sociedad moderna, los robots ejecutan una diversidad de funciones, liberando a los seres humanos de tareas repetitivas y cotidianas, por un lado, a la vez que realizan trabajos peligrosos que trascienden las capacidades humanas, por el otro. Los robots industriales se utilizan en una amplia gama de roles, principalmente en las fábricas. Los robots de servicio operan en los quirófanos de los hospitales, en los campos de batalla, en el espacio exterior y en los hogares, y también en los campos petroleros. Este artículo ofrece un relato del campo de la robótica y presenta alguna de sus diversas aplicaciones. Máquinas amenazantes En la Inglaterra de comienzos de la década de 1800, la Revolución Industrial produjo cambios profundos que modificaron el paisaje fabril. Uno de los subproductos de los cambios producidos en los métodos de manufactura fue el desplazamiento de los trabajadores manuales tradicionales. En la industria textil, este fenómeno resultó especialmente pronunciado ya que grandes números de trabajadores no calificados fueron reemplazados por telares automatizados.

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Lamentablemente, estos trabajadores contaban con pocas alternativas laborales y, en un estado de desesperación, un grupo se amotinó y atacó al presunto enemigo: el telar mecanizado. Este movimiento extrajo su nombre del joven Ned Ludd quien, si bien no formó parte de esta revuelta, en un arrebato de ira había destrozado los bastidores 30 años antes. Las acciones de los ludistas o luditas tuvieron una vida corta —ya que fueron reprimidas rápidamente por la intervención militar— pero se estableció un odio profundo entre el hombre y la máquina. El concepto de robots y robótica se desarrolló en el contexto de esta relación confrontada. La palabra robot apareció por primera vez en una obra de ciencia ficción de 1921, R.U.R. (Robots Universales de Rossum), del dramaturgo checo Karel Capek. Proveniente del vocablo eslavo “rabota,” que significa servidumbre, y “robota,” que significa trabajo forzado o tedioso, el término robot se refiere a un trabajador aplicado. Los robots de Capek fueron relegados a tareas domésticas, liberando a la humanidad del trabajo tedioso y del hastío. Pero, al final, los robots se rebelaron y se convirtieron en opresores de los hombres. A partir de esta aparición inoportuna, surgió un género literario en el que los robots eran caracterizados frecuentemente como enemigos más que como asistentes, que reflejaban quizás los temores de los anteriores ludistas. Aproximadamente 20 años después, Isaac Asimov, uno de los primeros maestros de la ciencia ficción, introdujo el concepto de ética robótica con sus Tres Leyes de la Robótica.1 Ésta se reconoce en general como la primera vez en que se utilizó el término robótica, que ahora se ha convertido en una rama aceptada de la ciencia y la ingeniería. En las novelas de Asimov, los robots

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Fotografía utilizada con autorización de Oceaneering International, Inc.

antropomórficos sensibles eran casi humanos pero carecían de emociones. Estos robots difieren considerablemente de las máquinas robóticas de la sociedad moderna que, aunque siguen careciendo de emociones, han abandonado las páginas de las obras de ciencia ficción para introducirse en fábricas, granjas, campos petroleros, hogares y una diversidad de otros ambientes. De la ficción a la industria No existe consenso absoluto acerca de lo que constituye un robot. Según la mayoría de las definiciones, se trata de una máquina guiada por controles automáticos que a menudo reemplaza el esfuerzo humano. Con este concepto en mente, surgió un candidato probable para el primer robot —como sucede con muchos inventos— por necesidad, si bien es difícil conferir el título de primero cuando las definiciones son un tanto borrosas y existen intereses encontrados en relación con dicho título.

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A comienzos de la década de 1940, durante el Proyecto Manhattan, era imposible manipular en forma directa los materiales radioactivos objeto de estudio. Los científicos desarrollaron un telemanipulador que permitía que los operadores ejecutaran tareas rudimentarias en forma remota y con una relativa seguridad.2 Si bien el dispositivo podría atribuirse el carácter de primero, pues fue parte del proyecto ultra secreto de desarrollo de la primera bomba atómica, no estaba al alcance del público general y era desconocido para éste. Hoy en día, el rol de la telerrobótica en la industria nuclear se encuentra bien consolidado; las máquinas robóticas manejan cada una de las partes del ciclo de vida del combustible. Esto incluye el transporte, el almacenamiento, el aprovisionamiento de combustible y la recuperación de las varillas de combustible y, por último, el desmantelamiento. Las centrales nucleares cuentan con robots para una segunda línea de defensa, dise-

ñada para desmantelar y remover los robots de la primera línea en caso de que queden atascados en el reactor. El primer dispositivo robótico comercial generalmente reconocido fue un invento de George Devol y Joseph Engelberger, quienes en el año 1956 ofrecieron a la venta el manipulador Unimate; definido por el Instituto de Robótica de América como un manipulador industrial. Unimate era un brazo hidráulico controlado electrónicamente para la ejecución de tareas preprogramadas, que fue vendido en primer término a General Motors y 1. Las Tres Leyes de la Robótica de Asimov son las siguientes: Un robot no puede dañar a un ser humano o, por su inacción, dejar que un ser humano sufra daño. Un robot debe obedecer las órdenes que le son dadas por un ser humano, excepto si estas órdenes entran en conflicto con la Primera Ley. Un robot debe proteger su propia existencia mientras dicha protección no entre en conflicto con la Primera o la Segunda Ley. 2. Murphy RR: Introduction to AI Robotics. Cambridge, Massachusetts, EUA: The MIT Press, 2000. Fotografía utilizada con la autorización de Oceaneering International, Inc.

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> El primer robot comercial. El robot industrial Unimate podía manipular piezas de 226 kg [500 lbm] de peso. Este robot removía las piezas fundidas en caliente de las prensas y las apilaba para que fueran utilizadas posteriormente. También se utilizó para colocar bastidores de automóviles soldados. (Copyright de la fotografía, Joseph Engelberger.)

General Electric (arriba).3 Los manipuladores industriales y los vehículos guiados automatizados son las dos tecnologías robóticas más comunes que evolucionaron para ser utilizadas en el ámbito industrial. En el año 2000, los procesos de manipulación de materiales y los manipuladores utilizados para las operaciones de soldadura ocupaban tres cuartas partes de las aplicaciones de los robots industriales en EUA. Anteriormente, la tendencia en materia de aplicaciones industriales de la robótica se centró en la producción en serie, concepto que habría complacido a Henry Ford, a quien se le atribuye

el desarrollo del método de montaje en cadena de la producción automotriz. Los cuatro principios de la producción en serie de Ford —piezas intercambiables, flujo continuo, reducción de residuos y la división del trabajo— resultan adecuados para los robots. La división del trabajo permite que un trabajador de la línea de montaje se concentre en la ejecución optimizada de una tarea en lugar de tener que ejecutar múltiples tareas, posiblemente con menos eficiencia. Según el legado de Ford, no debería sorprender que la industria automotriz mundial emplee más robots que todas las otras industrias juntas.

Existencias operacionales mundiales de robots industrializados 1 025

1 000

Los mercados más grandes para los robots industriales entre 2006 y 2009 40 000

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Número de unidades

Número de unidades, 1 000

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600

Robotics—Figure 01

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1973 estimado

1983

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China

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66

3

La introducción exitosa de los robots industriales en la fabricación de automóviles pronto fue imitada por otras industrias. La introducción generalizada de los robots en los lugares de trabajo trajo aparejado el hecho de que los fabricantes comenzaran a demandar una importante personalización para los productos. Esta necesidad de personalización, a diferencia de la uniformidad que caracteriza a la cadena de montaje, fue percibida por los especialistas de la industria robótica como un revés en relación con la aceptación de los robots en ciertas industrias. La dificultad asociada con los procesos de reorganización y reprogramación sumó otras deficiencias indeseadas. No obstante, en la década pasada se experimentó un resurgimiento de los robots en el sector manufacturero, especialmente en Asia, donde Japón lidera la búsqueda de la robotización. Hoy en día, existe más de un millón de robots industriales operando en todo el mundo (abajo).4 No obstante, las fábricas de ningún modo representan el único lugar para los robots. La exploración automatizada del espacio constituye un área ideal para el empleo de la robótica. En los primeros días de la exploración del espacio, se asumía que los vuelos espaciales tenían que ser tripulados para ejecutar las tareas necesarias para la ejecución del viaje. Pero esto no resultó ser así. La única incursión en la superficie de un planeta diferente del nuestro, es decir la incursión en Marte, fue la de las naves robóticas Sojourner, en 1997, y Spirit y Opportunity en 2004 (próxima página). Las naves espaciales robóticas automatizadas, Voyager 1 y Voyager 2, se destacan por ser los únicos dispositivos hechos por el hombre que partieron desde nuestro sistema solar. Estos viajeros del espacio, aunque no son autónomos, fueron diseñados para detectar su

1990

pronosticado

1995

2000

2005

2009†

2013‡

0 †

Japón estimado

Alemania

América del Norte

Corea del Sur

> Desarrollo de los robots industriales. El clima económico mundial produjo la suspensión de las nuevas instalaciones de robots industriales en el año 2009; no obstante, ese año, las existencias estimadas de robots industriales operacionales alcanzaron un millón de unidades (izquierda). Entre el año 2006 y el año 2009, Japón estuvo a la cabeza de todos los países en la búsqueda de la robotización industrial (derecha). (Adaptado de la Federación Internacional de Robótica, referencia 4.)

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entorno y ejecutar tareas sobre la base de sus resultados. La distancia y el tiempo existentes entre la emisión y la recepción de los comandos tornan impracticable el proceso de control remoto. En consecuencia, la intervención de los científicos que trabajan en el área astronáutica fue esencial en muchos de los desarrollos registrados en el campo de la inteligencia artificial (AI). Las lecciones aprendidas con la nave Sojourner fueron aplicadas en las misiones espaciales posteriores, y la tecnología de programación AI básica mejoró el tiempo de respuesta y la reacción de las naves robóticas en el entorno de Marte. Sin embargo, para la mayoría de las personas, la experiencia más común con la robótica no está relacionada con la exploración del espacio sino con los robots de servicio. Esta rama de la robótica comprende una amplia gama de aplicaciones domésticas, médicas, militares y de otro tipo. Un desarrollo promisorio, dentro de esta categoría, es la provisión de asistencia para los seres humanos minusválidos físicos. La relación interdependiente entre los seres humanos y las máquinas, a diferencia de la oposición directa que prevalecía previamente, está abriendo el mundo para muchos seres que padecen limitaciones físicas. Robótica de última generación Si bien no se dispone de una definición universalmente aceptada, de acuerdo con la norma ISO 8373 de la Organización Internacional para la Normalización, un robot se define como un aparato manipulador programable en tres o más ejes, controlado automáticamente, reprogramable y multifuncional, que puede estar fijado en un lugar o ser móvil, y cuya finalidad es la utilización en aplicaciones de automatización industrial. Si se tiene en cuenta la definición de la norma ISO 8373, los robots corresponden a diversas categorías basadas en su nivel de complejidad. La más básica es la teleoperación, en la que un operador humano controla a un robot desde cierta distancia. Dado que el operador es remoto, se requiere algún tipo de interfaz. Los ROV y los primeros telemanipuladores corresponden a esta categoría. Un diseño más avanzado, la telepresencia, es similar a la teleoperación pero procura superar algunas de las deficiencias de ésta. La relación maestro-esclavo de las operaciones remotas a menudo produce fatiga cognitiva en el manipulador humano. Éste es básicamente el resultado de que las actualizaciones de la información son mucho más lentas de lo que espera o puede procesar el cerebro humano. La telepresencia a menudo incorpora la realidad virtual, un medio de inmersión, para reducir la fatiga cognitiva. La simulación de las acciones de un robot mediante

Volumen 22, no. 3

> Geólogo robótico. Robots en forma de rovers exploran la superficie del planeta Marte. Equipados con brazos robóticos capaces de realizar movimientos con el codo y la muñeca, similares a los de un ser humano, los rovers emplazan diversos instrumentos contra las rocas y el suelo para obtener mediciones. Entre estos instrumentos se encuentran un espectrómetro de emisión termal para evaluar las adyacencias, un espectrómetro Mössbauer para identificar la presencia de minerales de hierro, un espectrómetro de rayos X y partículas alfa para el análisis elemental de las muestras recolectadas y un generador de imágenes microscópicas para la obtención de fotografías de alta resolución que se envían a la Tierra. La comunicación se mantiene mediante una red de antenas terrestres y dos naves espaciales que orbitan alredor de Marte, transmitiendo mensajes a la Tierra y enviando señales de control directamente a los rovers. El vehículo terrestre Spirit, diseñado para la exploración de Marte, dejó de comunicarse en julio de 2010 luego de casi siete años de exploración y es probable que no sobreviva el brutal invierno marciano. Su contraparte, la sonda Opportunity, continúa operando y el 16 de septiembre de 2010 recorrió unos 81 m [265 pies]. Desde su aterrizaje en enero de 2004, cubrió más de 23 km [14.3 millas] en lo que se planificó originalmente como una misión de tres meses. [Adaptado del sitio Web de la NASA: http://marsrovers.jpl.nasa.gov (Se accedió el 20 de septiembre de 2010). Imagen utilizada con autorización.]

imágenes del monitor de una computadora, cons- ción de seres con visión monocular para operar tituye una alternativa con respecto a la realidad los robots constituía una práctica usual. La utilivirtual. El operador controla una imagen gráfica zación de imágenes 3D permitió superar esta del robot y los comandos son traducidos y ejecu- limitación. Ya sea a través de la visualización 3D o de la tados por el robot físico. El término háptica, que proviene del griego retroalimentación sensorial, es conveniente para “tocar“ “relativo al tacto,” es el estudio de la el operador tener el control del equipo en tiempo retroalimentación sensorial que ha resurgido en el real o casi real. El control semiautónomo, tamcampo de los manipuladores remotos telepresen- bién denominado control de supervisión, es otra tes en proceso de desarrollo, particularmente en forma de conectar el hombre a la máquina con los robots quirúrgicos. La generación de imágenes mayor complejidad robótica. Existen dos tipos estereográficas tridimensionales también consti- básicos: el control compartido y el cambio de tuye una forma de mejorar la interfaz serRobotics—Figure humano- control. 03En el control compartido, el teleoperamáquina. Esta tecnología se utiliza extensivamente dor imparte instrucciones al robot para que ejeen la industria de la energía nuclear en la que cute una tarea o ejecuta la tarea mediante un sólo los robots pueden trabajar dentro y cerca del proceso de control directo. Un ejemplo de control reactor. Cuando estas plantas fueron desarrolla- semiautónomo es el uso de un brazo robótico en das por primera vez, el proceso de guiado de los el espacio. El operador ordena al brazo que se robots, utilizando imágenes de televisión o moni3. Dorf RC y Nof SY (eds): Concise International tores de computadoras convencionales, era difíEncyclopedia of Robotics: Applications and Automation. Ciudad de Nueva York: John Wiley & Sons, Inc., 1990. cil porque estas tecnologías no proporcionaban la 4. “The International Federation of Robotics Round capacidad de percepción de la profundidad. Las Table on the Future of Robotics,” 9 de junio de 2010, http://www.worldrobotics.org/downloads/2010_ personas con visión en un solo ojo eran más hábiPresentation_IFR_RoundTable.pdf (Se accedió el les para superar esta deficiencia, y la contrata31 de agosto de 2010).

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Paradigma jerárquico Percepción

Planeación

Acción

Paradigma reactivo Percepción

Acción

Paradigma híbrido deliberativo/reactivo Planeación

Percepción

Acción

> Inteligencia artificial (AI) organizada. La teoría de control para la robótica AI ha evolucionado con el tiempo. La metodología más antigua, el paradigma jerárquico ordenado en forma secuencial, fue desarrollada para que los robots ejecutaran tareas específicas. El paradigma reactivo, que surgió a continuación, es un protocolo más rápido pero carente de capacidades de retroalimentación y corrección de errores. El paradigma híbrido es más adaptativo y brinda mayor flexibilidad. Las versiones híbridas de la AI son en general más robustas y ofrecen un enfoque más cognitivo, o más inteligente, porque los robots se adaptan a los ambientes cambiantes y pueden aprender de sus errores. (Adaptado de Murphy, referencia 2.)

mueva hasta una posición específica y luego toma el control para las tareas que requieren destreza manual. La modalidad de cambio de control opera según el supuesto de que la máquina robótica es capaz de ejecutar tareas que, una vez iniciadas, no requieren la intervención del operador. Un operador puede controlar múltiples robots siempre que no se encuentren con circunstancias inesperadas.

La incertidumbre y las situaciones inesperadas han aumentado la necesidad de contar con cierta inteligencia artificial, la cual corresponde al nivel más avanzado de la robótica. Existen diversos niveles de robótica AI, pero el método más antiguo es el del paradigma jerárquico surgido en la década de 1960 sobre la base de una secuencia de tipo percepción-planeación-acción (izquierda).5 Los primeros robots con AI operaban habitualmente con este método. Los sensores del robot validan un mundo predefinido, se planifica una tarea en base a su comprensión de ese mundo, y luego el robot actúa en consecuencia. La principal desventaja de este método es la etapa de planeación en la cual, después de que el robot ha definido su mundo, cualquier evento imprevisto puede crear una alteración importante. Este método provee un manejo pobre de la incertidumbre y no existe ningún sistema de retroalimentación para validar la ejecución exitosa de una tarea. Luego de reconocer las deficiencias de este enfoque, la robótica recurrió a las ciencias biológicas como guía. El paradigma reactivo surgió en la década de 1980 y minimizó la fase de planeación de la metodología previa. Este sistema combinó las secuencias de percepción y acción para generar un concepto global del comportamiento; los programadores determinan el comportamiento deseado y pueden combinar comportamientos sobre la base de lo que percibe el robot. Esto es más representativo de los procesos de pensamiento biológico. Por ejemplo, en una situación de tipo luchar o huir, los animales con un pensamiento de orden menor raramente planean una vía de escape; simplemente reaccionan. Las acciones y las reacciones son más rápidas que la planeación premeditada. No obstante, este tipo de reacción puede ser perjudicial si la vía de escape percibida conduce a una trampa.

El problema con la metodología reactiva es que los robots compartían una característica humana; parafraseando a George Santayana: si no aprendían de sus errores, estaban condenados a reiterarlos. En la década de 1990, los roboticistas construyeron máquinas con procesadores potentes pero cada vez más baratos. Este incremento de la capacidad permitió la evolución de la teoría de la programación para desarrollar el paradigma híbrido deliberativo/reactivo. Con esta metodología, un robot reactivo aprende de las experiencias pasadas y elige una respuesta que ejecuta mejor una tarea, aprendiendo, según se espera, de los intentos pasados. Mediante la utilización de la metodología híbrida, se han desarrollado numerosas arquitecturas en un esfuerzo para crear máquinas de pensamiento autónomo. Conforme la capacidad y la velocidad de procesamiento computacional continúan incrementándose y la complejidad del software evoluciona, es probable que la visión del autor de ciencia ficción acerca de los robots antropomórficos se vuelva realidad. No obstante, por ahora, los robots generalmente desempeñan un rol muy diferente: las tres D de la robótica.6 Con algunas excepciones notables, ejecutan tareas que son sucias (dirty), aburridas (dull) o peligrosas (dangerous). Las tareas difíciles corresponden a una cuarta D a menudo propuesta por los roboticistas. El campo y la fábrica Como otros robots de servicio, los robots de campos petroleros ejecutan las tres tareas: sucias, aburridas y peligrosas. Estas actividades incluyen operaciones de perforación direccional automatizada y perforación continua de circuito cerrado. Por otro lado, los robots de servicio tales como los ROV, han hecho posibles las operaciones de perforación en ambientes de aguas profundas.

Robotics_Figure 04

> Varios ROV en acción. Según un protocolo del tipo maestro-esclavo, el operador de control maniobra el ROV subacuático mediante secuencias de control suministradas por umbilicales. (Fotografías utilizadas con autorización de Oceaneering International, Inc.)

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5. Para obtener información más detallada sobre robótica con inteligencia artificial, consulte: Murphy, referencia 2. 6. Murphy, referencia 2. 7. Bleicher A: “The Gulf Spill’s Lessons for Robotics,” http://spectrum.ieee.org/robotics/industrial-robots/ the-gulf-spills-lessons-for-robotics (Se accedió el 7 de septiembre de 2010). 8. Maidla E, Haci M y Wright D: “Case History Summary: Horizontal Drilling Performance Improvement Due to Torque Rocking in 800 Horizontal Land Wells Drilled for Unconventional Gas Resources,” artículo SPE 123161, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, 4 al 7 de octubre de 2009.

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360

Control manual

Control automatizado del torque

315

4 000 3 500

270

3 000 Presión

225

2 500 9 bloqueos

1 bloqueo

180

2 000 Orientación de la herramienta

135

1 500

90

1 000

45

500

0 6:00

Presión, psi

Orientación de la herramienta, grados

Cuando las compañías petroleras comenzaron a explorar en aguas más profundas, el límite de profundidad del lecho marino para las perforaciones fue definido por la profundidad máxima de intervención humana. Con equipos de buceo especializados, ese límite llegó hasta aproximadamente 300 m [1 000 pies]. Los submarinos tripulados eran una opción posible pero sólo podían operar hasta unos 600 m [2 000 pies]. Por debajo de estas profundidades, los ROV constituyen la única opción para las operaciones de intervención. Por este motivo, todos los equipos de perforación flotantes actualmente en operación poseen al menos un ROV. Incluso en los pozos perforados en tirantes de agua en los que la interacción humana es posible, los ROV han reemplazado a los seres humanos como la principal forma de intervención subacuática. Los ROV se clasifican como manipuladores controlados en forma remota y pertenecen a la rama de los robots de servicios profesionales de la robótica (página anterior, abajo). Estos dispositivos pueden ejecutar una multitud de tareas, siempre que hayan sido diseñadas antes del comienzo de la operación. A diferencia de los operadores humanos, que pueden responder a condiciones cambiantes, para los ROV es difícil ejecutar tareas, por simples que sean, cuando las operaciones difieren del plan.7 La experimentación es una opción difícil. Por consiguiente, para los ROV, la planeación del operador es la fase más crítica de la ejecución del trabajo, y la reacción es una función de la capacidad del operador del ROV para comprender y responder a la situación en cuestión. Otras aplicaciones de la robótica en la industria del petróleo y el gas pueden reemplazar a los procesos que requieren reacciones que exceden la capacidad humana. Por ejemplo, una técnica recién introducida automatiza un enfoque utilizado para perforar pozos laterales con arreglos rotativos direccionales. El sistema automatizado de control de rotación de superficie SLIDER utiliza un procedimiento de perforación robótico (derecha). Basada en una técnica de oscilación (balanceo) del esfuerzo de torsión (torque) (torque rocking), esta tecnología ofrece una capa de

0 6:30

7:00

7:30

8:00

8:30

Tiempo, horas:minutos Pantalla y computadora principal

Brazo de balanceo

Caja de control

> Control robótico para la técnica de oscilación (balanceo) del torque. El sistema robótico original SLIDER, que se muestra aquí fijado a una consola de perforación (extremo inferior), utilizaba servo-motores para controlar la cabeza de inyección motorizada durante la perforación. Hoy, la interfaz (no mostrada) controla electrónicamente el torque, a la vez que monitorea las condiciones de superficie y de fondo de pozo. En uno de los ejemplos, el sistema SLIDER proporcionó resultados de perforación mejorados, en comparación con el control manual (extremo superior). En 45 minutos, la barrena se bloqueó nueve veces como lo indican los picos de presión (curva roja) con el control manual (sombreado canela) y la orientación de la herramienta fue muy inestable (curva negra). Con el control automatizado (sombreado verde), sólo se produjo un episodio de bloqueo y la orientación de la herramienta fue mucho más estable.

automatización que mejora considerablemente la Si bien se logró el control manual de la técROP, optimiza la seguridad e incrementa la vida nica utilizada en secciones laterales cortas y desútil del equipo de fondo de pozo. Con esta técnica viadas, ésta se ha vuelto menos exitosa con el se han logrado mejoras en la ROP del 294%.8 incremento de la complejidad de los perfiles de Robotics_Figure 06 En la técnica de oscilación del torque que ha los pozos. Virtualmente, es imposible ejecutar la sido utilizada durante muchos años, se aplican técnica manual de oscilación del torque durante valores de torque predeterminados, utilizando un la perforación de geometrías de pozos laterales sistema de perforación de cabeza rotativa supe- extendidos o pozos complejos debido al gran volurior. Este torque aplicado en la superficie se men de información de las fuentes de datos de disipa en la sarta de perforación antes de llegar entrada, que debe ser integrada y procesada. al arreglo de fondo de pozo. El objetivo es minimi- El sistema SLIDER automatiza la aplicación del zar el arrastre, a la vez que se mantiene inalte- torque y reacciona tanto a las condiciones de superficie como a las condiciones de fondo de pozo. rada la orientación del arreglo de fondo de pozo.

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Beneficios del sistema SLIDER

Valor del beneficio, USD 1 000

600 500 400 300

Ahorro del 23%

Extensión del alcance horizontal Menos aditivos para lodo de perforación Menos viajes de la barrena Orientación más rápida Incremento de la ROP en modo de deslizamiento Ahorro del 12%

200 Ahorro del 24%

Ahorro del 28%

Pozo 1 pozo de 5 días

Pozo 2 pozo de 14 días

100 0

Pozo 3 pozo de 13 días

Pozo 4 pozo de 30 días

> Mejoras del sistema de perforación SLIDER. Estos cuatro pozos representan una gama de tipos de pozos y exhiben diferentes eficiencias y modos de ahorro de costos: extensión del alcance (verde), ahorros de aditivos para lodo de perforación (gris), menos viajes de la barrena (rojo), orientación más rápida (naranja) e incremento de la ROP en modo de deslizamiento (azul). Los tipos de pozos se muestran con el incremento del beneficio asociado con el empleo de la técnica robótica de oscilación del torque SLIDER. El pozo 1 fue perforado hasta 396 m [1 300 pies] de TVD con un desplazamiento horizontal de 2 592 m [8 500 pies]. El comienzo de la desviación del pozo 2 se realizó a 2 052 m [6 730 pies], con un desplazamiento horizontal de 1 676 m [5 500 pies]. El pozo 3 es un pozo horizontal perforado hasta una profundidad medida de 2 431 m [7 976 pies]. El pozo 4 es un pozo direccional marino con una inclinación de 58° y que retoma la vertical con un giro de 122°.

No sólo se mide el torque reactivo en el fondo del pozo y se incorpora en la secuencia cronológica y la magnitud del torque aplicado, sino que el sistema detecta la presencia de condiciones peligrosas —tales como el bloqueo de la barrena, el desenrosque y el atascamiento de la tubería— y adopta acciones correctivas inmediatas.9 La ver-

sión original utilizaba controles robóticos para accionar perillas, mover palancas y oprimir botones. La versión más reciente emplea una interfaz electrónica para controlar los componentes del equipo de perforación existente, regulando la tensión y la corriente con precisión en el panel de control de mando.

Cuatro pozos modelo, que representaban un amplio espectro de tipos y complejidades, fueron estudiados y los beneficios se monetizaron en base al alcance extendido, los ahorros de aditivos para lodo, la reducción de los viajes de la barrena, la velocidad de orientación y el incremento de la ROP en modo de deslizamiento (izquierda). Este proceso robótico mejoró la eficiencia de perforación, bajó los costos y redujo el tiempo inactivo resultante de los daños producidos en el equipo de perforación, a la vez que eliminó la formulación de conjeturas que son comunes con las técnicas de oscilación del torque. A su servicio El sistema SLIDER es un ejemplo de un robot de servicio, pero no existe ninguna definición internacionalmente aceptada para esta clasificación. La Federación Internacional de Robótica ha adoptado la siguiente definición preliminar: un robot de servicio opera en forma semi o totalmente autónoma con el fin de ejecutar servicios de utilidad para el bienestar de los seres humanos y los equipos, excluyendo las operaciones de manufactura.10 Existen dos subcategorías de robots de servicio: los robots de servicios profesionales (como el sistema SLIDER, el sistema de desactivación de bombas y los robots quirúrgicos) y los robots de servicios personales (como las aspiradoras, las cortadoras de césped y los robots de asistencia a discapacitados).

Robotics_Figure 07

> Robots de asistencia quirúrgica remota. Los SAR, tales como el sistema da Vinci que se muestra en esta gráfica, introducen a los robots en la sala de operaciones. El cirujano (izquierda) se sienta frente a una consola de computación y manipula en forma remota los brazos robóticos. El paciente (centro) es operado con la asistencia del personal de soporte. Los movimientos de las manos del cirujano son percibidos y convertidos electrónicamente en micromovimientos, en la plataforma de operaciones. La capacidad para aumentar el tamaño de la imagen e inspeccionar las áreas problemáticas proporciona mayor control que el que es posible con los métodos quirúrgicos tradicionales. La observación remota (derecha) provee un grado adicional de acceso visual para los procesos de entrenamiento o consulta. (Imagen, cortesía de Intuitive Surgical, Inc., copyright 2010.)

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Los robots de asistencia quirúrgica (SAR) constituyen una rama especializada de los robots de servicios profesionales. Estos robots permiten que los médicos lleven a cabo procedimientos mínimamente invasivos, controlados en forma remota, a través de incisiones pequeñas. En algunos casos, las cirugías invasivas tradicionales se han limitado a los procedimientos ambulatorios. Gracias a la reducción del trauma físico, el dolor y los tiempos de recuperación se minimizaron considerablemente. El primer procedimiento con asistencia robótica documentado, una biopsia neuroquirúrgica, se llevó a cabo en 1985 con el sistema Puma 560.11 Inmediatamente después, los investigadores de la Administración Nacional de la Aeronáutica y del Espacio (NASA), junto con el Instituto de Investigación de Stanford en Palo Alto, California, EUA, desarrollaron un telemanipulador con habilidades para la cirugía; su objetivo era transmitir al cirujano, ubicado en otro lugar, la sensación de estar operando un paciente en forma directa. El interés de la NASA se centraba en proveer opciones quirúrgicas en operaciones remotas, especialmente en el espacio exterior. A través del reconocimiento del potencial para estos desarrollos, el ejército de EUA financió las actividades de investigación centradas en el acercamiento del cirujano a los soldados heridos mediante telepresencia. En un escenario de este tipo, un soldado es llevado hasta una unidad móvil para ser operado en forma remota. El sistema aún no ha sido utilizado con heridos reales en el campo, pero se han efectuado operaciones remotas exitosas en animales, lo cual demostró el tremendo potencial existente para los procedimientos quirúrgicos robóticos remotos.12 Los ingenieros y cirujanos que trabajaron en los proyectos anteriores desarrollaron un SAR comercial. Con el posicionador endoscópico AESOP, un cirujano utilizó comandos de voz para manipular un brazo robótico que contenía una cámara endoscópica. Construido y comercializado por Computer Motion Inc., éste fue el primer sistema robótico aprobado por la Administración de Alimentos y Drogas de EUA (FDA). Después de extensivos procesos de modificación y rediseño, estos primeros desarrollos evolucionaron para convertirse en el robot quirúrgico de tipo maestro-esclavo da Vinci, comercializado por Intuitive Surgical, Inc. El sistema da Vinci ha sido diseñado para transmitir al cirujano la sensación de estar en contacto directo con el paciente (página anterior, abajo). La visualización tridimensional y la capacidad para efectuar una vista ampliada de las áreas de interés proporcionan al cirujano un

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> El robot Genghis de la NASA. Desarrollado para la exploración del espacio, el robot Genghis fue modelado con la forma de un insecto. Provisto de un arreglo de sensores, podía atravesar terrenos accidentados pero nunca fue desplegado en el espacio exterior. Actualmente, reside en el Museo Nacional del Aire y del Espacio de la Institución Smithsonian, en Washington, D.C. (Imagen, cortesía de iRobot Corporation.)

mayor control y percepción del que es posible con recuperación prolongados. Los pacientes con frelas técnicas quirúrgicas tradicionales. Las activi- cuencia experimentaban una excesiva pérdida de dades de investigación en curso procuran descu- sangre durante la cirugía, lo que incrementaba el brir formas de incorporar la tecnología háptica, riesgo de infección postoperatoria. Debido a la que proporciona a los cirujanos un control aún internación hospitalaria prolongada y el considemayor de los procedimientos operatorios. La FDA rable dolor, seguidos por una alta incidencia de aprobó este sistema para los procedimientos qui- disfunciones vesiculares y sexuales, la cirugía a rúrgicos laparoscópicos y toráxicos. Existen ensa- menudo se contemplaba como último recurso. yos en curso en relación con la cirugía endoscópica Gracias a la opción quirúrgica robótica, es probade revascularización cardíaca.13 ble que esto ya no suceda. Entre las ventajas de la cirugía robótica con dispositivos tales como el sistema da Vinci, se En el09campo de batalla y de vuelta al hogar Robotics—Figure encuentran una mínima invasión (a veces deno- La necesidad de efectuar operaciones quirúrgiminada cirugía sin sangre), la generación de cas remotas en los campos de batalla condujo al cicatrices menores, la reducción de las tasas de desarrollo de los primeros SAR comerciales, pero infección, mínimos efectos colaterales y la posibi- ésta no es la única aplicación militar de los robots lidad de obtener el alta médica en el mismo día o de servicio. En 1990, iRobot Corporation concibió al día siguiente. Uno de estos procedimientos es la idea de convertir los robots prácticos en realila prostatectomía laparoscópica asistida con dad. Los fundadores produjeron primero el robot robots. Los métodos pre-robóticos requerían inci- Genghis para la exploración del espacio (arriba).14 siones grandes, que a menudo ocasionaban com- Luego apareció una serie de robots de servicio, plicaciones postoperatorias y exigían períodos de incluida la serie iRobot PackBot, que se utilizó 9. El término “torque reactivo” es definido a los fines prácticos como el tramo de tubería, medido desde la barrena hacia la superficie, que disipa completamente el torque producido durante la perforación en modo de deslizamiento. Se mide mediante la correlación del valor del diferencial de presión en modo de rotación con el mismo valor registrado en modo de deslizamiento. 10. “Provisional Definition of Service Robots,” http://www.ifr.org/service-robots/ (Se accedió el 9 de septiembre de 2010). 11. Lanfranco AR, Castellanos AE, Desai JP y Meyers WC: “Robotic Surgery: A Current Perspective,” Annals of Surgery 239, no. 1 (Enero de 2004): 14–21.

12. Satava RM: “Virtual Reality and Telepresence for Military Medicine,” Computers in Biology and Medicine 25, no. 2 (Marzo de 1995): 229–236. 13. Argenziano M, Katz M, Bonatti J, Srivastava S, Murphy D, Poirier R, Loulmet D, Siwek L, Kreaden U y Ligon D: “Results of the Prospective Multicenter Trial of Robotically Assisted Totally Endoscopic Coronary Bypass Grafting,” Annals of Thoracic Surgery 81, no. 5 (Mayo de 2006): 1666–1675. 14. Jong A, Chen JKC, Yuan BJC y Liu JHJ: “A Study of Personal Service Robot Future Marketing Trend with the Foresight of Technological Innovation,” presentado en la 15a Conferencia Internacional sobre Manejo de la Tecnología, Beijing, 22 al 26 de mayo de 2006.

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> El robot aspiradora Roomba. Desde la introducción de este robot de servicios personales, la popularidad de la aspiradora iRobot Roomba creció de manera continua entre los consumidores. Además, iRobot Corporation vendió más de cinco millones de robots de servicios personales desde el año 2002. (Imagen, cortesía de iRobot Corporation.)

Robotics—Figure 10

> Inspectores robóticos. Los dispositivos PackBot, como el que se muestra aquí, fueron los primeros robots utilizados en forma extensiva en aplicaciones militares. Los procesos remotos de inspección y detección permiten al operador evaluar los peligros potenciales desde una distancia segura. (Imagen, cortesía de iRobot Corporation.)

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para la búsqueda de los restos del World Trade Center, en la Ciudad de Nueva York, en el año 2001. Al año siguiente, se desplegó por primera vez un robot PackBot para uso militar. Los conflictos militares de Afganistán e Irak representaron la primera vez en que los sistemas robóticos desempeñaron un rol significativo en las operaciones de combate.15 Los robots ejecutaron en forma remota actividades tales como el reconocimiento de cuevas y refugios, la detección de sustancias químicas y radiológicas y la desactivación de municiones explosivas (izquierda). Entre sus roles principales se encuentran la detección y la desactivación de dispositivos explosivos improvisados (IED). Durante los primeros días de un proyecto auspiciado por las Naciones Unidas, que utilizó robots para desactivar minas terrestres en Afganistán, surgieron implicancias sociales similares a las experimentadas durante la Revolución Industrial. Para desactivar las minas terrestres se contrató un contingente de trabajadores locales, cuyas contrapartes robóticas eran consideradas una amenaza para sus vidas. Pero, con entrenamiento, descubrieron que sus trabajos podían efectuarse de manera mucho más segura. En lugar de sentirse desplazados, se dieron cuenta de que los robots les permitían realizar más tareas con menos riesgo.16 En 2002, el mismo año en que el robot PackBot experimentó su primera acción militar, iRobot Corporation lanzó su primer robot de servicios personales para uso doméstico general; el robot aspirador iRobot Roomba (izquierda). Este robot utiliza sensores para sortear obstrucciones y su software, similar al desarrollado para la detección de minas terrestres, garantiza una cobertura completa de una manera eficiente. Como control, el robot aspirador de pisos Roomba utiliza una lógica similar a la del paradigma reactivo. La unidad calcula un trayecto óptimo para limpiar un piso entero, utilizando el software de inteligencia robótica iRobot Aware 2 (paso correspondiente a la percepción). Luego, la unidad activa uno de los diversos modos de opera15. Everett HR, Pacis EB, Kogut G, Farrington N y Khurana S: “Toward a Warfighter’s Associate: Eliminating the Operator Control Unit,” en Gage DW (ed): Mobile Robots XVII, 5609. Bellingham, Washington, EUA: SPIE Press (Octubre de 2004): 267–279. 16. “A Robotic Helping Hand,” http://www.titech.ac.jp/ bulletin/archives_category/topics/topics_z1.html (Se accedió el 20 de agosto de 2010). 17. Guizzo E: “10 Stats You Should Know about Robots but Never Bothered Googling Up,” Automaton, 21 de marzo de 2008, http://spectrum.ieee.org/automaton/robotics/ robotics-software/10_stats_you_should_know_about_ robots (Se accedió el 7 de septiembre de 2010). 18. “Wheelchair Statistics: How Many Wheelchair Users Are There,” http://www.newdisability.com/ wheelchairstatistics.htm (Se accedió el 28 de septiembre de 2010).

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Número de robots de servicios profesionales existentes en todo el mundo 6 000

Número de unidades

5 000

A lo largo de 2004 Nuevas instalaciones entre 2005 y 2008

4 000 3 000 2 000 1 000

Ventas de robots de servicios personales 9 000

5 000 4 000 3 000 2 000 1 000 0

tic a as a c la s d tiv e id a má de s s

g ís

To d

Lo

4 000 A lo largo de 2004 Nuevas instalaciones entre 2005 y 2008

Número de unidades, 1 000

Millones de USD

6 000

Número de robots de servicios personales vendidos

4 500

8 000 7 000

Ca mp o De fe ns y s a, r eg esc ur at id a e d

Co ns de truc mo c i lic ó n / ió n M ed ic i na ro bó Pl tic at as afo mó rm v il a s es

ra to rio bo La

su Acti b a v id cu ad át e ic a s s L im p ie za

0

A lo largo de 2004 Nuevas instalaciones entre 2005 y 2008

3 500 3 000 2 500 2 000 1 500 1 000 500

Tareas domésticas

Entretenimiento y ocio

Total de robots de servicios personales

0

Aspiradoras Entretenimiento y cortadoras y ocio de césped

Otras actividades de limpieza

> Números crecientes de robots de servicio. El número de robots de servicios profesionales estuvo dominado a lo largo del año 2004 por los robots subacuáticos, principalmente los ROV (extremo superior). Desde el año 2005 hasta el año 2008, las plataformas robóticas móviles y los robots de campo mostraron un crecimiento significativo. Programadas para funcionar en un ambiente no manufacturero, las plataformas robóticas móviles abarcan una amplia categoría de vehículos con ruedas y vehículos con transmisión a orugas. Los robots de campo trabajan en ambientes no estructurados, tales como minas, bosques y granjas. En el mismo período de cuatro años, los robots de servicios profesionales experimentaron un gran crecimiento, alcanzando la cifra de USD 8 000 millones en términos de ventas (extremo inferior izquierdo). El número de aspiradoras y cortadoras de césped robóticas se incrementó casi cuatro veces para alcanzar más de cuatro millones de unidades (extremo inferior derecho). (Adaptado de Jong et al, referencia 14.)

ción para limpiar el piso (paso correspondiente a la acción). Estos modos abarcan el seguimiento de las paredes (rastreo del perímetro de la habitación y navegación en torno a muebles y obstáculos), el cruce de la habitación (entrecruzamiento para garantizar una cobertura completa) y la descripción de una espiral (limpieza de un área concentrada). Un sensor de detección de suciedad advierte a la unidad que se necesita una limpieza más intensa y la unidad se ajusta automáticamente a esas condiciones.Cuando el dispositivo termina su tarea, o la batería se descarga hasta alcanzar un valor inferior a un nivel predetermi-

Volumen 22, no. 3

nado, automáticamente vuelve a su estación de recarga y se fondea. El Levantamiento Robótico Mundial, realizado por las Naciones Unidas, estimó que a fines del año 2006 existían 3,54 millones de robots en funcionamiento. Desde entonces, las cifras se incrementaron rápidamente, estimándose que Robotics_Figure para fines del año 2010 habrá un12 total de más de 8,3 millones de unidades en funcionamiento, según las proyecciones (arriba).17 Estos robots de servicios personales, aunque inteligentes y serviciales, no han alcanzado un estado completamente autónomo y a menudo se requiere la

intervención humana. Con el rápido desarrollo de las tecnologías autónomas, parece razonable suponer que con el tiempo serán comunes los robots domésticos con más autonomía. Los robots de servicios personales comprenden mascotas robóticas, dispositivos para el cuidado del césped, la inspección del hogar y su automatización, pero un área con un enorme potencial de crecimiento es la de rehabilitación y asistencia a discapacitados. En EUA solamente, se estima que 3 millones de personas padecen alguna forma de discapacidad que necesita el empleo de una silla de ruedas.18 Muchos indivi-

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duos utilizan exclusivamente una silla de ruedas como principal medio de movilidad. A nivel mundial, el número de usuarios de sillas de ruedas es superior a 67 millones. Los ingenieros están desarrollando robots ortóticos que proveerán movilidad a las personas minusválidas físicas o que han perdido el uso de sus piernas. La Universidad de California, Berkeley Robotics y el Laboratorio de Ingeniería Humana desarrollaron el Exoesqueleto para Extremidades Inferiores (BLEEX), uno de los diversos andadores robóticos. Si bien su diseño fue concebido para permitir que el usuario manipule cargas grandes con un mínimo esfuerzo, también puede ser adaptado para asistir a las personas con movilidad deficiente. El sistema se fija a las caderas y las piernas; los sensores ayu-

> Dispositivo asistido por potencia para ayudar a caminar. El dispositivo biométrico BLEEX, desarrollado por la Universidad de California y el Laboratorio de Ingeniería Humana y Robótica de la Universidad de Berkeley, permite que el usuario realice maniobras con cargas extremas, sintiendo que acarrea cargas de unas pocas libras. Diseñado para la optimización de la resistencia y la tolerancia, éste y otros dispositivos similares podrían utilizarse para proveer movilidad a personas con deficiencias físicas. (Fotografía, cortesía del Dr. H. Kazerooni de la Universidad de California, en Berkeley, utilizada con autorización.)

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dan a los usuarios a levantar las piernas, subir y desplazarse hacia adelante a la vez que mantienen la estabilidad. La potencia proviene de un paquete portátil (abajo a la izquierda).19 El estado actual de las capacidades motrices robóticas sigue siendo deficiente, si se compara con las capacidades de los seres humanos y los animales. Existen en curso considerables actividades de investigación en este área para optimizar la interfaz ser humano-máquina con el objeto de mejorar la movilidad y restituirla en el caso de quienes la han perdido.20 Mientras tanto, las sillas de ruedas robóticas que responden a comandos y son modificadas para subir escaleras constituyen un área promisoria. Ciertos cuadriplégicos, que perdieron el uso de las manos, emplean una técnica de tipo “soplosucción” para controlar las sillas de ruedas motorizadas y operar computadoras. El usuario sopla por un tubo, generando presión de aire, lo que se traduce en comandos que son interpretados por una interfaz de computadora. El método presenta diversas desventajas, incluida la lentitud de su respuesta, el conjunto limitado de comandos y la necesidad de limpiar el tubo con frecuencia. Dado que esta técnica requiere el control del diafragma, es probable que no resulte beneficiosa para los usuarios de respiradores. Los investigadores del Instituto de Tecnología de Georgia en Atlanta, EUA, desarrollaron recientemente un sistema impulsado por la lengua (TDS) que ha abierto un nuevo mundo de oportunidades para las personas con discapacidades (próxima página, arriba).21 La tecnología de asistencia, operada con la lengua, puede manejar una computadora o dirigir una silla de ruedas. Conectada directamente al cerebro por el nervio hipogloso en lugar de la médula espinal, por lo general la lengua no es afectada por las lesiones de la médula espinal. Los movimientos de la lengua son rápidos, precisos y requieren poco esfuerzo concentrado para su control. Además, el músculo de la lengua no se fatiga fácilmente. Un TDS puede sustituir potencialmente los movimientos de los brazos y las manos. Los reemplazos de estas funcionalidades se consideran prioridades máximas para las personas con discapacidades severas. El TDS es mínimamente invasivo, discreto, sin contactos, inalámbrico y portátil y utiliza un imán del tamaño de un grano de arroz implantado o aplicado en la lengua. Los sensores externos detectan el movimiento del imán y el software lo convierte. Y es posible ejecutar una serie de operaciones, incluido el empleo de una palanca de control virtual para desplazar una silla de rue-

das u operar una computadora. Este desarrollo novedoso demuestra la existencia de una interfaz efectiva entre el hombre y la máquina, que puede mejorar considerablemente la calidad de vida. El TDS funciona como un robot de tipo maestro-esclavo, convirtiendo el movimiento en comandos. La relación simbiótica suprema sería el control de un robot mediante la utilización de una interfaz cerebro-máquina. Si bien este planteo puede parecer ciencia ficción, en el año 2009 el sector de investigaciones de Honda Motors, junto con el Instituto de Investigaciones Avanzadas para las Telecomunicaciones, afiliado por el gobierno de Japón, y la empresa fabricante de equipos Shimadzu con base en Japón, mostraron un dispositivo que responde a la actividad del cerebro y no requiere ningún movimiento del cuerpo.22 El dispositivo mide la actividad eléctrica que tiene lugar en el cerebro de una persona, utilizando la técnica de electroencefalografía, y mide el flujo sanguíneo con espectroscopía de infrarrojo cercano. Honda se atribuye un índice de éxito del 90% en la utilización de este método para analizar correctamente los pensamientos. Qué ofrece el futuro Al final del siglo pasado, debido en parte a su perfil asociado con la ficción, a menudo los robots eran considerados enemigos potenciales de la humanidad. Hoy, la mayoría de las personas se muestran deseosas de adoptar la tecnología en general y los robots en particular. El programa Excelencia para el Desarrollo Educativo (SEED) de Schlumberger es un programa educativo sin fines de lucro, basado en voluntarios, dirigido a las comunidades insuficientemente atendidas en las que viven y trabajan empleados de Schlumberger. Los voluntarios, profesores y alumnos incorporan la robótica en los proyectos, los talleres y las actividades cotidianas de las escuelas. Mediante la utilización de tableros de GoGo —microcontroladores baratos que pueden ser programados para ejecutar funciones robóticas— los alumnos están creando proyectos innovadores que cubren una amplia gama de tópicos.23 En un taller SEED realizado recientemente en Tyumen, Rusia, los alumnos diseñaron y construyeron una tortuga robótica que se arrastraba sobre una mesa sin caerse (próxima página, abajo). Al detectar el borde de la mesa, un sensor dirigía la tortuga de manera de hacerla retroceder y alejarse. En Brasil, alumnos y profesores construyeron un modelo de sistema de irrigación automático. El agua de lluvia, recolectada desde el techo, se almacenaba en una cisterna y cuando un sensor de humedad determinaba que el suelo

Oilfield Review

> La potencia de la lengua. Este dispositivo accionado con la lengua utiliza un imán pequeño y sensores externos (izquierda) con una interfaz de computadora. El dispositivo provee movilidad a las personas con discapacidades físicas severas y supera las limitaciones de los métodos tradicionales de asistencia, tales como los dispositivos de soplo-succión. Además, puede ser programado para ejecutar una serie de operaciones, incluyendo el control de una silla de ruedas robótica (derecha). (Fotografías, cortesía del Instituto de Tecnología de Georgia.)

> La robótica y los talleres SEED. Este alumno utiliza un equipo de construcción durante un taller SEED para construir una tortuga robótica. Mediante el acceso a la programación con computadora, a través de equipos y tableros de GoGo de bajo costo, los alumnos de todo el mundo están aprendiendo robótica.

19. “Berkeley Lower Extremity Exoskeleton,” http://bleex. me.berkeley.edu/bleex.htm (Se accedió el 1º de octubre de 2010). 20. European Robotics Research Network, http://www.euron. org/resources/projects/2010 (Se accedió el 30 de agosto de 2010). 21. Huo X y Ghovanloo M: “Using Unconstrained Tongue Motion as an Alternative Control Mechanism for Wheeled Mobility,” IEEE Transactions on Biomedical Engineering 56, no. 6 (Junio de 2009): 1719–1726. “Magnetic Control: Tongue Drive System Allows Individuals with Disabilities to Operate Powered

Volumen 22, no. 3

Robotics—Figure 14

Wheelchairs and Computers,” http://gtresearchnews. gatech.edu/newsrelease/tongue-drive.htm (Se accedió el 7 de septiembre de 2010). 22. “Honda, ATR y Shimadzu Jointly Develop Brain-Machine Interface Technology Enabling Control of a Robot by Human Thought Alone,” http://world.honda.com/ news/2009/c090331Brain-Machine-InterfaceTechnology/ (Se accedió el 9 de septiembre de 2010). 23. Para obtener más información sobre los proyectos de robótica de SEED, consulte: http://www.seed.slb.com/ voices_article.aspx?id=35753&terms=robotics (Se accedió el 1º de octubre de 2010).

estaba seco, el sistema activaba una bomba de irrigación. En el Colegio Alfonso Jaramillo de Bogotá, en Colombia, un club de robótica enriqueció la experiencia de todos los alumnos en materia de aprendizaje con diversos proyectos prácticos, que incluyeron un sistema robótico de recolección de agua pluvial. En parte, debido al interés generado por el club de robótica, la escuela adquirió mayor respeto dentro de la comunidad local. Con el desarrollo continuo de la tecnología y el incremento casi exponencial de la capacidad de procesamiento computacional, el potencial para la simbiosis entre los seres humanos y las máquinas se está acercando a la realidad. Si se considera la rápida evolución de la computación personal y el crecimiento de Internet, será interesante observar los nuevos desarrollos que tendrán lugar en el campo de la robótica; los logros se registrarán con una rapidez jamás imaginada por los especialistas. Los roboticistas del futuro trazarán un camino para las máquinas de pensamiento, que se extenderá más allá de las tareas sucias, aburridas o peligrosas para acceder a áreas con las que hoy sólo podemos soñar. Se espera que el resto de los países también abrace el mundo dinámico de la robótica como lo han hecho los alumnos de Rusia, Brasil y Colombia. —TS

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El play presalino de Brasil Craig J. Beasley Joseph Carl Fiduk Houston, Texas, EUA Emmanuel Bize Austin Boyd Marcelo Frydman Andrea Zerilli Río de Janeiro, Brasil

En Brasil, la búsqueda de autonomía energética ha dirigido las campañas de exploración a través de la vastedad del territorio, desde sus cuencas interiores hasta sus aguas marinas profundas. Los conocimientos técnicos especiales y las técnicas desarrolladas para explotar los campos de aguas profundas de la cuenca de Campos han sido adaptados a los pozos de la cuenca de Santos, algunos de los cuales están apuntando como objetivos a los yacimientos carbonatados sellados por debajo de

John R. Dribus Nueva Orleáns, Luisiana, EUA

una capa evaporítica de gran espesor. A su vez, los modelos de exploración de la

Jobel L.P. Moreira Antonio C. Capeleiro Pinto Petrobras Río de Janeiro, Brasil

brimientos significativos en las cuencas vecinas.

extensión productiva (play) presalina de la cuenca de Santos condujeron a descu-

Período

Época Plioceno

Mioceno

T M

Paleoceno

Paleógeno

Eoceno

Oligoceno

T

Terciario

1. El volumen recuperable potencial de 5 000 a 8 000 millones de barriles de petróleo equivalente, corresponde a un área cubierta por el plan de evaluación PA-RJS-628, que abarca tanto el área de Tupi como el área de Iracema. Beltrão RLC, Sombra CL, Lage ACVM, Fagundes Netto JR y Heriques CCD: “Challenges and New Technologies for the Development of the Pre-Salt Cluster, Santos Basin, Brazil,” artículo OTC 19880, presentado en la Conferencia de Tecnología Marina, Houston, 4 al 7 de mayo de 2009. 2. Petrobras, BG Group y Partex fueron socios en el pozo de Parati, donde Petrobras actuó como operador. 3. Parshall J: “Presalt Propels Brazil into Oil’s Front Ranks,” Journal of Petroleum Technology 62, no. 4 (Abril de 2010): 40–44, http://www.spe.org/jpt/print/ archives/2010/04/13Brazil.pdf (Se accedió el 6 de agosto de 2010). 4. Parshall, referencia 3. 5. “BG, Petrobras Announce Discovery of Oil Field in Santos Basin Offshore Brazil,” Drilling Contractor 62, no. 6 (Noviembre-diciembre de 2006): 8.

Neógeno

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review, Otoño de 2010: 22, no. 3. Copyright © 2011 Schlumberger. Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Celso C.M. Branco y Breno Wolff, Petrobras, Río de Janeiro, Brasil; Carolina Castro, Houston; y Joao Felix, Antonio P. Ferreira, Patricia Marcolla, Attilio Pisoni y Ana Zambelli, Río de Janeiro.

Edad Piacenziano Zancleano Mesiniense

Años, Ma 2,6 5,3

Tortoniense Serravaliense Langhiense Burdigaliense Aquitaniense

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23

nas mazo A o Rí

33,9

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T

Daniano Maestrichtiano

55,8

65,5

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Santoniano

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Cretácico

Turoniano Cenomaniano

99,6

Albiano Aptiano Temprano

Montevideo

Barremiano Hauteriviano Valanginiano Berriasiano

28

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Oilfield Review

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Zona de fracturas de Chain

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San Pablo

un estrangulador (orificio) de 5/8 pulgadas.5 Un pozo de extensión perforado al año siguiente confirmó las estimaciones previas, anunciadas por Petrobras y sus socios BG Group y Galp Energia, lo que atrajo la atención mundial hacia el play presalino de Brasil. Desde el punto de vista geológico, este play es un producto del desarrollo de procesos tectónicos y depositacionales interminablemente lentos, que involucraron episodios de rifting continental, expansión del fondo oceánico y sedimentación. Estos procesos se asociaron con la separación entre América del Sur y África, acaecida durante el desmembramiento de Gondwana en el Cretácico. Los procesos depositacionales formaron las capas generadoras (capas madre), las capas prospectivas y las capas que actúan como sellos, necesarias para formar un sistema petrolero viable.

perforó un pozo exploratorio en el área prospectiva de Parati, a unos 70 km [43 millas] de Tupi.2 El pozo exploratorio de Parati, situado en el Bloque BM-S-10 de la cuenca de Santos, descubrió gas condensado por debajo de la sal.3 El pozo de Parati confirmó un modelo geológico, previamente no comprobado, que condujo al descubrimiento del campo Tupi en el año 2006. El campo Tupi se encuentra ubicado en el Bloque BM-S-11 de la cuenca de Santos a una profundidad de 2 126 m [6 975 pies] de agua, a aproximadamente 250 km [155 millas] al sudeste de Río de Janeiro. En ese campo, el pozo 1-RJS-628A descubrió una zona productiva al ser perforado hasta una profundidad total verdadera (TVD) de 4 895 m [16 060 pies] submarinos.4 El pozo produjo con un régimen de 779 m3/d [4 900 bbl/d] de petróleo y 187 000 m3/d [6,6 MMpc/D] de gas a través de

de

El descubrimiento de una acumulación gigante de petróleo en las aguas ultraprofundas de la costa sudeste de Brasil está abriendo una nueva frontera en materia de exploración y producción. El play presalino, fundado en el descubrimiento del campo Tupi en la cuenca de Santos, está extendiendo los límites tecnológicos conforme los equipos de E&P procuran definir sus límites geográficos. Con un volumen recuperable potencial de 795 millones a 1 300 millones de m3 [5 000 a 8 000 millones de bbl] de petróleo equivalente, la estructura del campo Tupi es sólo una de las muchas que se encuentran ubicadas debajo de una capa de sal de gran espesor.1 El pozo del campo Tupi no fue el descubridor de los hidrocarburos presalinos de la cuenca de Santos. En el año 2005, la compañía petrolera estatal de Brasil, Petróleo Brasileiro SA o Petrobras,

ngo Co 0°

PointeNoire

Dorsal Fernando de Noronha Luanda Lineamiento de Sergipe

10° S

Promontorio submarino de Topaz

Lineamiento de Salvador

Santa Helena Meseta de Etendeka

Promontorios submarinos de Vitoria-Tindade

20° S

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San Pablo

Lineamiento de Río de Janeiro Lineamiento de Florianópolis

Dorsal medio-oceánica

Río de Janeiro

Ciudad del Cabo Tristan da Cunha

Volumen 22, no. 3

30° S

Mapa adaptado de Grothe PR: ETOPO1 Ice Surface Global Relief Model. Boulder, Colorado, EUA: Cooperative Institute for Research in Environmental Science, 2009. Esta publicación del gobierno de EUA es de dominio público: http://www.ngdc.noaa.gov/mgg/global/relief/ETOPO1/posters/ETOPO1–atlantic–centered– 36x56.pdf (Se accedió el 28 de octubre de 2010).

29

Fondo marino Estratos postsalinos Sal alóctona

Estratos subsalinos

Sal autóctona

Estratos presalinos

> Estratos presalinos versus subsalinos. Los domos móviles de sal alóctona se despegan de las capas de sal autóctona de gran espesor. Ambos tipos de sal son capaces de formar trampas y sellos para los hidrocarburos en proceso de migración. Los pozos presalinos apuntan como objetivo a los yacimientos que se encuentran debajo de la capa de sal autóctona. Los pozos subsalinos apuntan como objetivo a los yacimientos que se encuentran debajo del domo móvil de sal alóctona. Los pozos postsalinos apuntan como objetivo a las formaciones que se encuentran por encima de la sal.

En parte, la viabilidad tecnológica del play presalino es el resultado de la experiencia del operador, adquirida a través de la superación de los desafíos que plantea la construcción de pozos

Volcán asociado con un punto caliente

Astenosfera

Corriente de convección

Levantamiento termal debido a la presencia de un punto caliente

Litosfera

en aguas profundas y ultraprofundas frente a la costa de Brasil. Igualmente importantes son las mejoras registradas en materia de generación de imágenes sísmicas, que permiten a los geofísicos

Fusión de la litosfera

Oilfield Review Pluma convectiva Autumn 10 del manto PreSalt Fig. 1 del manto en ascenso se levanta > Pluma convectiva del manto. El material ORAUT10-Prslt Fig. 1 Dependiendo del desde la astenosfera con las corrientes convectivas. espesor y de la resistencia de la litosfera suprayacente, la pluma convectiva puede penetrar la corteza como un volcán, o residir por debajo de la litosfera, fusionando la base de la capa suprayacente y haciendo que se estire y se dilate en sentido ascendente como un punto caliente. Cuando una placa litosférica se desplaza por encima de una pluma convectiva fija, puede dejar una huella de volcanes y promontorios submarinos que trazan la dirección de la deriva.

30

identificar estructuras potenciales ocultas por debajo de las evaporitas estratificadas que pueden alcanzar 2 000 m [6 560 pies] de espesor. Este artículo analiza la geología y la historia del play presalino de Brasil, y describe los desafíos asociados con la exploración y la producción de los yacimientos carbonatados presalinos. De los estratos postsalinos a los presalinos Desde la perspectiva de E&P, el play presalino de Brasil es un fenómeno relativamente nuevo. Efectivamente, la mayoría de los operadores de áreas marinas exploraron áreas prospectivas en canales deltaicos y turbiditas de aguas profundas, que yacían sobre los depósitos salinos profundos de las cuencas a lo largo de la costa sudeste de Brasil, recién en el año 2005. Con el descubrimiento de los yacimientos presalinos, esos objetivos presentes en los estratos que yacen por encima de la sal, se designan como áreas prospectivas postsalinas o suprasalinas. La tendencia presalina de Brasil difiere significativamente de la tendencia subsalina del Golfo de México.6 Los pozos presalinos son perforados en formaciones que fueron depositadas antes del emplazamiento de una capa de sal autóctona; sal que permanece en su nivel estratigráfico original. Esta sal autóctona suprayace rocas más antiguas y, a la vez, sobre ella descansan estratos más modernos. Por el contrario, los pozos subsalinos son perforados en formaciones que yacen por debajo de domos móviles de sal alóctona; masas de sal alimentadas por la capa autóctona original, que se levantan a través de las capas suprayacentes y luego se expanden lateralmente (izquierda, extremo superior). Sin lugar a dudas, el diapirismo salino es una fuerza activa en las cuencas del área marina de Brasil, y los pozos suprasalinos aún explotan las trampas estructurales resultantes del movimiento de la sal; no obstante, este artículo se concentrará en los objetivos presalinos más recientes. Si bien las campañas de exploración de los depósitos presalinos de Brasil se centran principalmente en las cuencas de Santos, Campos y Espíritu Santo, también se han descubierto capas de sal en otras partes de la costa de Brasil; en las cuencas de Cumuruxatiba, Jequitinhonha, Camamu-Almada y Sergipe-Alagoas.7 El espesor de los depósitos evaporíticos es considerablemente variable entre una cuenca y otra. En su punto más ancho, la cuenca salina tiene una extensión de unos 400 km [250 millas] en la cuenca de Santos, pero se estrecha hacia el norte, alcanzando un ancho de menos de 100 km [62 millas] en la cuenca de Sergipe-Alagoas.8

Oilfield Review

Fig. 3

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Actividad volcánica

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Valle de ri

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> Vista en planta de un sistema de punto triple. Los levantamientos sobre las plumas convectivas del manto desarrollan rifts crestales que se intersectan formando ángulos de aproximadamente 120°. Dos brazos activos forman un rift en expansión que se aparta del cuerpo principal de una placa, dejando un rift abortado inactivo, o brazo fallido, caracterizado habitualmente por la actividad volcánica.

Los cimientos tectónicos La geología del play presalino está relacionada con los movimientos tectónicos que condujeron al desmembramiento del supercontinente de Gondwana. La separación, impulsada por el calor proveniente del núcleo de la Tierra, fue ocasionada por procesos de levantamiento termal y rifting que finalmente culminaron en la expansión del fondo oceánico que aún persiste en nuestros días. Estos procesos generan un marco geológico que se remonta a unos 150 millones de años atrás, en el que los eventos rápidos pueden haber insumido entre 2 y 3 millones de años y las ocurrencias locales pueden haberse esparcido a lo largo de 1 000 km [620 millas] o una distancia mayor, por lo que se necesita una visión global de conjunto. Las masas continentales cabalgan sobre las placas litosféricas, por encima de un manto parcialmente fusionado. El manto fusionado fluye lentamente a lo largo de celdas de convección que transfieren el calor desde el centro de la Tierra hasta su superficie. A medida que se desplazan, algunas placas se deslizan sobre el magma en ascenso, en la astenosfera. Este magma asciende desde las profundidades, en una pluma convectiva del manto que forma puntos calientes localizados a medida que conduce el calor hacia arriba (página anterior, abajo).9 Hoy, los volcanes, los

Volumen 22, no. 3

120º. Estos rifts se unen para formar un sistema de punto triple (triple junction); habitualmente, dos rifts activos forman un solo límite de acreción donde las placas comienzan a separarse, en tanto que el tercer rift se vuelve inactivo como un brazo fallido o un rift abortado (izquierda). El brazo fallido a menudo se convierte en el lugar específico de la presencia de volcanismo u otra actividad magmática.10 Algunos brazos fallidos se convierten en los sitios de desarrollo de basaltos de inundación, que se asocian con el impacto de una pluma convectiva del manto contra la base de una placa litosférica. Conforme las placas continúan desviándose, el magma se eleva para rellenar los rifts en proceso de expansión.11 El decaimiento termal tiene lugar una vez que la placa se aparta del punto caliente y la corteza estirada comienza a hundirse porque el enfriamiento hace que se contraiga y se vuelva más densa.12 Las cuencas resultantes se rellenan gradualmente con capas generadoras potenciales, rocas yacimiento y evaporitas. Estas cuencas de hundimiento térmico (sag) se convertirían en el sitio para la exploración presalina en ambos lados del Atlántico Sur.

promontorios submarinos y las coladas basálticas pueden utilizarse para rastrear el trayecto antiguo de la migración de las placas sobre un punto caliente. Cuando una pluma convectiva del manto se levanta por debajo de una placa continental, también puede producir la dilatación de la corteza suprayacente. El proceso de levantamiento termal, o formación de domos en la corteza continental y el manto superior, es seguido por la formación de fallas conforme la corteza se estira, disminuye de espesor y se debilita. En la cresta del levantamiento se forman rifts que se irradian hacia afuera, con incrementos de aproximadamente

La geología del presalino Los descubrimientos presalinos de Brasil y una porción sustancial de sus campos postsalinos se encuentran cargados con hidrocarburos generados en rocas generadoras lacustres. Estos depósitos lacustres ricos en materia orgánica se formaron a través de una serie de eventos asociados con el desmembramiento del oeste de Gondwana. Dicho desmembramiento acaeció en el Cretácico Temprano; con un desplazamiento de 2 a 5 cm/año [0,8 a 2 pulgadas/año], en sentido horario, la separación entre América del Sur y África requirió casi 40 millones de años; desde el Valanginiano Temprano hasta el Albiano Tardío.13

  6. Para obtener más información sobre la tendencia submarina del Golfo de México, consulte: Dribus JR, Jackson MPA, Kapoor J y Smith MF: “La recompensa que yace bajo la sal,” Oilfield Review 20, no. 3 (Invierno de 2008/2009): 4–19.   7. Karner GD y Gamboa LAP: “Timing and Origin of the South Atlantic Pre-Salt Sag Basins and Their Capping Evaporites,” en Schreiber BC, Lugli S y Ba˛bel M (eds): Evaporites Through Space and Time. Londres: Sociedad Geológica, Publicación Especial 285 (2007): 15–35.   8. Szatmari P: “Habitat of Petroleum Along the South Atlantic Margins,” en Mello MR y Katz BJ (eds): Petroleum Systems of South Atlantic Margins. Tulsa: The American Association of Petroleum Geologists, Memoria 73 de la AAPG (2000): 69–75.   9. Se considera que la litosfera frágil, compuesta por la corteza y el manto juntos, cabalga sobre una astenosfera intensamente dúctil y más profunda compuesta por el manto inferior. A su vez, el manto inferior rodea al núcleo de la Tierra.

10. Burke K y Dewey JF: “Plume-Generated Triple Junctions: Key Indicators in Applying Plate Tectonics to Old Rocks,” Journal of Geology 81, no. 4 (1973): 406–433. 11. Para obtener más información sobre cómo el movimiento de las placas afecta al mundo moderno, consulte: Bunting T, Chapman C, Christie P, Singh SC y Sledzik J: “La ciencia de los tsunamis,” Oilfield Review 19, no. 4 (Invierno de 2007/2008): 4–18. Coates R, Haldorsen JBU, Miller D, Malin P, Shalev E, Taylor ST, Stolte C y Verliac M: “Tecnologías de campos petroleros para la ciencia sísmica,” Oilfield Review 18, no. 2 (Otoño de 2006): 26–37. 12. Quinlan GM: “Models of Subsidence Mechanisms in Intracratonic Basins, and Their Applicability to North American Examples,” en Beaumont C y Tankard AJ (eds): Sedimentary Basins and Basin-Forming Mechanisms. Calgary: Canadian Society of Petroleum Geologists, Memoria 12 (1987): 463–481. 13. Szatmari, referencia 8.

31

, Puntos calientes en el sur del Océano Atlántico. Las plumas convectivas del manto, de gran escala, ubicadas actualmente cerca de las islas de Tristan da Cunha y Santa Helena, intervinieron en el debilitamiento de la corteza durante las fases iniciales de rifting entre América del Sur y África. La pluma convectiva de Tristan fue responsable de los basaltos de inundación de la cuenca del Paraná. La pluma convectiva de Santa Helena se desarrolló posteriormente y se asocia con el rift abortado de la Fosa de Benue en Nigeria. (Adaptado de Wilson, referencia 14.)

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Basaltos de inundación del Paraná Ar

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Basaltos

, Sistema de punto triple de la cuenca del Paraná. Para trazar el sistema de punto triple del Paraná, se utilizan las correlaciones entre los enjambres de diques de Brasil y los de Angola y Namibia. A lo largo de la costa de Namibia, cerca de Etendeka, se encuentran basaltos de composición similares a los basaltos de inundación del Arco de Ponta Grossa. (Adaptado de Coutinho, referencia 16.)

Río de Janeiro

Arco de Ponta Grossa San Paulo

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El desmembramiento comenzó con la fase de rifting, en la porción meridional extrema de lo que es hoy América del Sur. Dos plumas convectivas principales del manto —la pluma de Santa Helena al norte y la pluma Tristan da Cunha al sur— contribuyeron al debilitamiento de la litosfera continental (izquierda, extremo superior).14 El levantamiento termal y el adelgazamiento de la corteza continental generaron fracturas de tensión que posteriormente se convirtieron en conductos para el magma, formando diques ígneos.15 Cientos de estos diques atraviesan la actual línea de costa sudeste de Brasil, y sus orientaciones se utilizan para trazar un sistema importante de punto triple (izquierda, extremo inferior). Los enjambres de diques costeros marcan los brazos norte y sur de un sistema de punto triple generado por una pluma convectiva, que se centra en la costa del Estado de Paraná en Brasil. Estos brazos activos ayudaron a conformar la línea de costa actual, en tanto que el tercer brazo, conocido como Arco de Ponta Grossa, fue abortado y se convirtió en el lugar específico de la actividad basáltica.16

Florianópolis

Brazo sur

Oilfield Review Autumn 10 PreSalt Fig. 4 ORAUT10-Prslt Fig. 4

ANGOLA

NAMIBIA Meseta de Etendeka

Montevideo

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Basaltos

32

Oilfield Review

> Frente de un acantilado en el Cañón de Fortaleza en Brasil. Los volúmenes masivos de magma que fluyeron desde las trampas del Paraná se ponen de manifiesto a través de la distribución de las gruesas capas de basalto, dacita y riolita que forman escarpas diferenciadas. El espesor de estas coladas se refleja en esta exposición de 700 m [2 300 pies], situada en el Parque Nacional de Serra Geral del Estado de Río Grande do Sul. (Fotografía, cortesía de Marcelo Frydman.)

Como resultado, se produjo la extrusión de los basaltos de inundación masivos en la cuenca terrestre del Paraná, extendiéndose desde el sur de Brasil hasta Paraguay, Uruguay y el norte de Argentina, y cubriendo un área de 1 200 000 km2 [463 320 millas2] (arriba). El apilamiento de los diferentes tipos de magma indica que el sitio principal del magmatismo se desplazó hacia el norte con el tiempo, lo que condujo a ciertos investigadores a deducir que la generación de los basaltos de inundación del Paraná está relacionada con la propagación del rifting del Atlántico Sur hacia el norte.17 Cuando la corteza continental se fracturó a lo largo de los rifts, los rifts adyacentes se asociaron entre sí, formando un límite transformante-

Volumen 22, no. 3

dorsal que anunció la separación entre América del Sur y África. Esto finalmente generó una apertura para el incipiente océano Atlántico Sur, conforme los protocontinentes se separaron diacrónicamente, comenzando en el sur y desplazándose hacia el norte.18 Esta apertura del océano de tipo cremallera se reflejaría finalmente en la presencia de acumulaciones salinas de mayor espesor en las cuencas meridionales. Oilfield Review

Autumn and 10 Continental Rifting During the 14. Wilson M: “Magmatism Opening of thePreSalt South Atlantic Fig. 6Ocean: A Consequence of Lower Cretaceous Super-Plume Activity?” ORAUT10-Prslt Fig. 6 en Storey BC, Alabaster T y Pankhurst RJ (eds): Magmatism and the Causes of Continental Break-Up. Londres: Sociedad Geológica, Publicación Especial 68 (1992): 241–255. 15. Herz N: “Timing of Spreading in the South Atlantic: Information from Brazilian Alkalic Rocks,” Geological Society of America Bulletin 88 (Enero de 1977): 101–112. 16. Coutinho JMV: “Dyke Swarms of the Parana Triple Junction, Southern Brazil (Enxame de Diques da Juncao Triplice do Parana, Brasil Meridional),” Geologia USP, Serie Científica 8, no. 2 (Octubre de 2008): 29–52.

Si bien la energía termal impulsó los procesos de levantamiento, rift y deriva, también creó el marco para la formación de las cuencas presalinas. La contracción termal produjo el colapso y la subsidencia de los domos corticales, lo que ocasionó la presencia de depresiones suaves en la corteza. El relleno de carbonatos y clásticos de estas cuencas de hundimiento térmico es responsable del auge petrolero actual. 17. Hawkesworth CJ, Gallagher K, Kelley S, Mantovani M, Peate DW, Regelous M y Rogers NW: “Parana Magmatism and the Opening of the South Atlantic,” en Storey BC, Alabaster T y Pankhurst RJ (eds): Magmatism and the Causes of Continental Break-Up. Londres: Sociedad Geológica, Publicación Especial 68 (1992): 221–240. 18. Mohriak WU y Rosendahl BR: “Transform Zones in the South Atlantic Rifted Continental Margins,” en Storti F, Holdsworth RE y Salvini F (eds): Intraplate Strike-Slip Deformation Belts. Londres: Sociedad Geológica, Publicación Especial 210 (2003): 211–228.

33

Hace 120-110 millones de años

Río

Río

Dorsal med io-oceánica

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Escudo de África Occidental

Elevación de Río Grande

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Dorsal de Walvis

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Cuenca del Paraná

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Hace 110 millones de años Fo Be sa d nu e e

Hace 150-120 millones de años

> Del rift a la deriva. El desarrollo de las cuencas salinas se produjo gradualmente, a medida que el rifting entre América del Sur y África Occidental se convirtió también de manera gradual en un proceso de deriva, en todo el sentido del término. Hace aproximadamente 150 millones de años, la formación de fallas de extensión y la subsidencia eran procesos activos en el supercontinente de Gondwana. El estiramiento y la extensión posteriores, producidos en el Cretácico Temprano, condujeron a la formación de rifts de gran escala a lo largo de los márgenes futuros del oeste de África y el este de Brasil (izquierda). Para el Aptiano, la persistencia de la subsidencia y el ascenso del nivel global del mar permitieron la incursión del mar (centro). Al principio, esto se producía en forma intermitente y el mar ingresaba y se evaporaba de las cuencas en forma alternada, creando depósitos evaporíticos de gran espesor. Posteriormente, el área quedó completamente sumergida cuando el desmembramiento continental de Gondwana condujo a la separación, o deriva, entre América del Sur y África. Si bien las cuencas se habían vinculado previamente sobre una placa continental, la expansión creciente del océano las separó cuando la inyección de la nueva corteza oceánica en la dorsal medio-oceánica produjo la apertura del Atlántico (derecha). Se registró un predominio de sedimentación marina, con depósitos de caliza, arenisca y lutita de gran espesor. (Adaptado de Platt et al, referencia 24.)

Entre las edades Berriasiano a Aptiano Temprano del Cretácico Temprano se produjeron tres episodios de rifting (arriba). Cada uno de esos episodios formó una serie de cuencas paralelas a los márgenes de las placas, cerca de la línea de costa actual. Desarrolladas inicialmente sobre el nivel del mar, estas cuencas se convirtieron en lagos al rellenarse con agua dulce. Pero además se rellenaron con sedimentos volcánicos y sedimentos continentales; los ingredientes esenciales para las rocas madre, generadoras de hidrocarburos. Al ensancharse y hundirse estas cuencas lacustres, se produjo la intrusión gradual de las aguas oceánicas y algunos lagos se volvieron salobres debido al incremento de la salinidad. Las condiciones existentes en estos lagos dieron origen a altos niveles de productividad orgánica y se tornaron favorables para la preservación de material orgánico.19 Los sedimentos lacustres de esta edad forman la roca generadora principal en gran parte de Brasil. Las condiciones existentes en el sistema de lagos-rift fueron igualmente favorables para la depositación de rocas yacimiento. La separación continental continuó con el tiempo, como lo hicieron los episodios de intrusión de agua de mar. Y el agua de mar rellenó intermitentemente los lagos, inundando las regiones bajas del valle de rift en

34

lenta expansión. Estas condiciones generaron un ambiente de alta salinidad y baja energía, favorable para el crecimiento de colonias de cianobacterias. Las colonias de algas unicelulares y otros microbios producen exopolímeros que son segregados como una biopelícula.20 La biopelícula atrapa y cementa los granos sedimentarios formando capas

de acreción que luego conforman matas de microbialitas. Los microbios presentes en la porción superior de la mata necesitan la luz del sol para la fotosíntesis y estimulan el crecimiento ascendente, dando origen a una forma laminar en domo, denominada estromatolito. La distribución de estos microbios productores de carbonatos es afectada

19. Katz BJ y Mello MR: “Petroleum Systems of South Atlantic Marginal Basins—An Overview,” en Mello MR y Katz BJ (eds): Petroleum Systems of South Atlantic Margins. Tulsa: The American Association of Petroleum Geologists, Memoria 73 de la AAPG (2000): 1–13. 20. Los microbios y las bacterias prosperan en una amplia gama de ambientes y son responsables no sólo de la generación de la roca yacimiento, sino también de la generación deOilfield problemas de producción. Review Para obtener Autumn más información, 10 consulte: Bass C y Lappin-Scott H: “The Bad Guys and the Good Guys in PreSalt Fig. 7 Petroleum Microbiology,” Oilfield Review 9, no. 1 Fig. 7 (Primavera deORAUT10-Prslt 1997): 17–25. 21. Los estromatolitos modernos pueden encontrarse en lagos hipersalinos, lagunas marinas e incluso en lagos de agua dulce, siempre que las condiciones no favorezcan a los organismos de pastoreo o los organismos excavadores que afectan adversamente la preservación de los estromatolitos. Entre algunos ejemplos modernos se encuentran la Bahía de Shark, en Australia Occidental, y Lagoa Salgada, en Río de Janeiro. Los estromatolitos de agua dulce se encuentran en el Lago Salda, en Turquía, y en el Lago Pavilion, en Columbia Británica, Canadá. 22. Asmus HE y Baisch PR: “Geological Evolution of the Brazilian Continental Margin,” Episodes no. 4 (1983): 3–9, http://www.episodes.org/backissues/64/ARTICLES--3. pdf (Se accedió el 27 de septiembre de 2010). 23. La evaporación y la circulación restringida son claves para la depositación de la sal. Esto queda demostrado

a través de los cuerpos de agua altamente salinos, tales como el Mar Muerto y el Gran Lago Salado que no poseen salida. Al no tener influjo de agua de mar, su salinidad es producto de la evaporación que sirve para concentrar las sales aportadas a través de los tributarios de agua dulce. La sal es depositada a medida que las aguas se supersaturan. 24. Para obtener más información sobre la perspectiva africana acerca del proceso de separación, consulte: Platt N, Philip P y Walter S: “Going for the Play: Structural Interpretation in Offshore Congo,” Oilfield Review 5, no. 1 (Enero de 1993): 14–27. 25. Liro LM y Dawson WC: “Reservoir Systems of Selected Basins of the South Atlantic,” en Mello MR y Katz BJ (eds): Petroleum Systems of South Atlantic Margins. Tulsa: The American Association of Petroleum Geologists, Memoria 73 de la AAPG (2000): 77–92. 26. El concepto de aguas profundas evolucionó a lo largo de los años. Originalmente, el área de aguas profundas se definía para tirantes de agua de 200 m [656 pies]. Esta marca fue eclipsada posteriormente por las tendencias de perforación de la industria y ahora el estándar de aguas profundas se fija en 305 m [1 000 pies]. Los tirantes de agua de más de 1 524 m [5 000 pies] se consideran ultraprofundos. 27. de Luca JC: “Brazilian Petroleum Exploration and Production: From Monopoly to Free Market,” artículo OTC 15051, presentado en la Conferencia de Tecnología Marina, Houston, 5 al 8 de mayo de 2003. 28. de Luca, referencia 27.

Oilfield Review

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Cuenca de Campos

Frío

Volumen 22, no. 3

Estado de Minas Gerais

abo eC

Paso a paso Paso a paso, los horizontes exploratorios de Brasil se expandieron en busca de nuevas áreas prospectivas; pasando de tierra firme a las áreas marinas, y luego de aguas someras a aguas profundas y ultraprofundas.26 El desarrollo de cada play generó nuevas formas de pensar acerca de la geología local y regional, además de nuevas respuestas a los desafíos planteados por las operaciones de perforación y producción. Como sucede en muchos países, la presencia de manifestaciones superficiales de petróleo estimuló la ejecución de las primeras actividades de

B R A S I L

od Alt

por factores ambientales, tales como la luz solar, la temperatura del agua y la turbidez, además de la depredación causada por los organismos de pastoreo.21 Estos crecimientos microbianos se litifican con el tiempo, para convertirse luego en las rocas yacimiento del play presalino. Las cuencas marginales se hundieron a medida que las placas continentales continuaron separándose. La actividad volcánica generada por las plumas convectivas a lo largo de los rasgos corticales del Lineamiento de Florianópolis, en la placa tectónica de América del Sur, y de la Dorsal de Walvis en la placa Africana, formó barreras que restringieron la circulación marina en el océano Atlántico Sur en proceso de expansión.22 Durante el Cretácico Temprano, las aguas marinas se desbordaron esporádicamente más allá de estas barreras y quedaron atrapadas en las cuencas en proceso de subsidencia. Bajo las condiciones climáticas áridas del Aptiano, estas aguas entrampadas se evaporaron y dejaron depósitos salinos de gran espesor en las cuencas de los márgenes de América del Sur y África.23 Los depósitos evaporíticos cubrieron los sedimentos de la secuencia de rift precedente, formando un sello efectivo para los hidrocarburos que finalmente migrarían hacia la roca yacimiento microbialítica. Los depósitos salinos del Aptiano señalan la fase evaporítica transicional de la evolución del margen continental que precedió al período de deriva en estas cuencas. Para el Cretácico Medio a Tardío, la etapa de rifting había concluido y los continentes de África y América del Sur se separaron aún más con la inyección de nueva corteza oceánica en la dorsal mediooceánica.24 A lo largo del margen de Brasil, y en condiciones de ambiente marino abierto, se desarrollaron plataformas carbonatadas que crecieron a lo largo del margen opuesto, entre Gabón y Angola, durante el Albiano.25 Con la persistencia de la subsidencia, estas plataformas se inundaron y finalmente se cubrieron con clásticos durante el Cretácico Tardío y el Terciario.

Cuenca de Santos 0

Alto de Florianópolis

0

km

200 millas

200

> El marco para un nuevo play. Desde la década de 1970, la cuenca de Campos produjo la mayor parte de los recursos de petróleo y gas de Brasil. El advenimiento del play presalino está generando gran interés en la cuenca de Santos, si bien las cuencas de Campos y Espirito Santo también alojan áreas prospectivas presalinas.

exploración. Uno de los primeros pozos de Brasil, men minucioso de otras cuencas costeras de tieperforado en la década de 1890 cerca de una rra firme. Desde entonces, se revelaron numerosos manifestación superficial de petróleo en Bofete, plays a través de todas las cuencas terrestres de San Pablo, alcanzó una profundidad total de 488 m Brasil. La expansión de las actividades de explora[1 601 pies].27 Su producción fue de tan sólo dos ción dentro de cada cuenca, junto con el mejorabarriles de petróleo; un presagio de los resultados miento de la tecnología sísmica, está ayudando a de las actividades de exploración que se desarro- los geocientíficos a descubrir más realidades de la llarían durante las cuatro décadas siguientes. Para historia geológica de la región; tanto en tierra fines de la década de 1930, los organismos guber- firme como en las áreas marinas. La década de 1960 también fue testigo de la namentales y las compañías de exploración privadas habían perforado más de 80 pozos; con implementación de esfuerzos concertados para explorar las aguas someras de la Plataforma resultados sistemáticamente decepcionantes. No obstante, en 1937, el Departamento Nacional Continental de Brasil. Tras un programa de de Producción Mineral (DNPM) comenzó a explo- adquisición gravimétrica y sísmica, implemenrar la cuenca de Recôncavo; parte de un rift abor- tado en 1967, Petrobras comenzó a perforar las Review secuencias deltaicas presentes en el área marina tado situado en el noreste del Estado de Oilfield Bahía. En Autumn 10 28 1939, un descubrimiento de petróleo registrado en PreSalt Fig. 8del Estado de Espíritu Santo. El primer pozo de el pozo DNPM 163 del campo Lobato dio origen a la la compañía, en la cuenca de Espíritu Santo, ORAUT10-Prslt Fig. 8 industria petrolera nacional de Brasil. Si bien no demostró ser un pozo seco. Luego, Petrobras se fue comercial, este pozo instó la ejecución de acti- desplazó hacia el norte, a la cuenca Sergipevidades exploratorias adicionales en la cuenca, y Alagoas, y en 1968 realizó el primer descubripara el año 1941, se perforó el primer descubri- miento marino frente a las costas del delta del río miento comercial cerca de Candeias. En la cuenca São Francisco en el campo Guaricema. Perforado de Recôncavo, se han descubierto más de 80 cam- en un tirante de agua (profundidad del lecho pos de petróleo y gas. marino) de 30 m [98 pies], frente a la costa del La exploración a lo largo de la tendencia de Estado de Sergipe, este pozo confirmó la existenrift condujo a Petrobras a la cuenca Sergipe. En cia de petróleo debajo de la Plataforma. esa cuenca, en el año 1963, la compañía descubrió Para el año 1971, Petrobras había comenzado el primer campo petrolero gigante de la nación en a explorar la cuenca de Campos, frente a la costa Carmópolis, lo que instó la ejecución de un exa- sudeste de Brasil (arriba). Luego de una serie de

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Tiempo de tránsito doble (ida y vuelta), segundos

NO

0 Plataforma continental

SE Pendie

Oligoceno Tardío-Neógeno

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2

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4 6 8

Paleoceno-Eoceno

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10

Hemigrábenes

Evaporitas Evaporitas Formaciones presalinas

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Meseta de San Pablo km

Albiano Aptiano

25 millas

25

Neocomiano-Barremiano

> Geología de la cuenca de Santos. Las rocas generadoras presalinas y los yacimientos carbonatados suprayacentes están siendo considerados como objetivos, por debajo de la gruesa capa de evaporitas. (Adaptado de Modica y Brush, referencia 35.)

pozos secos, en el año 1974 la compañía efectuó el primer descubrimiento en esta cuenca. Mediante la ejecución de perforaciones en tirantes de agua de 120 m [394 pies], el noveno pozo exploratorio marino de Petrobras encontró una zona productiva en los carbonatos de edad Albiano del campo Garoupa. Este hallazgo abrió el camino para la exploración intensiva de la cuenca de Campos. Si bien los objetivos de exploración iniciales eran los carbonatos de edad Albiano, limitados principalmente a la Plataforma externa, se realizaron descubrimientos más grandes en los yacimientos de areniscas terciarias, en tirantes de agua de más de 500 m [1 640 pies].29 Al año siguiente, se efectuó un descubrimiento importante en un tirante de agua de 166 m [545 pies]. El campo Namorado, con 39,7 millones de m3 [250 millones de bbl], fue el primero de una serie de yacimientos de turbiditas clásticas que se perforó en la cuenca de Campos. Mediante la expansión de la experiencia operativa en el área, Petrobras logró refinar los modelos sedimentológicos y estratigráficos del margen continental, y para mediados de la década de 1980, la compañía estaba apuntando como objetivo a los yacimientos de turbiditas siliciclásticas marinas profundas, correspondientes a un ambiente de prodelta.30 Cuatro campos turbidíticos gigantes a supergigantes fueron descubiertos en aguas cada vez más profundas:31 • 1984: El campo Albacora, perforado en un tirante de agua de 293 m [961 pies] • 1985: El campo Marlim, perforado en un tirante de agua de 853 m [2 799 pies] • 1989: El campo Barracuda, perforado en un tirante de agua de 980 m [3 215 pies] • 1996: El campo Roncador, perforado en un tirante de agua de 1 853 m [6 079 pies].

36

Para el año 2007, en la cuenca de Campos se habían perforado más de 1 100 pozos, lo que se tradujo en el descubrimiento de más de 50 campos. Estas cifras contrastan fuertemente con las campañas de exploración llevadas a cabo en la cuenca adyacente, situada al sur. A comienzos del año 2007, en la cuenca de Santos sólo se habían perforado unos 115 pozos. Estos pozos dieron como resultado un puñado de campos que incluyeron numerosos descubrimientos significativos. Petrobras perforó el primer pozo de exploración de la cuenca de Santos en 1970, pero resultó seco. En 1984, Pecten Brazil, afiliada de Shell Oil, se convirtió en la primera compañía que descubrió un campo de gas durante las operaciones de perforación llevadas a cabo en las aguas someras de la cuenca. Luego de perforar dos pozos secos, Pecten descubrió una zona productiva de turbiditas en el campo Merluza, perforado en un tirante de agua de 131 m [430 pies]. En 1988, Petrobras perforó un pozo descubridor en el campo Tubarão, en un tirante de agua de Oilfield Reviewcampo, Estrela do 143 m [470 pies]. Un tercer Autumn 10 Mar, fue perforado en 1990.32 Luego siguieron los PreSalt Fig. 8A campos Coral yORAUT10-Prslt Caravela, que Fig. producen 8A de las calizas oolíticas de edad Albiano, depositadas por encima de una capa de sal.33 En el año 2000, Petrobras desplazó el enfoque centrado en su cuenca de Santos, a las aguas profundas y ultraprofundas. Esto condujo al descubrimiento del campo Mexilhão, que es el campo de gas natural más grande de Brasil. Otros campos de gas, en Tambaú y Pirapitanga, además de los campos de petróleo de Carapiá y Tambuatá, fueron descubiertos en las turbiditas del Cretácico Tardío. Las turbiditas del Eoceno también dieron lugar a descubrimientos de petróleo pesado en el

campo Tambuatá y en el campo Atlanta operado por Shell.34 Las turbiditas del campo Uruguá produjeron petróleo de densidad API intermedia. Aproximadamente en esta época, Petrobras adquirió y procesó un gran conjunto de datos sísmicos 3D para ayudar a los geocientíficos a comprender mejor las estructuras profundas y la estratigrafía de la cuenca de Santos (arriba).35 Una vez definidas las facies sísmicas, Petrobras pudo apuntar como objetivo a la sección presalina de la Meseta de San Pablo en la cuenca de Santos.36 En el año 2006, Petrobras y sus socios, BG Group y Galp Energía, descubrieron la acumulación presalina gigante de petróleo en Tupi, en un yacimiento a una profundidad promedio de 5 485 m [18 000 pies] por debajo de la superficie del océano. El petróleo de 28º API, hallado en las zonas presalinas, es más liviano y más dulce que el crudo pesado que domina la mayor parte de la producción postsalina de Brasil. En agosto de 2007, Petrobras anunció el alcance de la frontera de exploración más reciente, definida por el play presalino. Según las evaluaciones de 15 pozos presalinos, esta frontera cubre un área de 800 km [497 millas] de largo por 200 km [124 millas] de ancho que abarca las cuencas de Espíritu Santo, Campos y Santos.37 Después del campo Tupi, numerosos descubrimientos presalinos fueron anunciados en la cuenca de Santos, incluidos los de Caramba, Carioca, Iara y Guará.38 En el año 2009, Petrobras comunicó además su plan estratégico para el desarrollo de los campos Tupi, Iara y Guará, en tres fases discretas, comenzando con las pruebas extendidas de pozos, siguiendo luego con la implementación de proyectos piloto, y por último la etapa de producción en gran escala a través de sistemas flo-

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B R A S I L

Río de Janeiro

San Paulo BM-S-9 Carioca BM-S-8 Bem-Te-Vi

BM-S-21 Caramba

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BM-S-11 Iara BM-S-11 Tupi

BM-S-24 Júpiter BM-S-9 Guara Cuenca de Santos

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km

200 millas

200

> Agrupamiento presalino de la cuenca de Santos. El pozo del campo Tupi, RJS-628A, constituye el primer descubrimiento importante del agrupamiento presalino y fue seguido por al menos otros siete realizados en los bloques de la concesión del agrupamiento.

tantes de producción, almacenamiento y descarga (FPSO).39 El modelo presalino de la cuenca de Santos ha sido adaptado para la exploración de otras cuencas, y se han realizado descubrimientos importantes en los campos Caxaréu, Pirambu, Baleia Franca, Baleia Azul, Jubarte y Cachalote de la cuenca de Campos. También se apunta a la sección presalina de la cuenca de Espíritu Santo con fines de exploración. Los desafíos futuros La cuenca de Santos, el sitio inicial de los descubrimientos presalinos recientes realizados en Brasil, plantea numerosos desafíos de E&P, propios de un ambiente en el que las aguas ultraprofundas cubren un yacimiento carbonatado profundo oculto por

una capa de sal de gran espesor.40 El foco de la exploración, el agrupamiento presalino, se encuentra ubicado en tirantes de agua de entre 1 900 y 2 400 m [6 200 y 7 870 pies] (arriba). Desarrolladas a unos 300 km [185 millas] de la costa, las actividades en el agrupamiento presalino son dirigidas mediante un proceso logístico coordinado de manera exhaustiva, que asegura el arribo de los equipos y las brigadas a la localización cuando se necesitan.41 Existe la posibilidad de que los problemas asociados con la distancia a la costa se exacerben, debido a las condiciones metoceánicas que pueden variar de moderadas a severas: las olas en la cuenca de Santos alcanzan una altura muy superior a la de las olas experimentadas en la cuenca de Campos al norte; llegando a

Oilfield Review 29. Katz and Mello, referencia 19. 35. Para obtener más información sobre la estratigrafía de Autumn 10 la cuenca de Santos, consulte: Modica CJ y Brush ER: 30. Carminatti M, Dias JL y Wolff B: “From Turbidites to PreSalt Fig.9 “Postrift Sequence Stratigraphy, Paleogeography, and Carbonates: Breaking Paradigms in Deep Waters,” Fill History of the Deep-Water Santos Basin, Offshore artículo OTC 20124, presentado en la Conferencia de ORAUT10-Prslt Fig.9 Southeast Brazil,” AAPG Bulletin 88, no. 7 (Julio de Tecnología Marina, Houston, 4 al 7 de mayo de 2009. 2004): 923–945. 31. Un campo petrolero gigante es aquel cuyas reservas 36. Carminatti et al, referencia 30. exceden 1 000 millones de barriles; un campo supergigante excede 5 000 millones de barriles. 37. Petrobras News Agency: “Petrobras Discovers Brazil’s Biggest Oil-Bearing Area,” (11 de agosto de 2007), 32. “Petrobras Role in Brazil’s Economy Disputed,” Oil & http://www.agenciapetrobrasdenoticias.com.br/ Gas Journal 89, no. 2 (14 de enero de 1991), http://www. en_materia.asp?id_editoria=8&id_noticia=4042 ogj. com/index/article-tools-template/_saveArticle/ (Se accedió el 27 de septiembre de 2010). articles/oil-gas-journal/volume-89/issue-2/in-this-issue/ general-interest/petrobras-role-in-brazil39s38. Administración de Información de Energía de EUA, economydisputed.html (Se accedió el 16 de julio de Country Analysis Briefs: “Brazil Energy Data, Statistics 2010). and Analysis,” (Septiembre de 2009), http://www.eia. doe.gov/cabs/Brazil/Oil.html (Se accedió el 23 de julio 33. Carminatti et al, referencia 30. de 2010). 34. Carminatti et al, referencia 30. 39. Administración de Información de Energía de EUA, referencia 38. 40. Beltrao et al, referencia 1.

Volumen 22, no. 3

ser un 40% más altas.42 Esto agrega una dimensión significativa a cada misión marina; desde el cambio de brigada hasta el suministro del equipo de perforación, y desde la manipulación del ancla hasta el tendido de las tuberías. El rol logístico cobrará aún más importancia cuando se instalen las líneas de conducción, las plataformas, los sistemas FPSO y la infraestructura asociada para soportar la producción. En estas aguas, los equipos de exploración y producción se basan en gran medida en los datos geofísicos para hallar estructuras promisorias y, posteriormente, como asistencia en la caracterización de yacimientos. No obstante, el proceso de generación de imágenes por debajo de la sal puede ser problemático. A fin de obtener los desplazamientos necesarios para generar con éxito imágenes de las estructuras que yacen por debajo de la sal, se están utilizando estrategias de adquisición avanzadas que emplean métodos tales como las técnicas de cobertura azimutal amplia, rica y múltiple.43 El procesamiento también puede ser complicado. El alto contraste de velocidad sísmica, existente entre la sal y los sedimentos, genera problemas para los métodos convencionales de migración en el tiempo, por lo que son preferibles las técnicas de migración en profundidad. Estos algoritmos de generación de imágenes requieren modelos de velocidad precisos de las estructuras que se encuentran por encima, en el interior y por debajo de la sal. Con la adaptación de la tecnología electromagnética (EM) para los ambientes de aguas profundas, ahora los equipos de exploración están integrando los datos EM con los datos sísmicos.44 La inversión conjunta de los datos EM y los datos sísmicos es clave para mejorar la resolución estructural y localizar las reservas de hidrocarburos con una precisión que no sería posible de otro modo. 41. Formigli Filho JM, Pinto ACC y de Almeida AS: “Santos Basin’s Pre-Salt Reservoirs Development—The Way Ahead,” artículo OTC 19953, presentado en la Conferencia de Tecnología Marina, Houston, 4 al 7 de mayo de 2009. 42. Beltrao et al, referencia 1. 43. Para obtener más información sobre estas técnicas de adquisición, consulte: Buia M, Flores PE, Hill D, Palmer E, Ross R, Walker R, Houbiers M, Thompson M, Laura S, Menlikli C, Moldoveanu N y Snyder E: “Levantamiento sísmicos en círculos,” Oilfield Review 20, no. 3 (Invierno de 2008/2009): 20–35. 44. Para obtener más información sobre la tecnología EM, consulte: Brady J, Campbell T, Fenwick A, Ganz M, Sandberg SK, Buonora MPP, Rodrigues LP, Campbell C, Combee L, Ferster A, Umbach KE, Labruzzo T, Zerilli A, Nichols EA, Patmore S y Stilling J: “Sondeos electromagnéticos para la exploración de petróleo y gas,” Oilfield Review 21, no. 1 (Septiembre de 2009): 4–19.

37

Problemas de perforación potenciales Postsalino La relajación de los esfuerzos radiales puede ocasionar el colapso del pozo

Sal

Los resaltos formados por el escurrimiento de la sal impactan en la sarta de perforación

La pared del pozo se debilita por el lixiviado del agua, el gas y otros minerales fuera de la sal

El ensanchamiento del pozo es el resultado de la disolución de la sal Los recortes acumulados atascan la sarta de perforación

> Problemas de perforación potenciales. La perforación a través de la sal requiere especial atención en los fluidos de perforación. Entre los problemas potenciales se encuentran tramos ensanchados del pozo y debilitamiento de las paredes, como resultado de la lixiviación de la sal. La baja densidad del lodo puede permitir que los resaltos formados por el escurrimiento de la sal impacten la sarta de perforación. Los fluidos de perforación contaminados con sal de la formación pueden desarrollar propiedades reológicas desfavorables que reducen la capacidad del lodo para acarrear los recortes a la superficie, haciendo que la sarta de perforación se obture por encima de la barrena. (Tomado de Pérez et al, referencia 45.)

Entre los desafíos más intimidantes se encuentra la construcción deReview pozos. Inmediatamente por Oilfield Autumn 10objetivo yacen 2 000 m de encima del yacimiento Fig. 10variable del intervalo evaporitas. LaPreSalt composición ORAUT10-Prslt Fig. 10 difícil de evaporítico puede ser especialmente perforar. Esta sección, compuesta principalmente por halita [NaCl] y anhidrita [CaSO4], contiene además capas de carnalita [KMgCl3•6H2O] y de taquihidrita [CaMg2Cl6•12H2O]. Cada capa se caracteriza por la existencia de una velocidad de

38

deslizamiento diferente, que puede variar hasta en dos órdenes de magnitud entre los diversos tipos de sal. El deslizamiento puede producir restricciones en el pozo, atascamiento de la tubería y falla de la tubería de revestimiento (izquierda).45 Por otro lado, los yacimientos presalinos están compuestos por carbonatos estratificados heterogéneos que pueden afectar adversamente el avance de la perforación. El desempeño de las operaciones de perforación siempre constituye una de las inquietudes principales del ámbito de aguas ultraprofundas, en el que los equipos de perforación imponen altas tarifas diarias. La capacidad para mejorar dicho desempeño incidirá en los proyectos de perforación de alcance extendido, que pueden ser requeridos para desarrollar estos yacimientos en el futuro.46 La geomecánica desempeñará un rol importante en los planes de desarrollo futuros. Los estudios geomecánicos ayudan a anticipar las posibilidades de que se produzca el hundimiento de las rocas o la deformación de la sal alrededor del pozo y pueden asistir en la selección de las barrenas y los fluidos de perforación. Estos estudios serán esenciales para la concepción de los programas de inyección, entubado y cementación, destinados a prolongar la longevidad de los pozos en condiciones de tanta hostilidad. Finalmente, una de las claves para la producción radica en la caracterización petrofísica del yacimiento carbonatado presalino. Si bien los descubrimientos presalinos despertaron interés en los yacimientos carbonatados lacustres, aún persisten brechas significativas en el conocimiento que posee la industria acerca de los ambientes depositacionales y los procesos diagenéticos subsiguientes. La porosidad inicial en los depósitos lacustres es altamente variable. En todo el mundo, las formaciones de microbialitas

a menudo requieren un proceso de porogénesis, o de mejoramiento diagenético, para formar yacimientos de petróleo adecuados. En los yacimientos lacustres, se considera que las redes de fallas y fracturas proveen trayectos para el suministro de los fluidos que favorecen los procesos diagenéticos, en especial la disolución, que pueden mejorar la calidad del yacimiento a través de la conexión de las redes de porosidad vacuolar.47 En los pozos de exploración y de evaluación, se obtienen datos derivados del análisis de núcleos, junto con un conjunto extensivo de mediciones derivadas de los registros para evaluar parámetros tales como la mojabilidad, la conectividad hidráulica, la estructura de poros y la permeabilidad. La caracterización exhaustiva del yacimiento es necesaria para definir las mejores geometrías y esquemas de terminación de pozos. En la mayoría de los pozos presalinos, la presencia de una columna de petróleo de gran espesor y la heterogeneidad del yacimiento indican la necesidad de efectuar terminaciones selectivas. También es conveniente un tratamiento de estimulación ácida planificado cuidadosamente para distribuir la producción en forma más uniforme a través de la zona productiva. Las operaciones de producción o inyección pueden producir cambios en los esfuerzos y en los fluidos dentro de un campo. Los cambios producidos en la presión efectiva también pueden afectar las respuestas observadas durante los levantamientos sísmicos 4D subsiguientes. Dado que la respuesta sísmica 4D puede ser sutil y difícil de detectar en los carbonatos, es necesario contar con mediciones sísmicas altamente precisas y sensibles. Una vez que los cambios han sido medidos con precisión, los modelos geomecánicos del subsuelo asistirán en la predicción de cómo estos cambios podrían incidir en las respuestas sísmicas y el desempeño del yacimiento en el futuro.

45. Para obtener más información sobre las operaciones de perforación a través de la sal, consulte: Perez MA, Clyde R, D’Ambrosio P, Israel R, Leavitt T, Nutt L, Johnson C y Williamson D: “Respondiendo al desafío de explotar estructuras subsalinas,” Oilfield Review 20, no. 3 (Invierno de 2008/2009): 36–52. 46. Alves I, Aragao A, Bastos B, Falcao J y Fartes E: “Pre-Salt Santos Basin—Well Construction Learning Curve Acceleration,” artículo OTC 20177, presentado en la Conferencia de Tecnología Marina, Houston, 4 al 7 de mayo de 2009.



Para obtener más información sobre la diagénesis, consulte: Ali SA, Clark WJ, Moore WR y Dribus JR: “La diagénesis y la calidad de los yacimientos,” Oilfield Review 22, no. 2 (Diciembre de 2010): 14–29. 47. Guidry SA, Trainor D, Helsing CE y Ritter AL: “Diagenetic Facies in Lacustrine Carbonates: Implications for Brazilian Pre-Salt Reservoirs,” (resumen) presentado en la Conferencia y Exhibición Internacional de la AAPG, Río de Janeiro, 15 al 18 de noviembre de 2009, http://www.searchanddiscovery.net/abstracts/html/2009/ intl/abstracts/guidry.htm (Se accedió el 27 de septiembre de 2010).

Oilfield Review

> Dibujo conceptual del Centro de Investigación y Geoingeniería de Brasil. La nueva instalación, a ubicarse en el Parque Tecnológico de la Universidad Federal de Río de Janeiro, se centrará en numerosos proyectos relacionados con el ambiente presalino de aguas profundas.

Para superar estos y otros desafíos, los emprendimientos presalinos necesitarán los conocimientos técnicos especiales y las capacidades de investigación de las compañías de servicios y del mundo académico. En septiembre de 2009, Schlumberger suscribió un acuerdo de colaboración conjunta con la Universidad Federal de Río de Janeiro para construir un centro internacional de investigaciones en el campus de la universidad (arriba). El Centro de Investigación y Geoingeniería de Schlumberger en Brasil (BRGC), como parte de la red global más vasta de investigación y desarrollo de Schlumberger, ha identificado cuatro áreas de concentración: caracterización de yacimientos carbonatados, generación de imágenes geofísicas 4D, construcción de pozos y geomecánica, e ingeniería de yacimientos. El centro BRGC admitirá un total de 350 personas y contendrá centros de última generación para actividades de visualización 3D, procesamiento de datos sísmicos, desarrollo de software y entrenamiento. Tres laboratorios totalmente integrados y especial-

Volumen 22, no. 3

mente diseñados proveerán datos empíricos de entrada para los modelos y las simulaciones utilizadas para ayudar a los operadores a desarrollar una caracterización integral del yacimiento: • El Laboratorio de Investigación Regional de Servicios al Pozo ofrece los equipos de cementación y estimulación para las actividades de investigación destinadas a mejorar la producción proveniente de las formaciones presalinas. • El Laboratorio de Núcleos de Yacimientos provee el análisis de fluidos y núcleos para la integración con los estudios geofísicos, petrofísicos Oilfield Review y geomecánicos. Autumn 10 PreSalt 11 • El Laboratorio deFig.Fluidos de Yacimientos ORAUT10-Prslt Fig. 11 de muestreo y ofrece capacidades integradas análisis de fluidos bajo condiciones representativas de fondo de pozo, para reducir la incertidumbre asociada con los datos en los proyectos de desarrollo complejos. Las lecciones aprendidas en el centro de investigaciones podrán trasladarse a otras cuencas del mundo. Ya se reconoce que la geología y la

tectónica, previas al período de deriva, de las cuencas situadas a lo largo de la costa sudeste de América del Sur son similares en muchos sentidos a las de las cuencas de la costa oeste de África. Cada costa posee cuencas de hundimiento térmico que contienen rocas generadoras ricas en materia orgánica, cubiertas por capas de sal de gran espesor. Si bien existen diferencias importantes entre las cuencas situadas en ambos márgenes del Atlántico, las experiencias adquiridas en uno están allanando el camino para la exploración en el otro, y algunos operadores están estableciendo una presencia en ambas costas. A lo largo de la costa de Brasil, esta experiencia está atravesando su período de repago, como lo demuestran los excelentes resultados de las pruebas extendidas realizadas en un pozo de Tupi Sul. Este pozo produjo —a través del estrangulador— un promedio de 2 544 m3/d [16 000 bbl/d] durante el último año y medio, demostrando el potencial real de este nuevo play de Brasil. —MV

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Objetos grandes en paquetes pequeños Andrew R. Barron James M. Tour Universidad de Rice Houston, Texas, EUA

Muchas industrias están desarrollando diversos métodos para explotar el potencial

Ahmed A. Busnaina Yung Joon Jung Sivasubramanian Somu Universidad del Noreste Boston, Massachusetts, EUA

No obstante, los éxitos de otras industrias a menudo se han registrado en condiciones

Mazen Y. Kanj Saudi Aramco Dhahran, Arabia Saudita David Potter Universidad de Alberta Edmonton, Alberta, Canadá Daniel Resasco Universidad de Oklahoma Norman, Oklahoma, EUA

de los objetos nanoescalares y producirlos en serie. La nanotecnología también podría revolucionar las áreas clave de la recuperación de hidrocarburos. que distan considerablemente de las duras realidades de los ambientes de los campos petroleros. Ahora, se están llevando a cabo actividades de investigación para resolver los desafíos específicos de E&P, lográndose avances en diversas áreas. Imaginemos un yacimiento infiltrado con dispositivos que pudieran informar su localización además de las propiedades de los fluidos que los rodean. O sensores diminutos capaces de identificar contactos agua-petróleo y ser localizados mediante métodos de detección en la superficie. No se trata de meros sueños improbables, sino de las metas a largo plazo de los grupos de investigación que se dedican a investigar las nanotecnolo-

gías para la industria del petróleo y el gas. No obstante, la nanotecnología aún transita sus primeras etapas y es probable que hasta su mera descripción genere discusiones y debates. Las nanopartículas pueden encontrarse por ejemplo en el enlozado de la cerámica antigua, pero ese uso inadvertido de las nanoestructuras dista mucho de la compleja ciencia de la nanotecnología, que se sustenta en la investigación, el

John Ullo Consultor Sudbury, Massachusetts Traducción del artículo publicado en Oilfield Review, Otoño de 2010: 22, no. 3. Copyright © 2011 Schlumberger. Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Hélène Berthet, del Centro de Productos Riboud de Schlumberger en Clamart, Francia; y a Tancredi Botto y Joyce Wong, del Centro de Investigaciones Doll de Schlumberger en Cambridge, Massachusetts. 1. Para conocer uno de los primeros análisis reconocidos sobre las actividades de investigación en materia de nanoescalas, consulte: Feynman RP: “There’s Plenty of Room at the Bottom: An Invitation to Enter a New World of Physics,” transcripciones de la charla realizada en la Reunión Anual de la Sociedad Física Americana de 1959, publicada por primera vez en Engineering & Science (Febrero de 1960), http://www.zyvex.com/nanotech/ feynman.html (Se accedió el 26 de julio de 2010). 2. A los fines comparativos, los nanocristales pueden medir tan sólo 10 nm; un glóbulo rojo humano mide aproximadamente 5 000 nm. Para obtener más información sobre la nanotoxicología de campos petroleros, consulte: Nabhani N y Tofighi A: “The Assessment of Health, Safety and Environmental Risks of Nanoparticles and How to Control Their Impacts,” artículo SPE 127261, presentado en la Conferencia Internacional de la SPE sobre Salud, Seguridad y Medio Ambiente en la Exploración y la Producción de Petróleo y Gas, Río de Janeiro, 12 al 14 de abril de 2010. 3. Su MY y Mirin RP: “Enhanced Light Extraction from Circular Bragg Grating Coupled Microcavities,” Applied Physics Letters 89, no. 3 (17 de julio de 2006): 033105.

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Oilfield Review

desarrollo y la manufactura. Los científicos han teorizado sobre las nanoestructuras durante más de medio siglo, pero recién en la década de 1980 fue posible construir físicamente lo que se imaginaba.1 Además del estudio de los materiales a nanoescala, la nanotecnología abarca el desarrollo de herramientas para crear, observar y manipular las nanoestructuras experimentalmente y, por último, a niveles de producción en serie. Por otro lado, los científicos deben estudiar y definir con cuidado las propiedades físicas de los nanomateriales recién creados para utilizarlos de manera segura y efectiva. Dichas evaluaciones se necesitan especialmente cuando los nanomateriales se construyen a escala molecular y atómica porque sus comportamientos pueden cambiar significativamente con el tamaño. Estos tipos de estudios, que ayudarán a identificar los nanomateriales útiles para aplicaciones específicas o para nuevas investigaciones, son práctica usual en relación con los materiales a granel, tales como los minerales y los químicos. Además, los descubrimientos científicos pasados, tales como los materiales radioactivos, los Paso de graduación, a

clorofluorocarbonos y el asbesto, planteaban riesgos toxicológicos significativos que no fueron identificados hasta después de haberse registrado pérdidas de vidas o daños graves en el medio ambiente. De un modo similar, dado que los nanomateriales son suficientemente pequeños como para sortear las membranas biológicas o unirse a las células tisulares, podrían plantear serias amenazas toxicológicas, riesgos que también deben considerarse en las evaluaciones de los materiales.2 A pesar de estas advertencias desafiantes, muchos especialistas anticipan que las aplicaciones nanotecnológicas producirán beneficios revolucionarios. Algunos de los materiales más avanzados utilizados en nuestros días son las aleaciones, con amplia aplicación en aeronaves, automóviles, embarcaciones y edificios. Los especialistas en ciencia de los materiales pueden crear un metal de aleación que sea resistente pero al mismo tiempo liviano y que combine las mejores propiedades de cada metal componente. Los nanomateriales, como las aleaciones, también pueden ser refinados para ajustarse a las necesidades de una aplicación específica. Existen dos procedimientos principales de diseño de nanomateriales: • El diseño descendente (top-down) de materiales: Los científicos realizan modificaciones nanoescalares de los materiales existentes, habitualmente de las superficies, para mejorar sus propiedades originales. • El diseño ascendente (bottom-up) de materiales: Los científicos desarrollan nuevos materiales a partir de subcomponentes nanoescalares,

lo que a menudo se traduce en un mayor refinamiento del desempeño del material. El enfoque descendente, que utiliza métodos tales como la nanolitografía, la nanoablación o el nanograbado, genera nanoestructuras a partir de objetos macroscópicos, o materiales a granel. Estos métodos de nanofabricación suelen ser versiones reducidas de métodos de fabricación más amplios. El mejoramiento descendente de un material existente puede visualizarse como un proceso de nanotecnología incremental porque el material original no se altera radicalmente. No obstante, los resultados impresionantes que puede arrojar fueron demostrados por los científicos del Instituto Nacional de Normas y Tecnología (NIST) de Gaithersburg, en Maryland, EUA. Los científicos del NIST mejoraron las propiedades luminescentes de los diodos emisores de luz de alto brillo (HBLED) a través de una técnica de nanograbado. La tecnología HBLED posee numerosos usos prácticos, tales como la iluminación doméstica, la iluminación de contraluz para los televisores de pantalla plana y los dispositivos láser, porque estos diodos requieren mucha menos potencia y son más pequeños que en la tecnología de iluminación más tradicional. Para mejorar sus capacidades de emisión de luz, las superficies de los HBLED son nanograbadas con un diseño circular de redes de difracción de Bragg (CBG). El CBG reduce la refracción interna, lo que permite la emisión de más luz desde los HBLED (abajo). El proceso mejora la eficiencia de la emisión de luz de los HBLED utilizados en los experimentos, que pasa del 2% al 41%.3

2 µm

Capa DBR

12

a = 525 nm a = 360 nm Híbrido a = 180, 360 nm HBLED estándar

Longitud de onda, nm

10

8

6

4

2 10 µm 0

Canaleta

CBG

1 080

1 100

1 120

1 140

1 160

1 180

1 200

Intensidad normalizada

> HBLED mejorados. Un distribuidor de la reflección Bragg (DBR, extremo superior izquierdo) mejora la extracción de la luz, a través de la reducción significativa de la luz que se refleja sobre el sustrato de cobertura de los HBLED. Una rejilla de difracción circular de Bragg (CBG) extrae la luz desde el exterior del cono de reflexión DBR no modificado. La litografía por haz de electrones genera patrones de tipo CBG, que colectivamente forman una máscara CBG. El grabado de la máscara por haz de iones, asistido con cloro, produce una rejilla CBG de 150 nm de profundidad (extremo inferior izquierdo). Alrededor de la parte externa del dispositivo se graba en seco una canaleta para permitir que la luz refractada internamente, dentro de las capas DBR, sea emitida lateralmente. Los resultados (derecha) indican que una rejilla CBG con un paso de graduación de 525 nm (curva roja) constituye el mejoramiento más significativo de la intensidad de la luz con respecto al HBLED estándar (curva negra). (Fotografías, cortesía del Instituto Nacional de Normas y Tecnología.)

Volumen 22, no. 3

41

Oilfield Review Autumn 10

Mediante el empleo del proceso de diseño ascendente de materiales, los científicos desarrollan los nanomateriales a partir de los subcomponentes moleculares o atómicos o a partir de otras nanoestructuras. Existen numerosos métodos de desarrollo de nanomateriales, cada uno de los cuales posee sus propias variaciones: • Autoensamblaje molecular: Las moléculas adoptan disposiciones definidas, según su forma y los grupos funcionales. • Procesos basados en aerosoles: Los químicos rociados sobre las superficies macroscópicas reaccionan con la superficie y forman gotas pequeñas, generando nanopartículas. • Condensación atómica: Con el calor intenso, los materiales a granel tales como el metal, se atomizan en el vacío; luego, los científicos diri-

Componentes electrónicos del detector y la retroalimentación

gen la materia dispersa hacia el interior de una cámara de recolección que contiene gas. Los átomos vaporizados colisionan con las moléculas de gas, lo que produce un enfriamiento rápido con la subsiguiente condensación que forma nanopartículas. A menudo se alude al diseño ascendente de los materiales de autoensamblaje con el término “nanotecnología evolutiva” porque los materiales creados pueden ser altamente personalizados y, por consiguiente, ofrecen capacidades únicas en comparación con los materiales producidos con otros métodos. Los métodos ascendentes han sido utilizados en la industria médica para crear agentes de contraste que mejoran las imágenes médicas y los sistemas de administración de fármacos, diseñados para transportar las cargas úti-

10 µm

Sensor por fotodiodo Punto láser reflejado

Láser

10 nm

Superficie del espécimen

Ménsula y punta

Escáner PZT

> La nanotecnología de fuerza atómica. El primer microscopio de fuerza atómica (AFM) comercial fue introducido en el año 1989. Una ménsula con una punta fina (extremo superior derecho) explora físicamente la superficie de los especímenes. La deflexión de la ménsula se mide mediante la detección del movimiento de un punto láser, utilizando un sensor por fotodiodo (izquierda). Un escáner piezoeléctrico (PZT) controla el movimiento de la ménsula para asegurar que se ejerza una fuerza constante contra el espécimen. Como dato de entrada para la ley de Hooke, se utilizan la distancia de deflexión y el coeficiente de rigidez de la ménsula para determinar la fuerza. Cuando la punta entra en contacto con un átomo de un material que se está explorando, se aplica una tensión para levantar el átomo con la punta. El átomo puede ser desplazado luego a otra posición y la polaridad de la tensión puede invertirse para colocarlo en una nueva posición. Los científicos del Instituto Nacional de Normas y Tecnología utilizaron esta técnica para crear su logo con un AFM, colocando átomos de cobalto sobre una superficie de cobre (extremo inferior derecho). Cada átomo (los puntos de cada letra del logo) se comporta como un guijarro en una laguna ya que los electrones perturbados en la superficie de cobre muestran una apariencia ondulante.

42

les de los tratamientos hasta las áreas objetivo o hasta determinadas células del cuerpo. Además, existen nanosensores que detectan las propiedades en sitio y nanogeneradores que pueden captar energía, tal como el calor o el movimiento, y convertirla en electricidad. Sin embargo, para el simple hecho de comenzar a trabajar en la nanoescala, se necesitaron dos invenciones de la década de 1980 que permitieron que los científicos observaran, y posteriormente manipularan, las nanoestructuras. El microscopio de barrido de efecto túnel (STM), inventado a comienzos de la década de 1980, permitió a los científicos observar los átomos solos presentes en los materiales. Posteriormente, el microscopio de fuerza atómica (AFM), introducido en 1989, permitió que los científicos manipularan los átomos individuales (izquierda). En 1985, el STM fue una herramienta esencial para el descubrimiento de los fullerenos, moléculas compuestas enteramente de carbono con estructuras en forma de esferas huecas, cilindros o elipsoides.4 Los fullerenos cilíndricos o tubulares son más conocidos como nanotubos de carbono (CNT); se utilizan en gran parte de los proyectos nanotecnológicos de nuestros días. Este artículo define primero las nanoestructuras. Luego, describe los esfuerzos de investigación registrados recientemente en diversos campos, entre los que se encuentran las industrias electrónica, médica y cosmética. Una descripción del trabajo realizado por el Consorcio de Energía de Avanzada (AEC) destaca las actividades de investigación precompetitivas llevadas a cabo en el área de las nanociencias y las potenciales áreas de impacto dentro del flujo de trabajo de E&P.5 El consorcio, dirigido por el Departamento de Geología Económica de la Universidad de Texas, en Austin, EUA, está compuesto por Baker Hughes, BP, ConocoPhillips, Halliburton, Marathon Oil Corporation, Occidental Petroleum Corporation, Schlumberger, Shell y Total. El objetivo principal del AEC es el desarrollo de nanosensores inteligentes que puedan ser inyectados en los yacimientos de petróleo y gas para mejorar la recuperación de recursos. Otros ejemplos tomados de la industria del petróleo y el gas proporcionan una visión general de las aplicaciones ajenas al alcance del AEC. Una introducción a la nanotecnología En la ciencia, el término “nano” significa una milmillonésima parte; no obstante, se utiliza normalmente como un prefijo para describir cualquier cosa que infiera o pertenezca a la nanotecnlogía, tal como la nanociencia, la nanoelectrónica y la nanorrobótica. Si bien los tamaños exactos aún tienen que estandarizarse, el tamaño de las

Oilfield Review

Oilfield Review Autumn 10

20 nm

20 µm

5 µm

1µm

20 µm

50 nm

> Nanoestructuras en primer plano. Normalmente, se utiliza una solución de nanocristales de sílice coloidal, suspendida en agua (extremo superior izquierdo), como abrasivo para el pulido fino de las obleas de silicio. Otra forma de nanocristal, el dióxido de vanadio (extremo superior, centro) ha sido utilizado para los obturadores ópticos de alto rendimiento. La velocidad de transmisión entre la fase semiconductora transparente y la fase conductora reflectora puede ser de una décima de una trillonésima parte de un segundo. Los nanocables (extremo superior derecho) poseen potencial para los nanocircuitos futuros. Los puntos cuánticos (extremo inferior izquierdo) son semiconductores con aplicaciones en los paneles solares, los dispositivos láser y los marcadores para la generación de imágenes. Los nanotubos de carbono (extremo inferior, centro) se encuentran entre las formas más utilizadas de nanoestructuras. Los nanocubos (extremo inferior derecho) ilustran la diversidad de formas que pueden fabricarse actualmente. [Imágenes, cortesía del Instituto Nacional de Normas y Tecnología y Furmanj (extremo superior, centro) en Wikipedia en idioma inglés, http://en.wikipedia.org/wiki/File:Nanostars-it1302.jpg (Se accedió el 9 de noviembre de 2010.)]

nanoestructuras habitualmente oscila entre 1 nm y 1 μm (1 × 10-9 and 1 × 10-6 m) (arriba). Como comparación, el tamaño de las microestructuras varía entre 1 y 100 μm. En este artículo, se utiliza una clasificación estándar para definir los principales tipos de unidades nanoescalares básicas.6 Estas unidades básicas forman nanomateriales, tales como los nanoaerosoles, los nanopolvos o las nanoláminas: • Las unidades básicas 0 dimensionales (0D) (en las que la longitud es igual al ancho) comprenden las nanopartículas, los nanoclusters y los nanocristales. • Las unidades básicas unidimensionales (1D) (en las que la longitud es mayor que el ancho) comprenden los nanotubos, las nanofibras y los nanocables. De los objetos 0D, las nanopartículas son estructuras amorfas o bien semicristalinas, cuyo tamaño oscila entre 10 nm y 1 μm. Durante la fabricación, las nanopartículas que forman los nanomateriales pueden ser de diferentes tamaños, que pueden variar en más de un 15% y así y todo formar el nanomaterial, sin afectar su especificación de diseño. A diferencia de las nanopartículas,

Volumen 22, no. 3

los nanoclusters son sensibles a su tamaño y pueden ser más reactivos si se aumentan o se reducen proporcionalmente.7 Por consiguiente, la producción de nanomateriales a partir de nanoclusters requiere variaciones de tamaño mucho más pequeñas, habitualmente de menos del 15%, o el nanomaterial se comportará de manera diferente; por ejemplo, los nanoclusters de una nanoemulsión podríanReview aglomerarse de manera indeseada, produOilfield 8 ciendo lotes Autumn 10 fallidos. Los nanoclusters, como las nanopartículas, Nanotech Fig. 3 ORAUT10-Nano Fig. 3 amorfa o bien semicristaposeen una estructura lina, pero son más pequeños que las nanopartículas: su diámetro oscila entre 1 y 10 nm. En el extremo más pequeño de esta escala, se caracterizan a veces por su número de átomos: que oscilan entre 200 y 1 000 aproximadamente. Los nanocristales son nanoestructuras monocristalinas, cuyo tamaño varía de 1 a 30 nm.9 Los nanocristales semiconductores se conocen más comúnmente como puntos cuánticos y poseen numerosas aplicaciones potenciales en los nanosensores y en otros componentes eléctricos; además, se utilizan como marcadores de fácil detección en aplicaciones tales como la generación de imágenes médicas.

Las unidades básicas de nano tamaño que son 1D poseen diámetros que oscilan entre 1 nm y 1 μm, pero sus longitudes son ilimitadas y a menudo exceden 1 μm. Los nanotubos pertenecen al grupo de las unidades básicas 1D y poseen un núcleo hueco, en tanto que los nanocables, las nanofibras y los nanorods son sólidos. Las nanofibras son amorfas y típicamente no conductoras. Los nanocables son cristalinos y pueden ser conductores, semiconductores o aislantes. Se encuentran en muchos de los nanocircuitos existentes, tales como los nanocircuitos de los microchips. Aplicaciones industriales Hoy, una de las aplicaciones más comunes de la nanotecnología gira en torno de la industria electrónica, específicamente, de las unidades centrales de procesamiento (CPU). Estos componentes se utilizan en las computadoras; su tarea es ejecutar instrucciones binarias con la mayor eficacia posible. Están conformados por millones de transistores, que son interruptores de dos etapas. Cuanto más cerca se encuentran unos de otros y cuanto más pequeños son los transistores, más rápido se transmite una señal eléctrica. Esta combinación de proximidad y tamaño pequeño incrementa el número de instrucciones que pueden ser calculadas por segundo y mejora la eficiencia del procesador en términos de energía eléctrica. Las CPU se fabrican habitualmente con obleas de silicio. A la oblea se le aplica una capa de material fotorresistivo, mediante un proceso de revestimiento por rotación, que distribuye la solución de manera uniforme sobre la superficie. A través de un proceso de nanofabricación, denominado litografía por inmersión, se forman canales por curado en la capa fotorresistiva para crear un patrón de 4. Kroto HW, Heath JR, O’Brien SC, Curl RF y Smalley RE: “C60: Buckminsterfullerene,” Nature 318, no. 6042 (14 de noviembre de 1985): 162–163. 5. Para obtener más información sobre el AEC, consulte: http://www.beg.utexas.edu/aec/ (Se accedió el 8 de septiembre de 2010). 6. Fahlman BD: Materials Chemistry. Dordrecht, Países Bajos: Springer (2007): 275–357. 7. En química organometálica se utiliza el término “cluster” para describir las jaulas moleculares de tamaños fijos. 8. Para obtener más información sobre la dispersión del tamaño de los nanocristales, consulte: Wan YM, Van Der Jeugd K, Baron T, De Salvo B y Mur P: “Improved Size Dispersion of Silicon Nanocrystals Grown in a Batch PSIVD Reactor,” en Claverie A, Tsoukalas D, King T-J y Slaughter JM (eds): Materials Research Society Symposium Proceedings 830. Warrendale, Pensilvania, EUA: Materials Research Society (2005): 257–262. 9. Un material monocristalino posee una red cristalina que es continua hasta los bordes del material, sin ningún límite intergranular.

43

Fuente de luz

Luz

Lente

Máscara Capa de líquido

Lente

Capa de líquido

Oblea de silicio

Aire Plano focal en el líquido

Plano focal en el aire

> Litografía por inmersión. Una fuente de luz de longitud de onda estrecha se coloca sobre una máscara que contiene un patrón de diseño de circuito (izquierda). Luego, la luz canalizada se enfoca a través de una lente que reduce el tamaño del patrón de diseño de circuito a la nanoescala. Un medio líquido que posee un índice de refracción mayor que el del aire, que es 1,0, ocupa el lugar del intervalo de aire utilizado en el proceso de fotolitografía. El mayor índice de refracción de la capa de líquido incrementa la longitud focal y el ángulo de refracción (derecha). En la fabricación de unidades centrales de procesamiento (CPU), este proceso puede reiterarse más de 50 veces; cada ciclo consiste en el tratamiento químico, la limpieza, el dopado (dopaje) y el agregado de más sustancia fotosensible para crear muchas capas de circuitos.

diseño de circuito (arriba). La luz proveniente de una fuente de longitud de onda estrecha, tal como un excimer láser de argón-fluoruro de 193 nm, atraviesa una máscara del tipo del patrón de diseño de circuito y luego una serie de lentes que enfocan el dado que dichos métodos de tratamiento contiepatrón de diseño en la nanoescala. La exposición nen procesos que son perjudiciales para las célude la capa fotorresistiva deja un patrón de diseño las sanas, los investigadores están haciendo de circuito nanoescalar. El patrón expuesto a la luz esfuerzos para descubrir procedimientos médise remueve mediante un proceso de grabado quí- cos que sean menos dañinos o completamente mico que no afecta a la sustancia fotosensible no seguros de aplicar en los pacientes. Los sistemas de administración de fármacos expuesta. Para construir circuitos tridimensionales de alta complejidad, se agregan y se remueven por (DDS) basados en técnicas nanotecnológicas grabado más capas de semiconductor, aislador y constituyen un área de investigación con potencial sustancia fotosensible. Mediante la utilización del para mejorar significativamente muchos trataproceso de litografía por inmersión, ahora es posi- mientos.12 Mediante la aplicación de esta técnica, ble lograr rasgos de menos de 32 nm de ancho.10 las moléculas de los fármacos se pueden unir a En la industria farmacéutica, las motivacio- través de un enlace covalente a la superficie relanes clave para la investigación de nuevos produc- tivamente grande de los nanotubos de carbono Oilfield Review (CNT). Además de transportar la medicación tos consisten en desarrollar fármacos que puedan combatir determinadas dolencias, conAutumn efectos10 adosada, el paquete de CNT se configura con Nanotech Fig. 4 colaterales mínimos para el paciente, y que admi- moléculas dirigidas a blancos, que identifican a ORAUT10-Nano Fig. 4 nistren los tratamientos con la mayor rapidez los receptores de determinadas células. Este proposible. Si bien los métodos terapéuticos contra ceso limita los efectos negativos de la medicación el cáncer han mejorado significativamente en los sobre las células sanas del cuerpo, mejorando la últimos 50 años, prolongando muchas vidas, cier- eficacia del tratamiento. Un proyecto de investigación reciente, que tos elementos de los tratamientos tales como la quimioterapia antineoplástica, siguen siendo contó con la colaboración del Centro de Salud de conceptualmente iguales desde la década de la Universidad de Connecticut, en Farmington, 1950.11 Esta medicación, basada en el uso de quí- EUA, y los Institutos Nacionales de Salud de micos, retarda las velocidades de división de las Bethesda, en Maryland, se centró en la utilizacélulas. Combinada con la eliminación quirúr- ción de nanotubos de carbono de una sola pared gica de los tumores cancerosos y la radioterapia, (SWNT) como mecanismo de transporte para los la quimioterapia es una forma efectiva de dete- agentes anticancerígenos.13 A los SWNT se les ner la diseminación del cáncer. No obstante, aplica un proceso complejo de múltiples etapas

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que los prepara para recibir los medicamentos anticancerígenos. Los tubos se oxidan en ácido, produciendo grupos carboxilatos en sus superficies. Luego, se utiliza un promotor químico con el fin de crear una reacción de amidación para adosar la medicación anticancerígena a los SWNT. Uno de los fármacos que está siendo probado es una droga quimioterapéutica a base de platino que interfiere con la división celular en la mitosis. La droga se combina en el SWNT con un factor de desarrollo epidérmico, que representa el componente del DDS dirigido al blanco (abajo). Un grupo de ensayo de ratones de laboratorio fue inyectado con células cancerígenas, monitoreándose el desarrollo de tumores de 500 mg. La mitad de este grupo fue tratada con el nuevo DDS, que detuvo el crecimiento posterior de los tumores durante un período de 10 días. La otra mitad de los sujetos del ensayo estaba compuesta por un grupo de control, en el que los tumores se desarrollaron hasta alcanzar más de 2 000 mg. La industria cosmética también posee un sector de investigación y desarrollo nanotecnológicos, que goza de buena reputación.14 Por ejemplo, en muchas pantallas solares modernas se utilizan partículas de óxido metálico, tales como el dióxido de titanio [TiO2] y el óxido de cinc [ZnO], porque su

O

Punto cuántico como marcador NH SWNT Tratamiento a base de platino

O Sistema de administración de fármacos

N H O

O

Cl O

N H

Pt

NH2 NH2

O NH EGF

EGFR

Superficie de la célula cancerosa

> Sistema de administración de fármacos mediante nanotubos de una sola pared (SWNT). Los receptores del factor de crecimiento epidérmico (EGFR) son producidos en exceso en las células epidérmicas cancerosas. La inserción de las proteínas del factor de crecimiento epidérmico (EGF) en los SWNT hace posible que los nanotubos favorezcan a las células cancerosas con respecto a las células sanas. Una vez en el lugar, cada SWNT puede transportar una selección de tratamientos con drogas contra el cáncer que son expuestos a las células cancerosas, tales como el enlace químico. En este ejemplo, también se adosaron puntos cuánticos fluorescentes (nanopartículas semiconductoras Poros y gargantas. Los poros son cavidades microescalares (áreas con tinte azul) existentes entre los granos (áreas blancas y amarillas) que contienen fluidos o gases. Las gargantas de poros son los conductos estrechos que vinculan los poros (extremo superior izquierdo) y constituyen las estructuras permeables más pequeñas de la roca yacimiento. Para garantizar el éxito de la nanotecnología en un yacimiento, es preciso que los agentes de contraste o los nanosensores atraviesen (líneas rojas) una formación sin flocular, obturar los poros, o dañar la permeabilidad del yacimiento. Una visualización 3D más compleja de los poros y las gargantas se observa en la imagen del extremo superior derecho. (Fotografía, cortesía de Dave L. Cantrell, Saudi Aramco.)

dos, al mismo tiempo que se mantienen los niveles producción, o en forma más ambiciosa, mediante de resolución de los datos más cercanos a los de los la comunicación inalámbrica con los sensores en registros, los operadores podrían hallar formas de sitio. Por otro lado, las nanopartículas que acenmejorar considerablemente la eficiencia de la túan los contrastes no poseen capacidades de recuperación. A estos efectos, los investigadores recolección de datos. Pero se utilizarán para están investigando el empleo de nanopartículas mejorar los métodos tradicionales de adquisición que puedan ser inyectadas en un yacimiento para de datos, tales como la generación de imágenes asistir en su caracterización. Una de las primeras mediante resonancia magnética nuclear (NMR) metas consiste en crear nanopartículas que o los levantamientos electromagnéticos con fuenposean las propiedades correctas, tales como el tes controladas (CSEM), de un modo similar al tamaño, para atravesar las estructuras del yaci- que los agentes de contraste mejoran la generamiento, y resistencia a la floculación para evitar el ción de imágenes médicas. taponamiento de las estructuras. Un paso posterior consistirá en posibilitar que estas partículas Transporte durante el proceso de detección midan las propiedades del yacimiento a medida Un ejemplo sin precedentes de nanotecnología que son transportadas. Se están desarrollando dos aplicada a los campos petroleros proviene de Oilfield Review tipos de aplicaciones para explotar este potencial: Autumn 10 Medio Oriente. En el año 2007, Saudi Aramco los nanosensores y las nanopartículasNanotech que acen-Fig. 6puso en marcha un proyecto de investigación a ORAUT10-Nanolargo Fig.plazo, 6 que pudo utilizarse en los yacimientúan los contrastes. Inyectados en los yacimientos, los sensores tos carbonatados de Arabia. En una etapa inicial explorarán físicamente los fluidos y las rocas del proyecto se determinó cuán pequeñas necesiyacimiento a medida que son transportados por taban ser las nanopartículas para atravesar las el flujo de fluido. Los datos serán recuperados gargantas de poros; es decir, los canales de fluimediante la ejecución de un análisis directo de dos permeables más pequeños presentes en las los nanosensores recuperados con los fluidos de rocas yacimiento (arriba). Se efectuaron pruebas 10. Para obtener más información sobre el proceso de litografía por inmersión, consulte: “Technology Backgrounder: Immersion Lithography,” http://www. icknowledge.com/misc_technology/Immersion%20 Lithography.pdf (Se accedió el 30 de agosto de 2010). 11. Hirsch J: “An Anniversary for Cancer Chemotherapy,” JAMA 296, no. 12 (27 de septiembre de 2006): 1518–1520. 12. Prato M, Kostarelos K y Bianco A: “Functionalized Carbon Nanotubes in Drug Design and Discovery,” Accounts of Chemical Research 41, no. 1 (Enero de 2008):60–68. 13. Bhirde AA, Patel V, Gavard J, Zhang G, Sousa AA, Masedunskas A, Leapman RD, Weigert R, Gutkind JS y Rusling JF: “Targeted Killing of Cancer Cells in Vivo and

in Vitro with EGF-Directed Carbon Nanotube Based Drug Delivery,” ACS Nano 3, no. 2 (13 de enero de 2009): 307–316. 14. En el año 2008, el sexto mayor número de patentes de EUA relacionadas con las nanotecnologías perteneció a una compañía de productos cosméticos: Chen H, Roco MC, Li X y Lin Y: “Trends in Nanotechnology Patents,” Nature Nanotechnology 3, no. 3 (Marzo de 2008): 123–125. 15. Katz LM: “Nanotechnology and Applications in Cosmetics: General Overview,” en Morgan SE, Havelka KO y Lochhead RY (eds): Cosmetic Nanotechnology: Polymers and Colloids in Cosmetics. Washington, DC: American Chemical Society, ACS Symposium Series 961 (2007): 193–200.

45

2 µm

2 µm

> La importancia de la funcionalización de la superficie de las nanopartículas. En este ejemplo, luego de la inyección de nanopartículas con funcionalización inadecuada, grandes cantidades de nanopartículas quedaron en las superficie de los granos de rocas (izquierda). Este hecho indudablemente reduciría la permeabilidad del yacimiento; por consiguiente, los científicos buscaron formas de modificar la química de la superficie de las nanopartículas. Después de que los científicos inyectaron nanopartículas bien funcionalizadas, los granos de rocas quedaron limpios (derecha).

de inyección de mercurio a alta presión en aproximadamente 850 núcleos pequeños de diferentes áreas del campo Ghawar. El análisis resultante indicó la existencia de gargantas de poros de tan sólo 0.5 μm de diámetro.16 En base a estudios previos sobre fenómenos de transporte, los científicos dedujeron que un límite de tamaño seguro

para las nanopartículas equivalía a una quintaséptima parte del límite de las gargantas de poros, o un valor oscilante entre 70 y 100 nm. Con estas restricciones, los científicos investigaron diversos métodos de funcionalización de las nanopartículas para abordar la compatibilidad con las condiciones rigurosas del yacimiento (arriba). Recientemente, el proyecto logró un hito importante en la inyección y producción de nanopartículas en un yacimiento activo. En el primer semestre de 2010, los científicos dispersaron nano-

Efluente

1 µm

Columna empacada con dolomía o arenisca

Oilfield Review Autumn 10 Afluente Nanotech Fig. 7 ORAUT10-Nano Fig. 7

> Montaje de laboratorio. Los científicos trituraron muestras de núcleos de dolomía y arenisca Berea y luego filtraron el residuo para obtener una distribución de los tamaños de grano, oscilantes entre 106 y 250 μm. Luego, los granos fueron lavados con tolueno y metanol para eliminar el petróleo entrampado y se empacaron en columnas de vidrio individuales. Los científicos calcularon la incursión y la concentración de las nanopartículas [imagen del microscopio electrónico de barrido (SEM), inserto] mediante la inyección de un volumen de poros y el posterior empleo de un espectrofotómetro para detectar la fluorescencia ultravioleta de las nanopartículas presentes en el efluente.

46

partículas de 10 nm en 250 bbl [40 m3] de agua de inyección.17 La solución nanoenriquecida, de 100 partes por millón (ppm), fue bombeada luego en la formación Arab-D del campo Ghawar. A continuación, se inyectó salmuera para transportar la mezcla a lo largo de una distancia estimada de 5 a 6 m [15 a 20 pies] lejos del pozo. Luego, se cerró el pozo de inyección durante tres días antes de explotar el yacimiento. Los ingenieros realizaron un muestreo extensivo de los fluidos de producción durante dos días a fin de determinar la presencia de nanopartículas mediante la técnica de espectroscopía de fluorescencia. A través de la comparación de las concentraciones de nanopartículas presentes en las muestras de agua producida y en el agua a inyectar, los investigadores de Saudi Aramco confirmaron un factor de recuperación alto de aproximadamente 86%, lo que demostró la capacidad de las nanopartículas para mantenerse coloidalmente estables en condiciones de alta temperatura y alta salinidad. La alta recuperación indicó además que las nanopartículas lograron atravesar las gargantas de poros sin ninguna afinidad con la formación carbonatada. Las pruebas aceleradas de laboratorio y las mediciones de presión de boca de pozo, obtenidas durante la prueba de pozo, no mostraron signos de reducción de las tasas de flujo de fluido ni de la permeabilidad del yacimiento. Las instituciones académicas están procurando proyectos similares, que investiguen el transporte de los nanosensores a través de los yacimientos. Entre las diversas aplicaciones potenciales se encuentran la detección del petróleo residual y de otras propiedades del yacimiento, tales como acidez, salinidad, presión y concentraciones de dióxido de carbono [CO2] y ácido sulfhídrico [H2S]. Si bien son aún incipientes, muchos proyectos ya han registrado avances. Un equipo ha comenzado a explorar el transporte y la retención de las nanopartículas a través de muestras de roca yacimiento.18 Recientemente, este trabajo se extendió para demostrar un método de estimación del petróleo residual en sitio (ROIP). Los científicos de la Universidad de 16. Kanj MY, Funk JJ y Al-Yousif Z: “Nanofluid Coreflood Experiments in the ARAB-D,” artículo SPE 126161, presentado en el Simposio y la Exhibición Técnica de la Sección de Arabia Saudita de la SPE, Al-Khobar, Arabia Saudita, 9 al 11 de mayo de 2009. 17. Para obtener más información sobre el estado reciente del proyecto, consulte: Bence H: “Nanobot Trial a Winner,” http://www.aramcoexpats.com/Articles/ Pipeline/Saudi-Aramco-News/Dhahran-Media/6346. aspx (Se accedió el 20 de agosto de 2010). 18. Yu J, Berlin JM, Lu W, Zhang L, Kan AT, Zhang P, Walsh EE, Work SN, Chen W, Tour JM, Wong MS y Tomson MB: “Transport Study of Nanoparticles for Oilfield Application,” artículo SPE 131158, presentado en la Conferencia Internacional sobre Acumulación de Incrustaciones en Campos Petroleros de la SPE, Aberdeen, 26 al 27 de mayo de 2010.

Oilfield Review

Rice, en Houston, y de la Universidad de Nankai, en Tianjin, República Popular de China, prepararon un procedimiento de inundación de núcleos para determinar cómo el cambio de la composición de los fluidos de inyección y de las propiedades de las rocas podría afectar el transporte de las nanopartículas (página anterior, abajo). Durante una serie de pruebas de las propiedades de los fluidos, los científicos descubrieron que el incremento de la fuerza iónica del fluido, mediante el agregado de cloruro de potasio [KCl], incrementó el tiempo requerido para detectar la presencia de nanopartículas en el efluente. Además, el incremento de la fuerza iónica redujo significativamente la concentración de nanopartículas en el efluente (derecha). No obstante, en el peor de los casos, cuando las pruebas detectaron sólo un 40% de las nanopartículas inyectadas, el lavado con agua desionizada posibilitó la recuperación de más del 90% de las nanopartículas atrapadas.

Columna de dolomía con cloruro de potasio

Concentración de nanopartículas, %

100

Nanopartículas

40

20

0

5

10

15

20

25

Número de volúmenes de poros inyectados

> Efecto del cloruro del potasio [KCl]. Se utilizó agua desionizada (curva azul) para caracterizar el flujo a través de una columna de dolomía. Con el agregado de concentraciones cada vez mayores de KCl (curvas púrpura, verde y rojo) a una solución de nanopartículas desionizadas, se redujo significativamente el factor de recuperación. La recuperación total de las nanopartículas fue determinada mediante un proceso de lavado con agua desionizada (círculos negros). Los resultados indican que el incremento de la fuerza iónica hace que las nanopartículas sean depositadas sobre las partículas de dolomía, tal como se pronosticó.

dos ejemplos de cationes divalentes que se encuentran en grandes cantidades tanto en el agua de mar como en la dolomía, una de las muestras de rocas utilizadas en la prueba. Los científicos confirmaron la presencia de puentes salinos en las nanopartículas y los iones de Ca y Mg del fluido de inyección y la columna de dolomía (abajo).

Columna de dolomía con agua de mar sintética

Columna de dolomía con cationes divalentes 100

[Ca2+], [Mg2+] = 0.8 mmol [Ca2+], [Mg2+] = 6.0 mmol Agua de mar sintética [Ca2+] = 3,5 mmol [Mg2+] = 5,5 mmol Agua desionizada Comienzo del proceso de lavado

80

60

Concentración de nanopartículas, %

Concentración de nanopartículas, %

60

En otro estudio se consideró cómo los cationes divalentes, abundantes en el agua de mar, afectarían el transporte a través de una columna de dolomía empacada. Los cationes divalentes son moléculas, o iones, que han perdido dos electrones, lo que los hace altamente reactivos. Los iones de calcio [Ca2+] y los iones de magnesio [Mg2+] son

Mg2+ or Ca2+

40

20

0

80

0

Esquema de puentes salinos

100

Agua desionizada 0,01% en peso de KCI 0,1% en peso de KCI 1% en peso de KCI Comienzo del proceso de lavado

0

5

10

15

20

25

30

35

40

Número de volúmenes de poros inyectados

Nanopartículas tratadas Nanopartículas no modificadas Comienzo del proceso de lavado

80

Oilfield Review Autumn 10 Nanotech Fig. 9 ORAUT10-Nano Fig. 9

60

40

20

0

0

5

10

15

20

25

30

35

40

Número de volúmenes de poros inyectados

> Cationes divalentes y superficies de nanopartículas modificadas. Las nanopartículas con cargas negativas naturales son puenteadas fácilmente por los iones de magnesio [Mg2+] y calcio [Ca2+], que se encuentran normalmente en el agua de mar (izquierda, extremo superior). Los científicos realizaron varios experimentos para determinar el impacto de estos iones sobre el flujo de fluido a través de columnas de rocas empacadas. Cuando se agregó en concentraciones cada vez mayores a las soluciones de nanopartículas (izquierda, extremo inferior), en todas las pruebas, se incrementó la concentración de nanopartículas en el efluente aproximadamente con la misma concentración que la del agua desionizada, para luego reducirse rápidamente. En la solución que contiene la mayor concentración de cationes divalentes (curva púrpura), la cantidad de nanopartículas presentes en el efluente fue mucho menor que la existente con concentraciones más bajas. El agua de mar sintética, que contiene iones monovalentes, fue sometida a prueba con Mg2+ y Ca2+ (curva azul). Sin los cationes divalentes del agua de mar (no mostrado), la concentración de nanopartículas en el efluente fue similar a la del agua desionizada. Luego, las superficies de las nanopartículas fueron tratadas para ajustar su carga, lo que redujo significativamente el efecto puente observado con el agua de mar sintética mezclada con los cationes divalentes en las columnas de rocas dolomíticas (derecha).

Volumen 22, no. 3

Oilfield Review Autumn 10 Nanotech Fig. 10 ORAUT10-Nano Fig. 10

47

Imagen de los SWNT obtenida con el microscopio de barrido electrónico (SEM)

H2S

400 nm

Corriente

Ausencia de corriente

F Terminal 1

O

Molécula de 4-Amino TEMPO

F

CH3 NH

HN

Fotografía del chip sensor de H2S O

Terminal 2

Corriente Capa aislante

Sustrato

> Chip sensor de H2S. Bajo las condiciones iniciales (sin H2S), la corriente puede circular desde el Terminal 1, pasando por el canal de los SWNT, hasta el Terminal 2 (extremo inferior). No obstante, cuando se introduce H2S en el sistema, las moléculas de 4-Amino TEMPO se reducen químicamente, lo que incrementa la resistencia del canal de los SWNT. Esto bloquea completamente la corriente (extremo superior izquierdo). Por consiguiente, la conductividad es una medida del volumen de H2S presente en el sistema. La fotografía (derecha) muestra los terminales (hilos de oro) que conducen al área de los nanosensores.

Las pruebas de fluidos se reiteraron luego, ron diferenciar claramente las columnas sin utilizando una columna de arenisca empacada. petróleo de las columnas saturadas de petróleo. Una de las características predominantes de la arenisca es que se compone principalmente de Un chip pequeño que se adecua a todo granos de sílice que, a diferencia de los minerales Otra área de investigación nanotecnológica, dentro de dolomía, poseen carga negativa. En una de las del estatuto del AEC, extiende los paradigmas de pruebas, los científicos observaron que después las herramientas existentes a los chips con sensode inyectar 15 volúmenes de poros, se recuperaba res de fluidos: en este caso, a los sensores que casi el 100% de las nanopartículas, en compara- detectan la presencia de químicos altamente corroción con el 55% observado en la dolomía bajo las sivos, tales como el gas H2S. Los científicos de la mismas condiciones de fluido. Universidad del Noreste, en Boston, Massachusetts, Para mejorar la velocidad de irrupción y el EUA, desarrollaron un chip con nanosensores factor de recuperación, los científicos se concen- incorporados para detectar concentraciones traron en el tratamiento de las superficies de las pequeñas de H2S en el aire, el nitrógeno, el vapor nanopartículas para minimizar las interacciones de agua y el gas licuado de petróleo. Dado que Oilfield Review de las cargas. Cuando se reiteraron las pruebas, Autumn 10 cada componente es diminuto, los desarrollos Nanotech 11 de chips podrían incluir múltiples sensotanto en la dolomía como en la arenisca, lasFig.futuros 11 nanopartículas tratadas alcanzaron unORAUT10-Nano grado de resFig. de diversos tipos para detectar diversos químiirrupción del 100% en el tercer volumen de poros. cos y condiciones de fondo de pozo. Con el fin de Como resultado de este estudio, los científicos lograr redundancia en caso de falla y mayor precipudieron demostrar, bajo condiciones de yaci- sión, fue posible incorporar uno o más de estos miento simuladas en el laboratorio, que las nano- chips con multisensores en una herramienta de partículas pueden ser inyectadas en los yacimientos fondo de pozo para detectar las propiedades de con una tasa de recuperación muy alta. Ahora, el los yacimientos. equipo está considerando la utilización de nanoEl chip sensor de H2S se basa en un diseño de partículas similares y moléculas tipo marcadores circuito electrónico de dos terminales (arriba). de hidrocarburos para detectar el ROIP. Los resul- Estos dos terminales de oro se encuentran conectados iniciales indican que los nanosensores pudie- tados a lo largo de un canal compuesto por SWNT

48

funcionalizados. Los SWNT reciben un tratamiento químico durante el proceso de funcionalización. Luego, los científicos agregan una solución que contiene millones de moléculas 4-Amino-TEMPO, que se unen en forma covalente con la superficie de los SWNT modificados.19 Estas moléculas producen un efecto especial sobre los SWNT: en ausencia de H2S, la corriente pasa libremente a través de los SWNT, pero ante la presencia de H2S, las moléculas TEMPO se descomponen y reducen la conductividad del canal. Por consiguiente, la conductividad del dispositivo es una medida del nivel de H2S. Si se exponen nuevamente a las condiciones atmosféricas, las moléculas TEMPO se reforman y el sensor puede recuperarse completamente, lo que posibilita la reutilización del chip. En condiciones de laboratorio, los científicos demostraron que el chip puede ser utilizado para detectar la presencia de H2S en concentraciones muy pequeñas y en varios ambientes diferentes (próxima página). A fin de resultar comercialmente viable para aplicaciones de campos petroleros, el chip tendrá que ser desarrollado posteriormente para lograr su nanofabricación a bajo costo y luego será necesario probarlo en condiciones de fondo de pozo. Nanopartículas de contraste Los agentes de contraste son ampliamente utilizados en la generación de imágenes médicas. Por ejemplo, se inyectan en un paciente para mejorar la resolución de los rayos X o las imágenes de resonancia magnética.20 De un modo similar, los especialistas pronostican que las mediciones de la región vecina al pozo, tales como las mediciones derivadas de los registros de resonancia magnética nuclear, susceptibilidad magnética, acústicos y de resistividad, pueden ser mejoradas utilizando nanopartículas preparadas especialmente, que responden mejor que los fluidos de yacimiento en sitio o la roca yacimiento. Estas partículas serían transportadas por todo un yacimiento, utilizando técnicas de inundación de yacimientos similares a las de las operaciones de campos petroleros de nuestros días. Este concepto particular ha sido adaptado para ilustrar los usos potenciales de la nanotecnología en la detección de fracturas hidráulicas. Los operadores desearían conocer los resultados de las operaciones de fracturamiento antes de comenzar las pruebas de pozos. Después del bombeo, las fracturas que fueron abiertas por el fluido de alta presión que ingresa en las formaciones, se cierran una vez que el bombeo se detiene. Cuando las presiones de fondo de pozo producen su cierre, se agrega apuntalante al fluido de fracturamiento para mantener abiertas

Oilfield Review

H2S en ambiente de aire 10 ppm

1,55 x 10-4

25 ppm

H2S en ambiente de nitrógeno

50 ppm

75 ppm

100 ppm

1,7 x 10-4

1,50 x 10-4

700 ppm 1 000 ppm 1 200 ppm 500 ppm 1 500 ppm

1,6 x 10-4 Corriente, A

Corriente, A

1,45 x 10-4 1,40 x 10-4 1,35 x 10-4

700 ppm

1,5 x 10-4

1 000 ppm

1,4 x 10-4

1,30 x 10-4 1,3 x 10-4

Recuperación en el aire

1,25 x 10-4

0

1 200

2 400

3 600

4 800

6 000

7 200

1,2 x 10-4

8 400

Recuperación en el aire 0

2 400

4 800

Tiempo, segundos H2S en ambiente de gas licuado de petróleo 700 ppm

1 000 ppm

1 200 ppm

1 500 ppm

25 ppm

14 400

50 ppm

75 ppm

100 ppm

10-4 Corriente, A

Corriente, A

12 000

10 ppm

1,5 x 10-4

1,4 x 10-4 1,40 x

9 600

H2S en ambiente de vapor de agua

500 ppm 1,45 x 10-4

7 200

Tiempo, segundos

1,35 x 10-4

1,3 x 10-4

1,2 x 10-4 1,30 x

10-4

1,25 x

10-4

Recuperación en el aire

1,1 x 10-4 Recuperación en el aire 0

1 200

2 400

3 600

4 800

6 000

1,0 x 10-4

0

1 200

Tiempo, segundos

2 400

3 600

4 800

6 000

7 200

Tiempo, segundos

> Resultados obtenidos con el chip sensor de H2S. Un chip sensor de H2S fue probado en diversos fluidos de yacimiento simulados en el laboratorio. Los científicos introdujeron el H2S en una cámara estanca de gas, que contenía el chip, y midieron la caída de corriente eléctrica. Para permitir la recuperación del chip, los científicos abrieron la cámara, extrajeron el H2S y la llenaron con aire. En todos los ambientes, el chip detectó la presencia de H2S; el mayor grado de sensibilidad observado fue de aproximadamente 10 ppm en el aire (extremo superior izquierdo). En una de las pruebas, (curva azul, extremo superior derecho), los científicos no permitieron la recuperación del chip después de cada incremento de H2S; cuando abrieron la cámara para extraer el H2S y llenarla con aire, el chip se recuperó completamente, retornando a su estado inicial.

las fracturas. No obstante, puede suceder que el apuntalante no rellene completamente una fractura o que retorne al pozo antes de estabilizarse. Si el volumen final de fracturas resultantes es muy pequeño, la operación de fracturamiento no será efectiva para incrementar la permeabilidad hasta que alcance niveles comercialmente viables. En este caso, puede ser necesario refracturar los pozos mediante fluidos de fracturamiento improvisados y presiones de bombeo más altas. La identificación de estas oportunidades de fracturamiento pasadas por alto, antes de efectuar las pruebas de pozos, constituye un desafío importante ya que los datos de alta resolución de la región vecina al pozo, tales como los registros

Volumen 22, no. 3

de resonancia magnética o de resistividad, no pueden determinar el alcance total de las fracturas más profundas. No obstante, para visualizar la formación a mayor profundidad, los operadores pueden “escuchar” las fracturas mediante el monitoreo microsísmico. Así y todo, es probable Oilfield Review que este método carezca Autumn 10 del nivel de resolución Nanotech Fig.fracturas 12 necesario para definir las con precisión ORAUT10-Nano Fig. 12 con exacsuficiente para calcular los volúmenes titud.21 En busca de una solución, los socios del AEC, la Universidad de Rice y la Universidad de Alberta, en Edmonton, Canadá, están investigando los agentes de contraste nanoescalares para mejorar las mediciones de la susceptibilidad magnética.

19. Para obtener más información sobre el compuesto 2,2,6,6-Tetramethylpiperidin-1-oxyl (TEMPO): Barriga S: “2,2,6,6-Tetramethylpiperidin-1-oxyl(TEMPO),” Thieme Ejournals, https://www.thiemeconnect.de/ejournals/pdf/ synlett/doi/10.1055/s-2001-12332.pdf (Se accedió el 11 de octubre de 2010). 20. Ananta JS, Matson ML, Tang AM, Mandal T, Lin S, Wong K, Wong ST y Wilson LJ: “Single-Walled Carbon Nanotube Materials as T2-Weighted MRI Contrast Agents,” Journal of Physical Chemistry C 113, no. 45 (Noviembre de 2009): 19369–19372. 21. Para obtener más información sobre el método de monitoreo microsísmico, consulte: Burch DN, Daniels J, Gillard M, Underhill W, Exler VA, Favoretti L, Le Calvez J, Lecerf B, Potapenko D, Maschio L, Morales JA, Samuelson M y Weimann MI: “Monitoreo y divergencia de los tratamientos de fracturamiento hidráulico,” Oilfield Review 21, no. 3 (Marzo de 2010): 18–31.

49

Tubería de revestimiento

Volumen final de la fractura Pérdida de volumen de la fractura

Apuntalante sensor Formación objetivo

Volumen de la fractura

Apuntalante sensor en sitio

> Apuntalante revestido con nanosensores. Un apuntalante sensor revestido especialmente se inyecta en las formaciones de interés mediante métodos tradicionales (izquierda). Cuando la fractura comienza a cerrarse, el apuntalante sensor mantiene la fractura abierta (centro). El apuntalante se estabiliza bajo la presión de la fractura en proceso de cierre e impide un grado posterior de contracción (derecha). Luego, el apuntalante puede detectarse mediante mediciones de la susceptibilidad magnética.

Las nanopartículas superparamagnéticas poseen un grado mayor de susceptibilidad magnética que cualquier material natural presente en un yacimiento, y cuando se considera su localización, pueden utilizarse para resaltar las fracturas de la formación. Para representar los volúmenes de fracturas, los investigadores tienen previsto insertar las nanopartículas en el apunta-

lante (arriba). Esto permite la detección del apuntalante, a partir de lo cual se puede calcular el volumen de fracturas. Esta información proporciona a los operadores las razones para modificar el material apuntalante o los criterios de bombeo, y además podría suscitar la ejecución de más actividades de investigación para el mejoramiento de los materiales apuntalantes.

Emulsión de cera y agua

Solución acuosa de partículas de metal

Metales

Partículas de sílice Cera

Secado en condiciones de vacío a temperatura ambiente

Oilfield Review Autumn 10 Nanotech Fig. 13 ORAUT10-Nano Fig. 13

Partículas de sílice recubiertas con SWNT

SWNTs

> Fabricación de nanopartículas de Janus. Los científicos producen una emulsión de agua, cera y nanopartículas de sílice; las nanopartículas de sílice se encastran parcialmente en las pequeñas gotas de cera (extremo superior izquierdo). En la fase siguiente, (extremo superior derecho) se agregan partículas de metal. Estas partículas se adosan solamente a la superficie expuesta de las partículas de sílice. Luego, la solución se seca al vacío, lo que remueve la cera y el agua, dejando las nanopartículas con un doble recubrimiento (extremo inferior izquierdo). El recubrimiento metálico de las superficies de las partículas permite que éstas atraigan los SWNT en la fase final del proceso (extremo inferior derecho).

50

Las nanopartículas que acentúan el contraste deben mantener su susceptibilidad magnética superior mientras se encuentran en el fondo del pozo, pero las condiciones de yacimiento, tales como alta temperatura, pueden reducir el grado de reacción de ciertos nanomateriales. El grupo de la Universidad de Rice fabricó diversas nanopartículas potenciales con propiedades superparamagnéticas. Los científicos de la Universidad de Alberta probaron las nanopartículas a temperaturas de yacimiento y observaron que algunas conservaban propiedades magnéticas aceptables. Ahora, ambos grupos se están concentrando en las partículas resistentes a la temperatura y han iniciado estudios sobre el transporte. Los investigadores también están investigando una herramienta de susceptibilidad magnética de fondo de pozo que finalmente detectará los agentes de contraste presentes en las fracturas del yacimiento. Las partículas paramagnéticas similares también pueden ser transportadas a través de las formaciones y utilizarse para mejorar la sensibilidad de las mediciones tradicionales de resonancia magnética, con una escasa o nula adaptación de las herramientas existentes.22 Recuperación mejorada de petróleo La nanotecnología posee el potencial para mejorar la caracterización de yacimientos, mediante el mejoramiento de las técnicas de recolección de datos. No obstante, el mayor impacto sobre la industria quizás resida en el empleo de la nanotecnología para incrementar el volumen de hidrocarburos recuperables, más allá de las capacidades de los métodos existentes de recuperación mejorada de petróleo. A esos efectos, se ha

Oilfield Review

Emulsión de nanopartículas catalíticas inyectadas con el aire

mediante el depósito de los catalizadores en un lado específico de las nanopartículas, se pueden provocar reacciones tales como la oxidación, la reducción o la condensación en forma selectiva. Los científicos de la universidad están visualizando métodos de recuperación secundaria y terciaria, basados en la nanotecnología, con el objetivo final de extraer el 100% del OOIP. Su trabajo más reciente investiga la modificación de las propiedades reológicas de los hidrocarburos entrampados además del mejoramiento del desempeño de los fluidos de inyección en cuanto a empuje (izquierda).

Zona de catálisis

Yacimiento Pozo de inyección

Pozo de producción

> Catálisis subterránea. Las nanopartículas catalíticas que se estabilizan en la interfase agua-petróleo pueden ser inyectadas con gases oxidantes (aire) o reductores (hidrógeno [H2] y monóxido de carbono [CO]) para producir reacciones que modifican la viscosidad del fluido de inyección y las propiedades reológicas de los fluidos, tales como las tensiones interfaciales agua-petróleo y roca-petróleo. El aire puede ser inyectado directamente, y el H2 y el CO podrían ser producidos en el lugar mediante la oxidación parcial del gas natural en el yacimiento. Este proceso posibilita la recuperación secundaria y terciaria de hidrocarburos.

demostrado que las nanopartículas son alta- tales como el paladio, en estas nanopartículas, los mente personalizables y es posible desarrollarlas científicos también lograron inducir reacciones de con muchas propiedades que pueden ser dispara- migración de fases, a través del uso de la temperadas en condiciones muy específicas. Por ejemplo, tura como control. Con la financiación del AEC, los podrían inyectarse suspensiones de nanopartículas científicos están explorando ahora el empleo de en formaciones agotadas para localizar la presen- partículas con propiedades similares para movilicia de petróleo inmóvil y producir reacciones en zar el petróleo remanente después del proceso de inyección de agua.24 Este recuso representa aproxisitio para liberar los hidrocarburos entrampados. Los científicos de la Universidad de Oklahoma madamente las dos terceras partes del petróleo demostraron cómo pueden refinarse las nanopartí- original en sitio (OOIP).25 culas de Janus para identificar, estabilizar y produLa creación de una partícula bipolar es un procir reacciones en las interfaces agua-petróleo.23 ceso de múltiples etapas, que consiste en revestir Las nanopartículas de Janus, llamadas así por su las partículas hidrofílicas, tales como el sílice, con un componente hidrofóbico, tal como los SWNT naturaleza bifacial, poseen propiedadesOilfield opuestas Review en sus dos extremos, tales como un lado hidrofóAutumn 10 (página anterior, abajo). En este caso, mediante Nanotech Fig.el15control de la concentración de SWNT en las bico y un lado hidrofílico. Estas características ORAUT10-Nano Fig. 15 de sílice, los científicos pueden camhacen que las nanopartículas posean una tenden- partículas cia a la búsqueda de interfaces agua-petróleo. biar el ángulo de contacto de hidrofóbico a hidroMediante la fijación de catalizadores de metal, fílico, pasando por el estado anfifílico. Luego, 22. Yu H, Kotsmar C, Yoon KY, Ingram DR, Johnston KP, Bryant SL y Huh C: “Transport and Retention of Aqueous Dispersions of Paramagnetic Nanoparticles in Reservoir Rocks,” artículo SPE 129887, presentado en el Simposio sobre Recuperación Mejorada del Petróleo de la SPE, Tulsa, 24 al 28 de abril de 2010. 23. Crossley S, Faria J, Shen M y Resasco DE: “Solid Nanoparticles That Catalyze Biofuel Upgrade Reactions at the Water/Oil Interface,” Science 327, no. 5961 (1º de enero de 2010): 68–72. Cole-Hamilton DJ: “Janus Catalysts Direct Nanoparticle Reactivity,” Science 327, no. 5961 (1º de enero de 2010):41–42.

Volumen 22, no. 3

24. Villamizar L, Lohateeraparp P, Harwell J, Resasco DE y Shiau B: “Interfacially Active SWNT/Silica Nanohybrid Used in Enhanced Oil Recovery,” artículo SPE 129901, presentado en el Simposio sobre Recuperación Mejorada del Petróleo de la SPE, Tulsa, 24 al 28 de abril de 2010. 25. Hartstein A, Kusskraa V y Godec M: “Recovering ‘Stranded Oil’ Can Substantially Add to U.S. Oil Supplies,” US Department of Energy Office of Fossil Energy (Oficina de Energía Fósil del Departamento de Energía de EUA, Project Fact Sheet (Hoja Informativa de Proyectos) (Febrero de 2006), http://fossil.energy.gov/ programs/oilgas/publications/eor_co2/C_-_10_Basin_ Studies_Fact_Sheet.pdf (Se accedió el 8 de noviembre de 2010).

Revelaciones de la nanotecnología A medida que las operaciones de búsqueda y recuperación de petróleo se vuelven más complejas, a menudo se requiere nueva tecnología que reajuste lo que los operadores consideran prácticas estándar de exploración y producción. No obstante, el costo de la tecnología es un condicionante de lo que se conoce como hidrocarburos recuperables. El costo real de la nanotecnología para la industria del petróleo y el gas es en gran medida una incógnita, ya que actualmente existe casi por completo en investigación. Los factores de costo pueden incluir la reciclabilidad de las nanostructuras y los rendimientos de los procesos de fabricación, el saneamiento ambiental y la composición de los nanomateriales. El uso generalizado de nanotecnologías similares en otras industrias también puede ayudar a bajar los costos; por ejemplo, actualmente existe un mercado creciente para los nanomateriales en existencia. Es probable que lo que ayude a sustentar la ejecución de más actividades de investigación y desarrollo nanotecnológicos sea la introducción de la primera herramienta comercial exitosa para la recuperación de hidrocarburos. En opinión de un grupo, esa herramienta estará representada por los agentes nanoescalares de contraste ya que podrán hacerse accesibles, resistentes, recuperables y reutilizables. Además, esta nanotecnología se integraría de manera fluida con los flujos de trabajo operacionales actuales, lo que significa que los operadores podrán optar por incorporarlos en sus paquetes de sensores como lo harían con cualquier otra herramienta de medición. Indudablemente, en la próxima década, el término “nanotecnología” se volverá mucho más familiar dentro del ámbito de E&P. —MJM

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El separador de próxima generación: Un cambio de reglas Paul Sims Clamart, Francia

Tradicionalmente, los operadores se vieron obligados a esperar hasta que todos los

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review, Otoño de 2010: 22, no. 3. Copyright © 2011 Schlumberger. Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Francis Allouche, Clamart, Francia; y a David Harrison y Richard Byrd, Sugar Land, Texas, EUA. CleanPhase y SmartWeir son marcas de Schlumberger.

antes de hacer circular el flujo hacia el separador para su manipulación y medición.

fluidos de perforación y terminación fluyeran desde un yacimiento recién perforado El resultado fue la generación de largas demoras para la obtención de información sobre la tasa de flujo y las características del fluido. Los cambios introducidos recientemente en los componentes básicos del diseño de los separadores están eliminando estas demoras, a la vez que proporcionan a los operadores resultados más precisos.

Las pruebas de pozos se realizan en un intento por cuantificar las potenciales tasas de flujo de petróleo, agua y gas de un yacimiento. Estas pruebas pueden efectuarse en cualquier punto del ciclo de vida de un campo: durante las fases de exploración y evaluación, desarrollo o producción. La información recogida de las pruebas de pozos y de otras mediciones es esencial para la caracterización precisa de los yacimientos y el diseño de estrategias destinadas a optimizar los nuevos desarrollos o mejorar el desempeño de los pozos y de los campos petroleros.1 Hasta hace poco, la tasa de flujo y las características de los fluidos no podían cuantificarse mediante mediciones de los separadores hasta después de la limpieza del pozo; el período en el cual los detritos y los fluidos no hidrocarburíferos, introducidos en el pozo y en la formación por la actividad de perforación o las operaciones de disparos, se eliminan de la formación. La razón de esta demora es que los separadores convencionales no están diseñados para procesar los grandes volúmenes de agua y sólidos que componen la mayor parte del efluente de limpieza. El proceso de limpieza, en el que los fluidos que no son fluidos de yacimiento se desvían del separador a través de un colector múltiple de derivación y hasta un tanque compensador de baja presión, puede durar varias horas o días. Luego, una vez que el operador determina que el pozo sólo está produciendo fluidos de yacimiento, el flujo del colector múltiple es desviado manualmente hacia el separador y los operadores pueden comenzar a obtener mediciones de flujo.

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Si bien resultó útil para la industria durante muchos años, este proceso presenta ciertas deficiencias. Por ejemplo, una vez que los ingenieros determinan que el pozo ha eliminado el lodo de perforación y los detritos, redirigen los fluidos desde la línea de derivación hasta la entrada del separador que desestabiliza el flujo. Esta perturbación induce una demora porque el flujo debe reestabilizarse para poder obtener mediciones útiles. Por otro lado, dado que el efluente del pozo se hace fluir hacia el interior de un tanque de baja presión durante la limpieza, el técnico debe controlar la tasa de flujo y las presiones existentes en la superficie mediante un estrangulador ajustable. Esta tasa subóptima hace que sea más largo el tiempo requerido para llevar los fluidos a la superficie y limpiar el pozo. Es necesario el conocimiento de la historia de producción a lo largo de todo el período de la prueba, incluida la limpieza, para efectuar la interpretación moderna de la prueba de pozo. El hecho de contar con una historia de producción detallada ayuda a aplicar el concepto de deconvolución en la interpretación de las pruebas y permite que los analistas visualicen el yacimiento a más profundidad.2 Los resultados de las pruebas son menos certeros cuando no se dispone de datos de tasas de flujo e información sobre los volúmenes producidos, como consecuencia de haber eludido el separador durante el período de limpieza. Por otro lado, es importante para los ingenieros monitorear el desarrollo del período de limpieza, lo que no puede hacerse con precisión si los datos no son adquiridos y registrados correctamente.

Una larga tradición de servicio En los separadores convencionales, el fluido fluye hacia uno de los extremos de un recipiente cilíndrico en el que golpea una placa deflectora de acero. La combinación de volumen expandido y velocidad reducida permite que la fuerza de gravedad inicie el proceso de separación natural de los fluidos de yacimiento —agua, petróleo y gas— de densidad variable.3 La eficiencia de esta metodología depende del tiempo, de modo que la clave para la separación óptima de fases es el tiempo de retención. Cuanto más tiempo pueden mantenerse los fluidos en el recipiente, más completa será la separación. Para mantener los fluidos un tiempo suficiente en los recipientes tradicionales, existen placas vertedero que generan secciones independientes en el fondo del separador. En la primera sección después de la entrada, el petróleo y el agua se acumulan en el fondo del recipiente; el petróleo sube hacia la parte superior y fluye hacia una segunda sección por encima de la placa vertedero, mientras que el agua más pesada queda en el fondo del recipiente en la primera sección. Dado que los fluidos pueden permanecer más tiempo en el separador, el gas escapa hacia el espacio vacío que existe por encima de los líquidos y es liberado a través de un extractor de vapores, en la parte superior del recipiente. El ascenso de los niveles de petróleo y agua levanta los flotadores que, al alcanzar un valor predeterminado, disparan las válvulas de accionamiento neumático situadas en el fondo del recipiente. Esto permite que el petróleo y el agua drenen hacia las

Oilfield Review

líneas separadas, provistas de medidores, a medida que el gas sale por la salida situada en la parte superior del separador. Dadas las densidades relativamente similares del petróleo y el agua, diseñar un flotador capaz de controlar en forma automática la salida del agua es problemático y la mayoría de los operadores deben drenar manualmente la pata de agua. Si bien ha sido utilizado en forma satisfactoria durante más de 25 años, este sistema presenta inconvenientes significativos. Dado que el recipiente está diseñado para el flujo de fluidos de yacimiento, no puede admitir los volúmenes de agua y detritos que caracterizan a los fluidos de limpieza y, como se describió previamente, sortear el sistema implica tiempo de equipo de perforación. Por otro lado, en cualquier momento a lo largo del período de duración de la prueba de flujo pueden producirse oleadas iniciales de petróleo y agua. Un incremento repentino del agua producida puede hacer que el agua sea descargada con el petróleo ya que el primer compartimiento se inunda rápidamente. A fin de contrarrestar estas posibilidades, los ingenieros de Schlumberger han desarrollado el separador de pruebas de pozos CleanPhase para manipular el flujo de fluido durante los períodos de limpieza y pruebas de yacimientos (derecha). Este nuevo separador posee cuatro características que lo diferencian de los separadores tradicionales: utiliza la tecnología de separación de fases SmartWeir para reemplazar las placas vertedero fijas, señales de radar en vez de flotadores para activar las válvulas de control, y medidores de flujo másico tipo Coriolis en lugar de los medidores de flujo volumétrico tradicionales; además, posee un compartimiento diseñado para la recolección y eliminación de los sólidos. Una solución limpia Los separadores convencionales no pueden manipular el proceso de limpieza y las oleadas porque la placa vertedero es una instalación permanente cuya altura —equivalente al 35% del diámetro interno (ID) del recipiente— no puede modificarse. Esto hace que el espacio disponible dentro del separador para contener el agua o el petróleo sea fijo. Por el contrario, los dispositivos SmartWeir pueden ser ajustados verticalmente para ubicar la admisión de petróleo —la entrada del recipiente por la cual el petróleo separado fluye hacia la línea de petróleo y atraviesa el medidor de petróleo— en una posición que equivale a entre un 35% y un 64% del diámetro interno del recipiente.

Volumen 22, no. 3

Separador convencional Separador convencional Válvula de seguridad Válvula de seguridad Placa deflectora Ruptor de admisión Placa deflectora Ruptor de admisión Entrada de Entrada efluentede efluente

Placas coalescentes Placas coalescentes Antiespumante Antiespumante

Controlador del del nivelControlador de agua y flotador nivel de agua y flotador

Línea de agua Línea de agua

Línea de Línea de petróleo petróleo Placa vertedero Placa vertedero

Separador CleanPhase Separador CleanPhase

Línea de chorro de arena Línea de chorro de arena

Extractor Extractor de vapores de vapores

Línea de gas Línea de gas

Controlador Controlador del nivel de del nivel yde petróleo petróleo y flotador flotador Placa rompe vórtice Placa rompe vórtice

Sistema de radar Sistema de radar

Vertedero de sólidos Vertedero de sólidos Pared antiespumante Pared antiespumante

Línea Línea Línea de agua Línea de petróleo de agua de petróleo

Sistema Sistema SmartWeir SmartWeir y admisión ydeadmisión petróleo de petróleo

> Separador convencional y separador CleanPhase. Tanto los separadores convencionales (extremo superior) como los separadores CleanPhase (extremo inferior) están diseñados de manera que cuando el efluente ingresa en el recipiente, el fluido es retenido el tiempo suficiente como para que el petróleo se separe y flote hacia la parte superior del agua. Este proceso es optimizado mediante las placas deflectoras, que reducen la velocidad de flujo, y a través de las placas coalescentes que hacen que el petróleo forme gotas más grandes. En el separador convencional, el petróleo fluye luego a través de un vertedero hacia una sección independiente del recipiente, en tanto que agua permanece en otro compartimiento. Los brazos de control mecánico del nivel del agua y del petróleo—con flotadores adosados que son levantados por el fluido en ascenso—disparan las válvulas (no exhibidas) que liberan el petróleo y el agua a lo largo de sus respectivas líneas. A una altura predeterminada, producen la liberación de la presión de gas o de la presión de aire y el accionamiento de las válvulas neumáticas. Los extractores de vapores remueven las gotas de petróleo de la fase gaseosa antes de que el gas salga del separador a través de una línea situada en la parte superior del recipiente, en dirección hacia un medidor de placa de orificio (no exhibido). Las válvulas de seguridad permiten que el gas sea liberado en la atmósfera en vez de sobrepresionar el recipiente. El separador CleanPhase reemplaza la placa vertedero tradicional por un dispositivo SmartWeir cuya altura puede ser ajustada para admitir la fase dominante; el dispositivo SmartWeir incluye el mecanismo de admisión de petróleo. Los controladores mecánicos de nivel tradicionales son reemplazados por un sistema de radar de dos componentes que detecta las interfases gaspetróleo y agua-petróleo. Estas mediciones se vinculan con el nivel total del líquido y con los puntos Oilfield de ajuste del espesor de la capa de petróleo, proporcionan las señales que regulan la posición de Oilfieldy Review Review las válvulas de petróleo y agua. En el fondo del recipiente, un vertedero de sólidos independiente Autumn Autumn 10 10 recolecta los sólidos que a menudo acompañan a los fluidos durante la limpieza. Los sólidos pueden CleanPhase Fig. 1 CleanPhase Fig. 1 ser removidos a través de la línea de chorro de arena. ORAUT10-CLNPSE Fig. 1

ORAUT10-CLNPSE Fig. 1

1. Para obtener más información sobre las pruebas de pozos, consulte: Aghar H, Carie M, Elshahawi H, Gómez JR, Saeedi J, Young C, Pinguet B, Swainson K, Takla E y Theuveny B: “Nuevos alcances en pruebas de pozos,” Oilfield Review 19, no. 1 (Verano de 2007): 44–59. 2. La deconvolución es una operación matemática que, en este caso, utiliza las velocidades de flujo de superficie para convertir las mediciones de la presión de boca de pozo en una forma interpretable.

3. Katapodis L: “Oil and Gas Separation Theory, Application and Design,” artículo SPE 6470, presentado en la Reunión Regional de la Ciudad de Oklahoma, Ciudad de Oklahoma, Oklahoma, EUA, 21 al 22 de febrero de 1977.

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100 100

90

90 90

80 70

64% 64%

60 50 40

35% 35%

30 20

Diámetro interno interno del recipiente, % Diámetro

100

θ

80 80 70 70

64% 64%

60 60 50 50 40 40

35% 35%

30 30 20 20

10

10 10

00

00

Diámetro interno del recipiente, %

Posiciónsuperior inferior Posición

Posición Posición superior superior

>Posición inferior neumático SmartWeir. Mediante la regulación manual de la deflexión Posicionador angular Posición inferior Posición inferiorθ del posicionador (azul) en su brazo de soporte (púrpura),

80 80

El sistema de admisión de petróleo está fijado 64% 64% a la unidad SmartWeir y su altura es controlada por un posicionador (arriba). Para un desempeño óptimo, la admisión de petróleo tiene que estar 35% ubicada en el centro de la capa de petróleo, que 35% debe tener un espesor mínimo equivalente al 20% del diámetro interno del recipiente. El punto de admisión está diseñado para generar un flujo radial en la salida. Esto elimina la generación de un efecto de torbellino, en el que el arrastre (carryunder) puede tener un impacto perjudicial sobre las mediciones de la tasa de flujo y además reduce el riesgo de fuga (blowby).4

θ

80

Diámetro interno del recipiente, %

θθ

Diámetrointerno internodel delrecipiente, recipiente,%% Diámetro

utilizando un enlace electroneumático, es posible desplazar la admisión100de petróleo (rojo) fijada al sistema SmartWeir (verde), hasta la altura deseada, 100 100 como porcentaje del diámetro interno (ID) del recipiente. El límite superior de la admisión de petróleo del 64% (izquierda) y el límite inferior del 35% (derecha) son dictaminados por la envolvente de operación del mecanismo. 90 90 90

Esta para aumentar y reducir la tiempos de retención más largos y mejorar,70por 64% Punto de ajuste local altura de la admisión de petróleo hace que la con- consiguiente, el proceso de separación. 60 60 60 OLT La capacidad para hacer fluir20%losa 65% fluidos de figuración interna del recipiente pueda ser modi50 50 50 del separador es particularficada en cualquier momento para admitir la fase limpieza a través Convertidor Válvula de 40 electroneumático 40 y de ese modo extender el 40control de petróleo mente ventajosa ya que permite a los operadores de flujo dominante Radar del espesor 35% Controlador de la capa de 30 monitorear y medir el flujo con precisión, tiempo de retención. neumático prove30 Por ejemplo, durante la lim30 petróleo (OLT) yéndoles información acerca de los volúmenes de pieza, la fase dominante suele ser agua. La gene20 20 20 Lí Review los fluidos de perforación y terminación de ración de niveles de agua altos en el separador Oilfield 10 Punto de ajuste local Autumn 10 10 10 retorno. Además, proporciona a hace que los fluidos permanezcan en éste más CleanPhase OLT Fig. 3 dicha capacidad40% 00 a 65% 0 los ingenieros una indicación temprana de la protiempo antes de ser descartados. En una etapa ORAUT10-CLNPSE Fig. 3 Convertidor Válvula de yacimiento. posterior de la prueba, la fase dominante será ductividad delelectroneumático control de agua Radar de Y, dado que los fluidos puedenControlador ser dirigidos a petróleo o gas y el sistema SmartWeir podrá nivel ser total de líquido (TLL) través de un recipiente de 9,9 MPaneumático [1 440 psi] en ajustado en consecuencia para proporcionar 70 capacidad 70

Lí

Punto de ajuste local OLT 20% a 65% Radar del espesor de la capa de petróleo (OLT)

Convertidor electroneumático Controlador neumático

Radar

Válvula de control de petróleo

Nivel total de líquido Interfase agua-petróleo

Línea de petróleo Punto de ajuste local OLT 40% a 65% Radar de nivel total de líquido (TLL)

Convertidor electroneumático Oilfield Review

Oilfield Review Controlador Autumn 10 10 Autumn CleanPhase Fig. 3neumático CleanPhase Fig. 3 Fig. 3 ORAUT10-CLNPSE ORAUT10-CLNPSE Fig. 3

Válvula de control de agua

Línea de agua

Oilfield Review Autumn 10 CleanPhase Fig. 3 ORAUT10-CLNPSE Fig. 3

Radar de microondas (línea verde, derecha) enviados desde dos sensores de radar, situados en la parte > Control de nivel. Las señales reflejadas de los pulsos superior del recipiente del separador (derecha), detectan el nivel total de líquido (TLL) y la interfase petróleo-agua en base a los contrastes de la constante dieléctrica (derecha). Mediante una sustracción simple se obtiene el espesor de la capa de petróleo (OLT). (Las dos señales de radar se exhiben como una por razones de conveniencia. Ambas señales de radar pueden ejecutar cualquiera de las dos mediciones pero el protocolo de transmisión las limita a una Nivel totalde 4 a 20 mA a un convertidor electroneumático, que la convierte en una señal de 3 a 15 psi (extremo superior señal cada una). El radar OLT envía una señal de es líquido izquierdo). Luego, esta señal neumática enviada al controlador neumático del OLT que abre la válvula de petróleo si el OLT se encuentra fuera de la configuración del controlador (extremo superior). El radar TLL pone en marcha el mismo método para abrir la válvula de agua si el TLL está fuera de la configuración del controlador. Interfase agua-petróleo

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Oilfield Review

lugar de los tanques compensadores de baja presión, el pozo puede producir con regímenes más altos que los que son posibles con los escenarios de limpieza tradicionales. Esto significa que los operadores podrán ver y caracterizar los fluidos de yacimiento más rápido y ejecutar la prueba en menos tiempo. Con las tarifas actuales de los equipos de perforación, los ahorros generados por tales eficiencias pueden ser considerables. En el separador CleanPhase, el petróleo y el agua no se encuentran en compartimientos de contención independientes. Eso significa que las válvulas de petróleo y agua no pueden abrirse con la acción de los flotadores como sucede con los separadores convencionales. Por el contrario, las válvulas son activadas por las señales iniciadas por un sistema de radar de dos componentes, fijado a la parte superior del separador. Uno de los componentes detecta el nivel total de líquido (TLL), en tanto que el otro registra la interfase agua-petróleo para el cálculo simple del espesor de la capa de petróleo (OLT). Cuando el controlador del radar detecta un valor de OLT predeterminado, emite una señal para un convertidor electroneumático que abre la válvula de la línea de petróleo. De un modo similar, cuando el nivel total de líquido es suficientemente alto, el radar TLL ejecuta los mismos pasos para abrir la válvula de agua (página anterior, abajo). El gas, si existe, fluye en forma continua a través de la salida de gas situada en la parte superior del separador. Tasas de flujo másico Una vez que los fluidos son separados en tres fases, las corrientes individuales pasan de los separadores a los medidores de flujo. A diferencia de los separadores convencionales, que utilizan medidores de flujo volumétrico, los separadores CleanPhase están provistos de medidores de flujo másico tipo Coriolis para medir las tasas de flujo de petróleo, agua y gas. La ventaja metrológica principal es que las mediciones obtenidas con el medidor tipo Coriolis son independientes de los cambios producidos en la densidad, la viscosidad, la presión o la temperatura del fluido. Además, carecen de piezas móviles y no requieren intervención manual como sí sucede con los medidores convencionales de orificio. Los medidores de flujo másico miden la masa del fluido. La sección de medición consta de dos tubos vibratorios en cuyo interior la corriente de fluido se divide de manera uniforme. Antes de que se inicie el período de flujo, una bobina de transmisión hace que los tubos oscilen en forma ascendente y descendente, en sentido opuesto entre sí.

Volumen 22, no. 3

Ausencia de flujo

Admisión de flujo

Vista en planta

Transductor de entrada

Lado de entrada Transductor de salida

Imán Salida de flujo

Lado de salida

Onda senoidal

Flujo

Ausencia de flujo Transductor de entrada

∆t

Lado de entrada

Transductor de salida Lado de entrada En fase Lado de salida

Lado de salida

> Medidores tipo Coriolis. En los separadores CleanPhase, los medidores tipo Coriolis son configurados como dos tubos paralelos en la línea de flujo. Cuando no hay flujo, la corriente que atraviesa los transductores (extremo superior izquierdo) genera ondas senoidales tanto en el lado de entrada como en el lado de salida del medidor (extremo inferior izquierdo y extremo superior derecho) que están en fase entre sí. El fluido que se desplaza a través de los tubos produce su torsión en direcciones opuestas (extremo inferior derecho) y hace que las ondas senoidales se desfasen en un factor Δt, que puede ser convertido en una tasa de flujo másico.

En la entrada y en la salida de cada tubo se dis- absorbido el impulso ascendente del tubo a pone de transductores; bobinas con insertos mag- medida que se desplaza alrededor de su codo, el néticos. En uno de los lados de cada tubo se instala fluido que sale del medidor resiste las reducciones una bobina y los imanes en el otro. A medida que de su movimiento vertical mediante el empuje la bobina se desplaza a través del campo magné- ascendente del tubo, lo que produce su torsión. Esta torsión hace que las ondas senoidales tico del imán adyacente, la tensión generada crea una onda senoidal. Esto representa el movi- generadas por los transductores se desfasen conmiento de un tubo respecto del otro: 180° en sen- forme el lado de entrada se retrasa por detrás del tido opuesto, de modo que cuando uno se lado de salida. Este desfase es la cantidad de desplaza en forma ascendente el otro lo hace en tiempo existente entre las ondas senoidales y se forma descendente. Por consiguiente, las ondas mide en microsegundos. El desfase es directaOilfield Review senoidales generadas por los transductores Autumn de 10 mente proporcional a la tasa de flujo másico. entrada y salida se encuentran en fase entre sí Fig. CleanPhase 4. El6fenómeno de arrastre (carryunder) tiene lugar cuando las burbujas ORAUT10-CLNPSE Fig. 6 de gas libre salen del separador a través de (arriba). la línea de petróleo. La fuga (blowby) es un caso único y No obstante, durante el período de flujo, más severo de arrastre, y se produce cuando el nivel de petróleo del separador cae hasta el punto en que sólo cuando el tubo se encuentra en la mitad ascensale gas del recipiente a través de la línea de petróleo. dente de su ciclo, el fluido que fluye hacia su inteEsto es particularmente peligroso porque puede generar sobrepresión en los tanques ubicados aguas abajo. rior crea una fuerza descendente. Luego, habiendo

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Hora

Tasas de producción con el separador del cliente Petróleo Gas MMpc/D bbl/d

15:00 15:15 15:30 15:45 16:00 16:15 16:30 16:45 17:00 17:15 17:30 17:45 18:00 18:15 18:30

1,26 1,26 1,25 1,24 1,23 1,22 1,22 1,22 1,21 1,21 1,21 1,21 1,21 1,21 1,21

751 749 747 746 746 746 747 740 733 732 731 731 731 726 722

Agua bbl/d 2 634 2 628 2 621 2 621 2 618 2 620 2 621 2 597 2 571 2 568 2 565 2 565 2 565 2 548 2 532

Tasas de producción con el separador CleanPhase Gas Petróleo MMpc/D bbl/d 1,27 1,27 1,27 1,28 1,27 1,25 1,24 1,24 1,22 1,22 1,21 1,22 1,21 1,21 1,21

756 754 747 738 750 752 757 748 739 738 744 734 737 na 731

Agua bbl/d 2 645 2 638 2 664 2 691 2 630 2 667 2 567 2 579 2 652 2 624 2 659 2 544 2 517 na 2 509

> Comparación entre separadores. Durante una campaña de pruebas de pozos de producción, llevada a cabo en el campo Lahib, se requirió la unidad CleanPhase para verificar la tasa de flujo acumulada de 22 pozos de producción. Mediante la utilización del separador CleanPhase, Schlumberger logró separar y medir cada fase con precisión. Se observó que la tasa de flujo combinado era casi idéntica a la tasa de producción mezclada.

CleanPhase, los ingenieros de Schlumberger lograron recuperar 100 bbls [16 m3] del fluido, lo que se tradujo en un ahorro de USD 350 000 para el operador. El hecho de hacer fluir los fluidos de limpieza a través del separador posee numerosas ventajas y constituye un elemento clave de la tecnología CleanPhase. Pero el principio facilitador subyacente— el incremento del tiempo de retención para logar un proceso de separación más efectivo y, por consiguiente, mediciones más precisas— también puede agregar un valor considerable. La importancia de la precisión se puso de Menos desechos, más precisión manifiesto en otro ejemplo de África del Norte. En muchos casos, se escoge la opción de hacer fluir los fluidos a través del separador durante la Sirte Oil Company observó que las mediciones de limpieza para ahorrar tiempo o deducir algo la tasas de flujo que había obtenido para un campo Oilfield Review importante, diferían considerablemente respecto acerca del potencial del yacimiento,Autumn ya que éste 10 CleanPhase descarga los fluidos no hidrocarburíferos o los Fig.de7 las de una compañía de pruebas independiente. ORAUT10-CLNPSE que7 dependía de la National Oil Corporation detritos. Pero, dependiendo del ambiente de tra- Sirte,Fig. bajo, quizás se obtengan retornos más inmedia- de Libia, sometió a prueba 22 pozos de producción tos a partir de la capacidad para atrapar y separar del campo Lahib en su centro de medición de tasas de flujo. La producción total de petróleo y los fluidos de limpieza desde el comienzo. Por ejemplo, en el campo Franklin de alta pre- condensado, según Sirte, era levemente superior sión y alta temperatura, situado en el Mar del Norte, a 3 180 m3/d [20 000 bbl/d]. Total deseaba recuperar y reutilizar un fluido de Mediante la utilización de un separador bifáterminación muy costoso, elaborado a base de sico convencional, la compañía de servicio midió salmuera de formiato de cesio. Con la tecnología la tasa de flujo total de líquido y estimó la tasa de La frecuencia de vibración natural de los tubos es una función de la masa del tubo y del fluido. Si se conoce la frecuencia resonante natural del tubo, es posible deducir la masa del fluido contenido en el tubo. La densidad se calcula fácilmente, dividiendo esa masa por el volumen conocido de los tubos. Los medidores utilizados en los separadores CleanPhase poseen un rango de operación que oscila entre 16 y 2 385 m3/d [100 y 15 000 bbl/d] de líquido, y entre 14 158 y 1 840 595 m3/d [0,5 y 65 MMpc/D] de gas.

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flujo de petróleo, utilizando el corte de agua. Las pruebas realizadas por la compañía de servicio en 22 pozos indicaron una tasa de flujo total de petróleo y condensado de 2 627 m3/d [16 500 bbl/d]; al menos un 17% inferior a las mediciones obtenidas en el centro de Sirte. Sirte recurrió a Schlumberger para verificar el flujo acumulado, utilizando la tecnología CleanPhase. El separador de pruebas de pozos trifásicos fue equipado con medidores tipo Coriolis y un medidor electromagnético para monitorear la tasa de flujo de agua. Debido a la eficiencia de la separación, cada una de las tres fases pudo ser medida con precisión. Las mediciones del sistema CleanPhase proporcionaron una tasa de flujo acumulado de 3 191 m3/d [20,068 bbl/d]; lo que representó una concordancia casi exacta con los resultados originales del operador. Luego Sirte realizó una prueba, colocando un separador convencional y un separador CleanPhase en serie, y obtuvo resultados casi idénticos (izquierda). No obstante, debido al tiempo y a las ventajas ambientales de no tener que sortear el separador durante la limpieza, la compañía optó por desmovilizar el separador convencional a favor del sistema CleanPhase para su empleo futuro en el campo. Intereses más elevados Las pruebas de pozos constituyen un componente indispensable del éxito de los programas de exploración y producción. Las mediciones exactas de las tasas de flujo son esenciales para los planes de desarrollo de campos petroleros. Junto con otros datos de entrada —mediciones derivadas de registros, mediciones de núcleos y mediciones obtenidas en la región vecina al pozo— el dimensionamiento de los pozos, sus localizaciones, el diseño de la infraestructura y numerosas decisiones de inversión dependen de lo que las pruebas de pozos revelan acerca de un yacimiento. Hoy, no es común encontrar yacimientos de fácil desarrollo. Eso significa que la tarea de descubrir, producir y transportar hidrocarburos se ha vuelto más compleja y más costosa que nunca. A la vez, las recompensas potenciales en las fronteras actuales también son más grandes. Estos escenarios con intereses significativos requieren que los responsables de la toma de decisiones reciban información más precisa y más completa en el menor plazo posible. —RvF

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Colaboradores Andrew R. Barron se encuentra al frente de la cátedra “Welch” de química y es profesor de ciencia de los materiales en la Universidad de Rice, en Houston. Es el creador de los primeros programas educativos que abarcaron las facultades de ciencia, ingeniería y administración de la Universidad de Rice; además, está involucrado en los programas de la sección de la Universidad de Rice correspondiente a la Sociedad de Ingenieros Automotrices. En colaboración con la Universidad de Alberta, el grupo de Andrew ha investigado los agentes de contraste utilizados en resonancia magnética para la generación de imágenes de fracturas y yacimientos. Su primer posición fue la de investigador asociado posdoctoral en la Universidad de Texas, en Austin, EUA. Obtuvo una licenciatura (con mención honorífica), una maestría, un doctorado y un diploma DIC del Colegio Imperial de Ciencia y Tecnología de la Universidad de Londres, en Inglaterra. Craig J. Beasley es jefe de geofísica de WesternGeco con base en Houston. En 1981, ingresó en Western Geophysical para convertirse luego en vicepresidente mundial de investigación y desarrollo y vicepresidente mundial de procesamiento de datos. Recibió dos premios Litton Technology, un premio Silver Award del programa Performed by Schlumberger, y el premio a la Mejor Presentación de la SEG; y fue conferenciante distinguido de Esso Australia. Fue primer vicepresidente y presidente de la SEG y conferenciante distinguido de la SEG. Fue presidente fundador del Comité Fundacional de Geocientíficos sin Fronteras de la SEG, recién formado. Asociado de Schlumberger, es miembro honorario de la Sociedad Geofísica de Houston y miembro extranjero de la Academia de Ciencias Naturales de Rusia. Ha presentado artículos y posee numerosas publicaciones sobre una diversidad de tópicos, tales como la generación de imágenes de la pared del pozo antes del apilamiento, la migración y la adquisición. Craig obtuvo una licenciatura de la Universidad de Houston; una maestría de la Universidad de Emory, en Atlanta, Georgia, EUA; y un doctorado de la Universidad del Norte de Texas, en Denton, todos en matemáticas. Bjarne Bennetzen se desempeña como superintendente de perforación para Maersk Oil Qatar AS (MOQ), con base en Doha, Qatar. Desde 1993 hasta 1998, Bjarne trabajó para Schlumberger Dowell como supervisor de operaciones con tubería flexible en el Mar del Norte y Dinamarca. En el año 2005, se convirtió en supervisor de perforación para Maersk en Turkmenistán y el Mar del Norte; asumió su posición actual en el año 2006. Bjarne posee una licenciatura en ingeniería marina. Emmanuel Bize comenzó su carrera como geocientífico senior en el Centro de Investigación de Carbonatos de Schlumberger en Dhahran, Arabia Saudita, trabajando en sistemas de porosidad y en su impacto sobre el flujo en los carbonatos. Con base en Río de Janeiro, actualmente se desempeña como geólogo de dominio senior a cargo tanto del soporte técnico para las herramientas de geología como de las técnicas de procesamiento e interpretación avanzada en evaluación de yacimientos para el GeoMarket* de Brasil. Antes de trabajar en Brasil, estuvo a cargo de la geología para la región de Europa continental. Emmanuel, cuyos intereses actuales son la cuantificación de los sistemas de fracturas, la cuantificación

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de los sistemas de porosidad y sus aplicaciones a los sistemas globales de tipificación de rocas, obtuvo una licenciatura en sedimentología y paleontología de la Universidad Claude Bernard, en Lyon, Francia. Austin Boyd es gerente de petrofísica en el Centro de Investigaciones y Geoingeniería de Schlumberger Brasil, en Río de Janeiro. Antes de ser trasladado a Brasil, fue jefe de dominio de petrofísica para Schlumberger Data and Consulting Services. Ocupó una diversidad de posiciones de desarrollo de interpretación en investigación e ingeniería, tanto en EUA como en Medio Oriente. Austin ingresó en Schlumberger en 1981 como ingeniero de campo después de obtener una licenciatura en ingeniería eléctrica de la Universidad Técnica de Nueva Escocia en Halifax, Canadá. Ahmed A. Busnaina es director del Centro de Ciencia e Ingeniería Nanoescalares para Nanomanufactura de Alto Rendimiento de la Fundación Nacional de Ciencias (NSF) y profesor y director del Centro de Control de la Microcontaminación de la NSF, en la Universidad del Noreste en Boston, Massachussets, EUA. Recibió el premio Nanotech Briefs National Nano50 en la categoría innovadores, el premio Outstanding Faculty, Soren Buus Outstanding Research y el premio a la Aspiración, ambos de la Universidad del Noreste. Fue colaborador del Handbook of Nanoscience, Engineering, and Technology, segunda edición, y editor del Nanomanufacturing Handbook. Organizó más de 80 conferencias, talleres y simposios y es autor de más de 420 artículos. Ahmed posee un doctorado en ingeniería mecánica de la Universidad Estatal de Oklahoma, en Stillwater, EUA. João Carlos de Luca es presidente del Instituto Brasileño de Petróleo, Gas y Biocombustibles. Su amplia carrera en la industria del petróleo y el gas incluyó los cargos de gerente general para la cuenca de Campos, director gerente de E&P, miembro del Directorio de Petrobras y asesor del Directorio de Braspetro (Petrobras International). Ayudó a fundar la subsidiaria brasileña de YPF, fue miembro del directorio de YPF y posteriormente se convirtió en presidente de Repsol YPF Brasil. Además, presidió el 17o Congreso Mundial del Petróleo realizado en Río de Janeiro en el año 2002 y fue miembro de la Junta Ejecutiva del Congreso Mundial del Petróleo. João es ingeniero civil con títulos académicos de la Universidad Federal de Paraná, en Curitiba, Brasil. Geoff Downton es gerente de desarrollo de productos de segmento para Schlumberger D&M y asociado de Schlumberger, con base en Stonehouse, Inglaterra. Comenzó su carrera en el año 1976 como ingeniero en Sperry Gyroscopes, en Inglaterra, compañía que se convirtió en British Aerospace en 1983. En British Aerospace, pasó de desempeñarse como ingeniero principal senior a trabajar como jefe de proyectos en sistemas de seguimiento, guía y control de navegación. En el año 1989, se incorporó en la industria nuclear como oficial de investigación. Se convirtió en gerente de programas, primero en el Laboratorio de Ingeniería Marchwood de la Junta Central de Generación de Electricidad en Southampton, Inglaterra, y luego en Nuclear Electric en el Laboratorio de Ingeniería de Berkeley, donde desarrolló robots para inspeccionar, reparar y poner fuera de servicio reactores nucleares. En 1998, ingresó en Camco (adquirida posteriormente

por Schlumberger) como gerente de ingeniería para el sistema de perforación rotativa direccional PowerDrive*. Actualmente preside la sección técnica de automatización de sistemas de perforación de la SPE. Geoff obtuvo una licenciatura (con mención honorífica) de la Universidad de Birmingham, una maestría en ingeniería de sistemas de control de la Universidad de la Ciudad de Londres y un doctorado en cibernética de la Universidad de Brunel, en Uxbridge, todas en Inglaterra. John R. Dribus es asesor global de geología para Schlumberger. Con base en Nueva Orleáns, se desempeña como geólogo de yacimiento con más de 30 años de experiencia en el Golfo de México; su enfoque actual se centra en las cuencas del margen del Atlántico. Sus funciones han abarcado todos los aspectos de la geología de exploración, explotación y producción para Schlumberger y para una importante compañía de petróleo y gas, incluyendo más de 15 años en el área de aguas profundas del Golfo de México y cinco años como geólogo de un campo de uranio. Sus áreas de conocimientos técnicos especializados abarcan el análisis de los sistemas petroleros, los análogos de aguas profundas, el análisis de riesgos geológicos y la formación en geociencias. Actualmente, John preside el Capítulo Delta del Instituto Americano del Petróleo e integra las Comisiones de Divulgación Pública y de la Competencia Barril Imperial de la Asociación Americana de Geólogos de Petróleo (AAPG). Posee una licenciatura y una maestría en geología de la Universidad Estatal de Kent, en Ohio, EUA. Joseph Carl Fiduk es jefe de geología para WesternGeco, con base en el Centro de Excelencia en Construcción de Modelos del Subsuelo en Houston. Trabajó para el Servicio Geológico de EUA (USGS), Gulf Oil, Discovery Logging, la Dirección de Geología Económica de Texas, BP, la Universidad A&M de Texas, la Universidad de Colorado, y como consultor privado. Carl dicta clases de formación profesional para Schlumberger y cursos industriales para Nautilus Corporation y para sociedades geológicas con base en Houston. Obtuvo una licenciatura y una maestría de la Universidad de Florida en Gainesville, EUA; una maestría en administración de empresas de la Universidad de Texas de la cuenca Pérmica en Odessa; y un doctorado en geología y geofísica de la Universidad de Texas en Austin. Marcelo Frydman se desempeña como asesor científico en el Centro de Investigaciones y Geoingeniería de Schlumberger en Río de Janeiro. Comenzó su carrera industrial trabajando en proyectos de investigación, brasileños e internacionales, en el Grupo de Tecnología e Ingeniería Petrolea de la Universidad Católica de Río de Janeiro (PUC-Río). Después de ingresar en Schlumberger en el año 2001, se desempeñó como gerente de geomecánica de aguas profundas, gerente de geomecánica y gerente de servicios geomecánicos en América Latina. Antes de ocupar su posición actual en el año 2009, supervisó el grupo de geomecánica en América Latina durante dos años. Autor de diversos artículos e informes, se ha involucrado en numerosos estudios geomecánicos relacionados con cuestiones de estabilidad de pozos, manejo de la producción de arena, geomecánica de yacimientos, tecnología sísmica 4D y modelado de tratamientos de fracturamiento hidráulico. Marcelo obtuvo una licenciatura, una maestría y un doctorado en ingeniería civil de la PUC-Río.

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John Fuller es asesor de geomecánica para Schlumberger Data and Consulting Services en Gatwick, Inglaterra. Actualmente está a cargo de la formación profesional dentro de la comunidad geomecánica de Schlumberger. Ingresó en Schlumberger como ingeniero de campo especialista en operaciones con cable en 1980, desempeñando cargos en Abu Dhabi, Turquía, Jordania, Siria, Egipto y Dubai. En el año 1990, se desplazó a Europa para concentrarse en geomecánica; este trabajo incluyó el desarrollo de técnicas geomecánicas en el Departamento de Geomecánica del Centro de Investigaciones de Schlumberger en Cambridge, Inglaterra. Durante los últimos 20 años, ayudó a desarrollar el negocio de geomecánica de Schlumberger, dirigiendo numerosos proyectos de soporte de las operaciones de construcción de pozos, tanto operaciones de perforación como de terminación, y llevando a cabo el desarrollo general de los campos petroleros. Además fue vicepresidente técnico para el capítulo Londres de la SPWLA y miembro del comité directivo del Foro SPE 1999 sobre problemas de producción de arena. John obtuvo una licenciatura en física de la Universidad de Portsmouth en Inglaterra. Steve Gómez es gerente de un proyecto de tractores para el segmento de Wireline del Centro Integrado de Productividad y Operaciones con Cable de Schlumberger en Sugar Land, Texas. Comenzó su carrera como ingeniero mecánico en el equipo de Schlumberger que desarrolló la herramienta SlimPulse* MWD. En el año 2002, se desempeñó como gerente de proyectos para el desarrollo de la herramienta TeleScope*, un componente clave de la familia de herramientas LWD Scope* de Schlumberger. En el año 2005, se incorporó al programa de Excelencia en Desarrollo Educativo (SEED) de Schlumberger y dirigió la introducción de la robótica a los alumnos de las comunidades insuficientemente atendidas de todo el mundo. Steve colaboró con el Laboratorio de Medios del Instituto Tecnológico de Massachussets (MIT) en Cambridge, Massachussets, la Universidad de Massachussets, la Universidad de Rice en Houston y la Universidad de Texas, en Austin, para que los alumnos de escuelas primarias y secundarias tuvieran acceso a la formación en tecnología robótica. Además, dirige el grupo de intereses especiales en robótica de Schlumberger. Steve obtuvo una licenciatura del MIT y una maestría en robótica de la Universidad de Stanford en Palo Alto, California, EUA. Marc Haci es vicepresidente de operaciones para el sistema automatizado de control de rotación de superficie SLIDER*, en Schlumberger. Comenzó su carrera en 1990 como miembro del cuerpo docente de la Universidad Técnica de Estambul en Turquía. En 1993, se desempeñó como investigador asociado en el Instituto Francés del Petróleo, en Ruel-Malmaison, Francia, y al año siguiente ingresó en Drilling Management International, Inc. en Houston, para trabajar como gerente de operaciones y vicepresidente de servicios de perforación direccional. En el año 2000, inauguró y dirigió la sucursal norteamericana de Welltec, Inc. Dos años después, ingresó en Noble Drilling para ayudar a desarrollar la tecnología de perforación robótica, siendo luego cofundador de SLIDER, LLC. Marc obtuvo una licenciatura de la Universidad Técnica de Estambul y una maestría y un doctorado de la Universidad Estatal de Luisiana, en Baton Rouge, EUA, todas en ingeniería petrolera.

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Erhan Isevcan se desempeña como gerente de servicios de perforación de Schlumberger en Doha, Qatar. Comenzó su carrera en Telsim Telecommunications en Estambul, Turquía, en el año 1999. Ingresó en Schlumberger en París como campeón de productos para las tarjetas SIM antes de ser trasladado a Noyabrsk, en Rusia, como ingeniero especialista en operaciones MWD y operaciones de perforación direccional en el año 2003. Erhan trabajó como ingeniero especialista en perforación direccional y gerente del centro de perforación en Oklahoma City, Oklahoma, antes de ocupar su posición actual en Doha en el año 2007. Posee una licenciatura en ciencias de la computación de la Universidad de Galatasaray en Estambul. Yung Joon Jung se desempeña como profesor auxiliar en el Departamento de Ingeniería Mecánica e Industrial de la Universidad del Noreste, en Boston, Massachussets. Su trabajo en el desarrollo de un sensor químico multifuncional, basado en el empleo de redes de nanotubos de carbono de pared simple (SWNT), altamente organizadas, ha sido financiado por el Consorcio de Energía de Avanzada (AEC). Trabajó en la síntesis, procesamiento y aplicaciones de materiales nanoestructurados de carbono durante más de 10 años, primero como estudiante del doctorado y luego como asociado postdoctoral en el Instituto Politécnico Rensselaer, en Troy, Nueva York, EUA, y desde 2005 como profesor auxiliar en la Universidad del Noreste. Sus actividades de investigación actuales se centran en la síntesis controlada y el autoensamblaje enfocado de los SWNT y en su integración en dispositivos funcionales, así como en la síntesis de los materiales nanoestructurados de grafito de pequeñas dimensiones. Mazen Y. Kanj es ingeniero de petróleo especialista del Equipo de Tecnología de Ingeniería de Yacimientos (RETT) del Centro de Investigaciones Avanzadas del Centro de Ingeniería de Exploración y Petróleo de Aramco (EXPEC ARC) con base en Dhahran, Arabia Saudita. Además, es campeón del Área de Enfoque para las tecnologías de detección e intervenciones de yacimientos en sitio, en Saudi Aramco. Antes de ingresar a la compañía en el año 2003, se desempeñó como investigador científico senior en el Instituto de Poromecánica de la Universidad de Oklahoma, en Norman. En ese instituto, dictó diversas clases de ingeniería y un curso sobre mecánica de rocas. Fue miembro invitado de la comisión de poromecánica de la división de mecánica de ingeniería de la Sociedad Americana de Ingenieros Civiles y editor asociado para SPE Journal. Mazen obtuvo una licenciatura y una maestría de la Universidad Americana de Beirut, en Líbano, y un doctorado de la Universidad de Oklahoma, todos en ingeniería civil. Tony Krepp se desempeña como vicepresidente senior de servicios técnicos para K&M Technology, una división de Schlumberger, con base en The Woodlands, Texas. Comenzó su carrera como ingeniero de perforación en Esso Australia; su trabajo incluyó proyectos de pozos horizontales y de alcance extendido en los programas de perforación de Mackerel, Fortescue, Tuna, West Tuna y Moonfish. Junto con Mike Mims, cofundador de K&M Technology, recibieron el premio Excelencia en Ingeniería 1996 del Instituto de Ingenieros de Australia, por los avances logrados en las tecnologías de perforación de pozos de alcance extendido (ERD). Tony desempeñó roles de liderazgo y diseño de ingeniería en muchos de los proyectos de pozos ERD y pozos complejos, que batieron récords a nivel mundial y que incluyeron a BP Niakuk, Exxon

Sacate, ExxonMobil Sakhalin Island y Chevron Petronius. Autor de numerosos artículos técnicos, Tony posee una licenciatura en ingeniería mecánica y ciencias de la computación de la Universidad de Monash en Melbourne, Victoria, Australia. Eric Maidla se desempeña como vicepresidente de desarrollo de negocios de Schlumberger para el sistema automatizado de control SLIDER. Es copropietario de TDE Thonhauser Data Engineering (GmbH) y presidente de su subsidiaria norteamericana. Además, es fundador y copropietario de Nexen Data Solutions Inc, compañía consultora que se dedica al análisis de datos, y de Genesis Lone Star, LLC. En 1988, fundó y presidió el Departamento de Ingeniería Petrolera de la Universidad Estatal de Campinas, en San Pablo, Brasil. Luego, ayudó a poner en operación el grupo de investigaciones de perforación de la Organización de Investigación Científica e Industrial del Commonwealth (CSIRO), la agencia nacional de ciencias de Australia. En el año 2001, fue vicepresidente de desarrollo de negocios para Noble Engineering and Development en Sugar Land. Integra el Comité Asesor de la Industria Petrolera de la Universidad Estatal de Luisiana (LSU) y ocupó numerosas posiciones en la Comisión de Perforación de la SPE y la IADC. Titular de numerosas patentes y autor de más de 50 artículos técnicos, Eric obtuvo una licenciatura de la Escola de Engenharia Maua, en San Pablo, Brasil, además de una maestría y un doctorado en ingeniería petrolera de la LSU, en Baton Rouge. Richard Meehan comenzó su carrera en 1985 en el Centro de Investigaciones de Schlumberger en Cambridge, Inglaterra, donde se concentró en las propiedades físicas de las lutitas, las vibraciones de la columna de perforación, la sísmica de pozo y los sistemas de telemetría para las mediciones durante la perforación. Desde el año 2000 hasta el año 2006, trabajó en Texas como gerente de sección para los productos de interpretación de perforación y como gerente de línea de productos para el software de perforación. En el año 2006, se convirtió en gerente de desarrollo de productos para el software de perforación en el Centro GeoScience de Schlumberger en Beijing, China. Asumió su posición actual como gerente de integración para el Grupo de Tecnología de K&M en The Woodlands, Texas, en el año 2008. Richard obtuvo una licenciatura en ingeniería mecánica de la Universidad de Strathclyde en Glasgow, Escocia, y una maestría en energía termal del Instituto de Tecnología Cranfield en Bedfordshire, Inglaterra. Nelson Mohammed se desempeña como ingeniero de perforación principal de Schlumberger para operaciones de perforación de pozos de alcance extendido. Ingresó en Schlumberger en 1980 como ingeniero especialista en operaciones con cable, en Canadá. Después de una carrera de campo de 15 años, ocupó diversas posiciones directivas y técnicas en Europa, Asia, Australia, Rusia y Medio Oriente. Nelson desempeñó roles clave en diversos proyectos de pozos ERD, líderes en la industria, que abarcan desde su posición de perforador direccional principal para el proyecto Wytch Farm de BP, en 1995, a la posición de asesor de ingeniería para la prueba de concepto del campo Manifa en Arabia Saudita. Actualmente, está involucrado en el proyecto de perforación de pozos ERD del campo Odoptu en Sakhalin Island, Rusia. Nelson obtuvo una licenciatura en ingeniería física de la Universidad McMaster, en Hamilton, Ontario, Canadá.

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Jobel L.P. Moreira obtuvo su licenciatura en geología de la Universidad Federal de Para en Brasil. Fue gerente del equipo de interpretación de Petrobras para la porción norte de la cuenca de Santos desde el año 2008. Ingresó en Petrobras en 1980, trabajando en geología para operaciones para la cuenca de Campos. Desde 1989 hasta 1996, como miembro del equipo de interpretación para la cuenca de Campos, propuso diversas áreas prospectivas de exploración en los campos Barracuda, Caratinga, South Marlim y East Marlim. Después de obtener su doctorado en ciencias de la tierra de la Universidad de Rennes, en Francia, Jobel tuvo a su cargo la evaluación de la estratigrafía, los sistemas depositacionales y los sistemas petroleros para el equipo de interpretación de la cuenca de Santos. Antonio C. Capeleiro Pinto es gerente del equipo de diseño de proyectos de desarrollo de Petrobras para el proyecto presalino de la cuenca de Santos desde el año 2008, con base en Río de Janeiro. Ingresó en Petrobras en el año 1983 para trabajar en operaciones de manejo de yacimientos y simulación de flujo. En 1994, se incorporó en el equipo de proyectos asignado al desarrollo del complejo Marlim y posteriormente fue coordinador de yacimientos de ese equipo. Su misión siguiente fue la coordinación del programa de Petrobras de producción de petróleo pesado en el área marina. Además, fue gerente del grupo de tecnología de yacimientos del Centro de Investigaciones de Petrobras (CENPES) desde el año 2003 hasta el año 2006 y, posteriormente, jefe del equipo de proyectos de desarrollo de fase temprana del Departamento de E&P. Autor de más de 40 artículos técnicos, la sección brasileña de la SPE designó a Antonio profesional del año en excelencia técnica. Posee una licenciatura en ingeniería eléctrica del Instituto Militar de Ingeniería (IME), en Río de Janeiro, y una maestría en ingeniería petrolera de la Universidad de Campinas, en San Pablo, Brasil. David Potter es profesor del Departamento de Física y del Departamento de Ciencias de la Tierra y Ciencias Atmosféricas de la Universidad de Alberta, en Edmonton, Canadá. Además es director del programa de la maestría de ciencias en Geociencias Integradas del Petróleo (IPG). En colaboración con la Universidad de Rice, el grupo de David ha investigado los agentes de contraste para uso en resonancia magnética para la generación de imágenes de fracturas y yacimientos. Jean-Francois Poupeau es presidente del grupo de operaciones de perforación de Schlumberger, con base en Houston. Comenzó su carrera en Schlumberger en el año 1985 como ingeniero de campo de Wireline, en el Golfo de México. Desde entonces, Jean-Francois ocupó diversos cargos en Europa, Asia, África y EUA. Obtuvo una licenciatura en geología y una maestría en ingeniería petrolera, ambas de la Universidad de Tulane en Nueva Orleáns. Daniel Resasco se encuentra al frente de la Cátedra Bourne de la Facultad de Ingeniería de Materiales Químicos y Biológicos de la Universidad de Oklahoma, en Norman. Además, es profesor George Lynn Cross, el máximo honor en investigación que concede la Universidad. Recibió el premio Químico del Año de Oklahoma, que otorga la Sociedad Química Americana; el premio Yale por el avance de las ciencias básicas y aplicadas, que otorga la Asociación de Ciencia e Ingeniería de Yale, Universidad de Yale, New Haven, Connecticut, EUA; fue premiado con la beca Regents por las actividades de Investigación Superior y obtuvo la cátedra Sam A. Wilson de la Universidad de Oklahoma.

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El trabajo de su grupo sobre nanohíbridos a base de sílice/SWNT interfacialmente activos fue seleccionado por el AEC para ser aplicado en la industria del petróleo y el gas. Daniel obtuvo su licenciatura en ingeniería química de la Universidad Nacional del Sur, en Bahía Blanca, Argentina, y un doctorado de la Universidad de Yale. Charles Royce es vicepresidente de ventas y mercadeo de Oceaneering International, Inc., en Houston. Comenzó su carrera en el área de los vehículos operados en forma remota (ROV), en 1976, como operador de ROV marinos para Martech y trabajó en el Golfo de México, la Costa Oeste de EUA y Brasil. Además, trabajó para Jered, la primera compañía de servicios que se especializó en vehículos ROV, y para Perry Oceanographics, una compañía fabricante de ROV. Se desempeña en Oceaneering desde 1988, donde ha ocupado diversos cargos de venta. Charles obtuvo una licenciatura de la Universidad de Houston. Paul Sims se desempeña como campeón de productos de Schlumberger con base en Clamart, Francia. Es responsable de la dirección del desarrollo de nuevos productos y de la introducción de las pruebas de superficie y de las ameradas. Ingresó en Schlumberger en el año 2004 como ingeniero de campo, en Australia, antes de convertirse en gerente de servicios de campo y luego gerente de localizaciones para Malasia Oriental, Brunei y Filipinas. Paul posee licenciaturas en ingeniería petrolera y en finanzas, ambas de la Universidad de Australia Occidental en Perth. Sivasubramanian Somu se desempeña como investigador científico asociado en el Centro de Ciencias e Ingeniería Nanoescalares para Nanomanufactura de Alto Rendimiento de la Fundación Nacional de Ciencias (NSF), en la Universidad del Noreste en Boston, Massachussets. Es autor de más de 50 artículos de publicaciones y actas de conferencias y se desempeña como árbitro para diversas publicaciones de ciencia e ingeniería. Cuenta con más de siete años de experiencia en métodos de fabricación estándar para dispositivos de estado sólido, sistemas nanoelectromecánicos y diversos dispositivos magnéticos con su caracterización. Sus proyectos actuales incluyen el desarrollo de nanointerruptores biestables, sensores químicos multifuncionales basados en nanotubos de carbono de pared simple (SWNT) y estudios de transporte electrónico en SWNT. Obtuvo su doctorado en física de la Universidad del Noreste. Kumud Sonowal se desempeña como especialista en soporte técnico de perforación para Zakum Development Company en Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos. Antes de ingresar en Schlumberger como ingeniero especialista en perforación direccional en el año 2006, trabajó como ingeniero de perforación senior en Oil India Limited, donde comenzó su carrera en 1999. Además, se desempeñó como ingeniero de operaciones de perforación para Maersk Oil, en Abu Dhabi, desde el año 2009 hasta el año 2010. Kumud posee una licenciatura en ingeniería minera de la Escuela de Minas de la India, en Dhanbad, Jharkhand, India. James M. Tour se desempeña como profesor de química, ciencias de la computación e ingeniería mecánica y ciencia de los materiales en la Universidad de Rice en Houston. Allí se especializa en diversas áreas de investigación de la nanotecnología. Luego de integrar 11 años el cuerpo docente del Departamento de Química y Bioquímica de la Universidad de Carolina del Sur en Columbia, EUA, ingresó en el Centro de Ciencias Nanoescalares de la Universidad de Rice

para concentrarse en diversas áreas de la nanociencia, incluida la investigación del carbón verde para la recuperación mejorada de petróleo y la extracción ecológica de petróleo y gas. El trabajo de su grupo sobre la utilización de nanomateriales de carbono funcionalizados para ayudar a determinar la información química y ambiental de fondo de pozo fue financiado por el AEC. Miembro de la Asociación Americana para el Avance de la Ciencia, recibió el premio Feynman en nanotecnología y el premio al logro en nanotecnología del Centro de Tecnología de Houston. James obtuvo su licenciatura en química de la Universidad de Siracusa, en Nueva York; su doctorado en química organometálica y química orgánica sintética de la Universidad de Purdue, en Lafayette Oeste, Indiana, EUA; y realizó cursos postdoctorales en química orgánica sintética en la Universidad de Wisconsin, en Madison, EUA, y en la Universidad de Stanford en Palo Alto, California. John Ullo obtuvo una licenciatura en física del Instituto Politécnico Rensselaer en Troy, Nueva York, y un doctorado en física nuclear del Instituto de Tecnología de Massachussets en Cambridge. Ahora, se desempeña como consultor independiente sobre iniciativas de investigación futuras, luego de una carrera de 30 años en la Schlumberger Technology Corporation. Muchos de sus intereses actuales incluyen la adaptación de las nuevas nanotecnologías y aplicaciones a los problemas de exploración y extracción de petróleo y gas, y el manejo a largo plazo de subproductos tales como el dióxido de carbono. Estos abarcan nuevos materiales y sistemas de sensores para operaciones en ambientes rigurosos y la nueva exploración de los procesos fundamentales que rigen el transporte de fluidos y partículas en medios porosos complejos. John integra los comités asesores externos de la Universidad A&M de Texas, en College Station (Ingeniería Nuclear); la Universidad del Noreste (Centro de Nanomanufactura de Alto Rendimiento); Universidad de Princeton en Nueva Jersey, EUA (Ingeniería Civil y Ambiental); Universidad de Boston (Consejo de Liderazgo para la Facultad de Ingeniería y el Grupo de Asesoramiento para los Premios Ignition); Universidad de Texas (AEC); y el Laboratorio Nacional de Oak Ridge (PRIMER Centro de Investigaciones de Fronteras Energéticas). Andrea Zerilli se desempeña como investigador científico en el Centro de Investigación y Geoingeniería de Schlumberger Brasil en Río de Janeiro. Con más de 30 años en la industria petrolera y experiencia mundial en actividades de Investigación y Desarrollo, sus intereses incluyen las tecnologías electromagnéticas (EM) emergentes, de lectura profunda, las nuevas tecnologías EM marinas de alta resolución y tecnologías geofísicas integradas para el fondo marino, el desarrollo de soluciones integradas y el manejo de proyectos multidisciplinarios de Investigación y Desarrollo y proyectos de múltiples productos. Antes de ingresar en Schlumberger en el año 2003, trabajó para la Eni, en Italia, como líder de proyectos de investigación, para KMS Technologies en Houston como director de geofísica integrada, para el Servicio Geológico de EUA en Denver como científico visitante, para la Escuela de Minas de Colorado en Golden, EUA, como investigador asociado, y para la Universidad Macquarie, en North Ryde, Sydney, New South Wales, Australia. Conferenciante invitado y organizador de muchas reuniones de sociedades técnicas, Andrea posee una licenciatura en ciencias de la tierra de la Universidad de Parma en Italia. Se utiliza un asterisco (*) para denotar una marca de Schlumberger.

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Esquistos bituminosos. Las lutitas petrolíferas son abundantes, pero la extracción del petróleo que contienen es a la vez complicada y costosa. En el pasado, estas rocas eran socavadas y cargadas en instalaciones de superficie para generar hidrocarburos líquidos. Ahora, las compañías están probando métodos para calentar la roca en sitio y producir el petróleo en forma convencional. La tecnología de campos petroleros puede desempeñar un rol clave en la evaluación de la riqueza potencial y el rendimiento de los depósitos de lutitas petrolíferas. Operaciones en el Ártico. Si bien constituye sólo un 6% de la superficie terrestre, el Ártico aloja aproximadamente un 30% de las reservas no descubiertas de gas y un 13% de las reservas no descubiertas de petróleo de todo el mundo. Las actividades de exploración y producción en el Ártico implican numerosos desafíos, entre los que se encuentran un clima riguroso, una estación operacional corta, condiciones complejas de superficie y subsuelo somero, y un ambiente frágil. Este artículo examina los primeros descubrimientos de hidrocarburos y analiza la utilización de las tecnologías existentes e innovadoras, necesarias para encarar los problemas singulares de las operaciones de exploración, desarrollo y producción en esta región remota. Recuperación mejorada de petróleo. Para ayudar a satisfacer las demandas energéticas actuales y futuras, la industria de E&P debe recuperar de los pozos existentes todo el petróleo que resulte económicamente factible. Después del proceso de inyección de agua, el volumen sustancial del recurso remanente constituye el objetivo de las técnicas de recuperación mejorada de petróleo (EOR), que incluyen los métodos de inyección de fluidos calientes, gas miscible y químicos. Este artículo analiza los fundamentos de las técnicas EOR e incluye algunos casos de estudio recientes de Medio Oriente y EUA.

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NUEVAS PUBLICACIONES

aporte radical para nuestro entendimiento de la tecnología. Nelson MR: European Affairs (Abril-mayo de 2010), http://www.europeaninstitute.org/ April-May-2010/w-brian-arthurs-qthe-nature-oftechnology-what-it-is-and-how-it-evolvesq.html (Se accedió el 8 de junio de 2010)

La naturaleza de la tecnología: Qué es y cómo evoluciona

La ciencia y las decisiones: Presentación de la evaluación de riesgos

W. Brian Arthur Free Press, división de Simon & Schuster, Inc. 1230 Avenue of the Americas Nueva York, Nueva York 10020 EUA 2009. 256 páginas. USD 27.00

National Research Council (Consejo Nacional de Investigación) The National Academies Press 500 Fifth Street NW Washington, DC 20055 EUA 2009. 424 páginas. USD 54.95

ISBN 978-1-4165-4405-0

De qué modo funciona la tecnología, cómo evoluciona y de qué forma incita a que se produzca el cambio económico son algunas de las preguntas exploradas en este libro que hace reflexionar. Mediante abundantes ejemplos, que se extienden desde las invenciones históricas hasta las actuales maravillas de la alta tecnología, el autor explica cómo surgen las nuevas tecnologías transformadoras y de qué manera funciona realmente la innovación. Contenido: • Las preguntas • Combinación y estructura • Los fenómenos • Dominios, o mundos a los que se ingresa para visualizar qué puede lograrse en ellos • La ingeniería y sus soluciones • El origen de las tecnologías • La profundización estructural • Revoluciones y redominaciones • Los mecanismos de la evolución • La economía que evoluciona a medida que evolucionan sus tecnologías • ¿En qué lugar nos hallamos con esta creación que nos es propia? • Notas, Bibliografía, Índice De vez en cuando, aparece un libro que cubre un tópico seminal de manera tan reveladora que debe ser leído por todos aquellos que quieran entender la sociedad y la cultura en que vivimos. La naturaleza de la tecnología es ese tipo de libro: proporciona una comprensión fundamental de qué es, de dónde proviene y cómo evoluciona la tecnología. . . Para todo aquél que lea este libro será evidente que W. Brian Arthur ha efectuado un

ISBN 0-309-12046-2

Los nanomateriales: Mecánica y mecanismos

K.T. Ramesh Springer 233 Spring Street Nueva York, Nueva York 10013 EUA 2009. 316 páginas. USD 169.00 ISBN 078-0-387-09782-4

Mediante la integración de gran parte de la nueva literatura sobre los nanomateriales, este libro cumple con el objetivo de brindar al lector una comprensión básica de la mecánica de los nanomateriales y explicar puntos de vista acerca de estos nuevos materiales que podrían ser útiles tanto para la investigación como para las aplicaciones prácticas. Contenido: • Los nanomateriales • Fundamentos de la mecánica y de los materiales • Mecánica y materiales nanoescalares: Técnicas experimentales • Propiedades mecánicas: densidad y elasticidad • La deformación plástica de los nanomateriales • Los procesos de falla mecánica en los nanomateriales • Los mecanismos dominantes en términos de escala en los nanomateriales • Modelado de los nanomateriales • Referencias. Índice El autor aporta numerosos ejemplos a lo largo del texto, los cuales respaldan la comprensión conceptual general además de mostrar casos reales. . . . Muy recomendado. Guesche G: Choice 287, Nº 3 (Noviembre de 2009): 535

Como actualización del libro de las Academias Nacionales publicado en 1983, Evaluación de Riesgos en el Gobierno Federal (también conocido como el Libro Rojo), esta nueva edición proporciona recomendaciones prácticas, científicas y técnicas, para encarar los desafíos que se presentan en materia de evaluación de riesgos con respecto a la protección de la salud pública y del medio ambiente. Contenido: • Introducción • Evolución y utilización de la evaluación de riesgos en la Agencia de Protección Ambiental: Práctica actual y perspectivas futuras • El diseño de la evaluación de riesgos • Incertidumbre y variabilidad: Los elementos recurrentes y recalcitrantes de la evaluación de riesgos • Hacia un enfoque unificado para la evaluación de la relación dosis-respuesta • Selección y uso de valores predeterminados • Implementación de la evaluación de riesgos acumulados • Mejoramiento de la utilidad de la evaluación de riesgos • Hacia una toma de decisiones mejorada basada en riesgos Este informe del NRC sugiere enfoques para superar los obstáculos que se plantean para una efectiva evaluación de riesgos, tales como las prolongadas demoras en la evaluación de problemas complejos, las grandes incertidumbres que surgen por la falta de datos, la acumulación de trabajo que implican los productos químicos que no han sido evaluados, y el desarrollo continuo de materiales nuevos que exigen estudio. . . .

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El informe es un logro fundamental. Aborda con audacia las preguntas que muchos de sus predecesores legendarios y la mayoría de los otros trabajos sobre evaluación de riesgos no se formulan o no llegan a responder. Brewer GD: Science 325, Nº 5944 (28 de agosto de 2009): 1075-1076

global: síntesis y nuevos órdenes del día para el siglo veintiuno. • Índice Este libro constituye un excelente panorama general de los efectos presentes y potenciales que el cambio climático ejerce sobre diversos paisajes. . . . Aunque los capítulos están redactados por diversos autores, el estilo y la calidad son uniformes y de buen nivel en todo el texto. . . . Las ilustraciones son abundantes y bien realizadas. . . . Sumamente recomendado. Sasowsky W. Choice-47, Nº 7 (Marzo de 2010):1315

• Otras lecturas sugeridas, Glosario de Términos, Índice Su descubrimiento sorprendente es que la contracción de Tetis alcanzó un punto crucial hace 65 millones de años. Al reducirse la distancia que los separaba uno del otro, los continentes bloquearon la circulación oceánica global, lo cual hizo que la Tierra se enfriara más. Stow alega que estos cambios, y no el impacto de un asteroide, provocaron el evento que implicó la extinción del período Cretáceo Terciario. Este libro brinda un aporte bien argumentado para uno de los grandes debates científicos de los últimos 30 años. Beard, J. New Scientist (3 de junio de 2010), http://www.newscientist.com/blogs/culturelab/ 2010/06/a-sea-change-in-earths-pehistory.html. (Se accedió el 23 de septiembre de 2010)

La geomorfología y el cambio ambiental global

Olav Slaymaker, Thomas Spencer y Christine Embleton-Hamann (eds) Cambridge University Press 32 Avenue of the Americas Nueva York, Nueva York 10013 EUA 2009. 450 páginas. USD 83.00 ISBN 978-0-521-87812-8

Redactados por 27 geocientíficos líderes de muchos países, los 15 capítulos de este libro proveen una declaración que constituye un punto de referencia sobre el estado actual del medio ambiente y los cambios potenciales que se presentan para éste. Además, se centra en los catalizadores del cambio de paisaje, además del clima, e incluye el hidroclima, las variaciones del nivel del mar y la actividad humana. Contenido: • El paisaje y los procesos a escala de paisaje como el nicho no cubierto en el debate acerca del cambio ambiental: Una introducción • Las montañas • Los lagos y las áreas de captación de lagos • Los ríos • Los estuarios. Los pantanos costeros, las llanuras de marea y las dunas costeras • Las playas, los acantilados y los deltas • Los arrecifes de coral • Las selvas tropicales • Las sabanas tropicales • Los desiertos • Los paisajes mediterráneos • Los bosques y tierras de pastoreo templados • La tundra y la taiga dominada por la presencia de permafrost • Mantos de hielo y casquetes glaciares • El paisaje, los procesos a escala de paisaje, y el cambio ambiental

Volumen 22, no. 3

El océano desaparecido: Cómo Tetis remodeló el mundo Dorrik Stow Oxford University Press 198 Madison Avenue Nueva York, Nueva York 10016 EUA 2010. 288 páginas. USD 29.95 ISBN 978-0-19-921428-0

Al perseguir su quimérico mar, Stow navegó cada océano (salvo, por supuesto, el que sigue siendo su favorito), y vuelve a contar su historia mediante un viaje de descubrimiento autobiográfico personal. En ese carácter, este libro es un himno de alegría para la vida de un geólogo activo que viaja por el globo. . . El océano desaparecido es un patrimonio de conocimiento nutritivo, revelado a través de la historia del Reino de Tetis . . ., [y] un libro de lectura general, ideal para los estudiantes y para aquellos muy leídos en las ciencias naturales. Nield, T. Geoscientist 20, Nº 8 (Agosto de 2010): 8, http://www.geolsoc.org.uk/gst/geoscientist/page 8407.html (Se accedió el 20 de septiembre de 2010).

El autor ofrece pruebas científicas de la existencia de un océano hoy desaparecido, denominado Tetis, que existió durante casi doscientos cincuenta millones de años. Describe las fuerzas que modelaron el océano, la vida marina que éste albergaba, el modo en que la vida marina creó posteriores depósitos ricos en petróleo y el impacto de las corrientes oceánicas en el medio ambiente y el clima. Contenido: • Tetis, la diosa del mar • Pangea, el supercontinente, y el nacimiento de Tetis • La extinción, la evolución y los grandes ciclos de vida • La fecundidad de Tetis en los mares jurásicos • De la muerte negra al oro negro • La mayor inundación de todos los tiempos: El surgimiento y la desaparición de los mares • El final de una era: El debate continúa • Retrato de la ruta marítima de Tetis • El océano en proceso de cierre. La montaña en proceso de surgimiento • La agonía de un océano • Epílogo: Perspectiva sobre el futuro

Terremotos y deformación volcánica

Paul Segall Princeton University Press 41 William Street Princeton, Nueva Jersey 08540 EUA 2010. 458 páginas. USD 90.00 ISBN 978-0-691-11302-7

Este libro de texto se centra en la medición de la deformación de la corteza terrestre para interpretar los datos obtenidos con los receptores del sistema de posicionamiento global (GPS), el radar interferométrico (InSAR) y los medidores de esfuerzo e inclinómetros de pozos. El autor utiliza modelos mecánicos de terremotos y

procesos volcánicos, y proporciona fundamentos físicos y matemáticos para los modelos. Segall subraya los métodos analíticos de la mecánica del continuum. También se incluyen cálculos modelos y comparaciones entre predicciones de modelos y datos de campo provenientes de las actividades sísmicas y volcánicas de todo el mundo. Contenido: • Las leyes de la deformación, el esfuerzo y la conservación • Modelos de dislocación de las fallas de desplazamiento de rumbo • Fallas de desplazamiento de echado y dislocaciones en tres dimensiones • Modelos de fisura de fallas • La heterogeneidad elástica • La relajación postsísmica • La deformación volcánica • La topografía y la curvatura de la tierra • Los efectos gravitacionales • Los efectos poroelásticos • La fricción de las fallas • La deformación intersísmica y los modelos de ciclos de límites de placas • Apéndice A: Transformadas integrales • Apéndice B: Solución de la ecuación de difusión • Apéndice C: Desplazamientos debidos al modelo de fisura de la falla de desplazamiento de rumbo por integración de curvas de contorno • Índice El libro es el primero en concentrarse en los modelos utilizados para relacionar las fallas del subsuelo y el movimiento del magma con la deformación superficial. . . . Es un libro oportuno y bien redactado que presenta las herramientas matemáticas necesarias para interpretar el efecto de los nuevos datos sobre la deformación de la superficie. Para encontrar el mismo material cubierto en este libro de texto, un científico tendría que investigar centenares de trabajos y libros científicos y aunque lo hiciere no vería que los tópicos estuvieran presentados con tanta claridad o acompañados de los nuevos adelantos producidos en este tema. Pritchard M.: “Deformation Explained,” Nature Geoscience 3, Nº 8 (Agosto de 2010): 515

Segall . . . proporciona el primer trabajo sobre el tema que destaca, desde una base matemática exhaustiva, nuevas ideas sobre la teoría básica de los modelos mecánicos y aplicaciones de los sistemas GPS e InSAR para mejorar la comprensión de los procesos de deformación de la Tierra. . . . Muy recomendado. Grose TLT: Choice 48, Nº 1 (Septiembre de 2010): 126

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es excelente como referencia, pero su buena organización y su redacción clara también hacen que sea útil como manual de instrucción, completo con ejercicios. . . . Esencial. Sasowsky, ID: Choice 47, Nº 12 (Agosto de 2010): 2358

Elementos esenciales del paleomagnetismo

Lisa Tauxe, con aportes de Robert F. Butler, Rob Van der Voo y Subir K. Banerjee University of California Press 2120 Berkeley Way Berkeley, California 94704 EUA 2010. 512 páginas. USD 49.95 ISBN 978-0-52026031-3

El libro de texto —basado en las notas de curso de Tauxe provenientes del Instituto Oceanográfico de Scripps en San Diego, California, donde esta autora es profesora de geofísica— se centra en la extracción y la utilización de datos de rocas y paleomagnéticos en aplicaciones arqueológicas, geológicas y geofísicas. El libro describe tanto la teoría como la práctica del paleomagnetismo. Contenido: • La física del magnetismo • El campo geomagnético • Magnetismo inducido y remanente • Anisotropía y dominios magnéticos • La histéresis magnética • La mineralogía magnética • Cómo las rocas se magnetizan y permanecen magnetizadas • El magnetismo aplicado de las rocas (ambiental) • Obtención de una dirección paleomagnética • La paleointensidad • Las estadísticas de Fisher • Más allá de las estadísticas de Fisher • Los tensores paleomagnéticos • El campo geomagnético antiguo • La GPTS y la magnetoestratigrafía • Aplicaciones tectónicas del paleomagnetismo • Apéndices, Bibliografía Recomendar la compra de un libro cuyo contenido se puede encontrar en Internet sin cargo podría parecer inusual, pero este libro excepcional e importante merece que se lo recomiende. El contenido ha sido testeado en forma exhaustiva por diversos usuarios, y varios expertos también han realizado sus aportes para el trabajo. En general, el libro

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La ola: En búsqueda de los ogros, monstruos y gigantes del océano

Susan Casey Doubleday, división de Random House, Inc. 1745 Broadway Nueva York, Nueva York 10019 EUA 2010. 352 páginas. USD 27.95

[Susan Casey] examina las olas grandes desde todos los ángulos, y profundiza con aquellos que conocen el fenómeno muy de cerca. . . . Casey alega de modo convincente y entretenido (con hábiles trepadores de precipicios y todo lo demás) que existe un monstruo, poco conocido hasta ahora en nuestro medio . . . Insta a los científicos a que se formulen la gran pregunta. . . . Casey tiene dominio fluido de los aspectos intrincados, conoce la especialidad y escribe con lucidez, para que el resto de nosotros pueda sumarse al paseo. Su narrativa maravillosamente vívida y cinética ofrece una visión clarividente de los peligros del agua; y a veces triunfos agridulces … Entre las imágenes de demolición, Casey se aferra a la magia y la belleza de las olas. Morris, H: “Surf’s Up”: The New York Times Sunday Book Review (17 de septiembre de 2010), http://www.nytimes.com/2010/19/books/review/ Morris-t.html?_r=1&scp=1&sq=The Wave: In the Pursuit of the Rogues (Se accedió el 25 de octubre de 2010).

ISBN 978-0-7679-2884-7

Susan Casey explora la convergencia de la ciencia y la belleza de las olas gigantes; las que los surfistas extremos están dispuestos a montar, que tumban los barcos enormes y desafían a las plataformas de petróleo. Su derrotero oceánico incluye un panorama de las metas de los científicos que consisten en revelar la física de estas olas colosales, los cambios climáticos que están provocando esas olas y el caos que operan estas olas monstruosas. Contenido: • Introducción • La gran empresa • Cascos destruidos • La onda de Schrodinger • El karma, los tiburones tigre y la zanahoria de oro • El adiós de las olas • Los aventureros • “Jamás percibí algo así” • Asesinos • Tiempo meteorológico duro • Egipto • Cortes Bank, una cordillera de montañas bajo el agua • La costa salvaje • Al borde del horizonte • Epílogo • Bibliografía seleccionada

En elogio de la ciencia: Curiosidad, comprensión y avance

Sander Bais The MIT Press 55 Hayward Street Cambridge, Massachusetts 02142 EUA 2010. 192 páginas. USD 24.95 ISBN 0-262-01435-1

El físico teórico Bais alega que los momentos decisivos de la historia de la ciencia han sido acompañados de hitos similares en el cambio social, que afectan nuestra visión de la naturaleza, nuestra percepción de la condición humana y nuestra comprensión del universo y nuestro lugar en él. Describe aquello que él denomina el “círculo de la ciencia” —el microcosmos y el macrocosmos como imágenes especulares— y demuestra la unidad en una secuencia de temas que incluyen la jerarquía de las estructuras, las fuerzas de la naturaleza, la evolución cosmológica y el desafío de la complejidad. También se analizan los obstáculos que encuentra la ciencia en un mundo dominado por intereses políticos y económicos de corto plazo.

Contenido: • La curiosidad mata el prejuicio … Marcos de referencia; codificación y decodificación; La curiosidad y el placer de descubrir cosas; Según fuentes confiables; El cruce de fronteras; La persistencia del prejuicio; Revelación de la madre tierra; El trueno, el relámpago y los agujeros negros; Desde la evolución hasta el HIV; La lucha contra el miedo. • La doble hélice de la ciencia y la tecnología: Cuestiones básicas; Oferta y demanda; La ciencia empírica; La máquina del conocimiento; Qué no puede hacer la ciencia. • Momentos de decisión; El uróboros de la ciencia; La empresa científica; Las estructuras; Hacia fuera: El macrocosmos; Hacia adentro: El microcosmos; Las escalas; Las cuatro fuerzas fundamentales; El círculo de las ciencias; Las tecnologías; La evolución cósmica; Una naturaleza, Una ciencia; Preguntas esenciales; La búsqueda del origen; El desafío de la complejidad. • La búsqueda de la verdad: Los hechos hablan por sí mismos; El Discurso del Método; Un intermezzo restringido; ¿Se deja a Popper de lado?; Una sociología de la ciencia; ¿Pasa la ciencia a ser Google†?; La ciencia y el corazón de la cultura. Este atractivo librito es muchas cosas a la vez: un texto para la mesita del café, una carta de amor para la ciencia y un bastión contra el analfabetismo científico .... La pasión de Bais por la ciencia y su respeto por sus métodos son contagiosos, incluso cuando sus meditaciones a veces parecen aleatorias y mezcladas cuando pasea desde la negación del HIV hasta la teoría de cuerdas, del postmodernismo a las peta-máquinas. Gefter, A. New Scientist 205, Nº 2749 (Febrero de 2010): 48 † Google es una marca de Google, Inc.

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