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Al ritmo de las nuevas tecnologías

20/09/2010 | ARGENTINA | Notas Destacadas | 5090 lecturas | 738 Votos



Son cada vez mayores los esfuerzos necesarios para identificar y acceder a las reservas de hidrocarburos. Las tecnologías sísmicas avanzan a grandes pasos para estar a la altura de los nuevos desafíos.




Este Informe Especial hace foco en los avances de la sísmica. A través de nuevas técnicas y herramientas se logran estudios cada vez más precisos de los yacimientos, lo que posibilita perforar cada vez con mayor precisión, mejorando la recuperación de hidrocarburos.


Las aplicaciones de la sísmica posibilitan el descubrimiento de petróleo en yacimientos no convencionales –nuevas fronteras-; Asimismo, han permitido notables progresos en la mejora del factor de recobro en yacimientos convencionales, incluidos los denominados campos maduros.


Las mejoras tecnológicas involucran progresos no sólo en la calidad de las imágenes, en sensores y en vibradores; “probablemente los adelantos técnicos más impresionantes estén dados en el terreno de la interpretación de los datos sísmicos”, explica Gustavo Carstens, de la Asociación Argentina de Geólogos y Geofísicos Petroleros. El offshore brasileño es hoy por hoy un verdadero “banco de pruebas” de la tecnología de última generación, donde se valoran, cada vez más, técnicas como la sísmica 4D, una herramienta de caracterización de reservorios que permite prolongar la vida productiva del campo y examinar las propiedades dinámicas de los yacimientos. Una futura (y necesaria) nueva etapa de exploración intensiva en la Argentina encontraría en los permanentes avances de la sísmica una poderosa herramienta para alcanzar el objetivo de recuperar reservas hidrocarburíferas, y generar nuevos horizontes de desarrollo en cuencas hasta ahora sub-exploradas o inexploradas tanto en tierra como en el offshore.


EXPLORACIÓN: NUEVAS HERRAMIENTAS EN EL HORIZONTE DE LA SÍSMICA


No hay dudas, el mundo necesita hidrocarburos y, para conseguirlo, se hacen perforaciones cada vez más profundas lo cual implica un fuerte aumento de costos y riesgos. Un pozo de ExxonMobil en el yacimiento ruso de Sakhalin-1 ostenta el récord de 11.700 metros de profundidad. Este simple dato demuestra el desafío que enfrentan geocientíficos e ingenieros para identificar y acceder a las reservas de hidrocarburos. A medida que pasa el tiempo, las exigencias serán mucho mayores tanto para encontrar nuevas zonas como para explotarlas racionalmente. En este contexto, la pregunta del millón es: ¿Cómo encontrar, acceder y explotar inteligentemente este recurso del cual la sociedad moderna es tan dependiente? Los geofísicos tienen su propia respuesta y ésta se centra en la sísmica.


Los especialistas consultados coinciden en entender que la interpretación de los datos sísmicos reflejados en la imagen es una de las disciplinas que más ha evolucionado en la última década. “La técnica 3D –la más utilizada en la actualidad- ha avanzado muchísimo en términos de posibilidad de inferencias y, sobre todo, en relación a la calidad de resolución de las imágenes”, opinó Sifgrido Nielsen, miembro de la Asociación Argentina de Geólogos y Geofísicos Petroleros (AAGGP). Por su parte, Juan La Vecchia, gerente de Geofísica de E&P de YPF, aseguró que las innovaciones que se esperan no sólo están relacionadas a la calidad de las imágenes sino también a los sensores. “Pasamos de geófonos a acelerómetros -de sísmica de un componente a sísmica multicomponente-, así como disparo o adquisición con mayor número de canales. Esto para aplicaciones específicas, como por ejemplo, obtención de ondas S para prospección de proyectos de gas, y el monitoreo de campos en producción con recuperación asistida, mediante la aplicación de sísmica 4D”, dijo.


Gustavo Carstens, de la AAGGP, detalla: “los geófonos multicomponentes son más grandes que los comunes y necesitan tener una orientación definida y estar perfectamente nivelados, situación que dificulta bastante su empleo en el campo. En la actualidad, existen acelerómetros digitales que permiten eliminar esos problemas”. Carstens asegura que se ha registrado un gran avance en los vibradores. “No sólo han incrementado su tamaño sino también han evolucionado en la forma en que se puede controlar su desempeño, ya que se pueden analizar todos y cada uno de los barridos realizados durante el registro. Además, al estar dotados de sistemas de posicionamiento GPS, es posible controlar su correcta ubicación en todo momento”, explica en el informe “Evolución de los Métodos Geofísicos de Prospección”.


LA SÍSMICA 4D


La técnica 4D -o símica con lapso de tiempo- ha sido probada como una herramienta de manejo del yacimiento. Consiste en repetir un proyecto 3D a ciertos intervalos de tiempo para poder observar las variaciones dinámicas de un yacimiento en explotación. Es una herramienta de caracterización de reservorios y no de exploración. En este caso la nueva dimensión que se incorpora es el tiempo. Con la adquisición de imágenes de sísmica sucesivas en el mismo campo en producción, los geofísicos pueden identificar el petróleo desviado, optimizar la inversión en la perforación y manejar de mejor manera los programas de inyección. La clave para la sísmica 4D es la repetición constante. Nielsen explica las dos formas de aplicación de esta técnica. “La primera es cuando se deja el equipo, los sensores, en el campo y se va registrando. La segunda es cuando se retira el equipo y luego se lo ubica nuevamente intentando que sea todo igual. Se trata de repetir las mismas condiciones, eso a veces no se logra”. Y agrega: “La técnica 4D se usa muy poco porque es extraordinariamente costosa y realmente debe justificarse. Se utiliza en yacimientos muy ricos, de mucha productividad y donde hay mucha reserva por recuperar. En Argentina, esta técnica se ha utilizado sólo en pruebas piloto”.


GRANDES AVANCES EN LA INTERPRETACIÓN


La innovación tecnológica también se ve a la hora de analizar la información. Los registros de las ondas sísmicas producen una gran cantidad de datos que deben ser analizados en las llamadas supercomputadoras, las cuales son las encargadas de formar las imágenes. Los geólogos de Chevron aseguran en su website que “el software para analizar las imágenes continúa mejorando y cada vez hay computadoras más avanzadas que permiten en días realizar análisis de datos que antes llevaban meses”. Carstens coincide al afirmar que “probablemente los adelantos técnicos más impresionantes estén dados en el terreno de la interpretación.


El uso de las estaciones de trabajo interactivas, los programas de visualización, los centros de realidad virtual y otras herramientas hacen posible extraer una enorme cantidad de información de los datos sísmicos”. Así, uno de los roles fundamentales de estas herramientas de software consiste en simplificar los temas complejos relacionados con las escalas, los datos y la incertidumbre. Los volúmenes sísmicos adquiridos con la técnica de repetición (3D) o de lapso de tiempo (4D) se utilizan para monitorear los cambios producidos en el yacimiento a través del tiempo, examinando la dinámica del mismo. Esto implica a menudo el mapeo de los atributos sísmicos obtenidos a partir de la amplitud, fase y contenido de frecuencia. Así, los pozos se pueden diseñar para que penetren en la zona del yacimiento de máxima calidad, lo cual permitirá optimizar la producción y el drenaje de hidrocarburos.


EL DESAFÍO DE REDUCIR COSTOS EXPLORATORIOS


Siempre teniendo en cuenta cuán costosa es la exploración, es fundamental esta información inicial a la hora de evaluar las reservas con mayor certeza. Germán Zuluaga, de WesternGeco, asegura que “uno de los desafíos más importantes para el futuro está en reducir los riesgos de exploración y aumentar la recuperación de manera eficiente”. Si bien las compañías han estado utilizando imágenes sísmicas durante los últimos 80 años, la evolución tecnológica le dio precisión y eficacia al método. “La tecnología de imágenes sísmicas ayudó a Chevron a aumentar la tasa de descubrimiento, que promedió el 57% en 2009”, informan en su página Web. Explotación inteligente parece ser la consigna que moviliza la innovación.


Las compañías operadoras consiguen una mejor explotación de los campos mediante la combinación de imágenes sísmicas con datos convencionales de yacimientos. De este modo, descubren formas de aprovechar mejor su información sísmica, trascendiendo los límites de la exploración, para extraer datos adicionales que les permite evaluar sus reservas con mayor certeza, desarrollar sus descubrimientos con más efectividad y producir petróleo y gas de manera más efectiva desde el punto de vista de los costos. En los últimos años, las imágenes sísmicas se han convertido más que nunca en una herramienta indispensable para las compañías de petróleo y gas. “La precisión es esencial. Cuanto mejores son las imágenes, menos cantidad de pozos improductivos se perforarán”, señalan en Chevron.


LA SÍSMICA EN LA ARGENTINA


A esta altura, la pregunta es si la Argentina está actualizada a la hora de hablar de sísmica y la respuesta tiene bemoles. La Vecchia asegura que “los equipos utilizados por las compañías de sísmica que trabajan en el país cumplen con el estándar a nivel internacional y fueron renovados a partir de los cambios técnicos en los pliegos de YPF durante el año 2008”. Y agrega: “Argentina está cerca de lo aplicado en Medio Oriente o en Estados Unidos en la actualidad. Hay algunas tecnologías en lo que respecta a adquisición sísmica con las que puede contarse en el momento de ser requeridas para alguna tarea especial, pagando el costo de traslado, similar a lo ocurrido para cualquier mercado de tipo spot”, aseguró el gerente de YPF. Asimismo, agregó que en lo que respecta a sísmica marina, “la actividad no permite contar con barcos de última tecnología con base en Argentina, se puede contar con la tecnología estándar del mercado con disponibilidad en contra estación con el hemisferio Norte”. Sigfrido Nielsen opina que: “En general, nuestro país está a nivel internacional, aunque es cierto que la tecnología tarda en instalarse. En comparación con América Latina, se está utilizando la misma tecnología. En comparación con el primer mundo, depende pero creo que el atraso no es significativo”.


LA EVOLUCIÓN DE LA SÍSMICA


Haciendo historia, comprobamos que la sismología moderna comenzó allá por la década del 20 y se destacaron dos eras: La primera fue la de la sísmica 2D, que duró desde el final de los años 20 hasta el principio de los años 80. Y la segunda es la de la sísmica 3D. El avance tecnológico no detuvo su paso y así como la 3D siguió a la 2D, ahora estamos en la puerta de las imágenes 4D. Al incorporar la dimensión del tiempo, el objetivo es detectar las variaciones en la presión y en la saturación para una mejor ubicación de los pozos, prolongar la vida productiva del campo y examinar las propiedades dinámicas de los yacimientos.


WesternGeco, de Schlumberger, es una de las empresas que utiliza esta herramienta y desarrolló un método para construir mapa de fallas y subsidencia -las cuales son determinantes a la hora de conocer el comportamiento del yacimiento- además de la influencia en el flujo del agua inyectada y así, evitar peligros al momento de la perforación. Desde Brasil, Zuluaga comenta detalles de un caso de éxito. “Recientemente aquí fue realizado un proyecto WAZ donde las reservas existentes están por debajo formaciones de sal y con estructuración compleja. Además de utilizar la tecnología en Q-MAZ, WAZ, RAZ, WesternGeco ofrece la integración de datos magneto telúricos y de gravedad para mejorar en gran medida las imágenes complejas sub sal. Actualmente estamos experimentando el valor de la integración de estas medidas complementarias, y este año se ejecutó un proyecto integrado de generación de sistema petrolífero integrando además datos sísmicos, electromagnéticos y de procesamiento en las cuencas de Potiguar y Ceara, Brasil”.


BALANCE POSITIVO PARA LA TECNOLOGÍA 4D


Germán Zuluaga se detiene a analizar los beneficios más allá de los costos. Comenta que analistas independientes de la industria evaluaron el impacto económico que la tecnología 4D trae a la región del Mar del Norte. “Llegaron a la conclusión que desde 1996, los proyectos de adquisición 4D han dado como resultado un valor agregado de más de cuatro billones de dólares, más del 6% en reducción en los costos de perforación, mejoras significativas en la previsión de producción e identificación de reservas adicionales con promedio del 5%. Estos resultados hablan por sí mismos”, opina.


PALABRA CLAVE: BRASIL


A la hora de indagar en torno a la exploración y las nuevas tecnologías en sísmica, todo parece indicar que Brasil es la clave. Allí, según Zuluaga, se está viviendo un creciente reconocimiento al beneficio en la aplicación y la aceptación de adquisición 4D. “Importantes empresas han comenzado a hacer inversiones tendientes a mejorar el entendimiento de sus reservatorios y están ejecutando proyectos ya sea Pilotos o Base para futuro 4D. Resultados en proyectos realizados actualmente han demostrado el valor de la tecnología Q-Marine y su aplicación en registros sísmicos con intervalo de tiempo”, dice.


TÉCNICAS DE SÍSMICA EN EL OFFSHORE


El especialista de WesternGeco se centra en el uso de la técnica para exploraciones offshore. Así, comenta que un avance reciente fue la adquisición de datos de forma circular o “Coil-Shooting”; con su uso se logra un full-azimuth (FAZ) utilizando un solo barco. Básicamente la técnica conlleva la adquisición de datos sísmicos marinos siguiendo una trayectoria circular. “El concepto ha existido durante años, pero la aplicación está siendo posible usando la tecnología Q-Marine de WesternGeco que además de posicionamiento controlado de los cables incluye posicionamiento para fuente y receptores individuales o ‘single sensor’ que permite un mejor manejo y atenuación del ruido resultante”, opina. A la hora de evaluar las ventajas, el especialista asegura que esa técnica permite adquirir datos FAZ de forma más eficiente y sin el gasto de múltiples barcos. “Este tipo de geometría de adquisición de datos en forma circular ‘Coil Shooting’ ha sido registrado en el Golfo de México, Indonesia, Turquía y el Mar del Norte. La técnica puede ser aplicada a las condiciones encontradas en diferentes áreas de Sur América”, agrega.


Zuluaga explica que otra técnica de amplia aplicación para adquisición de datos sísmicos marinos es DISCover -se logra gracia al sistema de adquisición sísmica Q-Marine- e involucra la interpolación de datos adquiridos por dos set de cables dispuestos a diferente profundidad. “El objetivo de este diseño es lograr de una manera eficaz datos sísmicos 3D con un ancho de banda mejorado, proporcionando una alta resolución y una mayor penetración de la señal”, dice. ¿Cómo es el paso a paso? Después de registrados, los datos se combinan en el procesamiento para optimizar la relación señal-ruido sobre el ancho de banda. Las aplicaciones potenciales incluyen la mejora de imágenes debajo de capas altamente absorbentes como el basalto y la sal, o la adquisición de datos adecuados para la inversión de propiedades de la roca. Por otro lado, Zuluaga detalla que “datos adquiridos de esta manera responden mejor a condiciones climáticas adversas que los datos adquiridos de manera convencional”.

Fuente: Tecnoil

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