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ONDAS MICRO-SÍSMICAS PASIVAS
833 votos | Novedad Técnica | 26/09/2008


Optimizan la producción de gas y petróleo

En la búsqueda de petróleo y gas, exploraciones geofísicas detonan dinamita o utilizan camiones golpeadores, enviando activamente ondas sísmicas a la tierra para poder medir la reflección acústica desde la formación geológica interna hacia la superficie.

Pero; ¿qué hacen los geofísicos investigadores  cuando la información sísmica convencional no puede registrar cambios dinámicos dentro de los reservorios de gas y de petróleo a medida que éstos responden a cambios de temperatura o presión  por operaciones de extracción con vapor, agua o inyección de dióxido de carbono?


Una nueva generación de geofísicos canadienses han adaptado tecnologías usadas en el sector minero  durante décadas, de manera de poder escuchar pasivamente las ondas que emanan de pequeños sismos en respuesta a las actividades de producción  de petróleo y gas. En la década pasada, Weir Jones Group (Vancouver) y  ESG Canadá Inc. (Kingston) probaron su sistema de monitoreo de terremotos en el área de yacimientos de Alberta. Hoy, su tecnología de monitoreo pasivo de micro-sismos (MPM) es usada para optimizar la producción de petróleo y gas en todo el mundo.


Ya sea estimulación cíclica a vapor en Alberta, inundación en Ghawar, el yacimiento más grande del mundo en Arabia Saudita, inyección de CO2 en Weyburn o una operación de  fractura hidráulica  de 100 toneladas, en todos los casos, la resistencia a la tensión del reservorio se ve excedida.  A medida que se ejerce presión, las rocas chocan y se parten, creando mini-terremotos que van desde 0 hasta -3 grados en la escala de Richter.


Sensores micro-sísmicos  temporales y permanentes de gran resolución (instalados cerca del reservorio o distribuidos cerca de la superficie) miden los cambios dinámicos en reservorios de gas y de petróleo y localizan con exactitud estos eventos acústicos en espacios y tiempos diferentes(X, Y, Z). Cada ubicación de los sensores, conocidas como “nivel” en las series verticalmente dispuestas, se componen de geófonos tri-axiales, orientados a lo largo de los ejes X, Y & Z.


                          

Las series son transportadas dentro del pozo usando wireline o coiled tubing. Son eventos micro-sísmicos, cuya energía es equivalente a la que emana del disparo de un petardo. Puesto de otra forma, estos pequeños estallidos de energía en reservorios geológicos (inducidos por la inyección  de fluidos o gases bajo alta presión) se encuentran a nivel de una billonésima  de la magnitud de los terremotos documentados.



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Los geófonos son de gran fidelidad, con una amplitud de banda de casi 500hertz, que le permiten grabar información acústica hasta un kilómetro desde el epicentro de estos mini sismos. “Los geofísicos del  petróleo y el gas son generalmente entrenados en técnicas sísmicas activas y no están familiarizados con la  teoría micro-sísmica y con su aplicación” explica Bleakly, un geologista. “La micro-sísmica aplica la sismología en el campo del petróleo”. El grupo de ingeniería sismológica (GIS) surgió de un consorcio de geofísicos, construido durante 1980 entre la industria de la minería y la universidad Queen, en Ontario.
Durante la última década, GIS ha usado la micro-sísmica para detectar fracturas para operadoras de petróleo y gas en Canadá y en Estados Unidos.


El monitoreo pasivo micro-sísmico registra, en tiempo real,  el lugar de las fracturas. Desde una perspectiva medio ambiental, la tecnología de MPM ha sido usada exitosamente en arenas petrolíferas de Alberta para monitorear la integridad del casing en pozos de inyección y en la capa de esquistos que contiene el vapor dentro del reservorio. 
Recientemente, han aplicado la tecnología de MPM para detectar la respuesta térmica de arenas petrolíferas a operaciones con  drenaje asistido por gravedad de vapor. En estas operaciones, se inyecta vapor a presiones más bajas que en la ECV.


“El yacimiento Ghawar tiene todo en contra para la adquisición de información sísmica en 4-D”, dice Shivaji Dasgupta, manager del proyecto de micro-sísmica  con el centro de exploración e ingeniería del petróleo Saudí Aramco.  Dasgupta explica que la geología en Ghawar ha excluido el uso del sistema de información sísmica  4-D convencional para optimizar los parámetros sobre la vida del yacimiento. Aramco está actualmente inyectando agua de mar en los costados de este extenso yacimiento, que mide 250km de largo por 30 de ancho. Dado que el reservorio de carbonato Arab-D de Ghawar produce casi el 5 % del suministro mundial de petróleo, la entrada prematura de agua a los pozos representa un serio problema para Aramco.

Según Dasgupta, la señal sísmica del agua de mar que reemplaza el petróleo es extremadamente baja, por lo tanto, el avance de la inyección de agua no puede proyectarse usando información sísmica tradicional. Ésta tampoco puede proyectar determinadas propiedades de las rocas, incluyendo la presencia de micro-fracturas y micro-fallas que podrían llegar a jugar un lugar clave en la inyección. “El monitoreo micro-sísmico pasivo no se preocupa  por las propiedades de las rocas”, comenta. 

“Mide el camino del fluido a través del frente dinámico de la inyección”. “Ghawar está diseñado para la adquisición de información”, dice Dasgupta, describiendo la instalación de un sistema multimillonario, en el año 2007, que cubre un área de 9km2. Aramco perforó 225 pozos de 14 pies en la roca firme de fondo del Desierto Haradh,  y cementaron series permanentes de geófonos tri-axiales  dentro de ellos. Mas de 70km de cables de comunicación de fibra óptica fueron montados en canales y conectados a veloces links de comunicación inalámbricos, permitiendo la transmisión de de grandes cantidades de datos micro-sísmicos en tiempo real, directamente a un centro de procesamiento.


Además de la amplia distribución del sistema de sensores, fueron perforados dos pozos de observación; uno de 400pies y otro de 3.500 (el reservorio de Ghawar está asentado a 6.700pies de profundidad). Una serie de treinta sensores tri-axiales permanentes fueron dispuestos dentro de estos pozos, equipados también con indicadores de temperatura, presión y flujo. 


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El cemento provee un ambiente tranquilo para que los geofonos puedan escuchar y registrar perturbaciones en el reservorio. Con el fin de calibrar el sistema de MPM, Aramco pulsó el inyector a diferentes rangos de presión, observando cambios inmediatos en las propiedades acústicas del reservorio. Las series dispuestas en los pozos de observación, combinadas con una red de 225 sensores sobre el área de estudio, permite observar lo que sucede entre el pozo de producción y el inyector, los cuales están a 1km de distancia. Mientras Dasgupta define a la instalación de MPM en Ghawar como la más extensa del mundo; Weir-Jones sugiere que las instalaciones de monitoreo que tiene su empresa en Cold Lake son igualmente extensas. Weir-Jones describe esta tecnología como “la vida del yacimiento” y asegura que es, en cuanto a costos, más efectiva que la 4-D.

Mark puckett  es el geofísico experto en wireless de Schlumberger y ha instalado  dos MPM para documentar la respuesta de un reservorio en Dakota del Norte a diferentes técnicas de fractura.  “Para mejorar la recuperación en estos reservorios poco convencionales, es muy importante entender cómo el reservorio responde a la estimulación” explica el geofísico. El consorcio de investigación de Bakken, conducido por la compañía Headington Oil y apoyado por Schlumberger y el Consejo de Petróleo y gas de Dakpta del Norte, consiste en la perforación de tres pozos horizontales en un área de 640 acres, hacia la formación de Bakken, a 9000pies de profundidad. Paralelamente, un amplio patrón de sondeos fue realizado, y 18 pozos fueron perforados para el emplazamiento de una serie de geófonos permanentes.

La serie de sensores de Schlumberger fue desplegada en el pozo central de tres perforados- pasando a ser el pozo de observación- para de esta forma poder monitorear pasivamente las operaciones de fracturas hidráulicas en los otros dos pozos. Cuando el índice de producción deace en alguno de estos dos pozos horizontales, éstos serán re-fracturados hidráulicamente. Según Puckett, los pozos de observación deben situarse dentro de los 800m de distancia de los pozos que se están tratando para poder monitorear adecuadamente la propagación de fracturas hidráulicas en reservorios geológicos.

Sin embargo, en las relativamente inexploradas áreas de las cuencas Williston y Western Canadá, los pozos están ubicados demasiado lejos entre ellos, resultando geofísicamente imposible registrar mini-sismos provocados durante operaciones hidráulicas de fracturación realizadas para  superar la presión de las formaciones del reservorio. Las compañías petroleras se mantienen reacias a comprometer pozos en producción convirtiéndolos en pozos de monitoreo temporarios, y más reacios aún a la idea de perforar un pozo solamente para que sirva para monitorear las reacciones de los reservorios. 
Comentarios de la redacción de Petrolnews: “Ejemplos como este proyecto canadiense son los que otorgan valor a la investigación  y al desarrollo de nuevas tecnologías para su aplicación en la industria”.

Fuente: New Technology Magazine


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