Entrevista con James Lakings de Fracture I.D.

EPISODIO 7: ENFOQUE TECNOLÓGICO: FRACTURE I.D.

Ken:
Hola, soy Ken Miller.

David:
Y yo soy David Erdos.

Ken:
Bienvenidos al Erdos Miller New Technology Podcast, donde pasamos nuestro tiempo no productivo hablando sobre todo lo relacionado con la tecnología de perforación. Este podcast es para cualquiera que quiera aprender sobre la tecnología que nos ayuda a perforar más lejos y alcanzar más recursos cada día.

Hoy estamos probando algo nuevo que llamaremos la serie Spotlight, donde entrevistamos a quienes están trabajando arduamente para impulsar nuestra industria con nuevas tecnologías de manera novedosa o arriesgada, porque a veces las startups y las nuevas empresas pueden implicar mucho riesgo.

Nuestro invitado de hoy es James Lakings, CTO de Fracture ID. James ha estado en la industria petrolera desde 1998 y ha ocupado varios cargos como geofísico en compañías como Anadarko Petroleum y Microseismic. Su proyecto más reciente es Fracture ID. Bienvenido al programa, James, ¿cómo estás hoy?

James:
Estoy bien, gracias. Estoy muy orgulloso de lo que estamos haciendo aquí en Fracture ID. Estoy entusiasmado con lo que está pasando. Espero que sus oyentes puedan conocerme un poco más.

Ken:
Perfecto.

David:
Entonces James, ¿por qué nos deberían importar las rocas?

James:
Bueno, le estás haciendo esa pregunta a un geofísico y voy a intentar responder como geólogo. Nos importan las rocas porque estamos tratando de entender un sistema petrolero, realmente. Tratamos de entender todo, desde la fuente de mi petróleo —en la industria del petróleo y gas—, hasta las rutas de migración, la permeabilidad de la corteza por donde el petróleo percola, las estructuras que se forman para atrapar ese petróleo y los sellos que aseguran que esas trampas tengan integridad. Así que nos importan las rocas, todo tipo de rocas. Nos importan las historias que nos cuentan sobre cómo llegó el petróleo a su lugar y cómo podemos extraerlo.

Ken:
Tengo una pregunta tonta: ¿cuál es la diferencia entre un geólogo y un geofísico?

James:
Bueno, supongo que lo describiría así: nunca dejes que un geofísico interprete tus datos sísmicos.

Ken:
Ok, voy a tener que pedirte que expliques eso un poco más.

James:
¿Quieres que hable más al respecto?

Ken:
¡Sí!

David:
¡Claro!

Ken:
Sí, por favor.

James:
Bueno, los geofísicos realmente tratamos de imaginar o representar las rocas para que los geólogos puedan entender mejor su historia. Tratamos de desarrollar técnicas y metodologías que nos permitan cuantificar las rocas en términos de sus propiedades, cómo podemos ver esas rocas en el subsuelo y cómo podemos entenderlas.

Ken:
Bien, para resumir: un geólogo es alguien que va a la universidad, estudia geología, y se interesa mucho en analizar los datos sísmicos para averiguar dónde podría estar el petróleo, y en cómo se ha movido a lo largo de millones de años en la Tierra. Y un geofísico es alguien más enfocado en la tecnología y los resultados que obtenemos al evaluar realmente esas formaciones. Así que podría estar involucrado en diferentes tipos de tecnología sísmica —no estoy seguro de si lo estoy diciendo bien— pero básicamente en enviar ondas hacia abajo que se reflejan en las rocas y regresan, e interpretarlas, ¿cierto?

James:
Correcto.

Ken:
Perfecto. ¿Desde cuándo ha estado interesada la industria en las rocas debajo de nosotros y en las propiedades que obtenemos de ellas?

James:
Desde que se empezó a perforar pozos, diría yo. Obviamente, los hermanos Schlumberger estuvieron trabajando desde muy temprano tratando de desarrollar algún tipo de registro eléctrico (e-log), mediciones eléctricas de esas propiedades de las rocas en fondo de pozo. Principalmente enfocándose en los cambios de resistividad asociados a la presencia de hidrocarburos en el subsuelo.

Así que creo que, desde que ha habido dinero involucrado, hemos estado interesados en encontrar maneras cada vez mejores de cuantificar la presencia de hidrocarburos y cómo extraerlos de manera más eficiente.

Ken:
Y de eso es por lo que Schlumberger se hizo famoso, ¿cierto? Por esa primera herramienta de registro eléctrico de resistividad por cable.

James:
Exacto, sí. Y recuerdo haber visto unas fotos antiguas de esos tipos alrededor de un pozo, y en realidad trabajaban dentro de una carpa. Iban al campo, construían una tienda, y hacían todas sus mediciones dentro de esa carpa para que nadie pudiera ver lo que estaban haciendo. Eran como artistas, o magos. Muy interesante.

Ken:
Científicos presentándose como artistas o magos, ¿no?

James:
Así es.

David:
Entonces, ¿cómo se han realizado tradicionalmente las mediciones de rocas? ¿O cómo se evalúan sus propiedades?

James:
Creo que, empezando desde el principio, lo que hacían los hermanos Schlumberger era tratar de establecer algún tipo de dipolo en fondo de pozo para enviar corriente a través de las formaciones y ver cómo variaban sus propiedades eléctricas.

En términos de registros (logging)—obviamente hay otras formas de caracterizar las rocas: visitar afloramientos, recolectar recortes, análisis geoquímicos, cosas así. Pero en cuanto a logging, la industria ha desarrollado una variedad de herramientas que responden a variaciones naturales en la roca misma—radiación, por ejemplo; porosidad, por ejemplo; fluidos, por ejemplo.

Muchas herramientas han sido diseñadas para medir o ser sensibles a esos parámetros: como la densidad, para detectar variaciones en la porosidad; y luego los efectos de los fluidos incluidos en la resistividad; gamma, que muestra la presencia de arcillas, etc.

Creo que muchas de esas cosas siempre han estado condicionadas por programas de registros verticales. Es decir, cuando pensamos en la Tierra como un medio estratificado, y perforamos un pozo perpendicular a ese medio, el programa de registro está diseñado para consultar el yacimiento de esa forma. Pero ahora que nos estamos moviendo hacia el espacio no convencional, con programas de perforación lateral, estamos viendo nuevas tecnologías y nuevas formas de investigar el yacimiento que son sensibles a las propiedades de la roca. No solo en yacimientos convencionales, sino también en cómo interactúa el pozo lateral con esa roca. La trayectoria del pozo es fundamentalmente diferente a la de un pozo vertical en términos de cómo se observa la estratigrafía.

David:
Mencionaste muchas mediciones diferentes: porosidad, resistividad, gamma. ¿Cómo se utilizan todas esas mediciones? ¿Funcionan como puntos de referencia para que los geólogos se orienten en fondo de pozo? ¿O cómo...?

James:
Se utilizan de muchas maneras. Una de ellas es simplemente para mapear la formación, buscar continuidad en la formación y luego identificar propiedades de roca favorables para la producción de hidrocarburos. Si tienes mucha porosidad para almacenar petróleo y gas, ¿es la permeabilidad suficiente para que esos hidrocarburos fluyan hacia la superficie? Cosas así.

Y mucho de lo que se ha hecho, en términos de métricas para entender ese tipo de decisiones, se realiza con lo que llamamos yacimientos convencionales. Rocas que sí tienen mucha porosidad, como areniscas, calizas… rocas donde puedes almacenar petróleo y gas.

Pero al movernos hacia el espacio no convencional, estamos observando una matriz completamente diferente, un tipo diferente de roca. Estas rocas suelen tener muy baja permeabilidad, así que es muy difícil que los hidrocarburos fluyan fuera de ellas. Entonces, lo que la gente está buscando hoy en día son maneras de caracterizar las propiedades de la roca en términos de mediciones geomecánicas.

Nos estamos alejando un poco de algunos de los métodos tradicionales que funcionaban bien en pozos verticales con yacimientos convencionales. Los métodos actuales se enfocan en las propiedades mecánicas de la roca, como la elasticidad, el módulo de Young, la resistencia de la roca, cosas así. Porque hoy en día, en los yacimientos no convencionales, ya no se trata tanto de cómo fluye el hidrocarburo de la roca, sino de cómo puedo introducir fracturas hidráulicas en esa roca para crear la conectividad entre el yacimiento y el pozo, para inducir permeabilidad estimulada y que los hidrocarburos fluyan hacia el pozo.

Así que el juego ha cambiado un poco en cuanto a lo que buscamos lograr con las mediciones petrofísicas, y como industria estamos avanzando en eso.

Ken:
Captaste mi atención con una palabra que usaste hace un momento: dijiste que los instrumentos interrogan la formación o las rocas debajo de nosotros. Y realmente me llamó la atención esa palabra “interrogar” como desarrollador de software, porque pensé: “Ah, sería tan bueno si tuviéramos una base de datos de toda la geología de la Tierra y simplemente pudiéramos hacerle consultas en lugar de tener que hacer todas estas formas horriblemente complicadas de medir cosas.”

Me pareció muy interesante lo que mencionaste sobre…

James:
Podría usar la palabra “consultar” o “interrogar”.

Ken:
Sí, también... eso trae imágenes totalmente diferentes, ¿cierto?

James:
Depende de qué tanto quieras la información.

Ken:
Cierto. Y recuerdo haber escuchado hace poco algo que me pareció interesante: no tenía idea de que, como industria, sabíamos desde hace décadas que hay toneladas de hidrocarburos atrapados en formaciones de lutita (shale). Y que por años hemos estado perforando justo a través de esas capas sin hacerles caso, porque simplemente no teníamos idea de cómo extraer petróleo de una formación tan poco porosa, ¿cierto? Y tomó años o décadas de experimentar con diferentes técnicas de perforación y fracturamiento para descubrir cómo entrar ahí, fracturar esa roca y recuperar esos recursos.

Y me pareció muy interesante cómo mencionaste que hemos cambiado completamente lo que buscamos con estas mediciones. Antes era: “¿Dónde están los hidrocarburos almacenados en yacimientos convencionales?” Y ahora es: “¿Cómo hago para realmente fracturar estos no convencionales?” Sabemos que están ahí, pero ahora intentamos obtener las mejores mediciones posibles para saber exactamente dónde fracturar esa formación.

Lo cual me lleva a mi siguiente pregunta: si realmente sabemos lo que hay allá abajo, ¿cómo podemos usar esa información para optimizar o aumentar la producción?

James:
Exacto. Esa es la gran pregunta que enfrenta la industria en este momento. Hemos estado en el mundo de los no convencionales por, ¿qué? ¿9 o 10 años? Hemos invertido mucho en caballos de fuerza, más arena, más fluidos, cosas así. Y sí, los costos suben, los precios bajan y los costos siguen subiendo, así que estamos buscando hacer las cosas de una manera un poco diferente.

Entonces, ¿cómo podemos, uno: obtener la misma producción con el mismo dinero? O dos: ¿cómo podemos aumentar la producción siendo un poco más inteligentes sobre los tipos de roca en los que queremos iniciar fractura hidráulica o hacer disparos?

Hay realmente dos enfoques para lo que llamamos “encontrar la roca adecuada” y perforar dentro de esa roca. Uno de los enfoques es el geosteering, ¿no? Voy a perforar mi pozo y voy a quedarme en mi zona objetivo, en ese tipo de roca, sin importar qué. Y esa es una forma de hacer llegar un pozo horizontal de buena calidad al yacimiento. Y hay gente trabajando muy duro en obtener mediciones direccionales en tiempo real para mantenerse en esas formaciones.

Pero perforar es un proceso complicado, es un negocio desordenado. La barrena no siempre hace lo que tú quieres que haga, y a veces las rocas simplemente cambian. Entonces, si estás perforando un pozo lateral, puede que descubras que tu formación, tu zona objetivo donde esperas hacer tu tratamiento de estimulación hidráulica, ha cambiado. Y simplemente no lo sabes hasta que ya lo perforaste.

Y ahí es donde Fracture ID realmente está tratando de avanzar en la comprensión: si estoy entrando o saliendo de mi yacimiento, ¿cómo puedo usar mejor esa información para identificar los tipos de roca que tienen las propiedades materiales que me permitirán lograr un tratamiento de fractura hidráulica eficiente?

Así que creo que eso es lo que estamos buscando: entender la variabilidad lateral de estos yacimientos, cómo cambian y por qué eso es importante al momento de completar y producir estos pozos.

Ken:
Increíble. Bien, voy a llevarnos a la parte de trivia ahora que estamos como a la mitad del episodio. Así que voy a hacerle la primera pregunta a David, y luego James, tú recibes la siguiente.

David:
Muy bien.

Ken:
David, ¿en qué año se perforó el primer pozo petrolero offshore —es decir, no en tierra firme? ¿Fue en 1854, 1876, 1897 o 1934?

David:
Esa está difícil. No lo sé, voy a adivinar: 1897.

Ken:
Voy a suponer que buscaste en Google porque es correcto.

David:
No busqué en Google.

Ken:
Creo que hiciste trampa. Pero bueno, la opción C es siempre la que se recomienda poner en un examen si no sabes, ¿no? Múltiple opción: C suele ser estadísticamente la más común, así que bien hecho.

Muy bien, la acertaste. James, la siguiente pregunta es: ¿Cómo se sostenía esa plataforma? Me refiero a qué tipo de tecnología usamos para mantenerla sobre el agua. ¿Era una barcaza flotante, una jackup, construyeron muelles hasta la costa, o tomamos un drill ship moderno y lo enviamos al pasado?

James:
Sí, me encantaría que la respuesta fuera la D porque eso abriría muchas posibilidades interesantes, pero como he estado en Venice, Louisiana un par de veces, me voy con la B.

Ken:
Pues estarías equivocado. Los primeros pozos se perforaron frente a la costa de California, a unos 90 o 120 metros —o sea, apenas alejados de la orilla— y lo que hicieron fue construir unos muelles enormes que se adentraban en el agua. Creo que la idea era…

James:
Me hubieras dicho que era California, siempre pensé que fue en el Golfo de México. Supongo que tengo ese sesgo.

Ken:
Bueno, hay varios casos. Sí, puedo ver por qué una imagen hubiera ayudado ahí. Pero sí, en 1897 ya estábamos perforando offshore con muelles en California. En 1911 estábamos perforando en el Lago Caddo con remolcadores, barcazas y martillos flotantes. Y en 1938 vimos el primer pozo offshore en el Golfo de México. Estaba construido en 14 pies de agua y fue hecho por la compañía Brown & Root Marine. Era una instalación permanente.

Muy bien, eso fue todo para nuestra lección de trivia/historia. Entonces James, visité tu sitio web un poco más temprano. Me encantó el logo. La animación del logo en el video es genial, empieza con las formaciones alineadas y luego se fracturan en la animación, me pareció muy divertida. Pero, ¿cuál es su tecnología y qué tiene que ver con los terremotos? Vi esa palabra en el sitio web.

James:
Bueno, ahora voy a responder como geólogo, en lugar de como geofísico, y también como lo haría la industria. Yo veo la perforación, especialmente con estas barrenas PDC modernas: ellas astillan la roca, la rompen, pero esencialmente no obtienes recortes grandes del pozo, lo que obtienes es algo como pasta de dientes. Así que todo sube como este tipo de mezcla espesa, esta especie de “gumbo” o masa. Y los recortes son realmente muy, muy finos, aunque estén interactuando con la formación y rompiendo pedacitos pequeños.

Entonces, lo que está ocurriendo es un proceso de reducción de grano, ¿cierto? Estoy tomando fragmentos de roca y los estoy moliendo hasta convertirlos en pasta de dientes, que bombeo fuera del pozo. Cuando pienso en un terremoto y ves zonas de falla —si vas a California puedes ver una zona de falla—, notarás que tiene bordes muy rugosos, pero el gouge en el centro —lo que llamamos fault gouge— es un material pulverizado, y en realidad es el mismo proceso. Las fallas en la Tierra hacen lo mismo que la barrena hace con las rocas: toman roca intacta y la convierten en harina, en polvo de roca. Entonces, los procesos micromecánicos involucrados en esa reducción a nivel de grano durante un terremoto, yo los conceptualizo como exactamente lo mismo que hace la barrena al perforar.

Y lo que entendemos es cómo procesar las vibraciones como lo haría un sismólogo de terremotos para comprender las fuerzas que actúan sobre esa roca y los desplazamientos en esa falla. Y usamos esas mismas ideas para procesar las vibraciones de perforación que provienen de la barrena para entender las propiedades de la roca, igual que lo haría un sismólogo.

Ken:
Entonces ustedes están observando datos de vibración que provienen de sensores justo detrás de la barrena, que indican cómo esa barrena está rompiendo la roca y convirtiéndola en esa “pasta de dientes”, como dijiste. Y con eso pueden extraer propiedades de la roca. No necesitas una medición de resistividad en la barrena, no tienes que mandar un martillo especial en forma automatizada para analizar la roca… bueno, supongo que es más o menos lo que hacen, pero pensaba más en una herramienta LWD sofisticada. Ustedes pueden hacer todo eso con ese estado dinámico, y pueden obtener varias propiedades de la roca, ¿cierto?

James:
Correcto. Así es. Obviamente analizamos esas vibraciones de forma multicomponente, ¿sí? Es decir, analizamos los movimientos de partículas asociados a la interacción barrena-roca; observamos lo que llamamos fuerzas de cuerpo (body forces), que serían movimientos lineales; y también analizamos modos torsionales, que son sensibles a las velocidades de onda de corte (shear).

Para simplificarlo: de la misma forma en que una onda sísmica viaja por la Tierra como una onda P o una onda S, esos mismos movimientos de partículas existen en la interacción barrena-roca. Y usamos esa información —la onda P y la onda S—, tal como lo haría un sismólogo, para entender las fuerzas y desplazamientos sobre esa roca. Y con esas dos piezas de información, puedes empezar a entender cómo se deforma la roca y cuáles son sus propiedades elásticas.

Y nuevamente, esas propiedades —las geomecánicas— son clave en los yacimientos no convencionales. En el pasado, describíamos los yacimientos en términos de porosidad, volumen neto productivo (net pay) y cosas así. Hoy en día, los describimos en términos de radio de fractura, capacidad de iniciar y propagar fracturas hidráulicas. Y esas mediciones que hacemos con la barrena están directamente relacionadas con ese proceso. Es decir, la forma en que la roca se rompe al perforarla nos dice cómo se romperá cuando la fractures hidráulicamente.

David:
Hm, wow. ¿Y qué los inspiró a ti y a tu equipo a empezar este camino?

James:
Es interesante. Chris y yo trabajamos juntos en Microseismic Inc., también como tecnólogos geofísicos, tratando de caracterizar yacimientos no convencionales mediante el monitoreo de la propagación de fracturas hidráulicas usando microseismicidad y tratando de mapear eso.

Y lo que notamos al intentar caracterizar esos yacimientos en Microseismic era que no había mucha otra información útil para describir cómo esas fracturas hidráulicas se iniciaban y propagaban. Es decir, cuando un operador registraba un pozo, la mayoría de las veces lo único que miraban era una medición de rayos gamma para caracterizar la roca. Pero el gamma solo mide radiación; tiene alguna relación con la presencia de arcillas, y entonces quizá puedes inferir algo sobre la resistencia… Pero tratar de entender la complejidad de un tratamiento de fractura hidráulica basándote solo en rayos gamma dejaba mucho que desear.

Entonces nos dimos cuenta de que si existía una forma económica de caracterizar las propiedades mecánicas de la roca a lo largo de un pozo, eso le proporcionaría a los operadores —que hoy no tienen esa información— una manera de entender mejor su yacimiento.

Y la palabra clave aquí es “económica”. Tenía que ser rentable. Los yacimientos no convencionales, como sabes, no tienen mucho margen de error. Los aumentos de productividad que se logran… los márgenes son muy estrechos. Así que para poder entrar en ese mercado con esta tecnología, necesitábamos algo que fuera realmente costo-efectivo. Y por eso, en cierto modo, muchos de estos yacimientos están subcaracterizados.

David:
Eso es interesante. ¿Y cuánto tiempo les tomó poner en marcha la empresa?

James:
Hemos estado en esto por un buen tiempo. Quiero decir, yo comencé como el primer empleado de tiempo completo, Chris era el presidente. Y eso fue probablemente... empecé el 1 de noviembre de 2014, ese fue el día en que firmé oficialmente. Pero ya había muchas cosas sucediendo antes de eso. Había conversaciones entre Chris y yo, estábamos hablando con posibles socios para financiamiento, con abogados, investigando mucho en la literatura para ver si realmente era posible y qué tendríamos que hacer para lograrlo.

Tuvimos un buen inicio en la industria, creo. Fuimos presentados a muchas compañías a través de los grupos de innovación estratégica en Devon, en Pioneer, empresas así que nos permitieron poner un pie en la puerta, obtener algunos datos. Y también teníamos algo de seguimiento en ese momento, pensando en cómo estaba la industria entonces. Había gente que había intentado caracterizar propiedades de roca a partir de vibraciones de perforación durante mucho tiempo, pero siempre había sido algo intermitente. Nunca había habido un esfuerzo concertado porque no había una forma definitiva de cuantificar esa información. Además, la tecnología ha cambiado rápidamente.

Así que logramos asociarnos con éxito con una gran empresa, NOV ha sido un gran socio para nosotros, de verdad. Han hecho muchas cosas buenas para impulsar nuestro interés en la industria, y en realidad tenían algunos equipos experimentales guardados que usaban para hacer otro tipo de mediciones a lo largo del BHA, realizando análisis nodales, observando vibraciones de alta frecuencia a lo largo del pozo. Y muchas otras compañías también se estaban moviendo en esa dirección. Tener esa herramienta disponible nos permitió poner en marcha nuestra tecnología muy rápidamente.

Ken:
Genial. Escuché antes que si entiendes las propiedades de la roca, lo cual su tecnología puede hacer, puedes planificar y ubicar mejor dónde hacer la fractura hidráulica. ¿Qué otros beneficios se pueden extraer al tener estas mediciones?

James:
Bueno, creo que eso es justamente algo que estamos explorando actualmente con respecto a nuestra tecnología: ¿qué más podemos hacer con el resto de nuestra caracterización? Obviamente hay elementos petrofísicos que podemos extraer de nuestros datos. También hay interés en: ¿puedo usar esta información para hacer geonavegación (geosteering) de mi pozo? ¿Cómo varían las propiedades de la roca? ¿Existe una aplicación en tiempo real de esta tecnología que me permita predecir y dirigir la barrena hacia formaciones con propiedades de roca que me den un buen pozo?

Creo que nos hemos enfocado en los cálculos de propiedades de roca. Pero estamos comenzando a explorarlo como una base de datos fundamental para ver qué más se puede hacer con ella en la industria.

David:
¿Qué podemos esperar de ustedes en el futuro?

James:
Bueno, en el futuro pueden esperar descripciones de reservorios que realmente impacten la productividad. Nuestra tecnología está en una fase de validación de datos con algunas compañías, y estamos buscando compararnos con otras mediciones y dispositivos que caracterizan propiedades de roca.

Pero, en última instancia, lo que queremos mostrar es que las propiedades de roca cercanas al pozo que se pueden extraer de los datos de vibración de perforación tienen un impacto significativo en la productividad. Es decir, en tu capacidad para diseñar el número de etapas, la longitud de un lateral no convencional al que deseas bombear, el número de perforaciones por etapa, dónde colocar esas perforaciones. Obtener ese tipo de mejora en productividad que mantenga competitivo al sector de petróleo y gas en Estados Unidos a estos niveles de precios.

David:
Suena genial. Tengo muchas ganas de ver lo que van a lanzar.

Ken:
Sí, definitivamente estaremos pendientes de ustedes. Así que ese es nuestro programa de hoy. Soy Ken Miller.

David:
Y yo soy David Erdos.

Ken:
Y este ha sido otro episodio del Erdos Miller New Technology Podcast. Por favor envíen sus preguntas tecnológicas a podcast@ErdosMiller.com y podríamos incluirlas en el programa. Gracias.