lunes, 30 de noviembre de 2015

Sismología de Exploración: conceptos básicos pt. 1

En el pasado ya habíamos escrito un post introductorio sobre la interpretación sísmica. Pero en esta ocasión decidimos extender un poco el tema y debido a eso escribiremos una serie de posts sobre la sismología de exploración, nombre con el cual comúnmente se le denomina a los estudios sísmicos (mayormente de reflexión) usados para la exploración de recursos naturales, principalmente hidrocarburos.

El enfoque de este primer post será en los términos y principios básicos de esta rama de la geofísica. Y para poder realmente empezar con lo básico, tendremos que definir qué es la sismología de exploración. En pocas palabras la sismología de exploración es un método geofísico con el cual se estudia el subsuelo mediante el entendimiento que tenemos de la propagación de ondas acústicas en el. Puede ser llevada a cabo en tierra y mar, sus productos son líneas (2D) o cubos (3D) sísmicos, los cuales contienen importante información de propiedades del subsuelo, tales como la velocidad y la densidad de las rocas, las cuales, junto con otros datos como registros geofísicos, pueden ser utilizados para obtener una gran gama de propiedades físicas de las rocas.

Unas de las definiciones básicas para poder entender la sismología de exploración son las ondas sísmicas. Las cuales se definen como ondas acústicas que viajan en el interior de la Tierra u otros cuerpos elásticos, como resultado de un terremoto, una explosión, o algún proceso que se relacione con la propagación de energía mediante una fuerza aplicada.

Existen diferentes tipos de ondas sísmicas, y dichos tipos se dividen en dos grupos: ondas de cuerpo y ondas superficiales.

Las ondas de cuerpo son aquellas que se propagan a través de un medio en lugar de una interface, son más rápidas que las ondas superficiales y a su vez se dividen en ondas primarias o compresionales (ondas-P) y ondas secundarias o de corte (ondas-S).

Ondas-P.- Onda de cuerpo, elástica, en la cual el movimiento de las partículas es paralelo a la dirección en la que la onda se propaga. Su velocidad es mayor a la de la onda-S. Ondas-P incidentes en una superficie a diferente ángulo que el normal (90º con respecto a la superficie) pueden producir ondas-S reflejadas y transmitidas, en ese caso se les conoce como ondas convertidas.




Ondas-S.- Onda de cuerpo, elástica, en la cual el movimiento de las partículas es perpendicular a la dirección de propagación de la onda. Las ondas-S son generadas por la mayoría de las fuentes sísmicas de tierra pero no por las pistolas de aire debido a que las ondas-S no se transmiten en los fluidos.




Las ondas de superficie son aquellas que se propagan a través de la interface entre dos medios, y tambièn se dividen en varios tipos:

Ondas Rayleigh.-  Onda de superficie en la cual las partículas se mueven en una trayectoria elíptica. Debido a que las ondas Rayleigh son dispersivas, viajan con diferentes longitudes de onda a diferentes velocidades, son útiles en la evaluación de la variación de la velocidad con la profundidad. Son llamadas también ground roll en la exploración sísmica.




Ondas Love.- Son ondas de superficie en las cuales las partículas oscilan horizontal y perpendicularmente a la direcciòn de propagación.




Ondas Stoneley.- Es una onda de superficie generada por una herramienta sónica en un pozo. Se puede propagar en la superficie sólido-fluido, tal como la de las paredes del pozo al estar llenas de fluido. Puede permitir la estimación de la localización de fracturas y permeabilidad de la formación. Es una gran fuente de ruido en un VSP (perfil sísmico vertical por sus siglas en inglés).



Ondas de tubo.- Suceden en los pozos entubados cuando las ondas Rayleigh encuentran al pozo y perturban el fluido en el. Sufren poca pérdida de energía y tienen alta amplitud lo cual interfiere con los arribos reflejados que ocurren después en datos VSP.

En las siguientes entregas de esta serie seguiremos hablando sobre los términos básicos de la exploración sismológica.

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jueves, 26 de noviembre de 2015

Catálogo de propiedades de rocas y repositorio de sísmica gratuita

¿A quien no le gustan las cosas gratis? Especialmente si es algo que puede usar para tu investigación, tu tesis, tus proyectos escolares, comparativa con datos locales o por pura diversión o curiosidad.

En esta ocasión les comparto un par de fuentes de datos gratuitos; uno es un catálogo de propiedades de rocas ( 5095 rocas, con datos de Vp, Vs, densidad, y algunos parámetros de Thomsen) y el otro es un repositorio de datos sísmicos gratuitos, incluyendo el software para visualizarlos.

El Catálogo de Propiedades de Rocas es una compilación de datos de una enorme cantidad de rocas hecho por Matt Hall de Agile Geoscience, obtenido a través de diversas fuentes como Mudrock Anisotropy (o Mr. Anisotropy)  compilado por Steve Horne y que contiene mas de 1000 datos de rocas obtenidos de la literatura. En su página se pueden obtener esos datos en una hoja de calculo si lo prefieren. La otra fuente es Common Ground, un proyecto de John A. Scales, Hans Ecke y Mike Batzle de la Escuela de Minas de Colorado, tiene más de 4000 records y es de dominio público, pero ya ha sido descontinuado.

Para hacer una búsqueda básicamente te tienes que meter al buscador semántico y escribir los datos que requieres. Por ejemplo: [[lithology::shale]][[vp::>5000]] te mostrará los resultados de arcillas con una Vp (velocidad de onda P) mayor a 5000 m/s.


Ejemplo de gráfica Vp/Vs realizado con datos del catálogo

La base de datos soporta varias propiedades como:

- Citas y referencias.

Descripción, litología, color (incluyendo algunas fotografías)
Ubicación, latitud/longitud, cuenca, edad, profundidad.
- Vp, Vs, densidad (p), así como densidad  de la roca seca y la densidad de la matriz.
- Parámetros de Thomsen ϵ (Epsilon), δ (Delta), γ (Gamma).
- Módulo de Young y relación de Poisson estadísticos y dinámicos.
- Presión de confinamiento, presión de poro, esfuerzo efectivo, y esfuerzo axial.
- Frecuencia.
- Fluidos, tipo de saturación, saturación.
- Porosidad, permeabilidad, temperatura.
Composición.

Así que podemos esperar una base de datos más robusta en el futuro.

En cuanto a los datos sísmicos, Opendtect que es un sistema de interpretación sísmica de fuente 

abierta (aunque hay módulos avanzados que están disponibles a un precio) ha puesto a disposición 
del público un repositorio de surveys sísmicos de diversas partes del mundo de manera gratuita.

Este repositorio puede ser usado de manera libre bajo un par de politicas de uso que no son mayor 

problema. Si no tienes cómo visualizar o interpretar dichos datos, puedes bajar su software gratuito 
de interpretación, en el cual podrás realizar:

- Cargar documentos SEGY, LAS, ASCII.

- Visualización 2D, 3D, Pre-stack, registros, crossplots.
- Auto-tracking de horizontes 2D, 3D, y extraccion de geocuerpos.
- Utilizar atributos y filtros, incluidos AVO, AVA, y descomposición espectral.
- Crear modelos de velocidades, conversión tiempo-profundidad, interpretación manual.
- Modelo estratigráfico, carga de pozos, registros, marcadores.
- Amarre pozo-sísmica.
- Estimación de ondícula.

Si eres parte de una Universidad puedes solicitar una licencia academica que te dará acceso gratuito a muchas mas funciones.

En esta tabla puedes encontrar la descripción completa.

En futuros posts hablaremos sobre otros programas gratuitos que puedes utilizar para interpretar y procesar información sísmica, así como software de programación gratuitos como python o suplementos gratuitos de Matlab.

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domingo, 22 de noviembre de 2015

Yacimientos no convencionales, parte 3: Gas y oil shale

En esta tercera entrada de la serie sobre yacimientos no convencionales hablaremos sobre el gas y oil shale (también denominado tight oil, por no confundirse con el proceso de extracción de aceite del kerógeno presente en las arcillas con alto contenido orgánico y que se extrae mediante pirólisis y otros métodos)
Algunos tipos de yacimientos petroliferos

Los yacimientos de aceite y gas en lutitas se definen como un sistema petrolero de rocas arcillosas orgánicamente ricas y de muy baja permeabilidad, que actúan a la vez como generadoras, almacenadoras, trampa y sello. Para que el sistema funcione como yacimiento se requiere crear permeabilidad a través de la perforación de pozos horizontales que requieren fracturamiento hidráulico múltiple, para inducir el flujo de fluidos hacia el pozo. 

Foto de nucleo de una formacion de lutita gasifera. Aproximadamente 50% arcilla,  50% cuarzo mas calcita. 10-15% porosidad total, 3-6% porosidad efectiva, <0.001 mD permeabilidad. Via Crain's petrophysical handbook. Fotografia por Core Laboratories.

Perforacion horizontal y fracturamiento hidráulico múltiple, necesarios para la explotación del gas y oil shale.

En Estados Unidos, a partir de la aplicación exitosa de dichas tecnologías, se inició la producción comercial de recursos de hidrocarburos en lutitas en la última década. De acuerdo ala Administradora de Información Energética de Estados Unidos, (EIA, por sus siglas en inglés), la producción de shale gas pasó de representar el 2% de la producción de gas seco en Estados Unidos en el año 2000, a más de 35% en la actualidad. Asimismo, se estima que en 2035 la producción de shale gas podría ubicarse entre 9.7 millones de millones de pies cúbicos (TCF) y 20.5 TCF.

En este país, las importaciones de gas natural disminuyeron de 11.9 miles de millones de pies cúbicos diarios (BCF/d) en 2005, a 9.46 BCF/d en 2011. Adicionalmente se espera que Estados Unidos se convierta en exportador neto de gas natural en 2022, y que en 2035 las exportaciones netas de gas natural asciendan a 7.4 BCF/d. 

En lo relativo a las estimaciones internacionales del potencial de gas de lutitas, publicadas por EIA, en el mundo hay alrededor de 6,622 TCF de recursos técnicamente recuperables ligeramente superiores a las reservas 1P de gas natural que ascienden a 7,360 TCF.De acuerdo a estos estudios, México ocupa el cuarto lugar a nivel internacional con el 10% de los recursos técnicamente recuperables.

Recursos de shale oil y shale gas técnicamente recuperables

Petróleos Mexicanos (PEMEX) inició los trabajos exploratorios de shale gas-oil a principios del año 2010. Identificó 5 provincias geológicas con potencial para producir hidrocarburos contenidos en shale: 1) Chihuahua, 2) Sabinas-Burro-Picachos, 3) Burgos, 4) Tampico-Misantla, 5) Veracruz.

Provincias petroleras en Mexico con presencia de gas y oil shale

En 2011, PEMEX estimó un potencial, considerando principalmente recursos de gas natural, en un rango de 150 a 459 TCF, con un recurso medio de 297 TCF, equivalente a alrededor de 60 miles de millones de barriles de petróleo equivalente (MMMbpe). En 2012, la paraestatal actualizó sus estimaciones para la cuenca de Sabinas-Burro-Picachos-Burgos y Tampico-Misantla, en donde los resultados arrojaron que la proporción de aceite de lutitas es más de la mitad de los recursos totales. Cabe mencionar que el recurso medio en términos de crudo equivalente, de 60 MMMbpe, es el mismo que el de las estimaciones de 2011. 


PEMEX ha identificado un área prospectiva de 43,000 km2. En la fase de evaluación, la paraestatal contempla realizar estudios sísmicos en un área de 10,320 km2. Adicionalmente, para acelerar la evaluación de los recursos en las principales áreas prospectivas, el Fondo "Conacyt-Sener-Hidrocarburos" está financiando un proyecto de adquisición y análisis de sísmica, bajo la coordinación del Instituto Mexicano del Petróleo, en las principales áreas prospectivas del país, en una superficie de 2,700 km2. 

El desarrollo de dichos recursos significa para el país una oportunidad única para incrementar la producción futura de aceite y gas natural en el largo plazo, así como para detonar beneficios en términos de inversiones, empleo, recaudación y desarrollo económico regional. 

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 Referencias: SENER , YPF

viernes, 20 de noviembre de 2015

Programa QAPF Streckeisen para rocas ígneas

Tristan Turlan propone un programa que permite realizar una clasificación de rocas ígneas por análisis modal,  ya sean estas volcánicas o plutónicas. Con tan solo un clic podrás saber el nombre de tu roca, tan solo debes ingresar los valores porcentuales (%) en los campos requeridos. En el lado izquierdo del programa  se  anotan los porcentajes que  se obtuvieron en  la petrografía de la  lámina delgada. El programa  se encargara de hacer el correspondiente re-calculo al 100 % a  base de cuarzo, plagioclasas y feldespatos alcalinos, y ubicar la muestra dentro de alguna de las áreas del triangulo de Streckeisen.

 La clasificación modal está basada en la abundancia relativa de minerales félsicos y se comprenden por cuarzo (Q), feldespatos alcalinos (A; ortosa, microclina, anortoclasa, sanidino y albita en An0 a An5),  plagioclasas (P;  a partir de Anhasta An100 y escapolita) y  feldespatoides ( F;nefelina, leucita, haüyna, sodalita, cancrinita, analcima, etc.).
Para la clasificación de Streckeisen  se debe de cumplir el pre-requisito de que los minerales máficos tienen que ser menor de 90 %. Los minerales máficos (M) y relacionados, comprenden: micas, anfíboles, piroxenos, olivino, opacos, accesorios (circón, apatito, esfena, etc.), epidota, granate, allanita, carbonatos, entre otros. Los grupos Q y F son incompatibles, por lo tanto, en ninguna roca ígnea que tenga cuarzo coexistirá con feldespatoides y viceversa. 
La imagen de abajo muestra una vista del programa. El resultado del ploteo se muestra en la parte inferior, para este caso sería un granito.




 El programa es libre y se puede descargar en el link de abajo


jueves, 19 de noviembre de 2015

Yacimientos no convencionales, parte 2: Tight gas.

En esta segunda parte de la serie "Yacimientos no convencionales" (aquí puedes ver la parte 1), trataremos con uno de los tipos de yacimientos más conocidos, el tight gas

Tight gas es un término comúnmente usado para referirse a los yacimientos de baja permeabilidad que producen mayormente gas seco. Los yacimientos de tight gas tuvieron su boom alrededor de hace 10 años, sin embargo, continúan siendo una parte importante de la producción de gas natural, y en los lugares donde se les comprende bien, se les invierte económicamente de manera significativa.

A pesar de tener varias características en común, separaremos los yacimientos de tight gas de los de gas shale, y a continuación les mencionamos algunas de sus diferencias.

                                              Tight gas                                         Shale gas 
Tamaño de grano           Limo o arena fina                        Mayormente arcilloso

Porosidad                          Menos de 20%                                        Hasta 6%

Contenido orgánico              Hasta 7%                                        Hasta 10% 
          Total

Permeabilidad                 Hasta .1 miliDarcy                      Hasta 0.001 miliDarcy

Roca Generadora            Otra formación                        Auto-generadora (Roca madre)

Trampa                             Facies e hidrodinamicas                     Ninguna

Gas                               Casi todo en espacio poroso             Mayormente adsorbido

Fragilidad                   De cementación carbonatada                    Del sílice


Ilustración de tight gas comparado con otros tipos de yacimientos de gas. Imagen por MagentaGreen

Los yacimientos de tight gas generalmente no pueden producir de manera económica o recuperar volumenes económicamente viables de gas a menos que el pozo sea estimulado con una fractura hidráulica y/o sea perforado horizontalmente. Esto también aplica a los demás tipos de yacimientos no convencionales. Las arenas de tight gas producen alrededor de 6 tcf de gas cada año en los Estados Unidos (cerca del 25 %). En México se pueden encontrar este tipo de yacimientos en la Cuenca de Burgos en el Noreste del país. Mundialmente, se estima que las reservas de gas natural sean alrededor de 7,400 tcf en este tipo de yacimientos.

Reservas de gas no convencional. Fuente: PacWest.

Producción de gas natural en los E.U.A. 

Algunos de los retos más importantes que los geocientíficos se enfrentan al trabajar con este tipo de yacimientos son 1) entender como se cargaron estas rocas con gas, 2) que controla la localización de los famosos "sweetspots" que son altamente productivos, y 3) qué factores, tales como el tamaño del cuerpo arenoso y la heterogeneidad son responsables de las grandes variaciones en las áreas de drene de los pozos.

El análisis de cualquier yacimiento, incluido uno de tight gas, debe empezar siempre con un amplio entendimiento de las características geológicas de la formación. Así, deben conocerse los regimenes tectónicos y estructurales de la cuenca, sus gradientes termales regionales y los gradientes de presión. Conocer la estratigrafía de la cuenca también es de mucha ayuda, y puede afectar varios procesos como la perforación, la terminación y las estimulaciones. Para cada unidad estratigráfica se deberían estudiar diversos parámetros, tales como: El sistema deposicional, las facies genéticas, la madurez textural, la mineralogía, los procesos diagenéticos, cementantes, dimensiones del yacimiento y la presencia de fracturas naturales. Llegar a conocer todos estos factores para entender el tipo de metodologías a usar puede ser la diferencia entre el éxito o el fracaso al momento de perforar en este tipo de yacimientos.

Poros impermeables en una formación de tight gas. Fuente: USGS, www.energy.usgs.gov

En los siguientes posts seguiremos hablando de otros detalles a considerar sobre los yacimientos no convencionales desde el punto de vista de diferentes especialidades; de los diferentes tipos de yacimientos, sus características y otros rasgos de importancia, así como la actividad de la industria petrolera mexicana relacionada con este tipo de yacimientos.

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jueves, 12 de noviembre de 2015

Geotermia, campo laboral en desarrollo.

En vista de la reforma energética, el campo de la geotermia se abre al sector privado. ¿Qué podemos esperar como ingenieros en geociencias en este campo laboral? En México  existe el proyecto geotérmico  Domo de San Pedro (Nayarit), campo geotérmico que fue desarrollado por Grupo Dragón (filial de energía de Grupo Salinas), obteniendo su permiso previamente a la reforma energética y  siendo el primer proyecto  que se le otorgó a una empresa privada y actualmente generara 5 megawatts.
 
La Secretaría de Energía (SENER) otorgó el 3 de Noviembre de 2015 la primera concesión para la generación de energía eléctrica en la modalidad de geotermia a la empresa “Geotermia para el Desarrollo” perteneciente a Grupo Dragón de Ricardo y Ninfa Salinas Pliego. 
Dicha empresa, tiene permiso para perforar 18 pozos  y se estima que generará 25 megawatts de electricidad a mediados de 2016, pudiéndose ampliar otro volumen similar en el 2018.




Perforación de pozo exploratorio para geotermia.


Pedro Joaquín Coldwell, titular de la SENER, comentó que el proyecto del empresario Ricardo Salinas Pliego generara por lo menos 650 empleos.
La primera etapa de exploración del proyecto geotérmico Domo de San Pedro, concluyo en el 2014, con cinco pozos productores y uno inyector. Involucrando geólogos, geofísicos, geoquímicos, ingenieros petroleros, entre otros.
Este proyecto y como posiblemente los que vendrán, abre un campo laboral de interés a ingenieros en Ciencias de la Tierra para laborar tanto en empresas nacionales como extranjeras en México.

Próximamente, se comentara de los métodos que se utilizan en la etapa de exploración en Geotermia, del organismo creado con el fin de apoyar a la SENER en la necesidad   de desarrollar y promover la energía geotérmica, entre otros temas de interés afines.

 Referencias:





Yacimientos no convencionales, parte 1...

Probablemente hayas escuchado o leído acerca de ellos, al menos por nombre, en tus clases, en lecturas de congresos, artículos ( a veces publicados por pura moda), o incluso en los noticieros nacionales y extranjeros. Los yacimientos no convencionales son un tipo de reservorio que debido a sus propiedades petrofísicas no habían sido explotados hasta hace poco y forman ya dos tercios de las reservas mundiales de petróleo y gas.

Imagen ilustrativa de los yacimientos convencionales vs. los yacimientos no convencionales.

¿Porqué no habían sido considerados anteriormente? ¿Qué ha cambiado para que ahora si sean considerados?

Las principales razones por las que dichos yacimientos no eran considerados como tales, son sus propiedades petrofísicas, principalmente la porosidad y la permeabilidad. Estos yacimientos tienen porosidades y permeabilidades tan bajas que hace muy difícil (o por lo menos muy costosa) su explotación, aunque hay que aclarar que a veces a pesar de tener (considerablemente) buenas porosidades, la estructura de los granos que conforman la roca hacen que su permeabilidad sea demasiado baja, por lo que no hay que dejarse engañar por la buena calidad de una sola de ellas. Comúnmente se requieren técnicas especiales de perforación y/o recuperación, lo que hacen a los pozos no convencionales más complicados y costosos.

Hoy en día, la razón por la que son considerados para su explotación es principalmente la reducción en costos operativos debido al avance de las tecnologías de perforación y terminación (por ejemplo, el fracturamiento hidráulico, perforación horizontal, etc.), así como a la mejora en las técnicas de caracterización de los reservorios, el incremento de la producción con estos avances tecnológicos ha permitido que la explotación de estos yacimientos se haga rentable en algunas partes del mundo, sin embargo, con la variación de los precios de los hidrocarburos, especialmente en el último año, algunos de estos proyectos se han vuelto poco rentables de nuevo y se han abandonado.

Pero antes de continuar, aclararemos las definiciones de porosidad y permeabilidad, y su importancia para la explotación de estos yacimientos, en caso de que no las sepan.

La porosidad es, de manera sencilla, el volumen de poros que tiene una roca y en el cual se pueden almacenar fluidos. Hay distintos tipos y con diferentes orígenes, pero eso será tema de otro post. Se puede determinar de la definición la importancia de la porosidad. Y es que, en una roca con baja porosidad, no hay mucho espacio para que se almacenen los hidrocarburos, y por lo tanto, tampoco hay mucho volumen para extraer. En otras palabras, no es económicamente explotable. Entre más volumen poroso tengamos, mayor posibilidad de encontrar un buen volumen de hidrocarburos, PERO, hay límites, ya que después de un punto (alrededor de 30%) la roca está muy poco consolidada.

La permeabilidad es básicamente la capacidad de una roca para transmitir fluidos y se mide en darcies o milidarcies. También existen varios tipos de permeabilidad que tienen relación con la cantidad de fluidos presentes y sus interacciones. La permeabilidad es importante en los yacimientos de hidrocarburos ya que esta permite extraer con facilidad dichos hidrocarburos del reservorio. En yacimientos con poca permeabilidad, es necesario realizar técnicas de recuperación, tales como el fracturamiento hidráulico, en el cual, básicamente se inyecta a presión una mezcla de agua, arena y otros químicos, para abrir canales de alta permeabilidad y facilitar la extracción de los hidrocarburos.

Imagen ilustrativa de la porosidad y permeabilidad en una roca.
Por secciones de izquierda a derecha:
Izq.- Sin espacios porosos: Sin porosidad ni permeabilidad.
Medio.- Espacios porosos no conectados: Con porosidad, sin permeabilidad.
Derecha.- Espacios porosos conectados: Con porosidad y permeabilidad.

Tipos de yacimientos no convencionales.

Existen diversos tipos de yacimientos no convencionales, tales como:

- Tight gas.
- Metano de carbón (Coalbed methane).
- Shale gas.
- Shale oil.
- Aceite pesado y arenas bituminosas.
- Hidratos de metano.

En los siguientes posts hablaré de otros detalles a considerar sobre los yacimientos no convencionales desde el punto de vista de diferentes especialidades; de los diferentes tipos de yacimientos, sus características y otros rasgos de importancia, así como la actividad de la industria petrolera mexicana relacionada con este tipo de yacimientos.

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martes, 10 de noviembre de 2015

Posgrados: Una manera de mejorar tu valía laboral.

Ya llega la temporada que muchos estaban esperando, y no, no hablo de época navideña, ni del día de acción de gracias, tampoco del black friday, y mucho menos del "buen fin". Ha llegado la época en el que la mayoría de los individuos que buscan realizar un posgrado inician sus aplicaciones, o al menos a documentarse al respecto (para Universidades en E.U. por lo menos, ya que en México aún faltan unos meses).

Aplicar para un posgrado es un proceso a veces confuso, a veces difícil, pero seguramente estresante. Hay varias cosas que debes considerar antes de iniciar el proceso, así como decisiones que debes tomar basadas en esas consideraciones. Hay documentos que buscar, pedir al archivo de tu antigua Universidad, cartas de recomendación que pedir a personas que generalmente están muy ocupadas como para realizar una (y si aplicas en el extranjero, esa persona deberá hacerla en inglés y realizar un procedimiento por su parte!), traducir documentos, escribir la declaración de propósitos, presentar el examen de inglés (como el TOEFL) aún cuando estés aplicando para un posgrado nacional, y presentar el infame GRE (Graduate Record Examinations por sus siglas en inglés) en el cual estarás compitiendo con aplicantes locales que te llevan ventaja en el lenguaje, y con aplicantes internacionales, de los cuales, algunos como los chinos, son bien conocidos por sobresalir en las secciones de matemáticas. Así que debes de alguna forma superarlos, o al menos estar al nivel para considerarte candidato viable.

Y esto es sólo para ser admitido por la universidad, todavía tendrás que ver de dónde sacarás el dinero para pagar el posgrado. ¿Aplicarás a una beca por parte de la escuela? ¿Aplicarás a obtener una beca de algún organismo gubernamental como el CONACYT? Eso dependerá de ti, pero lo que si es seguro y un conceso entre los aplicantes, es que no vale la pena pagarte un posgrado de tu bolsillo. Y tiene sentido, los gastos totales de un posgrado en E.U.A. pueden fácilmente sobrepasar el millón de pesos (a menos que seas millonario y puedas pagarlo solo, lo cual es poco común) y los beneficios salariales podrían no ser significativos.

Los procesos de obtención de becas pueden llegar a ser igual o más complicados que la aplicación a la misma universidad, por lo cual también debes estar al pendiente de las convocatorias y los requisitos que piden. De igual forma deberás tener en cuenta que la mayoría de las becas pagarán (si te va bien) después de transcurrido el primer mes de estudios, por lo que deberás romper tu cochinito para sobrevivir, al menos, el primer mes.

Los puntos clave de una aplicación a posgrado se encuentran antes de siquiera iniciar la aplicación, y dependen mayormente de ti. Debes tener una idea, al menos general, de qué quieres hacer con tu posgrado y para qué. Si piensas hacerlo sólo porque no quieres entrar a la realidad del mundo laboral, probablemente estarás cometiendo un gran error. No puedes decir vagamente "quiero estudiar rocas", pero tampoco tienes porque decir algo tan específico como "quiero estudiar los yacimientos de la Formación Producepetroleoygas del Jurásico Superior Inferior Medio para determinar la influencia del flujo y reflujo de hidrocarburos fuera y dentro, hacia y desde el yacimiento en los esfuerzos y refuerzos durante los últimos y próximos 50 años".

Una vez que tengas una idea de qué quieres hacer, es momento de buscar y decidir en que Universidad se realiza investigación relacionada al campo en el que te gustaría especializarte, porque no importará si aplicas a Harvard, si Harvard no tiene las materias o el personal docente no realiza investigación en el campo adecuado para lo que te gustaría hacer. Los rankings de las Universidades hay que considerarlos como apoyo y no como una lista de las Universidades a las que tienes que aplicar.

Deberás ponerte en contacto con algún profesor que esté realizando una investigación de tu interés, preguntarle si tomará alumnos y de ser el caso si aceptaría ser tu asesor. En algunas Universidades este paso es obligatorio antes de aplicar, en otras no. Una aceptación de mentoría de un profesor previo a la aplicación a la Universidad puede tener un peso importante en tu aceptación o rechazo.

Existen muchos recursos para apoyarte y guiarte, desde foros para discutir diversos temas relacionados al posgrado, sus aplicaciones, admisiones y demás, hasta páginas de preparación para tus exámenes de inglés, y páginas donde adelantar o repasar conocimientos impartidos por las mejores universidades del mundo.

Y todo lo demás, pues ya es puro trámite.

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lunes, 9 de noviembre de 2015

Amarre pozo-sísmica

Que es el amarre del pozo con la sísmica?

El amarre de pozo con la sísmica es la técnica mediante la cual se calibran los registros geofísicos con los datos sísmicos mediante la extracción de un sismograma sintético, comúnmente llamado sintético por los intérpretes , es generado mediante la convolución de la reflectividad derivada de los registros acústicos y de densidad y una ondícula. Después de obtener el sintético este se empata con los datos sísmicos de reflexión (medidos en tiempo de tránsito),  obteniendo de esta manera una relación con los registros geofísicos (medidos en profundidad).

El proceso del modelado (Presentación en línea)

Para qué sirve y cuales son los pasos básicos?

Un buen amarre pozo-sísmica es necesario para tener alineados los registros con los eventos correspondientes en la sección sísmica, es decir, tener bien identificados los horizontes de interés que vamos a picar. Esto se traduce en una interpretación de mayor confianza y que podremos estimar una ondícula sísmica para poder invertir los datos sísmicos a impedancia.

Hay problemas que pueden presentarse al realizar este amarre, derivados de: calidad de los registros, calidad de la sísmica, confusión para manejar la sección somera, fallas para integrar checkshots, la usabilidad del software, etc. 

Sismograma sintético de la sección del yacimiento del campo gigante de bitumen Surmont, norte de Alberta. El yacimiento está solamente a 450 metros de profundidad, y tiene aproximadamente 70 m. de espesor. Hall (2009), Calgary GeoConvention

Algunos de los pasos para realizar el amarre son:

1.- Pídele a tu petrofísico que te ayude a verificar la calidad de tus registros, así como editarlos y calibrarlos. En caso de no contar con buenas curvas o curvas con partes dudosas, se pueden usar pseudo-registros (registros calculados) si es muy necesario, pero ten claro lo que hiciste. Hay muchas maneras de modelar las partes faltantes, así que uno debe asegurarse que el método que se escoja es apropiado para las condiciones geológicas del área. 

2.- Construye el sismograma sintético con los registros editados y calibrados. 

3.-En caso de contar con checkshot, aplícalo para contar con una buena relación tiempo-profundidad antes de realizar los amarres.

4.- Realiza los amarres. Determina las mejores zonas para realizarlos y no uses más puntos de control de los necesarios. Ten cuidado con el "stretch and squeeze" y no lo uses a menos que sea necesario y los cambios que se hagan sean pequeños  y no signifiquen cambios irrazonables de velocidad, puedes hacer esto al compararlo con tu registro sónico calibrado. Estima tu ondícula y su precisión.



Es recomendable leer el articulo de White & Simm (2003) titulado "Tutorial: Buenas prácticas en amarres de pozo" para obtener mas información