Avances en materia de vigilancia de pozos y

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Avances en materia de vigilancia de pozos y
Avances en materia de vigilancia
de pozos y yacimientos
Mohammad Al-Asimi
George Butler
Occidental Petroleum Corporation
Mascate, Sultanato de Omán
Los ingenieros, actualmente, se hallan conectados a sus yacimientos. Los datos
George Brown
Arthur Hartog
Southampton, Inglaterra
problemas de producción. La vigilancia permanente también facilita la ejecución
Tom Clancy
Petrozuata C.A.
Caracas, Venezuela
Charlie Cosad
Houston, Texas, EUA
John Fitzgerald
José Navarro
Cambridge, Inglaterra
Alex Gabb
BG Group
Reading, Inglaterra
Jon Ingham
Crawley, Inglaterra
Steve Kimminau
Cambourne, Inglaterra
Jason Smith
Team Energy LLC
Bridgeport, Illinois, EUA
Ken Stephenson
Ridgefield, Connecticut, EUA
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Ian Atkinson y Lance Fielder, Cambridge,
Inglaterra; Alan Baker, Clamart, Francia; Tony Booer,
Younes Jalali, Alex Kosmala y Bertrand Theuveny,
Cambourne, Inglaterra; Ian Bryant y James Garner, Sugar
Land, Texas, EUA; Julian Cudmor y Karen Carnegie,
Inverurie, Escocia; Robert Dillard, Sudhir Pai y Anthony
Veneruso, Rosharon, Texas; Wayne Richards y Dave Rossi,
Houston, Texas; Carlos Ortega, Caracas, Venezuela; y
Daniel Pelissou, Port Harcourt, Nigeria. También se agradece al grupo de socios de BG, incluyendo a Talisman
Energy (UK) Limited, Talisman North Sea Limited, Rigel
Petroleum UK Limited y Paladin EXPRO Limited, por su permiso para publicar el ejemplo del campo Blake.
Finder, FloWatcher, Litho-Densidad, MultiSensor, OFM,
PhaseTester, PhaseWatcher, Phoenix, PIPESIM, PowerLift,
PumpWatcher, RapidResponse, SENSA y Vx son marcas de
Schlumberger. COMPAQ es una marca de Compaq
Computer Corporation. IPAQ es una marca de Compaq
Information Technologies Group, L.P.
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adquiridos en tiempo real por los sensores de vigilancia instalados en forma permanente les ayudan a identificar, diagnosticar y tomar decisiones para mitigar los
de análisis detallados a fin de optimizar la producción y permite asignar la misma
con mayor exactitud.
La acción es una respuesta al conocimiento; el
conocimiento se deriva de la información. La
información precisa y oportuna es esencial para
vigilar rutinariamente y controlar con éxito las
operaciones cruciales y complejas. En la actualidad los ingenieros de yacimientos y de
producción enfrentan la desafiante tarea de
manejar los activos de petróleo y gas. Para ello,
se requiere un amplio conocimiento del yacimiento, una planificación avanzada de los
proyectos, tecnologías integradas especialmente
diseñadas para usos específicos y acceso en
tiempo real a los datos de relevancia. Se hace
necesaria la conversión de los grandes volúmenes de datos adquiridos a volúmenes
convenientes para su utilización en las aplicaciones de computación de exploración y producción
(E&P). En consecuencia, se requieren herramientas apropiadas de interpretación y validación de
datos para analizar los datos adquiridos y poder
dirigir la acción en la dirección requerida. Las
técnicas modernas de explotación de hidrocarburos, tales como la producción de pozos
multilaterales o de instalaciones submarinas,
han cambiado la forma en que la industria encara
el mantenimiento del pozo, y la optimización de
la producción y recuperación de hidrocarburos.
Estos escenarios de producción sofisticados,
combinados con las demandantes dificultades
económicas, han vuelto a los sistemas avanzados
de terminación de pozos mucho más vitales que
antes (próxima página).
Las compañías operadoras obtienen importantes beneficios con el continuo progreso de las
tecnologías de terminación avanzadas. Los operadores y proveedores de servicios están
trabajando juntos para superar los desafíos y
garantizar que el manejo de toda la producción y
de los yacimientos se convierta en una realidad.
Para alcanzar el objetivo principal—recuperación
mejorada y producción acelerada a un menor
costo—la industria está desarrollando sensores
de instalación permanente (sensores permanentes) y explotando el uso de los datos en tiempo
real. Este artículo hace hincapié en los progresos
observados en tecnología de vigilancia continua,
incluyendo la vigilancia de la producción en el
fondo del pozo y en la superficie, y las técnicas
de vigilancia rutinaria de yacimientos. Se utilizan
algunos ejemplos para ilustrar el impacto que los
sensores permanentes y las tecnologías combinadas ejercen en los esfuerzos que se están
haciendo en la industria para optimizar la producción y la recuperación de hidrocarburos.
Evolución mediante revolución
La evolución actual de las tecnologías avanzadas
de terminación de pozos se resume en un sólo
término: economía. Esto es, producir y manejar
campos más efectiva y eficientemente. Se trata
de aprender más en menos tiempo acerca del
yacimiento y de su rendimiento de producción,
agilizando y perfeccionando el proceso de toma
de decisiones que mejora la producción y la recuperación de hidrocarburos.
Comúnmente, la información se adquiere en
el fondo del pozo llevando a cabo mediciones
ocasionales y utilizando técnicas tales como los
registros de producción y las pruebas de pozos.
A esto se agrega la medición puntual estándar y
permanente de la presión. Estos métodos generalmente reaccionan ante un evento o se
Oilfield Review
Control Center
> Sistemas avanzados de terminación de pozos. La necesidad de tecnologías de terminación avanzada continúa creciendo con la complejidad de las técnicas de explotación. Pozos horizontales más largos (izquierda), pozos multilaterales y pozos en aguas profundas con instalaciones submarinas (derecha)
han apuntado a que la industria examine cuidadosamente el despliegue de sistemas de vigilancia rutinaria y el control permanente que ofrece la disponibilidad de la información en tiempo real.
programan conforme a los planes de reparación
o intervención de pozos. Su programación en el
tiempo puede no ser la más óptima para diagnosticar problemas de producción o cambios en
el yacimiento. Las mediciones ocasionales en
pozos raramente detectan los eventos de producción a medida que ocurren y generalmente no
describen el comportamiento de la producción, ni
siquiera definen una tendencia, debido a que se
adquieren con baja periodicidad. Además, los
costos de intervención y la pérdida de ingresos
provenientes de la producción asociadas con técnicas de vigilancia periódicas, pueden ser extremadamente altos y especialmente inquietantes en operaciones que requieren instalaciones
submarinas. En estos ambientes, la intervención
más simple puede costar US$ 2 millones, y una
intervención para la adquisición de registros con
cable de acero (perfilaje) en un solo pozo submarino emplazado a más de 1500 m [4920 pies] de
profundidad de agua comúnmente excede los
US$ 5 millones. En pozos submarinos, los problemas de producción generalmente no se identifi-
Primavera de 2003
can y no se resuelven porque los riesgos y costos
de una intervención son demasiado altos. Además, es de esperar que la cantidad de pozos submarinos crezca en forma progresiva en los próximos años, impulsando a la industria a buscar
soluciones en múltiples frentes.
Los sensores permanentes entregan datos en
forma continua o bajo demanda, reduciendo o
eliminando en gran medida los costos de intervención para la adquisición de datos.
Generalmente instalados durante la etapa de terminación de pozos, los sensores permanentes
proporcionan a los expertos en yacimientos y en
terminaciones de pozos datos continuos en forma
inmediata; incluyendo datos de presión; temperatura tanto puntual como su distribución;
velocidad de flujo; fase de fluido y datos del comportamiento de la bomba en el fondo del pozo.
Durante décadas, las compañías han coleccionado en superficie mediciones diarias de presión
y flujo que describen el comportamiento de la
producción del pozo. Sin embargo, estas mediciones no reflejan adecuadamente las tendencias
y eventos en el yacimiento, particularmente en
pozos multilaterales o de múltiples zonas y en
ambientes complejos con presencia de gas.
Los eventos críticos que ocurren durante la
producción pueden planificarse—tales como el
período inicial de flujo o cierre de un pozo o
zona—o pueden ser inesperados; tales como la
irrupción prematura de gas, agua o fluido de
inyección. La vigilancia rutinaria e interpretación
detalladas de estos eventos requieren conectividad y métodos innovadores para manejar los
datos provenientes de los sensores permanentes.
Los equipos interdisciplinarios de los activos de
las compañías de petróleo y gas pueden observar
e interpretar los inconvenientes de producción en
tiempo real, pudiendo tomar decisiones oportunas
y sobre bases sólidas. La acción puede tomar
varias formas; ajustando los gastos (tasas de flujo,
caudales, ratas) de producción en la superficie o
en el fondo del pozo, o planeando intervenciones
o reparaciones. En los comienzos del desarrollo de
un campo, la vigilancia continua también puede
proveer información válida para guiar los planes
15
de pozos subsiguientes, incluyendo la selección
de las localizaciones, los métodos de terminación
y los planes de intervención.
Así como los avances acontecidos en la tecnología de perforación durante la década de
1990 revolucionaron la forma en que las compañías de exploración y producción (E&P) llegan a
las reservas de petróleo y gas, la evolución de
tecnologías de terminación de pozos habilitará a
las compañías a manejar activamente sus yacimientos y campos en producción. Un número
cada vez mayor de tipos de medidores registra
cada vez más datos en el fondo del pozo. En
muchas áreas, las mediciones permanentes en el
fondo del pozo—tales como las de presión y
temperatura—se consideran ahora confiables y
de rutina (véase “Pruebas de confiabilidad,”
página 18).1 Actualmente se están instalando
nuevos tipos de medidores, y pronto se encontrarán disponibles nuevas tecnologías que por ahora
se hallan atravesando las etapas de prueba.
Retos de producción en el pozo
Los equipos interdisciplinarios de los activos de
las compañías de petróleo y gas enfrentan una
variedad de problemas de producción que abarcan
8000
12,000
7000
10,000
6000
5000
4000
3000
2000
8000
6000
4000
2000
1000
0
Altura de la columna a una
frecuencia de operación
de 50 Hz
Altura de la columna, (60 Hz)
Altura de la columna, (70 Hz)
Altura de la columna
de operación real
Rango (min/max)
Punto de operación
Rango de operación
recomendado
14,000
Altura de la columna, pies
Profundidad vertical verdadera, pies
9000
un amplio rango de escalas temporales y espaciales. Las fallas de los equipos de fondo de pozo
generalmente ocurren en un período relativamente corto y afectan directamente al pozo o a las
regiones vecinas al mismo. Las complicaciones en
los sistemas de levantamiento artificial reducen o
difieren la producción. La falla de una bomba en el
fondo del pozo afecta la producción inmediatamente, sin embargo, el impacto de una operación
ineficiente de la bomba es menos obvio. La vigilancia continua del ambiente en y alrededor de las
bombas mejorará significativamente la producción mediante la constante optimización de las
operaciones de levantamiento artificial.
En octubre de 2001, Schlumberger y Phoenix
combinaron su experiencia y conocimiento para
vigilar extensamente los levantamientos artificiales. Los sistemas tales como el medidor
permanente de presión y temperatura de fondo
de pozo PumpWatcher de Schlumberger y la unidad de vigilancia rutinaria de pozo MultiSensor
de Phoenix para terminaciones con bombas
sumergibles, proporcionan datos cruciales
acerca de la salud y eficiencia de las operaciones
de bombeo. Se miden varios parámetros de bombeo, incluyendo la temperatura del motor de la
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5
10
15
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Gasto promedio de la bomba, 1000 Bres/D
0
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30
Gasto promedio de la bomba, 1000 Bres/D
> Vigilancia rutinaria del desempeño de bombas eléctricas sumergibles. Una toma instantánea de la
estadística vital de una bomba eléctrica sumergible, incluyendo presiones y temperaturas de entrada
y descarga, ayuda a los ingenieros a optimizar la operación de la bomba. A una determinada caída de
presión, un examen de los gastos de la bomba versus la altura de la columna sobre la misma a varias
frecuencias operativas, define el rango óptimo de operación de la bomba. En este caso, el desempeño
de la bomba a una frecuencia de operación de 50 Hz se ha degradado a un 41%, causando pérdida de
la eficiencia de la bomba, y consecuentemente una pérdida de producción (izquierda). La producción
potencial del pozo era de 2040 m3/d [12,850 B/D], sugiriendo que la bomba estaba subdimensionada
para ofrecer un gasto óptimo. El Centro de Excelencia de Levantamiento Artificial de Schlumberger
recomendó que la bomba existente fuera reemplazada por una bomba eléctrica sumergible más
grande, resultando en un flujo adicional cercano a 835 m3/d [5250 B/D], o 58 m3/d [366 B/D] de producción de petróleo agregado (derecha).
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bomba, la vibración y la pérdida de corriente.
Estas mediciones, junto con los datos del yacimiento y la producción, permiten a los expertos
de producción y terminación de pozos, tales
como los del Centro de Excelencia en
Levantamiento Artificial de Schlumberger
situado en Inverurie, Escocia, determinar la operación óptima del sistema. Por ejemplo, la
operación óptima de la bomba puede aumentar
la producción, disminuir el corte de agua, garantizar una mayor vida útil de la bomba y minimizar
los costos de intervención y reemplazo de la
misma (abajo).2 La temperatura y presión de
admisión, y la presión de descarga también se
vigilan rutinariamente para garantizar que la
caída de presión y los niveles de fluido estén dentro de las condiciones de operación designadas
para el pozo. Los métodos previos—sistemas de
transferencia de presión y golpes de fluido—vigilan sólo el nivel de fluido por encima de la
entrada a la bomba y son significativamente
menos precisos y menos confiables. La vigilancia
rutinaria del desempeño y de los efectos de los
dispositivos de levantamiento artificial han ayudado para que los operadores optimicen la
producción en toda la extensión del campo.
No sólo una fase
La adquisición estándar de datos de presión y
flujo en superficie ha constituido una práctica
común durante décadas, y todavía se utiliza para
evaluar la producción total de los pozos y campos, fundamentalmente por razones fiscales. Sin
embargo, las mediciones de flujo obtenidas en la
1. Eck J, Ewherido U, Mohammed J, Ogunlowo R, Ford J,
Fry L, Hiron S, Osugo L, Simonian S, Oyewole T y
Veneruso T: “Monitoreo en el fondo del pozo: su evolución,” Oilfield Review 11, no. 4 (Primavera de 2000): 20–33.
2. Williams AJ, Cudmore J y Beattie S: “ESP Monitoring—
Where’s Your Speedometer?,” presentado en la 7ma
Mesa Redonda Europea de Bombas Eléctricas
Sumergibles, Sociedad de Ingenieros de Petróleos,
Aberdeen, Escocia, 6 al 7 de febrero de 2002.
Fleshman R, Harryson y Lekic HO: “Artificial Lift for HighVolume Production,” Oilfield Review 11, no. 1 (Primavera
de 1999): 49–63.
3. Kimminau S y Cosad C: “The Impact of Permanent,
Downhole, Multiphase Flow Metering,” presentado en el
17mo Congreso Mundial del Petróleo, Río de Janeiro,
Brasil, 1 al 5 de septiembre de 2002.
Mus EA, Toskey ED, Bascoul SJ y Norris RJ: “Added
Value of a Multiphase Flow Meter in Exploration Well
Testing,” artículo de la OTC 13146, presentado en la
Conferencia de Tecnología Marina, Houston, Texas, EUA,
30 de abril al 3 de mayo de 2001.
Atkinson I, Berard M, Hanssen BV y Ségéral G: “New
Generation Multiphase Flowmeters from Schlumberger
and Framo Engineering AS,” presentado en el 17mo Taller
de Trabajo Internacional sobre Mediciones de Flujo en el
Mar del Norte, Oslo, Noruega, 25 al 28 de octubre de
1999.
4. Oyewole AA: “Testing Conventionally Untestable HighFlow-Rate Wells with a Dual Energy Venturi Flowmeter,”
artículo de la SPE 77406, presentado en la Conferencia y
Exhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas,
EUA, 29 de septiembre al 2 de octubre de 2002.
Oilfield Review
Venturi
Detector
Fuente
Presión
p
Flujo
Temperatura
> Sección transversal de un medidor de flujo multifásico. Los principales
componentes de un medidor de flujo multifásico incluyen un venturi, que permite el mezclado, de modo que se pueda obtener una medición precisa del
flujo másico total, utilizando medidores de temperatura y de presión diferencial. Para medir las fracciones de petróleo, agua y gas se utiliza un detector
de rayos gamma de energía dual y una fuente radioactiva.
superficie también permiten la evaluación del
desempeño del pozo. Es necesario conocer la
fracción de cada fase de fluido producido para
evaluar con exactitud el desempeño del pozo
durante las pruebas del mismo. En los pozos de
exploración, se utilizan separadores de pruebas
para separar, medir y obtener muestras del
efluente del pozo. Los separadores de pruebas
son extremadamente voluminosos, un claro
inconveniente en ambientes marinos donde los
espacios, tanto los de superficie como los submarinos son limitados. La instalación y operación
de estos separadores son onerosas, y si deben
permanecer en el pozo en forma permanente, se
puede incurrir en costos adicionales asociados
con la instalación y el mantenimiento de los equipos complementarios, tales como líneas y
distribuidores de pruebas. A pesar de que los
separadores de pruebas han sido el estándar de
la industria para las pruebas de pozos y la asignación de la producción, su desempeño se halla
generalmente comprometido cuando el crudo se
espuma, cuando se producen emulsiones de
agua y petróleo o cuando se producen flujos en
baches (slug flow).3 Además, los separadores de
pruebas convencionales poseen generalmente
una capacidad limitada para procesar los fluidos
producidos, limitando el flujo máximo e impactando potencialmente los ingresos provenientes
Primavera de 2003
de la producción. Tanto los medidores de flujo
multifásicos (polifásicos) de superficie como los
de fondo de pozo superan muchas de estas limitaciones, y es por ello que se han estado
utilizando más a menudo.
Schlumberger y Framo Engineering desarrollaron sistemas de superficie móviles y
permanentes—el equipo fijo multifásico de vigilancia rutinaria de la producción del pozo
PhaseWatcher y el equipo portable multifásico
de pruebas de pozo periódicas PhaseTester, respectivamente—que utilizan la tecnología Vx de
pruebas de pozos multifásicos para controlar los
pozos en ambientes difíciles.4 Estos sistemas
combinan una medición del flujo másico a través
de un venturi, con una medición de la densidad
en base a la atenuación de rayos gamma de energía dual. Las mediciones de presión y
temperatura indican la relación presión-volumentemperatura (PVT) dentro de la línea de flujo.
Estas mediciones proporcionan datos de fases
precisos y continuos, permitiendo el cálculo de
las fracciones de las tres fases—petróleo, gas y
agua—a intervalos de 22 ms (izquierda). Los sistemas Vx son más fáciles de instalar, más
seguros y más eficientes que los separadores de
pruebas. Además, los sistemas Vx no requieren
separación de fases o acondicionamiento del
flujo aguas arriba del punto de medición, pueden
adaptarse a requisitos de pruebas más extensas
y ocupan menos espacio. La tecnología Vx ha
demostrado ser más exacta que los separadores
de pruebas porque las mediciones se hacen continuamente a una alta tasa de muestreo,
permitiendo inclusive efectuar mediciones precisas de los flujos en baches.
El uso de un venturi facilita la medición de las
tasas de flujo másico debido a su simplicidad, su
eficiencia para mezclar las fases y el hecho de
que la caída de presión a través de un venturi se
puede convertir a tasa de flujo másico, dado que
la densidad del fluido se mide óptimamente
(abajo). El flujo monofásico o multifásico a través
de un venturi se puede describir más sencillamente como:
Qtotal = K (∆p/ρmezcla) 1/2
donde Qtotal es el flujo volumétrico total, K es la
constante de proporcionalidad para el venturi
específico, ∆p es la diferencia de presión medida
por dos medidores de presión absoluta o un
medidor de presión diferencial, y ρmezcla es la
densidad medida del fluido o de la combinación
de fluidos.
Flujo
> Un venturi en acción. Los simuladores de flujo permiten a los científicos
caracterizar la naturaleza del flujo de fluido multifásico a distintas velocidades
de flujo y desviaciones del pozo. A la izquierda del venturi se puede observar
el flujo laminar. Una vez que los fluidos han pasado a través del venturi, los
fluidos se mezclan bien (derecha) permitiendo la medición exacta de la densidad del flujo mezclado, utilizando la configuración fuente-detector.
17
Pruebas de confiabilidad
En el desarrollo de nuevas tecnologías de terminación de instalación permanente, es
extremadamente importante poseer un enfoque
estructurado respecto de las pruebas de confiabilidad. La incuestionable confiabilidad de los
medidores y dispositivos de control de flujo es la
base sobre la cual se ha de desarrollar la tecnología. Las pruebas de aptitud de Schlumberger
(QT, por sus siglas en inglés) son esenciales para
tal esfuerzo.1 La necesidad de un enfoque innovador y estructurado en las pruebas QT se vuelve
imprescindible cuando se tienen en cuenta los
retos técnicos y del mercado. Las pruebas de
confiabilidad llevadas a cabo en el campo no son
ideales, porque el costo de una falla de componente en un pozo productor puede ser muy alto.
Si bien el mal funcionamiento de un sensor en el
fondo del pozo significa pérdida de datos, los dispositivos dudosos de control de flujo en fondo de
pozo pueden impactar negativamente el desempeño del pozo, los ingresos provenientes de la
producción, los costos operativos, el medio
ambiente y la seguridad del personal. Es difícil
analizar la falla de un dispositivo en el campo
porque el acceso a los componentes fallados es
limitado; los dispositivos se instalan en forma
permanente y los costos de recuperación son
altos. Por otra parte, las pruebas innecesarias en
un laboratorio o en instalaciones de pruebas
incrementan los costos de desarrollo, originan
retrasos en el mercado y finalmente vuelven más
oneroso el despliegue de tecnología.
El enfoque de las pruebas QT primero identifica las pruebas esenciales que satisfacen los
requisitos de aplicación del dispositivo, incluyendo todos los factores involucrados en el
transporte, almacenamiento, instalación y operación del dispositivo. El ambiente operativo se
examina en detalle, por ejemplo, la temperatura, la presión, las velocidades de flujo, la
erosión causada por producción de arena, la
química del fluido del pozo y los ciclos ambientales. Esto implica trabajar muy de cerca con
las compañías operadoras para garantizar que
todos los factores sean considerados cuando se
diseña el programa de pruebas (abajo a la
izquierda). Las pruebas de aptitud se dividen
en tres categorías básicas:
• Las pruebas de aptitud ambientales verifican
que el dispositivo responda a sus especificaciones de diseño bajo un amplio rango de
condiciones operativas, incluyendo aplicaciones que tal vez no hayan sido obvias desde un
principio.
• Las pruebas de fallas provocan la falla del dispositivo para definir los límites de
condiciones operativas más extremas, confirmar el análisis de fallas y proporcionar datos
valiosos para las pruebas de desgaste y vida
acelerados.
• Las pruebas aceleradas garantizan el buen
funcionamiento del dispositivo durante la
vida útil de diseño. Las pruebas de desgaste
acelerado se conducen más allá de los límites
de las especificaciones del dispositivo, mientras que las pruebas de vida acelerada se
hallan dentro de las especificaciones de
diseño, pero se efectúan con una mayor frecuencia operativa para dar cuenta del uso
acumulativo del dispositivo durante la vida
útil de diseño.
Probabilidad de supervivencia, %
100
60
97 pozos desde 100 ºC hasta 155 ºC
Confiabilidad = 95.8% -8.0% por año
40
20
0
> Pruebas de confiabilidad efectuadas en las instalaciones de pruebas de
componentes de terminación de pozos. Las instalaciones de pruebas como las
del Centro de Productos de Sugar Land en Texas, EUA (arriba), permiten
mejorar los niveles de confiabilidad de los componentes de terminación de
pozos de instalación permanente. Esta instalación puede probar herramientas de hasta 10 m [33 pies] de longitud, exponiéndolas a presiones de 30,000
lpc [200 Mpa] y 260 ºC [500 ºF].
18
196 pozos < 100°C
Confiabilidad = 96.0% – 1.7% por año
80
0
1
2
3
Tiempo de operación, años
4
5
> Utilización de funciones de supervivencia para contar la historia. La gráfica
muestra las funciones de supervivencia para dos rangos de temperatura diferentes
de 293 medidores de presión de cuarzo. Los datos en azul representan 196 pozos
operando a temperaturas inferiores a 100 ºC [212 ºF], y los datos en rojo representan 97 pozos operando a temperaturas de entre 100 ºC y 155 ºC [311 ºF]. En
el ambiente operativo de menor temperatura, la confiabilidad es del 96% con una
reducción del 1.7% por año de operación. En el entorno de mayor temperatura de
operación, la confiabilidad es del 95.8% con una reducción del 8% por año.
Oilfield Review
Vacío
Es común observar el tiempo medio entre
fallas (MTBF, por sus siglas en inglés) cuando se
evalúa la confiabilidad, pero los estudios han
mostrado que la técnica no es siempre válida.
Comúnmente, los valores de MTBF son válidos
cuando las tasas de falla permanecen constantes
durante el período de análisis. Se han obtenido
mejores análisis mediante la prueba de probabilidades de supervivencia.2 Schlumberger utiliza
las curvas de supervivencia porque estas curvas
se basan en la historia verdadera del campo y
permiten estimar los valores de MTBF bajo un
determinado conjunto de condiciones (página
anterior, a la derecha).
Gracias a la aplicación de estas técnicas, y a
los análisis de árbol de fallas, de causa y efecto,
causa raíz y otros métodos, las pruebas y el análisis de confiabilidad del dispositivo de control y
vigilancia van a la par de los avances tecnológicos. Dadas las importantes demandas que
existen sobre dispositivos de fondo de pozo instalados en forma permanente, las pruebas de
confiabilidad se hallan inextricablemente ligadas con el desarrollo, la manufactura y el
despliegue de sistemas de control y vigilancia
permanente.
1. Veneruso AF, Kosmala AG, Bhavsar R, Bernard LJ y Pecht
M: “Engineered Reliability for Intelligent Well Systems,”
artículo de la OTC 13031, presentado en la Conferencia de
Tecnología Marina, Houston, Texas, EUA, 30 de abril al 3
de mayo de 2001.
Veneruso T, Hiron S, Bhavsar R y Bernard LJ: “Reliability
Qualification Testing for Permanently Installed Wellbore
Equipment,” artículo de la SPE 62955, presentado en la
Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Dallas,
Texas, EUA, 1 al 4 de octubre de 2000.
Veneruso AF, Sharma S, Vachon G, Hiron S, Bucear T y
Jennings S: “Reliability in Intelligent Completion Systems:
A Systematic Approach from Design to Deployment,” artículo de la OTC 8841 presentado en la Conferencia de
Tecnología Marina, Houston, Texas, EUA, 4 al 7 de mayo
de 1998.
2. van Gisbergen SJCHM y Vandeweijer BV: “Reliability Análisis of Permanent Downhole Monitoring Systems,”
artículo de la OTC 10945 presentado en la Conferencia de
Tecnología Marina, Houston, Texas, EUA, 3 al 6 de mayo
de 1999.
Primavera de 2003
Señal de alta energía
Triángulo de solución
Punto de operación
Ejemplo de un punto de operación
Factor gas-volumen = 50%
Relación agua/líquido = 50%
Gas
Línea de relación
agua/líquido
constante (50%)
Petróleo
Línea de factor
gas-volumen constante (50%)
Agua
Señal de baja energía
> Determinación de los porcentajes relativos de las fases, o retención de
cada fase (holdup). Se grafican las atenuaciones de los rayos gamma provenientes de ambas ventanas de energía; las de alta y baja energía, dentro de
un triángulo definido por 100% de agua, 100% de petróleo y 100% de gas. Las
fracciones de las fases se determinan trazando una línea a través del punto
medido (rojo) y paralelo a la línea definida por el 100% de agua y el 100% de
petróleo y luego trazando una línea desde el 100% de gas a través del punto
medido. En este ejemplo, el fluido multifásico está compuesto por 50% de gas,
25% de agua y 25% de petróleo.
Cuando las fases no están bien mezcladas, tal
como ocurre en el caso de flujo estratificado en
pozos horizontales, el deslizamiento entre las
fases puede ser significante y conduce a errores
en las mediciones de las tasas de flujo de cada
fase. En la adquisición de registros de producción
de pozos horizontales, muchas mediciones de la
velocidad de una fase y de su retención (hold-up)
se combinan con un modelo de deslizamiento
para evitar estos errores, pero este modelado es
complicado en un ambiente permanente. Sin
embargo, en flujos bien mezclados, el deslizamiento entre las fases es pequeño y el cómputo
del flujo de una fase dada se puede expresar
generalmente como:
Qf = αf Qtotal
donde Qf representa la tasa de flujo volumétrico
de una fase de fluido dada y αf es la retención, o
fracción de fase, de esa determinada fase de
fluido. La retención es igual al corte de esa fase
cuando los fluidos están bien mezclados.
En los medidores de superficie multifásicos
PhaseTester y PhaseWatcher, ρmezcla y αf se derivan de las mediciones de la atenuación de rayos
gamma. La herramienta de adquisición de registros Litho-Densidad realiza mediciones similares
en el fondo del pozo para determinar la densidad
y litología de la formación. En medidores de flujo
de superficie, la fracción de la fase se determina
midiendo la atenuación de los rayos gamma de
baja y alta energía, emitidos desde una pequeña
fuente radioactiva, que interactúa con los fluidos de
producción a través de la dispersión de Compton.
La atenuación de los rayos gamma se mide
mediante un detector de centelleo y es proporcional a la densidad de electrones del fluido, o
fluidos combinados, dentro de la tubería.5 La densidad de electrones del fluido se halla
íntimamente relacionada con la densidad del
fluido. En un sistema de dos fases, con densidades de fluido conocidas, las fracciones de cada
fase se pueden determinar dado que el total
debe ser igual a la unidad. Sin embargo, para que
los medidores de flujo multifásico de superficie
generen información de las tres fases, se
requiere otra medición. De un modo similar al
empleado para determinar la litología a partir de
un triángulo de un modelo de tres minerales, utilizando datos del efecto fotoeléctrico (PE, por sus
siglas en inglés) medido por la herramienta de
Litho-Densidad, el PE se mide con medidores de
flujo Vx de superficie para determinar las fracciones de las tres fases (arriba).6
5. La dispersión de Compton se refiere a una interacción
de rayos gamma en la cual el rayo gamma colisiona con
un electrón transfiriendo parte de su energía al electrón,
mientras el mismo rayo se dispersa con una energía
reducida. Cuando un haz de rayos gamma atraviesa un
material, la atenuación total debida a la dispersión de
Compton depende de la densidad de electrones del
material, la cual está íntimamente relacionada con la
densidad del material. A medida que incrementa la densidad, hay mayor atenuación, lo cual constituye la base
para el registro de densidad y las mediciones del densitómetro en el campo petrolero.
6. El efecto fotoeléctrico implica interacciones de rayos
gamma en las cuales el rayo gamma es absorbido completamente por un electrón ligado. Si la energía
transferida excede a la energía de ligación al átomo, el
electrón será expulsado. Normalmente, el electrón
expulsado será reemplazado dentro del material, y se
emitirá un rayo X característico con una energía que
depende del número de átomos del material. La mayor
probabilidad de este efecto ocurre a una energía de
rayos gamma baja y en un material con un alto número
atómico.
19
Bloque 13/24
ESCOCIA
Fiordo Moray
EUROPA
0
0
25
30
50 millas
60 km
FPSO
Bleo Holm
10 km
Yacimiento
Ross
Yacimiento
Blake
> Campo Blake operado por BG. Ubicado en la parte septentrional del Mar del Norte (recuadro), el
campo Blake es operado en forma remota utilizando equipos submarinos y una embarcación flotante de
producción, almacenamiento y descarga (FPSO, por sus siglas en inglés). Los fluidos producidos de seis
pozos de producción horizontales deben viajar 10 km [6 millas] hacia la embarcación FPSO Bleo Holm.
Numerosos medidores de fondo de pozo y dos medidores de flujo multifásico en el distribuidor submarino del campo Blake proporcionan datos valiosos de producción para la retro-asignación de los volúmenes de producción y para contribuir con los esfuerzos de optimización de la producción.
Cientos de conjuntos de datos multifásicos
han sido analizados para optimizar el diseño de
pruebas de pozos cuando se utiliza la nueva tecnología del medidor de flujo multifásico.
Idealmente, se deberían medir las propiedades
de cada fase, incluyendo densidad, atenuación y
propiedades PVT. Sin embargo, la sensibilidad de
las mediciones Vx respecto de la exactitud de los
parámetros de entrada es significativamente
sólida, aun cuando no se conocen bien las propiedades individuales de las fases. Los
medidores de flujo multifásico de superficie se
desempeñaron extremadamente bien en comparación con los separadores de pruebas
convencionales en más de 160 pruebas de pozos
diferentes, efectuadas bajo varias condiciones
diferentes de pruebas de producción.7
20
Esta tecnología también ayuda a los ingenieros de producción a optimizar el desempeño del
levantamiento artificial de los pozos. El servicio
de optimización de levantamiento artificial
PowerLift de Schlumberger, utiliza datos de presión y temperatura adquiridos en forma
simultánea en el fondo del pozo, y datos del
medidor de flujo multifásico de superficie
PhaseTester, para proveer análisis en tiempo real
y construir soluciones de levantamiento artificial
sólidas. La solución PowerLift implica experiencia en el diseño y ajuste del sistema, y en la
selección de la más apropiada tecnología para la
optimización del levantamiento artificial a largo
plazo.
Medidores de flujo multifásico
submarinos en el Mar del Norte
El campo Blake, operado por BG, es un desarrollo
submarino ubicado en la región septentrional del
Mar del Norte. Cuenta con seis pozos productores y dos de inyección de agua vinculados a la
embarcación flotante de almacenamiento y descarga (FPSO, por sus siglas en inglés) Bleo Holm
a través de una infraestructura de tuberías y distribuidor submarino de 10 km [6.2 millas] de
longitud. La naturaleza submarina del desarrollo
aumenta significativamente la complejidad de
las pruebas de pozos, asignación de la producción y sistemas de manejo general del campo
(arriba). Las pruebas de pozos deben efectuarse
Oilfield Review
Validación de una prueba de producción
770
772
Pozos
776
774
778
Cada prueba de 2 horas = 8 muestras
promediadas cada 15 minutos
Filtro estadístico para
jerarquizar la calidad
de la prueba de pozo
Se registra el promedio del mínimo y
máximo de petróleo, agua y gas; de la
presión, la temperatura, el estrangulador
y las presiones finales del día
Los pozos se ciclan a través de
un separador de pruebas, 2 horas
por prueba.
Algunos valores pueden ser
erróneos debido a:
compensación (el valor puede
pertenecer a una prueba anterior)
ruido o picos en la red de
transmisión.
.
.
Se buscan los valores
potencialmente erróneos:
si los valores son
consistentes, entonces se
calculan los promedios.
si son inconsistentes, se
marcan como no resueltos.
.
.
> Validación de una prueba de producción automatizada. Se requirió una solución efectiva en materia
de costos para procesar sistemáticamente los resultados medidos en las pruebas de producción. Esto
requería el diseño específico de un módulo integrado dentro de la aplicación de computación Finder
para manejar el 80% de las pruebas e identificar las restantes que requieren análisis manual. Cada
pozo se prueba durante dos horas. Cada prueba de dos horas consiste de 8 muestras promediadas a
lo largo de 15 minutos. La separación de datos entre los pozos, o compensación, puede causar error, y
el ruido en los datos puede obstaculizar la interpretación. El procesamiento automático filtra los datos
e indica cualquier error no resuelto, ahorrando tiempo.
aguas arriba de la embarcación FPSO, ya que no
existen instalaciones de pruebas dedicadas al
campo Blake en la misma. Antes de la introducción de la tecnología Vx en 2001, BG instaló dos
medidores de flujo multifásico Framo en el distribuidor submarino del campo Blake a 120 m [400
pies] de profundidad bajo el nivel del mar para
vigilar rutinariamente seis pozos productores.
Estos pozos fueron terminados utilizando filtros
de arena autónomos y equipados con medidores
submarinos y de fondo de pozo permanentes,
incluyendo medidores de presión y temperatura.
Anticipando la necesidad de levantamiento artificial en el futuro, BG instaló sistemas de
levantamiento artificial por gas en los pozos productores y ha asegurado un abastecimiento
limitado de gas producido para las operaciones
futuras de levantamiento artificial por gas. El
campo también posee dos pozos de inyección de
agua para el mantenimiento de la presión.
La producción de petróleo del campo Blake
comenzó en junio de 2001. Proviene de un anillo
de petróleo de 30 m [100 pies] de espesor
entrampado en la arenisca Captain C. Bajo la
zona de petróleo relativamente delgada subyace
agua y encima sobreyace gas, de modo que
resulta imperativo el preciso emplazamiento de
los pozos y el manejo óptimo de la producción
para evitar la irrupción de agua y/o gas. Se debe
controlar la conificación del gas y la irrupción del
agua para optimizar la producción de estos pozos
horizontales remotos. Para manejar la conifica-
Primavera de 2003
ción del gas se requiere que la presión dinámica
de flujo en el fondo del pozo no caiga por debajo
del punto de burbujeo dentro del filtro de arena.
Además, se presta una particular atención a las
caídas de presión que ocurren dentro de la sección horizontal, tratando de mantener la máxima
caída de presión permitida en 12 lpc [83 kPa] a fin
de obtener el óptimo desempeño del pozo.
Operar bajo estas limitaciones requiere una vigilancia en tiempo real para permitir la rápida
respuesta a los cambios de producción; por ejemplo, el cambio de la medida del estrangulador en
un pozo para controlar la presión de flujo de
fondo del pozo. Los datos de los sensores instalados en el fondo del pozo permiten a BG vigilar
rutinariamente la respuesta de producción dentro
del pozo, mientras que los medidores de flujo
multifásico marinos Framo se utilizan para retroasignar la producción y evaluar el desempeño del
pozo, incluyendo la determinación del corte de
agua y la relación gas/petróleo (RGP). Utilizando
la relación RGP de producción, los ingenieros de
BG pueden optimizar las operaciones de levantamiento artificial por gas en el campo Blake.
Los datos del medidor de fondo de pozo y del
medidor submarino del campo Blake son transmitidos cada 15 minutos todos los días del año.
Para convertir este flujo continuo de datos en
conocimiento y acción efectiva, es imperativo
organizar y manejar los datos y resultados. BG
buscó una solución que reduciría a sus ingenieros la tediosa y pesada tarea de procesar los
datos y proporcionaría un enfoque integrado para
manipular, visualizar y analizar los datos del
campo Blake. BG trabajó con Schlumberger para
maximizar los datos de vigilancia, y posibilitar la
disponibilidad de los mismos en el formato
correcto en el momento justo. Un análisis detallado de la secuencia de tareas de ingeniería
conducido por BG y Schlumberger determinó que
los procesos de retro-asignación y validación de
las pruebas de producción son los que demandan
mayor tiempo.
Para encarar estas áreas, Schlumberger trabajó con BG para automatizar el proceso
mediante la integración de las aplicaciones de
computación comerciales de Schlumberger,
incluyendo el sistema de manejo de datos Finder,
las aplicaciones FieldBA y Prodman, a la ya existente infraestructura de BG. Por ejemplo, se
desarrolló una funcionalidad especial dentro de
la aplicación Finder para automatizar estadísticamente el proceso de validación y ponderación de
los datos de las pruebas de producción (arriba).
Este módulo es accesible a través de la red de
trabajo de BG y elimina la necesidad de una edición manual mediante el filtrado automático de
los datos brutos. En una fracción del tiempo previamente requerido, la aplicación FieldBA puede
7. Theuveny BC, Ségéral G y Pinguet B: “Multiphase
Flowmeters in Well Testing Applications,” artículo de la
SPE 71475, presentado en la Conferencia y Exhibición
Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA,
30 de septiembre al 3 de octubre de 2001.
21
Operaciones
marinas
Operaciones
terrestres
Captación de
datos marinos
Hoja de cálculo
Procesamiento
de datos
Historiador
Prueba rechazada
(indicada)
Depurador
(validación de
pruebas de
producción)
Base de
datos de
producción
Almacenamiento
(Finder)
Datos operacionales
Datos en
tiempo real
Asignación
(FieldBA)
Visualización
(Prodman)
Modelado
(PIPESIM)
Análisis
(OFM)
Asignación/Optimización
> Diagrama de flujo de datos para el campo Blake. Los datos adquiridos en tiempo real de los medidores de fondo de pozo y medidores de flujo multifásico submarinos se pasan por un historiador de datos
y luego se envían a través de un programa de filtrado, especialmente diseñado para estas pruebas que
limpia automáticamente los datos antes de almacenarlos dentro de la base de datos de producción
Finder. La base de datos Finder interactúa con la aplicación FieldBA para llevar a cabo los cálculos de
retro-asignación, y con la aplicación Prodman que permite la visualización de datos. En la Fase 2 del
proyecto (rosado), el modelado del campo completo con la aplicación PIPESIM permitirá actuar en
los momentos más oportunos para optimizar las operaciones de producción y de levantamiento artificial. La aplicación de computación de manejo de la producción OFM será utilizada como una herramienta de visualización y análisis.
calcular los volúmenes de producción asignados
en base a correlaciones de estrangulador, resultados de pruebas de producción de los medidores
de flujo, u otros datos. El proceso automatizado
de retro-asignación ya ahorra a BG 20 horas hombre por mes y sus resultados son comparables
con los cálculos efectuados a mano; con un coeficiente de correlación de 0.99 a 0.98. La
aplicación Prodman facilita la visualización de los
datos promedio de las pruebas de producción, y
puede vincular múltiples fuentes de datos para
simulación con la aplicación de modelado de
todo el sistema de producción PIPESIM. El vínculo con el programa de computación PIPESIM
proporciona una variedad de herramientas, incluyendo diagnóstico y optimización del
levantamiento artificial por gas, y se convertirá
en una parte importante de este proyecto de
manejo de datos y optimización del campo en su
segunda fase (arriba).
Mientras que el campo Blake transita su fase
de producción, aumentará la producción de agua
y, en consecuencia, requerirá levantamiento artificial. El volumen de gas de levantamiento
disponible para el campo Blake es limitado, de
modo que la asignación de los volúmenes de gas
de levantamiento para cada pozo requiere una
22
solución para todo el sistema en conjunto. La
vigilancia en tiempo real y la interpretación de
los datos, incluyendo el análisis de pruebas de
pozo, asignación de la producción, ajuste de la
historia, y modelado del sistema y del pozo, son
aspectos críticos para la optimización de la producción total. Este manejo continuo de datos y
plataforma de interpretación simplifica la transferencia de conocimientos y acciones decisivas,
ayudando a BG a encarar su objetivo principal de
optimización de la producción mediante decisiones de manejo de yacimientos oportunas.
Nuevos medidores de flujo
frente a la formación
Las mediciones efectuadas en la superficie generalmente no describen el comportamiento del
yacimiento, especialmente cuando las terminaciones son complejas. Al llevar los medidores al
fondo del pozo e instalarlos cercanos a la formación, los ingenieros de yacimiento pueden
observar en forma directa y en tiempo real la respuesta de producción desde el yacimiento.8 Los
datos de fondo de pozo se pueden utilizar para
diagnosticar más precisamente los problemas de
producción, pronosticar el desempeño futuro del
yacimiento y permitir la optimización de la pro-
ducción de pozos de múltiples zonas y multilaterales, utilizando tecnología de control de flujo de
fondo de pozo.9 Es importante comprender las
contribuciones de las diferentes fases del fluido
para extraer el máximo beneficio de esta información en los complejos escenarios de flujo
encontrados en los pozos de petróleo y gas.
El gradiomanómetro de producción permanente integrado FloWatcher es un medidor de
flujo de fondo de pozo diseñado para medir el
flujo de dos fases.10 Este medidor emplea un venturi, dos medidores de presión de cuarzo—uno
instalado en la garganta del venturi y otro en la
entrada del mismo—y un tercer medidor de presión colocado aguas arriba del venturi. El tercer
medidor se utiliza en combinación con uno de los
otros medidores en el venturi para determinar la
densidad promedio, ρmezcla, del fluido entre los
medidores. La retención de las fases individuales, αf , puede determinarse si se conocen las
densidades de las dos fases individuales. Esta
tecnología se utiliza comúnmente en la adquisición de registros de producción y se comporta
adecuadamente donde la desviación del pozo no
se acerca a la horizontal porque los gradiomanómetros dependen de las fuerzas gravitacionales.
También se aplica con éxito donde las velocidades del flujo son lo suficientemente altas para
minimizar los efectos de deslizamiento de fase y
donde no se requiere la detección de pequeñas
cantidades de agua.
En los pozos horizontales, la medición de αf y
ρmezcla se bebe obtener por diferentes medios. En
1999, los científicos del Centro de
Investigaciones de Cambridge de Schlumberger
(SCR, por sus siglas en inglés), en Inglaterra,
desarrollaron el densitómetro FloWatcher (FWD,
por sus siglas en inglés) que es un medidor de
flujo multifásico creado para medir los datos del
flujo en el fondo del pozo en terminaciones cada
vez más complejas; desde pozos horizontales
hasta pozos multilaterales con control de flujo en
fondo de pozo.11 Al igual que los medidores de
superficie Vx, el medidor de flujo FWD utiliza la
tecnología del venturi y una medición de la densidad a partir de la atenuación de rayos gamma.
8. Kimminau y Cosad, referencia 3.
9. Lenn C, Kuchuk FJ, Rounce J y Hook P: “Horizontal Well
Performance Evaluation and Fluid Entry Mechanisms,”
artículo de la SPE 49089, presentado en la Conferencia y
Exhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns,
Luisiana, EUA, 27 al 30 de septiembre de 1998.
10. Eck et al, referencia 1.
11. El Centro de Tecnología de Princeton de Schlumberger
(SPTC) en Nueva Jersey, EUA, conocido anteriormente
como EMR Photoelectric, proveyó una importante contribución de ingeniería.
12. Para obtener mayor información acerca de la evolución
de las fibras ópticas, consulte: Hecht J: City of Light: The
Story of Fiber Optics. Nueva York, Nueva York, EUA:
Oxford University Press, 1999.
Oilfield Review
Primavera de 2003
Schlumberger ha desarrollado varios medidores de fibra óptica, siendo el más destacado el
sistema de medición de la distribución de la temperatura (DTS, por sus siglas en inglés) SENSA.
Agua
Petróleo
6000
Gasto medido, B/D
Vigilancia rutinaria con luz y fibra
En diciembre de 1926, Clarence W. Hansell propuso el uso de atados de fibra óptica para
transmitir imágenes ópticas.12 La tecnología de
fibras ópticas ha sido aplicada en numerosas
industrias, particularmente en telecomunicaciones. Los sensores permanentes de fibra óptica de
fondo de pozo se introdujeron en la industria del
petróleo y el gas a principios de la década de
1990, pero su uso comenzó a ser más ampliamente difundido hace sólo dos años. Científicos e
ingenieros de Schlumberger han participado de
la aplicación de esta tecnología de fibra óptica
desde su aparición en la industria del petróleo y
el gas.
Los medidores de fibra óptica SENSA ofrecen
a la industria información detallada acerca de los
pozos de producción, pozos de inyección y sistemas de producción, utilizando una técnica pasiva.
Además, los sistemas de vigilancia rutinaria con
fibra óptica SENSA son pequeños y relativamente fáciles de instalar, aún después de
terminar el pozo. La adaptación de esta tecnología a uno de los ambientes más desafiantes
encontrados hasta ahora—pozos de petróleo y
gas—ha significado que los equipos de producción puedan ahora agregar mediciones continuas
y en tiempo real de los medidores de fibra óptica
a una creciente lista de herramientas de manejo
de yacimientos.
Actualmente, los medidores de fibras ópticas
más ampliamente utilizados miden la distribución de la temperatura a lo largo del pozo. Los
datos de la temperatura de fondo de pozo se han
adquirido desde principios de la década de 1930
mediante registros operados a cable, tanto en
pozos abiertos como entubados. Sin embargo, la
bajada de herramientas convencionales de
adquisición de registros de producción (PL, por
sus siglas en inglés) en pozos con algunos de los
diseños de terminación más avanzados de hoy en
día, es bastante desafiante. Las mediciones de
temperatura en pozos entubados constituyen un
importante elemento de los registros de producción modernos y son extremadamente útiles
cuando se combinan con otros datos, tales como
presión, tasas de flujo a partir de un molinete y
un gradiomanómetro. Sin embargo, los registros
de temperatura se efectúan sólo ocasionalmente
y proporcionan un perfil de temperatura a lo largo
del pozo para un instante dado. Los diseños de
terminación y de pozo complejos de hoy en día
complican y encarecen los estudios ocasionales,
influenciando la decisión de impedir la adquisición de registros en perjuicio de la obtención de
conocimientos.
4000
2000
0
0
2000
4000
6000
Gasto de referencia, B/D
Gas
Petróleo
6000
Gasto medido, B/D
Sin embargo, los distintos regímenes de flujo
encontrados en pozos horizontales y altamente
desviados, incluyendo flujos estratificados, recirculantes y en baches, son bastante diferentes de los
de superficie. Afortunadamente, el simple enfoque
basado en la capacidad de mezclado inherente
del venturi es adecuado, aún para estos regímenes de flujo y a velocidades de flujo relativamente
bajas (derecha). La medición de la densidad se
efectúa en los lugares en que las fases están
bien mezcladas y libres de deslizamiento.
Por razones de seguridad ambiental, el FWD
utiliza una fuente de rayos gamma de extremadamente baja actividad, del mismo orden de
magnitud que la utilizada en los detectores de
humo. El bajo poder de la fuente significa que es
difícil implementar la medición del factor PE utilizada en la tecnología Vx. Esta medición se vería
afectada por incrustaciones inorgánicas, tales
como el sulfato de bario que se forma en el interior de las tuberías de producción, del mismo
modo en que la medición de litología de la herramienta de Litho Densidad se ve afectada por la
barita. Por último, la falta de capacidad para
caracterizar completamente las tres fases en los
medidores de flujo multifásico de fondo de pozo,
generalmente no representa un problema porque
muchos pozos producen sólo dos fases en el
fondo. Aún cuando las tres fases estén presentes,
la medición continua de la densidad es capaz de
indicar cambios abruptos en el flujo. Por ejemplo,
la irrupción de gas producirá una dramática disminución de la densidad del fluido que es claramente
evidente en la medición de dicho parámetro.
El medidor de flujo FWD, que actualmente está
siendo probado en el campo en el Mar del Norte,
se ha desempeñado en forma convincente por
más de un año; un período mucho más largo que
los dos meses originalmente concebidos para las
pruebas. Este medidor ha ayudado a caracterizar
problemas de conificación de gas detectando, en
el fondo del pozo, el cambio de la densidad del
hidrocarburo fluyente. El análisis de los datos del
medidor de flujo de fondo de pozo puede medir la
presión del punto de burbujeo y la densidad, y
rápidamente detecta la irrupción de agua antes de
que se advierta en la superficie. El despliegue de
esta tecnología puede eliminar la necesidad de
separadores de pruebas convencionales, evitando
así las limitaciones potenciales de los regímenes
de producción durante las pruebas. El uso proactivo de mediciones de flujo multifásico de fondo de
pozo incluye la observación de los cambios de
fases para predecir los aumentos de corte de agua
y gas, ofreciendo importantes beneficios para el
manejo de la producción.
4000
2000
0
0
5000
10,000
Gasto de referencia, B/D
> Prueba del densitómetro FloWatcher (FWD, por
sus siglas en inglés) en un circuito cerrado. El
densitómetro FWD fue probado exhaustivamente
en el Centro de Investigaciones de Cambridge de
Schlumberger en Inglaterra (abajo). Durante las
pruebas se utilizaron diferentes desviaciones de
pozo, distintas velocidades de flujo y varios cortes de fluido para caracterizar completamente el
desempeño del medidor. Las gráficas muestran
que el desempeño del medidor FWD es excelente
para distintas relaciones agua/petróleo (arriba) y
gas/petróleo (centro). Los datos correspondientes
a las mezclas de petróleo y agua fueron adquiridos con una desviación del pozo de 70 grados,
mientras que los datos de las mezclas de petróleo y gas fueron tomados dentro de un rango de
desviaciones del pozo—de 0, 45, 70 y 90 grados—y no se observó efecto alguno en la calidad de los datos.
23
1.6
1.4
Energía de retro-dispersión
El sensor DTS registra en forma continua tanto en
el espacio como en el tiempo, proveyendo a los
ingenieros datos de temperatura continuos—tan
seguido como cada siete segundos—o bajo
demanda durante toda la vida útil del pozo. Los
datos de temperatura se pueden recolectar cada
metro [3.3 pies] a lo largo del pozo. Esta medición
continua permite la identificación precisa de
cuándo y dónde ocurren los eventos de producción, posibilitando los pasos de control y
diagnóstico casi en tiempo real.
La medición DTS emplea rayos láser emitidos
por pulsos, una fibra óptica y una unidad optoelectrónica para el procesamiento y despliegue de
las señales. La fuente láser envía estallidos de luz
de 10 nanosegundos (ns) a través de la fibra
óptica. Típicamente, las fibras ópticas están
hechas de un núcleo central de sílice de 5 a 50 µm
[0.0002 a 0.002 pulgadas] de diámetro y están
rodeadas de otra capa de sílice cuyo índice refractivo es levemente más bajo.13 El sílice puro en el
núcleo y en las capas circundantes se altera, o
mejora, con el agregado de otros materiales—
tales como el germanio o el flúor—para obtener
los perfiles de índice refractivo y propiedades de
dispersión deseados. El menor índice refractivo de
la capa más externa ayuda a minimizar la atenuación óptica a lo largo de extensos intervalos de
fibra guiando la luz en o cerca del núcleo de la
fibra. Generalmente, la atenuación en la longitud
de onda más transparente reduce la señal por sólo
un factor de 10 por cada 50 km [31 millas] de fibra.
1.2
1.0
0.8
0.6
0.4
200
240
280
Temperatura, K
360
> Energía de retro-dispersión anti-Stokes en función de la temperatura. La
intensidad de la luz dispersa de retorno en la longitud de onda anti-Stokes
aumenta a medida que aumenta la temperatura. El rango de temperatura
que se muestra abarca desde los 200 K hasta los 368 K [– 100 ºF a 203 ºF].
Esta relación permanece sólida a lo largo del rango de temperaturas en los
ambientes de producción de petróleo y gas.
Un revestimiento aplicado a la fibra la protege de
raspaduras y pequeños dobleces que podrían causar potencialmente la pérdida de la señal. Debido
a las altas temperaturas, altas presiones, químicos corrosivos, así como al riesgo de abrasión y
rotura en ambientes de fondo de pozo, se han
desarrollado materiales de revestimiento especiales para proveer mayor protección. Finalmente,
la fibra completa—típicamente de 250 µm [0.01
pulgadas] de diámetro—tiene una protección adi-
Pulsos de 10 ns de rayos láser
Láser
Luz dispersa de retorno
Densidad espectral
de la energía
Analizador
Banda Raman
anti-Stokes
Luz Rayleigh
incidente
Banda Raman
Stokes
Longitud de onda
> Principio de operación del sensor DTS. Se envían pulsos de rayos láser a una fibra óptica. Inmediatamente, parte de la luz se dispersa. La luz dispersa que queda retenida dentro del núcleo de la fibra,
se transmite de regreso a la fuente donde es captada y re-enviada a un receptor sumamente sensible.
La luz dispersa de retorno muestra un decaimiento exponencial con el tiempo. La velocidad constante
de la luz permite determinar la ubicación exacta de la fuente de la luz dispersa de retorno. El analizador determina la intensidad del componente de dispersión Raman a longitudes de onda Stokes y antiStokes, el cual es utilizado para calcular la temperatura de la fibra donde se produjo la dispersión.
24
320
cional provista por una línea de control de metal
de 0.63 cm [1⁄4 pulgadas] de diámetro, dentro de la
cual se aloja.
Cuando se transmite la luz a través de una
fibra óptica, pequeñas cantidades de luz se dispersan y retornan a la fuente (luz dispersa de
retorno, luz de retro-dispersión). En la medición
DTS, un “analizador” o unidad opto-electrónica,
captura en la superficie los espectros de la luz
dispersa de retorno. Uno de los componentes de
la luz dispersa de retorno, conocido como señal
Raman, surge de una colisión inelástica de fotones con moléculas en el medio circundante,
interactuando a través de estados de energía de
vibración molecular. El fotón de retro-dispersión
puede entregar energía a la molécula y elevarla a
un estado de energía vibracional más alta, denominado estado de dispersión Stokes, o bien
ganar energía moviendo la molécula a un estado
de energía más bajo, denominado estado de dispersión anti-Stokes. En un medio caliente, más
moléculas se hallan en un estado de energía de
excitación más alto. Dado que la dispersión antiStokes depende del número de moléculas en
estado de excitación cuando colisionan con el
fotón, la intensidad de la respuesta anti-Stokes
depende fuertemente de la temperatura (arriba).
La dispersión Stokes depende muy poco de la
temperatura. Dado que el proceso de dispersión
ocurre a nivel molecular, la señal de retro-dispersión es una función continua del tiempo,
contrariamente a lo que ocurre con las reflexiones que se observarían frente a un cambio
abrupto del índice refractivo, tal como sucede al
final de la fibra óptica.
Oilfield Review
Los cambios de intensidad observados dentro
del espectro en las líneas Stokes y anti-Stokes se
relacionan directamente con los cambios en la
temperatura de fondo de pozo. El analizador
separa la luz de ida y la de retorno; y de la luz dispersa de retorno, selecciona los dos componentes
Raman. Estos componentes son detectados por
un fotodiodo, y la corriente eléctrica amplificada
es muestreada mediante un rápido convertidor de
señal analógica a digital. Las muestras que resultan de cada pulso láser se acumulan en una
memoria digital y luego, mediante un procesador,
se convierten en temperatura.
La determinación de la temperatura a una
profundidad dada es posible gracias a las eficaces características de transmisión de la fibra y a
la velocidad constante de la luz en la fibra. La luz
dispersa de retorno puede dividirse en paquetes
de luz, y cada paquete representa un determinado intervalo a lo largo de toda la fibra,
típicamente 1 m, que corresponde a un intervalo
de muestreo de 10 ns en el dominio de tiempo
(página anterior, abajo). El espectro de cada
paquete de luz dispersa de retorno es analizado
para cada intervalo de muestreo. La temperatura
se determina calculando la relación entre la
intensidad de la banda anti-Stokes Raman y la
intensidad de la banda Stokes Raman, y aplicando la siguiente relación:
1
1
1
–– = ––– – ––
Tz
TRef
S
[
Ias(Ref)
Ias(z)
ln –––– – ln ––––––
Is(z)
Is(Ref)
( ) (
)]
donde Tz es la temperatura en grados Kelvin, Ias
e Is representan la intensidad de las señales antiStokes y Stokes, respectivamente—corregida
por pérdidas de propagación—y ln es la función
logaritmo natural. Las coordenadas z y Ref representan la posición del punto de interés y la
bobina de referencia, respectivamente, donde
TRef es la temperatura conocida de una fibra de
referencia. El término de sensibilidad S es
dependiente de la constante de Planck, de la
constante de Boltzmann y de la diferencia de frecuencia entre la luz incidente y la luz desplazada
de Raman.14 Las intensidades de banda se normalizan con respecto a las medidas efectuadas
en la bobina de referencia.
Los cambios de temperatura que ocurren
naturalmente en función de la profundidad, denominados gradientes geotérmicos, han sido
profundamente estudiados en la mayoría de las
regiones productoras de petróleo y gas. Los gradientes típicos abarcan de 1.0 a 3.0ºC por cada
100 m [0.6 a 1.6ºF por cada 100 pies] de profundidad, siendo el gradiente promedio de alrededor
de 1.7ºC por cada 100 m [1.0ºF por cada 100 pies]
de profundidad. Los efectos del gradiente geotér-
Primavera de 2003
Opciones de instalación del sistema de medición de la distribución de la temperatura
Con terminación
simple
Con terminación
doble
Conexión
hidráulica
húmeda
Válvula de
retención
Dispositivo
de retorno
> Opciones de instalación del sistema de medición de la distribución de la temperatura (DTS) con terminación simple o doble. La instalación simple (izquierda) generalmente ocurre después de que un
pozo ha sido terminado y es menos ventajosa que la instalación con terminación doble (derecha). En
la instalación con terminación doble, la fibra se bombea hidráulicamente hacia abajo por una línea de
control de 1⁄4 pulgadas, alrededor de un tubo en forma de U y de regreso hacia la superficie. Idealmente, la fibra óptica debería probarse desde los dos extremos. El láser envía un pulso de luz hacia
abajo por uno de los lados y luego pasa hacia el otro lado. La medición con terminación doble provee
más flexibilidad y exactitud.
mico se pueden observar una vez que un pozo
cerrado alcanza la estabilidad térmica. El perfil de
temperatura de un pozo cambia a medida que se
producen o inyectan fluidos. Además, debe
tenerse en cuenta el efecto Joule-Thomson, que
explica el cambio de temperatura de un fluido en
expansión en un proceso de flujo estacionario.15
Este cambio en temperatura ocurre tanto en el
flujo que ingresa al pozo donde puede ocurrir una
caída de presión importante, como en el flujo
ascendente del pozo donde se da una caída de
presión más gradual. Debido a este fenómeno, es
común observar un calentamiento en los puntos
de ingreso de petróleo y agua, y un enfriamiento
en los lugares de ingreso de gas al pozo. Ambos
fenómenos, el gradiente geotérmico y el efecto
Joule-Thomson, se tienen en cuenta cuando se
interpretan los datos DTS utilizando herramientas
de modelado térmico nodal sofisticadas.
La instalación de la porción subterránea del
sensor DTS es relativamente simple. En primer
lugar, la terminación del pozo se diseña con una
línea de control, o conducto, de 1⁄4 pulgadas de
diámetro. Este conducto se halla comúnmente
sujetado a la tubería de producción y se puede
extender todavía más allá de su extremo; frente a
la formación a lo largo de los filtros instalados
para el control de la producción de arena. La fibra
se bombea luego dentro de dicha línea de control
o conducto, utilizando un sistema de despliegue
hidráulico. Existen dos técnicas de medición, de
terminación simple o de terminación doble.
Mientras que la técnica de terminación simple
puede ser la única opción posible debido a las
limitaciones relacionadas con la configuración de
los componentes de terminación, el mejor método
es el de instalación de terminación doble, que
posee una configuración tipo tubo en U (arriba).
13. Brown G y Hartog A: “Optical Fiber Sensors in Upstream
Oil & Gas,” artículo de la SPE 79080, Journal of
Petroleum Technology 54, no. 11 (Noviembre de 2002):
63–65.
14. Para obtener mayor información acerca de las fibras
ópticas y sus aplicaciones, consulte: Kao CK: Optical
Fibre. Londres, Inglaterra: Peter Peregrinus Ltd., 1988.
Grattan KTV y Meggitt BT: Optical Fiber Sensor
Technology Advanced Applications—Bragg Gratings
and Distributed Sensors. Dordrecht, Holanda: Kluwer
Academic Publishers, 2000.
15. El efecto Joule-Thomson es el cambio de temperatura de
un fluido por la expansión en un proceso de flujo estacionario que no involucra transferencia de calor o que
ocurre a entalpía constante. Esto ocurre en procesos tipo
“estrangulamiento” tales como el flujo adiabático a través de un tapón poroso o de una válvula de expansión.
25
Go
lfo
r
Pé
sic
Go
o
EMIRATOS ÁRABES UNIDOS
lfo
de
Om
án
Campo Safah
OMÁN
ARABIA SAUDITA
0
30
0
50
60 millas
100 km
M
Ar
ar
áb
igo
> Campo Safah en Omán.
Calentamiento en Omán
Occidental Petroleum Corporation (Oxy) instaló
recientemente el sensor DTS SENSA en pozos de
su campo Safah de 300 millones de barriles
[47 millones m3], ubicado en Omán (arriba).
26
Descubierto en 1983, este campo produce de la
Formación Shuaiba de fangolita de caliza micrítica.16 Inicialmente, se seleccionó la inyección de
gas en pozos verticales como método de recuperación mejorada de petróleo (EOR, por sus siglas
en inglés). Sin embargo, los pozos productores
experimentaban comúnmente irrupciones de gas,
el quemado de gas era indeseable y se encontraron restricciones de compresión en superficie.
Oxy decidió dejar de lado la inyección de gas y
emplear un método de recuperación mejorada
14 de noviembre de 2001 20:32:30
14 de noviembre de 2001 21:01:48
14 de noviembre de 2001 22:00:37
Valores geotérmicos versus
profundidad vertical verdadera
110
100
90
Temperatura, ºC
Esto provee un sistema cerrado para la instalación y el reemplazo simple de la fibra, y garantiza
la calidad de los datos incrementando la flexibilidad y la precisión de la medición. La fibra se
prueba alternativamente desde cada lado
mediante rayos láser emitidos por pulsos, y para
computar la temperatura se utiliza la media geométrica de las dos señales de retorno. La medición
desde ambos lados y la toma del promedio mejoran la precisión mediante la eliminación de los
efectos de la pérdida de señal, incluyendo las causadas por micro dobleces y pérdidas del conector.
Esta exactitud se vuelve especialmente importante en aplicaciones que requieren el análisis de
pequeños cambios de temperatura. Si una fibra se
rompe, aún es posible adquirir el perfil de temperatura del pozo utilizando la técnica de
terminación simple. El perfil de temperatura puede
ser registrado desde cada lado hasta la rotura, de
modo que no se pierda ningún dato. Sin embargo,
si hubiera más de una rotura en la fibra, se perderían los datos entre las roturas. Afortunadamente,
puede bombearse fácilmente una fibra de reemplazo en la línea de control durante la siguiente
intervención planificada.
con inyección de agua en pozos horizontales. Los
pozos de producción también se perforaron horizontalmente, pero su efectividad varió.
El sistema DTS ha proporcionado datos valiosos, tanto en los pozos de producción como en
los de inyección. El Pozo Safah 179, fue perforado y terminado a agujero descubierto en una
larga sección horizontal a través del yacimiento
y estaba siendo producido temporalmente mientras se efectuaban los preparativos para la
inyección de agua. La fase de producción temporaria de los pozos de inyección de agua ayudó a
limpiar los pozos antes de la inyección de agua.
Durante esta fase de producción, el pozo experimentó irrupción de gas debido a su proximidad
con un pozo de inyección de gas, ubicado a 146
m de distancia [480 pies]. Efectivamente, esto
causó la disminución de la producción de petróleo. La fibra DTS fue instalada durante un
trabajo de reparación—antes del que el pozo
fuera convertido a pozo inyector—dentro de una
línea de control de 1⁄4 pulgadas de diámetro
sujeta a una cánula posicionada a través de la
sección del yacimiento y colgada debajo de la
tubería de producción. El sensor DTS identificó
las localizaciones exactas donde había irrupción
de gas porque los efectos térmicos de la irrupción tomaban tiempo en disiparse y estaban
presentes después de la reparación (abajo).
El Pozo Safah 179 estuvo bajo inyección de
agua durante 39 horas y luego se cerró (próxima
página, arriba). En ese momento, el sensor DTS
identificó un solo intervalo de 305 m [1000 pies]
admitiendo el agua de inyección más fría entre
2130 y 2440 m [7000 y 8000 pies] de profundidad
medida. No fue sorprendente comprobar que el
80
Puntos fríos debido
a la irrupción de gas
70
60
Valores geotérmicos
versus trayectoria
del pozo
50
40
Terminación
30
0
2000
4000
6000
8000
Profundidad, pies
10,000
12,000
14,000
> Perfil de temperatura del Pozo Safah 179 luego de la reparación. El sensor
DTS, instalado durante la reparación del pozo, permitió identificar las ubicaciones exactas de la irrupción de gas, indicadas en las tres curvas superpuestas. La fuente de gas proviene de un pozo de inyección de gas vecino. El
diagrama de terminación (abajo) muestra la localización de la tubería de
revestimiento (negro), la tubería de producción (gris) y la cánula de diámetro
más pequeño (azul) dentro de la cual fue instalado el sensor DTS.
Oilfield Review
Zona sin
influjo
Calentamiento rápido
Temperatura, ºC
01/02/02
08:10:02 01/02/02
03:22:13
01/01/02
22:34:21 01/01/02
17:46:28
01/01/02
12:58:37
90 a 100
Calentamiento lento
80 a 90
70 a 80
60 a 70
Zona de alto influjo
50 a 60
40 a 50
Tiempo
01/01/02
08:10:47
6000
7000
8000
9000
10,000
11,000
12,000
Profundidad, pies
> Perfil de inyección de agua del Pozo Safah 179. Luego de 39 horas de inyección de agua, se cerró el
Pozo Safah 179. Los perfiles de temperatura comenzaron a registrarse una vez detenida la inyección
(frente) y muestran cómo se calentó el intervalo a medida que transcurría el tiempo (frente a fondo).
La porción de una zona particular enfriada durante la inyección y la velocidad a la cual se calienta
después de la inyección, son una indicación de la capacidad de inyección de la zona. Las zonas que
admiten más inyección de agua comienzan a calentarse a partir de una temperatura más baja y se
calientan más lentamente que las zonas de baja capacidad de inyección.
22:27:16
20:03:18
17:39:22
15:15:26
Temperatura, ºC
90 a 100
80 a 90
Tiempo
12:51:31
70 a 80
Zona de influjo
60 a 70
10:27:33
50 a 60
08:03:36
6000
7000
8000
9000
10,000
11,000
12,000
> Aumento de la zona de inyección del campo Safah. Luego de 81 días de inyección, la zona de inyección efectiva aumentó en más de 914 m [3000 pies] de longitud. Sin embargo, la inyección de agua aún
no se había hecho notar en la mitad inferior del intervalo Shuaiba desde los 3109 m [10,200 pies] hasta
la punta del pozo horizontal.
mismo intervalo había mostrado irrupción de gas
durante la fase de producción inicial. Mientras
que este intervalo mostró la capacidad de inyección más alta, representaba sólo un porcentaje
pequeño de la zona de inyección pretendida para
obtener un barrido óptimo. Luego se retomó la
inyección por un período de 81 días, a cuyo término se inició otro período de cierre que
permitiría el calentamiento del pozo (arriba,
parte inferior). Los datos DTS mostraron que el
intervalo de inyección se había expandido hacia
la punta del pozo y en ese momento era de más
de 914 m [3000 pies] de largo, desde los 2070
Primavera de 2003
hasta los 3109 m [6800 a 10,200 pies] de profundidad medida; pero todavía quedaba la mitad
inferior de la Formación Shuaiba sin barrer. Un
análisis comparativo entre los datos de temperatura del sensor DTS del primer período de
cierre y los datos del segundo período de cierre,
sugirieron que se había producido una reducción
esperada en la permeabilidad efectiva de la zona
de mayor capacidad de inyección.
Esta información proporcionó a Oxy una mejor
comprensión del programa de inyección de agua
del Pozo Safah. El perfil de inyección a través de
la sección horizontal permite a Oxy optimizar su
diseño y procedimientos de inyección, e indica
cuáles porciones del yacimiento Shuaiba se
dejan sin barrer.
16. Vadgama U y Ellison RE: “Safah Field: A Case History of
Field Development,” artículo de la SPE 21355, presentado en la Exhibición de Petróleo de Medio Oriente de la
SPE, Bahrain, 16 al 10 de noviembre de 1991.
27
28
Luego del tratamiento, los datos DTS del Pozo
Safah 217 mostraron que toda la sección horizontal contribuía a la producción. La capacidad
para observar el comportamiento de la producción a través de toda la sección horizontal y en
momentos críticos de la vida de estos pozos, permitió a Oxy detectar un problema y actuar para
mejorar el proceso con resultados positivos.
Enfriamiento en Venezuela
Petrozuata C.A., una asociación de riesgos compartidos entre Conoco de Venezuela C.A. y
Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA), recurrieron
a las últimas tecnologías de terminación y perforación para encarar las complejidades asociadas
con el desarrollo de yacimientos de petróleo
pesado de la Faja del Orinoco, en el Oriente de
Venezuela (próxima página, abajo). En 1997, la
construcción comenzó en la propiedad de
Petrozuata dentro de la Faja del Orinoco, incluyendo la perforación del primer pozo de
producción en dicha propiedad. Desde entonces
hasta 1999, cuando se introdujeron los pozos
multilaterales, se perforaron pozos de producción
horizontales simples.18 La recuperación del petróleo pesado—cuya densidad varía entre 8 y
11ºAPI—se agravó aún más por la complejidad
geológica del horizonte productivo, la Formación
Oficina.19 Esta formación consiste de una serie de
areniscas del Mioceno cuya sedimentación
marino-fluvial apilada fue principalmente la
110
108
Temperatura, ºC
Posteriormente, los datos DTS de otro pozo,
el Pozo Safah 203, mostraron que sólo dos tercios de la sección horizontal estaban
contribuyendo a la producción, mientras que el
tercio inferior hacia la punta del pozo no contribuía (abajo). Una amplia porción de este
intervalo no productivo correspondía a un yacimiento de buena calidad que se esperaba
contribuyera más significativamente. Al
momento de este estudio, los ingenieros de yacimientos de Oxy sospechaban que el intervalo
podría no haber sido estimulado adecuadamente,
tal como lo sugería su experiencia con el Pozo
Safah 179. Actualmente, se espera que con el
tiempo aumente la contribución de la parte restante de la sección horizontal. El perfil de
producción del sensor DTS condujo a un cambio
en el diseño del tratamiento de estimulación
para acelerar la producción temprana. Este nuevo
diseño se utilizó en otro nuevo pozo en el cual fue
instalada la fibra DTS, el Pozo Safah 217.
Los datos DTS tuvieron un impacto inmediato
en las operaciones del Pozo Safah 217. La terminación de este pozo de producción horizontal
incluyó la instalación de tecnología DTS y de un
sistema de levantamiento artificial por gas para
asistir la puesta en marcha y producción del
pozo.17 Inicialmente, el pozo no fluyó petróleo ni
agua y sólo estaba circulando gas inyectado. El
escenario era consistente con un problema
potencial de levantamiento artificial por gas, de
modo que se adquirieron y analizaron datos DTS
para diagnosticar la falla y formular un plan de
acción. Los datos DTS detectaron que una válvula recuperable de levantamiento artificial por
gas se había trabado en posición de apertura a
una profundidad medida de 1070 m [3500 pies]
(próxima página, arriba). La válvula fallada de
levantamiento artificial por gas fue recuperada y
reemplazada. Desafortunadamente, la válvula de
reemplazo experimentó una falla en sus sellos, y
el flujo indeseado de gas continuó. El sensor DTS
identificó inmediatamente el problema de la válvula, y ésta fue reemplazada por una válvula de
prueba ciega que no permitió la entrada de gas a
3500 pies. La válvula de levantamiento artificial
por gas inferior, instalada a una profundidad
medida de 6200 pies [1890 m] funcionó correctamente y ayudó a arrancar el pozo. El uso de
vigilancia continua con el sensor DTS durante el
inicio del levantamiento artificial por gas en el
Pozo Safah 217 identificó inmediatamente las
válvulas problemáticas, facilitando el reemplazo
oportuno de las mismas y permitiendo que la producción de hidrocarburos comenzara más pronto.
El diagnóstico tradicional y los métodos de intervención habrían resultado una significante
pérdida de producción.
causa de las variaciones en producción de un
pozo a otro. No existían las soluciones que encararan la producción en frío del petróleo pesado y
a bajas presiones de fondo de pozo a través de
largos pozos horizontales. Esto impulsó a
Petrozuata y a los proveedores de servicios a
desarrollar maneras efectivas para vigilar y
manejar la producción, incluyendo técnicas de
vigilancia de fondo de pozo.
Mediante la aplicación de tecnologías innovadoras de perforación y terminación, los pozos
multilaterales han permitido a las compañías
operadoras, como Petrozuata, contactar más
yacimiento.20 Sin embargo, los pozos complicados
con sistemas de levantamiento artificial—tales
como bombas eléctricas sumergibles y bombas
de cavidad progresiva—dificultan la total comprensión del desempeño de producción de estos
yacimientos de petróleo pesado de baja presión.
Para mejorar el entendimiento en tiempo real,
Petrozuata ha instalado medidores de fondo de
pozo en numerosos pozos, aún en pozos horizontales complejos de dos tramos laterales.
Las unidades de vigilancia rutinaria de pozos
MultiSensor de Phoenix miden estadísticamente
el comportamiento de las partes vitales de las
bombas eléctricas sumergibles, incluyendo la
temperatura y presión de entrada, la temperatura
del bobinado del motor, la vibración y la pérdida
de corriente. La posibilidad de medir la presión
de entrada de la bomba facilita el seguimiento de
26 de junio de 2002 20:22:22
12 de julio de 2002 09:22:40
19 de agosto de 2002 08:54:57
Temperatura inferior
al valor geotérmico,
influjo distribuido
Temperatura superior
al valor geotérmico,
flujo pequeño
Sin cambios respecto
del valor geotérmico,
sin flujo
106
104
Valor geotérmico
antes del flujo
102
100
6000
Cambio de
julio a agosto
7000
8000
9000
10,000
Profundidad, pies
11,000
12,000
> Perfil de temperatura y producción del Pozo Safah 203. Los datos DTS del
Pozo Safah 203 adquiridos durante la producción indicaron que sólo dos tercios de la sección horizontal están contribuyendo a la producción, mientras
que el tercio inferior hacia la punta del pozo no contribuye. Los perfiles de temperatura adquiridos a diferentes tiempos en julio y agosto (violeta y rojo) se
comparan con el perfil geotérmico del pozo (azul). Los perfiles se superponen
hacia la punta del pozo (derecha), indicando ausencia de flujo, y se separan
hacia el talón del pozo (izquierda), indicando flujo hacia el mismo desde aquel
intervalo. Inicialmente se creía que una gran porción del intervalo no productivo correspondía a un yacimiento de buena calidad y se esperaba que contribuyera de manera más significativa. Los ingenieros de yacimientos de Oxy sospechaban que el intervalo podría no haber sido estimulado adecuadamente.
Oilfield Review
Válvula de levantamiento
artificial en operación
Yacimiento
110
Temperatura, °C
Sistema de levantamiento
artificial operando
correctamente; el
pozo comienza a fluir
Segunda pérdida debido a
una falla en los sellos de
la válvula; reemplazada
por una válvula ciega
Pérdida en válvula
de levantamiento
artificial;
reemplazada
40
Agosto 28
Agosto 27
Agosto 26
Agosto 25
Agosto 24
Tiempo
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
ad,
id
und
10,000
9000
s
pie
f
Pro
Agosto 23
> Válvulas de levantamiento artificial defectuosas en el Pozo Safah 217. El sensor DTS detectó una
pérdida en una válvula de levantamiento artificial instalada a 1067 m [3500 pies]. Esta válvula fue
reemplazada, pero la segunda válvula experimentó una falla en sus sellos el 26 de agosto de 2002.
Una vez más, el sensor DTS identificó el problema y la segunda válvula fue reemplazada por una válvula ciega. La válvula de levantamiento artificial inferior, instalada a 1890 m [6200 pies] de profundidad
medida funcionó correctamente y el pozo comenzó a producir el 27 de agosto de 2002.
Caracas
Puerto La Cruz
San José
Maturín
Área de
producción
de Petrozuata
Machete
Venezuela
El Tigre
Cerro Negro
Zuata
Hamaca
AMÉRICA
DEL SUR
Ciudad Bolívar
0
0
25
30
50 millas
60 km
> Área de producción de Petrozuata en el campo Zuata, Venezuela. La Faja del Orinoco en Venezuela
es conocida por su petróleo pesado cuya densidad varía entre 8 y 11ºAPI.
las presiones de flujo de fondo de pozo, lo cual
permite prevenir que se produzcan caídas de presión excesiva. Además, estas mediciones pueden
utilizarse para las pruebas de incremento de presión efectuadas durante los cierres. Los
problemas de reducción de la altura de la
columna de la bomba causados por el petróleo
crudo viscoso se identifican fácilmente vigilando
las presiones de descarga de la bomba, mientras
que la presencia perjudicial de arena o gas se
detecta mediante la medición de la vibración de
la bomba. La vigilancia atenta de la bomba ya ha
identificado motores recalentados en el fondo del
pozo, y ha permitido actuar rápidamente para
Primavera de 2003
remediar y garantizar que el pozo continúe produciendo óptimamente. La falla de la bomba
también se puede predecir vigilando la pérdida
de corriente de la misma, un reflejo de la degradación del sistema eléctrico de la bomba. Esto
permite una mejor programación del equipo de
reparación para reemplazar una bomba en mal
funcionamiento.
Con la construcción de pozos más caros y complejos, Petrozuata quería determinar la
contribución a la producción de los tramos laterales de los pozos. La adquisición de registros de
producción periódicos no resultaba práctica porque requería la remoción y reinstalación de los
componentes de terminación, lo cual no es una
solución económica. Además, se necesitaba incurrir en gastos adicionales de un equipo de
reparación para bajar la herramienta de adquisición de registros hasta la punta de los
laterales—3050 m [10,000 pies] de profundidad
medida—ya que la experiencia de campo había
demostrado que ni siquiera una tubería flexible de
2 pulgadas había logrado superar los 2130 m
[7000 pies] de profundidad medida en estos
pozos. Petrozuata intentó evaluar el desempeño
de la producción por encima de cada tramo lateral, utilizando una serie de medidores de presión
de alta resolución. Sin embargo, los requisitos de
emplazamiento de la bomba para el desempeño
óptimo del pozo limitaron la distancia disponible
para los medidores bajados en conjunto y los
datos de presión registrados reflejaron más las
operaciones de bombeo—vibraciones y golpes de
presión—que la respuesta del yacimiento. Esto,
combinado con las altas presiones de entrada de
la bomba, dificultaron la adecuada caracterización
de los flujos. Se necesitaba un método alternativo
para evaluar la contribución al flujo de las diferentes secciones de pozos multilaterales.
17. Los sistemas de levantamiento artificial por gas utilizan
típicamente varias válvulas instaladas en mandriles
posicionados a diferentes profundidades para asistir en
la puesta en marcha del pozo. Para simplificar la descarga del líquido, se abre primero la válvula más
superficial, inyectando gas dentro de la tubería de producción, y de esa manera levantando la columna de
fluido sobre la válvula y reduciendo la columna hidrostática en las zonas inferiores. Cada válvula, desde la más
superficial hasta la más profunda, se abre para proveer
el levantamiento y luego se cierra. Esto continúa así
hasta que la válvula más profunda se abre y permanece
abierta para asistir la producción continua.
18. Clancy TF, Balcacer J, Scalabre S, Brown G,
O’Shaughnnessy P, Tirado R y Davie G: “A Case History
on the Use of Down-Hole Sensors in a Field Producing
from Long Horizontal/Multilateral Wells,” artículo de la
SPE 77521, presentado en la Conferencia y Exhibición
Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, EUA, 29 de
septiembre al 2 de octubre de 2002.
19. Para obtener mayor información acerca de yacimientos
de petróleo pesado, consulte: Curtis C, Kopper R,
Decoster E, Guzmán-García A, Huggins C, Knauer L,
Minner M, Kupsch N, Linares LM, Rough H y Waite M:
“Yacimientos de petróleo pesado,” Oilfield Review 14,
no. 3 (Invierno de 2002/2003): 32–55.
20. Stalder JL, York GD, Kopper RJ, Curtis CM, Cole TL y
Copley JH: “Multilateral-Horizontal Wells Increase Rate
and Lower Cost Per Barrel in the Zuata Field, Faja,
Venezuela,” artículo de la SPE 69700, presentado en el
Simposio Internacional de la SPE de Petróleo Pesado y
de Operaciones Termales, Porlamar, Isla Margarita,
Venezuela, 12 al 14 de marzo de 2001.
Smith KM, Rohleder SA y Redrup JP: “Use of a FullboreAccess Level 3 Multilateral Junction in the Orinoco
Heavy Oil Belt, Venezuela,” artículo de la SPE 69712, presentado en el Simposio Internacional de la SPE de
Petróleo Pesado y de Operaciones Termales, Porlamar,
Isla Margarita, Venezuela, 12 al 14 de marzo de 2001.
Fraija J, Ohmer H, Pulick T, Jardon M, Kaja M, Páez R,
Sotomayor GPG y Umudjoro K: “Nuevos aspectos de la
construcción de pozos multilaterales,” Oilfield Review
14, no. 3 (Invierno de 2002/2003): 56–75.
29
30
al flujo del tramo lateral mencionado a regímenes
de producción normales (próxima página, abajo).
Este enfoque innovador, efectivo en materia
de costos y que permite vigilancia en tiempo real
fue fácilmente integrado en los complicados
diseños de construcción y terminación de pozos
en ambientes de producción difíciles. Durante
2001, se aplicó la técnica de vigilancia rutinaria
del flujo con el sistema DTS SENSA a cuatro
pozos del campo Zuata; un pozo tenía instalados
dos GCEs, otro pozo tenía tres GCEs y dos pozos
tenían seis GCEs.22 Esta tecnología permite
entender el comportamiento de la producción de
los pozos horizontales con dos tramos laterales
de Petrozuata. En el año 2002, se instalaron ocho
GCEs en los tramos laterales de los dos pozos
multilaterales tipo espina dorsal de otro operador
en el área.
Elemento de enfriamiento de gas
Línea de inyección de gas de 3⁄8 pulgadas
Bobina de caída de presión de 1⁄8 pulgadas
Cánula
Válvula Haskel
Flujo
Línea de descarga
Bobina de transferencia de calor de 3⁄8 pulgadas
> Vigilancia rutinaria de las bajas velocidades de flujo en Venezuela utilizando elementos refrigerantes de gas (GCE, por sus siglas en inglés). El sistema sigue de cerca a un bache de fluido de producción enfriado mientras
asciende por el pozo. El fluido que fluye, en este caso petróleo, se enfría por
el efecto Joule-Thomson cuando se expande el gas nitrógeno. El gas nitrógeno es bombeado a través de una línea de control de 0.95 cm [3⁄8 pulgadas]
de diámetro hasta una válvula Haskel que se abre a una presión predeterminada de 6500 lpc [44.8 Mpa]. Esto libera el gas dentro de una bobina de caída
de presión, provocando la expansión del gas y su enfriamiento. El gas nitrógeno frío luego se desplaza a través de una línea de control enrollada de 3⁄8
pulgadas, que actúa como un elemento de intercambio de calor de contraflujo y enfría el petróleo circundante que fluye en la dirección opuesta a través del GCE. El pequeño volumen de gas nitrógeno se libera luego en la
corriente de producción a través de la línea de descarga.
4530
Temperatura, ºC
51.5 a 52.0
51.0 a 51.5
50.5 a 51.0
50.0 a 50.5
49.5 a 50.0
49.0 a 49.5
48.5 a 49.0
4548
4566
Profundidad, pies
Petrozuata optó por fibras ópticas SENSA
como una solución efectiva en materia de costos
para medir la velocidad de flujo de una sola fase
en pozos de baja productividad. Un uso más
expandido de las fibras DTS SENSA proporciona
información de flujo de fondo de pozo utilizando el
efecto refrigerante Joule-Thomson—causado por
la expansión del gas nitrógeno en un intercambiador de calor de contraflujo—para enfriar un
bache del fluido que fluye en un punto en el pozo.
Cuando el bache del fluido enfriado se mueve en
el pozo, la fibra DTS sigue de cerca su movimiento, permitiendo la medición de la velocidad
de flujo. El principio de medición del sistema es
muy parecido al de un registro de trazadores,
excepto que el método DTS utiliza los cambios de
temperatura en vez de la radioactividad.21
El gas nitrógeno se bombea desde la superficie a través de una línea de control de 0.95 cm [3⁄8
pulgadas] de diámetro, la cual tiene una presión
límite de trabajo de 10,000 lpc [69 MPa] y está
sujeta a la tubería de producción hasta una válvula Haskel (derecha). Cuando la presión alcanza
los 6500 lpc [44.8 MPa], esta válvula se abre,
liberando gas nitrógeno a una línea de 0.32 cm [1⁄8
pulgadas]. A medida que la presión del gas nitrógeno desciende a la presión del pozo, el gas se
expande y enfría. El gas nitrógeno frío se circula
luego a través de una línea de control flexible de
3
⁄8 pulgadas, que actúa como un intercambiador
de calor de contraflujo y enfría el flujo circundante producido que está fluyendo en la dirección
opuesta a través del elemento refrigerante de
gas (GCE, por sus siglas en inglés). La velocidad a
la cual el fluido producido se enfría depende de
su velocidad mientras pasa por el GCE. A medida
que la sección enfriada del fluido se mueve hacia
arriba y abajo del pozo, es seguida de cerca por el
sensor DTS, el cual mide la temperatura a cada
metro y cada 25 segundos. Así es posible calcular velocidades de fluidos en tuberías de
revestimiento de 7 pulgadas para gastos tan
bajos como de entre 0 a 1000 B/D [160 m3/d].
En enero de 2001, se instalaron dos elementos refrigerantes de gas, junto con las líneas de
control complementarias a los mismos y la fibra
DTS en el tramo lateral más profundo del Pozo A.
En febrero de 2001, los ingenieros determinaron
que no había evidencia de contribución alguna
por parte de la sección lateral más profunda
(derecha). Además en enero de 2001, se instalaron tres GCEs en otro pozo, el Pozo B, para
evaluar la contribución de flujo de su tramo lateral más profundo (próxima página, arriba).
Inicialmente, al igual que en el pozo A, no había
evidencia de flujo en el tramo lateral más profundo, pero después de cuatro meses de
producción, ambos pozos mostraron contribución
4584
Elemento de
enfriamiento
de gas
4602
4620
12:23:41
12:31:59
12:40:13
12:48:28
12:56:43
13:04:57
Tiempo
> Ausencia de flujo del lateral inferior del Pozo A de Petrozuata. La forma aplanada de los datos de
enfriamiento del sensor DTS en una gráfica de profundidad versus tiempo, indica ausencia de flujo del
lateral inferior en el Pozo A. El efecto de enfriamiento permanece a la profundidad del GCE y no se
propaga hacia arriba por el pozo.
Oilfield Review
Elementos de enfriamiento de gas
Bomba eléctrica sumergible
Medidores de presión de fondo de pozo
> Diagrama de terminación para el Pozo B que muestra la ubicación de los tres GCEs. Otros elementos clave incluyen la bomba eléctrica sumergible y los
tres medidores de presión de fondo de pozo de baja resolución y su línea de control (azul). Los medidores de presión de baja resolución no fueron de
mucha utilidad en la sección horizontal.
Combinación de tecnologías
para vigilar, analizar y controlar
Las tecnologías innovadoras de vigilancia rutinaria de yacimientos se concentran en cambios de
gran escala y que ocurren dentro de la formación.
Las técnicas de vigilancia rutinaria de yacimientos
tales como el uso de arreglos de resistividad y los
levantamientos sísmicos (4D), permiten a Los
equipos interdisciplinarios de los activos de las
compañías de petróleo y gas observar los cambios
que ocurren dentro del yacimiento alrededor de
sus pozos de producción e inyección para anticipar y luego mitigar los efectos perjudiciales en la
producción. El valor de la vigilancia sísmica de
yacimientos se ha demostrado repetitivamente en
el Mar del Norte, donde se utilizan en gran
medida estudios 4D para observar los cambios en
los yacimientos creados por la producción de los
mismos.23 Los datos de estos estudios ayudan a
los equipos de activos a construir estrategias de
desarrollo de producción y estrategias de recuperación y mejoramiento a nivel de campo en base a
la simulación de yacimientos. Los aumentos en la
producción de gas o agua como consecuencia de
irrupciones de los fluidos de inyección asociados
> Petróleo que fluye del lateral inferior en el Pozo B de Petrozuata. Los resultados del análisis de los
datos DTS, utilizando una configuración GCE, muestran que el lateral inferior en el Pozo B está contribuyendo a la producción. Con el tiempo, los fluidos producidos y enfriados ascienden por el pozo a
una velocidad calculada de 4.2 m/min [13.9 pie/min] (flecha roja).
21. El registro de trazador radioactivo consiste en la liberación en fondo de pozo de un fluido radioactivo débil o
fluido trazador, típicamente yodo, dentro de la corriente
de flujo. Para determinar la dirección y velocidad del
fluido, se vigila al trazador mientras asciende y desciende por el pozo mediante detectores incluidos en la
sarta de herramientas de registros de producción.
22. Clancy et al, referencia 18.
23. Alsos T, Eide A, Astratti D, Pickering S, Benabentos M,
Dutta N, Mallick S, Schultz G, den Boer L, Livingstone M,
Nickel M, Sønneland L, Schlaf J, Schoepfer P, Sigismondi
M, Soldo JC y Strønen LK: “Aplicaciones sísmicas a lo
largo de la vida productiva del yacimiento,” Oilfield
Review 14, no. 2 (Otoño de 2002): 54–71.
Christie P: “Time-Lapse Seismic From Exploration
Through Abandonment,” presentado en la Sociedad de
Primavera de 2003
4530
Temperatura, °C
52.5 a 52.9
52.1 a 52.5
51.7 a 52.1
51.3 a 51.7
50.9 a 51.3
50.5 a 50.9
50.1 a 50.5
Profundidad, pies
4564
4598
4632
4666
Elemento de
enfriamiento
de gas
4700
13:24:29
13:29:16
13:34:05
Velocidad del flujo = 13.9 pies/min
13:38:52
13:43:40
13:48:27
13:53:15
Tiempo
Exploración de Petróleo del Congreso de Gran Bretaña
sobre Geofísica de Yacimientos, The Geological Society
of London, Burlington House, 17 de mayo de 2001.
Koster K, Gabriels P, Hartung M, Verbeek J, Deinum G y
Staples R: “Time-Lapse Seismic Surveys in the North
Sea and Their Business Impact,” The Leading Edge 19,
no. 3 (Marzo de 2000): 286–293.
31
Campo Lamott
Consolidated
Indiana
Grabert 1
Lena 3
Lena 2
Emma 1
Capa 5 Mt. Vernon 11
Pozo productor
Inyector de agua
Pozo seco
Sin perforar
Simpson 1 Capa 1
Capa 4
Mohr 1A Matt 2
Matt 4 Matt 2A
Matt 6
Simpson 22
Mohr 2
Lena 1
Mohr 1
Unidad East Mount Vernon
0
0
200
500
400
1000
600 m
1500 2000 pies
> Mapa de la Unidad East Mount Vernon del campo Lamott Consolidated, Indiana, EUA. El pozo horizontal Simpson No. 22 fue perforado en la dirección noreste. La sección horizontal de 246 m [808 pies] de
longitud se indica con una línea más gruesa (rojo).
con técnicas de recuperación mejorada o cambios
en los contactos de fluidos, se pueden predecir
antes de que ocurran, permitiendo así un manejo
proactivo del yacimiento. Si se integran las capacidades de vigilancia de fondo de pozo y de
superficie en tiempo real con las técnicas de vigilancia de yacimientos que están avanzando
rápidamente, el ideal de poder manejar el yacimiento verdaderamente de un modo integral
puede convertirse en una realidad.
Las opiniones de la industria acerca de los
pozos “inteligentes” son variables. Muchos
creen que abarcan el control desde la superficie
de un dispositivo de fondo de pozo, donde las
mediciones en marcha dirigen el control. Si bien
existe un acuerdo general respecto de la definición, el valor y la aplicación de tecnologías de
pozos inteligentes en un contexto a escala de
campo aún están tomando forma. Los avances
acontecidos en materia de tecnologías de construcción y terminación de pozos, en combinación
con los ocurridos en transmisión, manejo y procesamiento de datos, acercan más esta visión a
la realidad. Los ingenieros y científicos de
32
Schlumberger creen que los pozos inteligentes
deben incluir no sólo los elementos de vigilancia
y control en tiempo real, sino también la capacidad para mover, almacenar, procesar e
interpretar grandes cantidades de datos rápidamente y con exactitud, lo cual permitiría convertir
a la vigilancia en acción efectiva en tiempo real.
Hace unos años, los investigadores de
Schlumberger examinaron la posibilidad de construir un pozo verdaderamente “inteligente.” Este
esfuerzo de investigación culminó en una instalación en el Condado Posey en Indiana, EUA, como
parte del proyecto RES2000.
En junio de 2001, comenzó la perforación del
pozo Simpson No. 22 en la Unidad East Mount
Vernon del campo Lamott Consolidated (arriba).
El campo es operado por Team Energy, que trabajó conjuntamente con Schlumberger a lo largo
de todo el proyecto. Se planificó un pozo horizontal sobre la base de un modelado tridimensional
(3D) extensivo del campo, un pozo piloto y datos
de registros adquiridos durante la perforación
(LWD, por sus siglas en inglés) en tiempo real. La
trayectoria del pozo fue diseñada para penetrar
una longitud de 246 m [808 pies] y permanecer
dentro de una arenisca petrolífera de 1.8 m [6
pies] de espesor del yacimiento Cypress, utilizando técnicas de geonavegación de avanzada.24
El campo Lamott Consolidated produce petróleo
con un alto corte de agua—aproximadamente
95%—de las areniscas Tar Springs y Cypress. Los
registros de este intervalo mostraron una capa de
alta permeabilidad en el medio de la columna de
petróleo que había sido previamente barrida con
agua de inyección. También se identificaron una
capa de lutita y una falla de bajo rechazo. Esto
aumentó la complejidad del caso e hizo crucial el
emplazamiento preciso de los pozos. El modelo
3D del subsuelo fue actualizado en tiempo real
utilizando datos LWD. Además de los beneficios
de un correcto emplazamiento de los pozos, la
información detallada proveniente de los registros contribuyó al emplazamiento preciso de la
terminación con empaque de grava en la sección
de agujero descubierto que incluía tres zonas
separadas por empacadores externos de tubería
de revestimiento (ECPs, por sus siglas en inglés)
estratégicamente ubicados (próxima página).
Oilfield Review
Centralizadores y electrodos
Empaque de grava
Válvula blindada
(WRFC-E)
Filtros de arena
Empacador
de producción
Línea eléctrica
a las válvulas
Cable de resistividad
Empacador externo de tubería
de revestimiento (ECP)
Línea hidráulica al ECP
Filtros de arena
ECP
ECP
Petróleo
Agua
Zona 1
Zona 2
Zona 3
> La terminación del pozo Simpson No. 22 que incluye un empacador de producción, dos empacadores externos de tubería de revestimiento (ECP, por sus siglas en inglés), filtros de arena, válvulas eléctricas de control de flujo (WRFC-E), un arreglo de resistividad, un medidor de fibra óptica DTS, y medidores de presión y temperatura. El intervalo de terminación horizontal se hallaba separado en las Zonas 1, 2
y 3. Una capa delgada de lutita que divide la columna delgada de petróleo y una falla que atraviesa la Zona 2 complican el comportamiento de producción del pozo. Una vista amplificada muestra los componentes de la terminación con mayor detalle (arriba).
Durante la terminación del pozo Simpson No.
22, se instalaron numerosos medidores, incluyendo una fibra DTS, un arreglo de resistividad y
válvulas de control de flujo, los cuales desempeñaron una variedad de funciones esenciales al
proyecto. Tres válvulas eléctricas de control de
flujo ubicadas a lo largo de la sección horizontal,
permitieron el control independiente de la producción de cada una de las tres zonas aisladas.
La energía y comunicación—comandos enviados
al fondo del pozo y datos enviados hacia la superficie—necesarias para operar las válvulas fueron
provistas a través de un cable único y permanente que llegaba hasta el fondo del pozo. Cada
válvula estaba equipada con dos medidores de
presión, uno que mide la presión en el espacio
anular y otro que mide la presión de la tubería de
producción a intervalos de un segundo. También
se midieron y registraron la temperatura del
espacio anular y de la tubería de producción, así
como el grado de apertura de la válvula.
Independientemente de las mediciones de temperatura efectuadas en las válvulas, una fibra
Primavera de 2003
DTS con terminación simple proporcionó información continua de la distribución de
temperatura a intervalos de integración de 1 a 20
minutos cada metro a lo largo de todo el pozo.
Todos estos sistemas requirieron la instalación
de cables y líneas de control a través de orificios
perforados dentro de los empacadores de producción y aislamiento.
Se instaló un arreglo de resistividad de 21
electrodos, cubriendo todo el intervalo de terminación de 212 m [694 pies] de longitud, para
detectar el movimiento del agua desde la formación hacia el pozo. Los electrodos también
actuaron como centralizadores para la terminación. Se montaron siete electrodos en cada zona
en una sección aislada en cada filtro de arena,
con un espaciamiento de 6 m [60 pies]. La
corriente inyectada desde un electrodo retorna
hacia un electrodo instalado en la superficie. El
voltaje en los otros 20 electrodos se mide con
relación a un voltaje de referencia en la superficie. Los voltajes se miden a ambos lados del
electrodo inyector y se normalizan respecto de la
corriente del electrodo inyector. Los datos se despliegan como diferencias de voltaje entre un
ciclo de adquisición y el siguiente; típicamente
cada 3 horas. Cada ciclo inyector está representado por dos segmentos de curvas con puntos
que corresponden a las diferencias de voltaje
entre los electrodos de medición a lo largo de la
longitud del intervalo de terminación, observadas
a ambos lados del electrodo inyector. La intensidad de la señal medida es alta cuando se mide
dentro de la misma zona que el electrodo inyector asignado. En base a esta observación, los
científicos de Schlumberger estimaron que la
profundidad de investigación del arreglo de resistividad era de 91 m [300 pies].
24. Bryant I, Chen M-Y, Raghuraman B, Schroeder R, Supp
M, Navarro J, Raw I, Smith J y Scaggs M: “Real-Time
Monitoring and Control of Water Influx to a Horizontal
Well Using Advanced Completion Equipped with
Permanent Sensors,” artículo de la SPE 77522, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la
SPE, San Antonio, Texas, EUA, 29 de septiembre al 2 de
octubre de 2002.
Bryant I, Malinverno A, Prange M, Gonfalini M, Moffat J,
Swager D, Theys P y Verga F: “Comprensión de la incertidumbre,” Oilfield Review 14, no. 3 (Invierno de
2002/2003): 2–17.
33
Presiones en el espacio anular en octubre de 2001
990
pa1
Pa1
980
Zona 1
970
Zona 2
Presión, lpc
960
Tubería
950
940
930
920
∆P12~80 lpc
Zona 3
Ppa2
a2
Interferencia causada por
el cierre de la Capa 5
Ppa3
a3
910
∆P23~10 lpc
900
16
18
20
22
Día
24
26
28
30
> Análisis de pre-producción. Antes de que el pozo Simpson No. 22 fuera
puesto en producción, los datos de presión del espacio anular provenientes de
los medidores de presión de fondo de pozo demostraron la caída de presión
causada por la producción de la arenisca Cypress en un pozo cercano. El pozo
vecino se cerró en tres oportunidades distintas, mientras que los medidores de
presión instalados en forma permanente en el pozo Simpson No.22 registraban
los datos de presión en forma continua. El análisis de los datos mostró buena
comunicación entre las Zonas 2 y 3, y una pobre o falta de comunicación entre
las Zonas 1 y 2.
Densidad del fluido en la superficie
Presión en la tubería de producción
0.95
Densidad (max), g/cm3
1000
Muestra de superficie
con 10% de agua
950
Petróleo y agua
900
0.90
0.85
Petróleo
Petróleo
850
11 horas
Presión de la tubería, lpc
1.00
800
0.80
Cierre
la Zona
Zone 1deshut
in 1
0.75
1/15
1/16
1/17
1/18
1/19
1/20
1/21
1/22
1/23
1/24
750
Día
> Comparación entre los datos de presión de la tubería de producción y las
mediciones de la densidad del fluido efectuadas en superficie de la Zona 1 en
el pozo Simpson No.22. Luego de mantenerse constante por una semana, la
presión del medidor de fondo de pozo de la tubería de producción (azul)
registró un aumento debido a la entrada de agua en el pozo. Once horas más
tarde, se produjo un notable aumento en la densidad del fluido producido en
la superficie (púrpura).
34
Las mediciones de presión de alta frecuencia
efectuadas en el pozo Simpson No. 22 ayudaron
a caracterizar la heterogeneidad de la formación
en las cercanías del pozo. Las pruebas de pozo
por zonas, combinadas con pruebas de interferencia entre zonas y entre pozos, mejoraron la
comprensión de la comunicación entre las distintas zonas y proporcionaron estimaciones del
índice de productividad (PI, por sus siglas en
inglés) para cada zona. Antes de poner el pozo en
producción, los datos de la presión anular captaron los efectos de la caída de presión de la
arenisca Cypress en un pozo cercano (izquierda).
El pozo cercano se cerró tres veces mientras que
los datos de presión se registraron continuamente con medidores de presión permanentes
instalados en el pozo Simpson No. 22. El análisis
mostró una buena comunicación entre las Zonas
2 y 3, y una comunicación pobre o falta de comunicación entre las Zonas 1 y 2. Un análisis
posterior permitió determinar que la permeabilidad horizontal de la formación que sobreyace la
capa de lutita era de 100 a 500 mD.
Luego de que comenzara la producción en
noviembre de 2001, pruebas pequeñas efectuadas en cada zona mostraron que el PI de la Zona
1 era de un orden de magnitud mayor que los de
las Zonas 2 y 3. Más tarde, pruebas de interferencia confirmaron la comunicación entre las
Zonas 2 y 3, y la falta de comunicación entre las
Zonas 1 y 2. Esta información, en combinación
con datos de registros y de campo, era esencial
para decidir cómo producir mejor el pozo para
satisfacer los objetivos del proyecto. Por ejemplo, debido a que la Zona 1 estaba aislada,
aparecía como más productiva y se encontraba
próxima al contacto agua-petróleo. La misma fue
puesta en producción en primera instancia y a un
bajo gasto. Utilizando una bomba de baja capacidad y una válvula de fondo de pozo abierta sólo
en un 9.3%, los científicos vigilaron la migración
de agua dentro del pozo y a cierta distancia del
mismo utilizando varias tecnologías. Durante la
semana que la Zona 1 estuvo en producción, la
presión del espacio anular se mantuvo bastante
constante, indicando un buen soporte de presión
en esta porción del yacimiento.
Oilfield Review
Primavera de 2003
Zona 1
Cambio en la resistividad aparente, ohm-m
0.15
Zona 2
Zona 3
0.10
0.05
0
-0.05
-0.10
-0.15
3200
3300
3400
3500
3600
Profundidad medida, pies
3700
3800
> Identificación de la migración de agua dentro del campo utilizando un arreglo de resistividad de 21 electrodos. Muchas horas antes de que los medidores de presión de fondo de pozo detectaran producción de agua en el pozo, el
arreglo de resistividad identificó movimiento de agua en la formación como
consecuencia de hacer producir la Zona 1. La formación adyacente al intervalo de terminación de la Zona 1 mostró cambios, pero los otros intervalos de
terminación—Zonas 2 y 3—no lo hicieron, confirmando que la Zona 1 no estaba en comunicación. Los datos se despliegan como diferencias de voltaje
de ciclos de adquisición separados por 10 horas. Los mismos se representan
por dos segmentos de curvas con puntos que corresponden al cambio de voltaje observado en los electrodos de medición a lo largo del intervalo de terminación, hacia cada lado del electrodo inyector.
Zona 2
Zona 3
900
850
Presión anular, lpc
El arreglo de resistividad captó el movimiento
de agua en la Zona 1. Los datos adquiridos por el
arreglo durante los primeros cinco días de producción indicaron efectos claros de movimiento
de agua en la Zona 1, muchas horas antes que
los medidores de presión de fondo de pozo notaran producción de agua en el mismo. Poco
después de este período, la presión de la tubería
de producción en el fondo del pozo aumentó,
indicando un arribo significante de agua al pozo
seguido de un aumento en la densidad del fluido
producido en la superficie 11 horas después
(página anterior, abajo). No se observaron efectos en los otros intervalos productivos durante la
fase de producción de la Zona 1, confirmando una
vez más el aislamiento de dicha zona (arriba, a la
derecha).
Las pruebas de interferencia se realizaron en
las Zonas 2 y 3. Luego de un período de cierre, se
abrió al 100% la válvula de fondo de pozo que
controlaba la producción de la Zona 3 y se observaron los efectos de su interferencia sobre la
Zona 2 en los datos de presión del espacio anular
(abajo, a la derecha). El análisis mostró que las
zonas se comunicaban, y el bajo ritmo de incremento de presión indicó que el soporte de la
presión a través de estos intervalos era pobre. Las
gráficas de la derivada de los cambios de presión
demostraron claramente un retraso de comunicación de 14 minutos entre las Zonas 2 y 3, y
mostraron falta de respuesta en la Zona 1. Luego
se probó la interferencia de la Zona 2 sobre la
Zona 3 vigilando las presiones anulares mientras
se dejaba abierta la válvula de fondo de pozo que
controla la Zona 2. Esta prueba mostró un mayor
efecto de la producción de la Zona 2 sobre la Zona
3, que de la producción de la Zona 3 sobre la Zona
2. Esto, aparejado con datos de pruebas de incremento de presión de ambas zonas y datos de
pruebas de producción con las dos zonas abiertas,
permitió establecer que ambas zonas exhibían
una buena permeabilidad horizontal—de 100 a
500 mD—pero mostraban características heterogéneas. La Zona 3, sin embargo, mostró una
permeabilidad vertical más alta, debido a su
mayor respuesta a la producción de la Zona 2.
Interferencia entre
las Zonas 2 y 3
Interferencia entre
las Zonas 3 y 2
800
Incremento
de presión
750
Incremento
de presión
700
V3 abierta
650
2/13 2/17 2/21 2/25 3/1
V2 abierta
V3 abierta
V3 abierta
3/5 3/9 3/13 3/17 3/21 3/25 3/29 4/2
Mes y día
> Prueba de interferencia entre intervalos de terminación de las Zonas 2 y 3.
Luego de un período de cierre, se abrió al 100% la válvula de fondo de pozo
que controla la producción de la Zona 3 y se observaron los efectos de interferencia sobre la Zona 2 en los datos de presión del espacio anular (izquierda).
El análisis mostró que las zonas estaban en comunicación. Luego se abrió la
Zona 2 para medir la interferencia sobre la Zona 3 (centro). Esta prueba mostró una mayor respuesta a la producción de la Zona 2 en la Zona 3 que a la
producción de la Zona 3 en la Zona 2. También se utilizaron los datos de incremento de presión de estas pruebas para determinar la permeabilidad horizontal de la arenisca Cypress, adyacente a aquellos intervalos.
35
Zona 1
Cambio en la resistividad aparente, ohm-m
0.15
Zona 2
Zona 3
0.10
0.05
0
-0.05
-0.10
-0.15
3200
3300
3400
3500
3600
Profundidad medida, pies
3700
3800
> Identificación de la migración de agua dentro del campo en las Zonas 2 y 3.
Mientras la Zona 3 produjo por un período de cuatro días, el arreglo de resistividad identificó claramente movimiento de agua en ambas zonas, las Zonas
2 y 3, sin embargo, no acusó movimiento de agua en la Zona 1.
90
Temperatura anular del sensor DTS
85
Temperatura, ºF
80
75
70
65
60
55
0
500
1000 1500 2000 2500 3000
Profundidad medida, pies
3500
4000
> Perfil de temperatura del pozo Simpson No. 22. El perfil de
temperatura muestra una toma instantánea durante la producción de la Zona 3 y muestra el gradiente geotérmico en la
sección vertical (izquierda) y un perfil de temperatura aplanado en la sección horizontal (derecha). El pequeño aumento de temperatura observado a 316 m [1037 pies] proviene
del calor generado por una bomba en funcionamiento.
36
Durante el período de producción de cuatro días
del intervalo de terminación de la Zona 3, el arreglo de resistividad identificó claramente
movimiento de agua en ambas zonas—las Zonas
2 y 3—pero no mostró movimiento de agua en la
Zona 1 (izquierda).
La instalación de la fibra DTS en el pozo
Simpson No. 22 proporcionó una valiosa información de la distribución de temperatura a través de
todo el intervalo de terminación y validó las técnicas de transporte e instalación utilizadas
durante el proyecto. Los medidores de temperatura y presión bajados dentro del pozo junto con
la fibra DTS confirmaron la calibración correcta
de la medición DTS y aseguraron que los datos
adquiridos eran precisos. Los datos DTS adquiridos durante el período de flujo del pozo
mostraron el gradiente geotérmico y el perfil
relativamente plano de temperatura a través del
intervalo horizontal del pozo (abajo a la
izquierda).
Conectándose al yacimiento
desde cualquier parte
La instalación de sistemas de terminación permanentes en el proyecto RES2000 en Indiana mostró
que los pozos podrían ser ubicados óptimamente,
vigilados y operados inteligentemente, utilizando
válvulas eléctricas de fondo de pozo para ajustar
el influjo por zonas. La accesibilidad a los datos
era imprescindible para alcanzar el éxito. La localización del pozo sin atención humana también
tenía que estar protegida contra las pérdidas de
energía intermitentes y las fallas de los programas de computación. En la localización del pozo
de Indiana, se utilizaron cinco sistemas de adquisición de datos mediante computadora y los
mismos se incorporaron a la estructura de manejo
de datos. El manejo de datos incluía pasos de preprocesamiento, tales como la activación y
emisión de alarmas de eventos locales y remotos,
creación de resúmenes de datos para simplificar
la vigilancia rutinaria, y transferencia de datos a
otras localizaciones para crear archivos de respaldo y analizar e interpretar los datos. Esto
requirió mover grandes cantidades de datos—
100 MB por día—a sitios distantes para la toma
de decisiones y luego de regreso a las válvulas,
para implementar en forma precisa la medidas de
control adoptadas. Los sitios incluían instalaciones de Schlumberger en Houston, Texas, EUA;
Clamart, Francia y Cambridge, Inglaterra. La vigilancia rutinaria y el control remotos fueron
posibles gracias al Centro de Conectividad Segura
de Schlumberger (SCC, por sus siglas en inglés),
ubicado en Houston. Utilizando servidores con
escudos de protección (firewalls) y conexiones
Oilfield Review
seguras, los expertos en yacimientos utilizaron,
en tiempo real, sus computadoras de escritorio o
portátiles para vigilar datos cruciales y acceder a
una computadora instalada en la localización del
pozo para controlar las válvulas de fondo de pozo,
exactamente como si el personal estuviera realmente en la localización.
Hoy, finalmente, se ha obtenido la libertad
esencial en accesibilidad y control. Schlumberger
ha extendido estas capacidades a dispositivos de
asistencia digital personales (PDA, por sus siglas
en inglés), un paso evolutivo en computación
móvil, y ha probado y demostrado esta capacidad
a lo largo del año 2002 (derecha).
Vigilando el futuro
La tecnología de vigilancia rutinaria y control
permanentes debe funcionar la primera vez,
cada vez, y ofrecer años de servicio confiable de
allí en adelante, porque existen pocas oportunidades para intervenir, recuperar, reparar y
determinar la fuente de problemas si éstos se
presentasen. En 1972, Schlumberger instaló por
primera vez sensores de fondo de pozo permanentes en África Occidental, y desde entonces,
los ambientes operativos en los cuales deben
funcionar se han ido tornando cada vez más difíciles. En la actualidad, existen algunas
concepciones equivocadas acerca de la confiabilidad. Noventa por ciento de los medidores de
cuarzo instalados en forma permanente en el
fondo del pozo (PQGs, por sus siglas en inglés)
desde 1994, todavía está operando en forma
confiable. Hasta la fecha, las válvulas de
Schlumberger de fondo de pozo de múltiples
posiciones controladas desde la superficie, han
estado operando por 75 años con sólo una falla
en el mundo entero.
La evaluación correcta de los procedimientos
de diseño e instalación complejos continúa agregando valor a los desarrollos de campos cuando
se consideran los beneficios en materia de costos
de la vigilancia y el control integrado de yacimientos. Las soluciones de Schlumberger de
diseños ajustados a las necesidades específicas
se basan en las demandas de los clientes de E&P.
Es posible dar un curso rápido a la implementación a través de un proceso de desarrollo de
productos dirigidos por el cliente denominado
RapidResponse, para asistir a los clientes con sus
agresivos programas de desarrollo de activos.
Los avanzados equipos de vigilancia y control
permanentes continuarán mejorando su confiabilidad mediante la aplicación de nuevas y
rigurosas pruebas y procedimientos de pruebas
de aptitud (QT, por sus siglas en inglés) a los sistemas ensamblados. Para mantener los costos de
Primavera de 2003
> Conexión remota al yacimiento. El uso de la
tecnología del asistente personal digital (PDA,
por sus siglas en inglés) fue demostrado durante
el proyecto RES2000, permitiendo a los miembros del equipo de activos de las compañías de
petróleo y gas vigilar y controlar los pozos en
forma remota.
desarrollo bajo control, es necesario un claro
equilibrio entre las pruebas QT y los requerimientos ambientales destinados a cubrir las
demandas de los ambientes operativos actuales.
Niveles más altos de automatización ayudarán a Los equipos interdisciplinarios de los
activos de las compañías de petróleo y gas a concentrarse en problemas más complejos y
emprendimientos más novedosos. La tendencia
preliminar actual a efectuar terminaciones inteligentes pozo por pozo será reemplazada por una
tendencia a la optimización de todo el campo en
su conjunto. Este cambio tendrá un impacto tremendo en el manejo de los campos,
especialmente en la optimización de métodos de
barrido de los yacimientos y de sistemas de
levantamiento artificial.
Reservas importantes de hidrocarburos están
atrapadas en yacimientos que previamente no se
consideraron explotables sin más desarrollos tecnológicos; por ejemplo, campos en aguas
profundas con instalaciones submarinas (véase
“Buenas expectativas para los pozos en aguas
profundas,” página 38). Los avances tecnológicos
ocurridos en exploración, construcción de pozos,
evaluación de formaciones y terminaciones de
pozos han permitido a las compañías de petróleo
y gas seguir adelante en la explotación de yacimientos inaccesibles y cada vez más complejos a
costos de descubrimiento y levantamiento artificial relativamente económicos.
Los sistemas de terminación avanzados, que
involucran técnicas de vigilancia permanente,
flujos de datos, información en tiempo real,
manejo de datos, interpretación, uso eficiente de
la tecnología de la información y acción oportuna
mediante métodos de control remoto de campos y
pozos, constituyen el próximo paso. Las compañías
operadoras ya han visto el potencial que tiene
esta tecnología para ayudarles a aumentar la recuperación de hidrocarburos, acelerar la producción,
mejorar las estrategias de producción y optimizar
las instalaciones de superficie. Si bien los caminos que escogen las compañías puede variar, la
convergencia de las tecnologías con los resultados
económicos, ya ha marcado la dirección. —MG
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