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Avances en materia de vigilancia de pozos y yacimientos

Mohammad Al-AsimiGeorge ButlerOccidental Petroleum CorporationMascate, Sultanato de Omán

George BrownArthur HartogSouthampton, Inglaterra

Tom ClancyPetrozuata C.A.Caracas, Venezuela

Charlie CosadHouston, Texas, EUA

John FitzgeraldJosé NavarroCambridge, Inglaterra

Alex GabbBG GroupReading, Inglaterra

Jon InghamCrawley, Inglaterra

Steve KimminauCambourne, Inglaterra

Jason SmithTeam Energy LLCBridgeport, Illinois, EUA

Ken StephensonRidgefield, Connecticut, EUA

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece 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, SugarLand, Texas, EUA; Julian Cudmor y Karen Carnegie,Inverurie, Escocia; Robert Dillard, Sudhir Pai y AnthonyVeneruso, Rosharon, Texas; Wayne Richards y Dave Rossi,Houston, Texas; Carlos Ortega, Caracas, Venezuela; yDaniel Pelissou, Port Harcourt, Nigeria. También se agra-dece al grupo de socios de BG, incluyendo a TalismanEnergy (UK) Limited, Talisman North Sea Limited, RigelPetroleum UK Limited y Paladin EXPRO Limited, por su per-miso 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 deSchlumberger. COMPAQ es una marca de CompaqComputer Corporation. IPAQ es una marca de CompaqInformation Technologies Group, L.P.

Los ingenieros, actualmente, se hallan conectados a sus yacimientos. Los datos

adquiridos en tiempo real por los sensores de vigilancia instalados en forma per-

manente les ayudan a identificar, diagnosticar y tomar decisiones para mitigar los

problemas de producción. La vigilancia permanente también facilita la ejecución

de análisis detallados a fin de optimizar la producción y permite asignar la misma

con mayor exactitud.

La acción es una respuesta al conocimiento; elconocimiento se deriva de la información. Lainformación precisa y oportuna es esencial paravigilar rutinariamente y controlar con éxito lasoperaciones cruciales y complejas. En la actuali-dad los ingenieros de yacimientos y deproducción enfrentan la desafiante tarea demanejar los activos de petróleo y gas. Para ello,se requiere un amplio conocimiento del yaci-miento, una planificación avanzada de losproyectos, tecnologías integradas especialmentediseñadas para usos específicos y acceso entiempo real a los datos de relevancia. Se hacenecesaria la conversión de los grandes volúme-nes de datos adquiridos a volúmenesconvenientes para su utilización en las aplicacio-nes de computación de exploración y producción(E&P). En consecuencia, se requieren herramien-tas apropiadas de interpretación y validación dedatos para analizar los datos adquiridos y poderdirigir la acción en la dirección requerida. Lastécnicas modernas de explotación de hidrocarbu-ros, tales como la producción de pozosmultilaterales o de instalaciones submarinas,han cambiado la forma en que la industria encarael mantenimiento del pozo, y la optimización dela producción y recuperación de hidrocarburos.Estos escenarios de producción sofisticados,combinados con las demandantes dificultadeseconómicas, han vuelto a los sistemas avanzadosde terminación de pozos mucho más vitales queantes (próxima página).

Las compañías operadoras obtienen impor-tantes beneficios con el continuo progreso de lastecnologías de terminación avanzadas. Los ope-radores y proveedores de servicios están

trabajando juntos para superar los desafíos ygarantizar que el manejo de toda la producción yde los yacimientos se convierta en una realidad.Para alcanzar el objetivo principal—recuperaciónmejorada y producción acelerada a un menorcosto—la industria está desarrollando sensoresde instalación permanente (sensores permanen-tes) y explotando el uso de los datos en tiemporeal. Este artículo hace hincapié en los progresosobservados en tecnología de vigilancia continua,incluyendo la vigilancia de la producción en elfondo del pozo y en la superficie, y las técnicasde vigilancia rutinaria de yacimientos. Se utilizanalgunos ejemplos para ilustrar el impacto que lossensores permanentes y las tecnologías combi-nadas ejercen en los esfuerzos que se estánhaciendo en la industria para optimizar la pro-ducción y la recuperación de hidrocarburos.

Evolución mediante revoluciónLa evolución actual de las tecnologías avanzadasde terminación de pozos se resume en un sólotérmino: economía. Esto es, producir y manejarcampos más efectiva y eficientemente. Se tratade aprender más en menos tiempo acerca delyacimiento y de su rendimiento de producción,agilizando y perfeccionando el proceso de tomade decisiones que mejora la producción y la recu-peración de hidrocarburos.

Comúnmente, la información se adquiere enel fondo del pozo llevando a cabo medicionesocasionales y utilizando técnicas tales como losregistros de producción y las pruebas de pozos.A esto se agrega la medición puntual estándar ypermanente de la presión. Estos métodos gene-ralmente reaccionan ante un evento o se

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programan conforme a los planes de reparacióno intervención de pozos. Su programación en eltiempo puede no ser la más óptima para diag-nosticar problemas de producción o cambios enel yacimiento. Las mediciones ocasionales enpozos raramente detectan los eventos de produc-ción a medida que ocurren y generalmente nodescriben el comportamiento de la producción, nisiquiera definen una tendencia, debido a que seadquieren con baja periodicidad. Además, loscostos de intervención y la pérdida de ingresosprovenientes de la producción asociadas con téc-nicas de vigilancia periódicas, pueden ser ex-tremadamente altos y especialmente inquietan-tes en operaciones que requieren instalacionessubmarinas. En estos ambientes, la intervenciónmás simple puede costar US$ 2 millones, y unaintervención para la adquisición de registros concable de acero (perfilaje) en un solo pozo subma-rino emplazado a más de 1500 m [4920 pies] deprofundidad de agua comúnmente excede losUS$ 5 millones. En pozos submarinos, los proble-mas de producción generalmente no se identifi-

can y no se resuelven porque los riesgos y costosde una intervención son demasiado altos. Ade-más, es de esperar que la cantidad de pozos sub-marinos crezca en forma progresiva en los próxi-mos años, impulsando a la industria a buscarsoluciones en múltiples frentes.

Los sensores permanentes entregan datos enforma continua o bajo demanda, reduciendo oeliminando en gran medida los costos de inter-vención para la adquisición de datos.Generalmente instalados durante la etapa de ter-minación de pozos, los sensores permanentesproporcionan a los expertos en yacimientos y enterminaciones de pozos datos continuos en formainmediata; incluyendo datos de presión; tempe-ratura tanto puntual como su distribución;velocidad de flujo; fase de fluido y datos del com-portamiento de la bomba en el fondo del pozo.Durante décadas, las compañías han coleccio-nado en superficie mediciones diarias de presióny flujo que describen el comportamiento de laproducción del pozo. Sin embargo, estas medi-ciones no reflejan adecuadamente las tendencias

y eventos en el yacimiento, particularmente enpozos multilaterales o de múltiples zonas y enambientes complejos con presencia de gas.

Los eventos críticos que ocurren durante laproducción pueden planificarse—tales como elperíodo inicial de flujo o cierre de un pozo ozona—o pueden ser inesperados; tales como lairrupción prematura de gas, agua o fluido deinyección. La vigilancia rutinaria e interpretacióndetalladas de estos eventos requieren conectivi-dad y métodos innovadores para manejar losdatos provenientes de los sensores permanentes.Los equipos interdisciplinarios de los activos delas compañías de petróleo y gas pueden observare interpretar los inconvenientes de producción entiempo real, pudiendo tomar decisiones oportunasy sobre bases sólidas. La acción puede tomarvarias formas; ajustando los gastos (tasas de flujo,caudales, ratas) de producción en la superficie oen el fondo del pozo, o planeando intervencioneso reparaciones. En los comienzos del desarrollo deun campo, la vigilancia continua también puedeproveer información válida para guiar los planes

Control Center

> Sistemas avanzados de terminación de pozos. La necesidad de tecnologías de terminación avanzada continúa creciendo con la complejidad de las técni-cas 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 disponibi-lidad de la información en tiempo real.

de pozos subsiguientes, incluyendo la selecciónde las localizaciones, los métodos de terminacióny los planes de intervención.

Así como los avances acontecidos en la tec-nología de perforación durante la década de1990 revolucionaron la forma en que las compa-ñías de exploración y producción (E&P) llegan alas reservas de petróleo y gas, la evolución detecnologías de terminación de pozos habilitará alas compañías a manejar activamente sus yaci-mientos y campos en producción. Un númerocada vez mayor de tipos de medidores registracada vez más datos en el fondo del pozo. Enmuchas áreas, las mediciones permanentes en elfondo del pozo—tales como las de presión ytemperatura—se consideran ahora confiables yde rutina (véase “Pruebas de confiabilidad,”página 18).1 Actualmente se están instalandonuevos tipos de medidores, y pronto se encontra-rán disponibles nuevas tecnologías que por ahorase hallan atravesando las etapas de prueba.

Retos de producción en el pozoLos equipos interdisciplinarios de los activos delas compañías de petróleo y gas enfrentan unavariedad de problemas de producción que abarcan

un amplio rango de escalas temporales y espacia-les. Las fallas de los equipos de fondo de pozogeneralmente ocurren en un período relativa-mente corto y afectan directamente al pozo o a lasregiones vecinas al mismo. Las complicaciones enlos sistemas de levantamiento artificial reducen odifieren la producción. La falla de una bomba en elfondo del pozo afecta la producción inmediata-mente, sin embargo, el impacto de una operaciónineficiente de la bomba es menos obvio. La vigi-lancia continua del ambiente en y alrededor de lasbombas mejorará significativamente la produc-ción mediante la constante optimización de lasoperaciones de levantamiento artificial.

En octubre de 2001, Schlumberger y Phoenixcombinaron su experiencia y conocimiento paravigilar extensamente los levantamientos artifi-ciales. Los sistemas tales como el medidorpermanente de presión y temperatura de fondode pozo PumpWatcher de Schlumberger y la uni-dad de vigilancia rutinaria de pozo MultiSensorde Phoenix para terminaciones con bombassumergibles, proporcionan datos crucialesacerca de la salud y eficiencia de las operacionesde bombeo. Se miden varios parámetros de bom-beo, incluyendo la temperatura del motor de la

bomba, la vibración y la pérdida de corriente.Estas mediciones, junto con los datos del yaci-miento y la producción, permiten a los expertosde producción y terminación de pozos, talescomo los del Centro de Excelencia enLevantamiento Artificial de Schlumbergersituado en Inverurie, Escocia, determinar la ope-ración óptima del sistema. Por ejemplo, laoperación óptima de la bomba puede aumentarla producción, disminuir el corte de agua, garan-tizar una mayor vida útil de la bomba y minimizarlos costos de intervención y reemplazo de lamisma (abajo).2 La temperatura y presión deadmisión, y la presión de descarga también sevigilan rutinariamente para garantizar que lacaída de presión y los niveles de fluido estén den-tro de las condiciones de operación designadaspara el pozo. Los métodos previos—sistemas detransferencia de presión y golpes de fluido—vigi-lan sólo el nivel de fluido por encima de laentrada a la bomba y son significativamentemenos precisos y menos confiables. La vigilanciarutinaria del desempeño y de los efectos de losdispositivos de levantamiento artificial han ayu-dado para que los operadores optimicen laproducción en toda la extensión del campo.

No sólo una faseLa adquisición estándar de datos de presión yflujo en superficie ha constituido una prácticacomún durante décadas, y todavía se utiliza paraevaluar la producción total de los pozos y cam-pos, fundamentalmente por razones fiscales. Sinembargo, las mediciones de flujo obtenidas en la

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1. Eck J, Ewherido U, Mohammed J, Ogunlowo R, Ford J,Fry L, Hiron S, Osugo L, Simonian S, Oyewole T yVeneruso T: “Monitoreo en el fondo del pozo: su evolu-ción,” 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 EléctricasSumergibles, Sociedad de Ingenieros de Petróleos,Aberdeen, Escocia, 6 al 7 de febrero de 2002.Fleshman R, Harryson y Lekic HO: “Artificial Lift for High-Volume Production,” Oilfield Review 11, no. 1 (Primaverade 1999): 49–63.

3. Kimminau S y Cosad C: “The Impact of Permanent,Downhole, Multiphase Flow Metering,” presentado en el17mo Congreso Mundial del Petróleo, Río de Janeiro,Brasil, 1 al 5 de septiembre de 2002.Mus EA, Toskey ED, Bascoul SJ y Norris RJ: “AddedValue of a Multiphase Flow Meter in Exploration WellTesting,” artículo de la OTC 13146, presentado en laConferencia de Tecnología Marina, Houston, Texas, EUA,30 de abril al 3 de mayo de 2001.Atkinson I, Berard M, Hanssen BV y Ségéral G: “NewGeneration Multiphase Flowmeters from Schlumbergerand Framo Engineering AS,” presentado en el 17mo Tallerde Trabajo Internacional sobre Mediciones de Flujo en elMar del Norte, Oslo, Noruega, 25 al 28 de octubre de1999.

4. Oyewole AA: “Testing Conventionally Untestable High-Flow-Rate Wells with a Dual Energy Venturi Flowmeter,”artículo de la SPE 77406, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas,EUA, 29 de septiembre al 2 de octubre de 2002.

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Gasto promedio de la bomba, 1000 Bres/D

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Gasto promedio de la bomba, 1000 Bres/D

Altura de la columna a unafrecuencia de operaciónde 50 HzAltura de la columna, (60 Hz)Altura de la columna, (70 Hz)Altura de la columnade operación realRango (min/max)Punto de operaciónRango de operaciónrecomendado

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8000

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6000

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3000

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6000

10,000

> Vigilancia rutinaria del desempeño de bombas eléctricas sumergibles. Una toma instantánea de laestadística vital de una bomba eléctrica sumergible, incluyendo presiones y temperaturas de entraday descarga, ayuda a los ingenieros a optimizar la operación de la bomba. A una determinada caída depresión, un examen de los gastos de la bomba versus la altura de la columna sobre la misma a variasfrecuencias operativas, define el rango óptimo de operación de la bomba. En este caso, el desempeñode la bomba a una frecuencia de operación de 50 Hz se ha degradado a un 41%, causando pérdida dela eficiencia de la bomba, y consecuentemente una pérdida de producción (izquierda). La producciónpotencial del pozo era de 2040 m3/d [12,850 B/D], sugiriendo que la bomba estaba subdimensionadapara ofrecer un gasto óptimo. El Centro de Excelencia de Levantamiento Artificial de Schlumbergerrecomendó que la bomba existente fuera reemplazada por una bomba eléctrica sumergible másgrande, resultando en un flujo adicional cercano a 835 m3/d [5250 B/D], o 58 m3/d [366 B/D] de produc-ción de petróleo agregado (derecha).

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superficie también permiten la evaluación deldesempeño del pozo. Es necesario conocer lafracción de cada fase de fluido producido paraevaluar con exactitud el desempeño del pozodurante las pruebas del mismo. En los pozos deexploración, se utilizan separadores de pruebaspara separar, medir y obtener muestras delefluente del pozo. Los separadores de pruebasson extremadamente voluminosos, un claroinconveniente en ambientes marinos donde losespacios, tanto los de superficie como los sub-marinos son limitados. La instalación y operaciónde estos separadores son onerosas, y si debenpermanecer en el pozo en forma permanente, sepuede incurrir en costos adicionales asociadoscon la instalación y el mantenimiento de los equi-pos complementarios, tales como líneas ydistribuidores de pruebas. A pesar de que losseparadores de pruebas han sido el estándar dela industria para las pruebas de pozos y la asig-nación de la producción, su desempeño se hallageneralmente comprometido cuando el crudo seespuma, cuando se producen emulsiones deagua y petróleo o cuando se producen flujos enbaches (slug flow).3 Además, los separadores depruebas convencionales poseen generalmenteuna capacidad limitada para procesar los fluidosproducidos, limitando el flujo máximo e impac-tando potencialmente los ingresos provenientes

de la producción. Tanto los medidores de flujomultifásicos (polifásicos) de superficie como losde fondo de pozo superan muchas de estas limi-taciones, y es por ello que se han estadoutilizando más a menudo.

Schlumberger y Framo Engineering desarro-llaron sistemas de superficie móviles ypermanentes—el equipo fijo multifásico de vigi-lancia rutinaria de la producción del pozoPhaseWatcher y el equipo portable multifásicode pruebas de pozo periódicas PhaseTester, res-pectivamente—que utilizan la tecnología Vx depruebas de pozos multifásicos para controlar los

pozos en ambientes difíciles.4 Estos sistemascombinan una medición del flujo másico a travésde un venturi, con una medición de la densidaden base a la atenuación de rayos gamma de ener-gía dual. Las mediciones de presión ytemperatura indican la relación presión-volumen-temperatura (PVT) dentro de la línea de flujo.Estas mediciones proporcionan datos de fasesprecisos y continuos, permitiendo el cálculo delas fracciones de las tres fases—petróleo, gas yagua—a intervalos de 22 ms (izquierda). Los sis-temas Vx son más fáciles de instalar, másseguros y más eficientes que los separadores depruebas. Además, los sistemas Vx no requierenseparación de fases o acondicionamiento delflujo aguas arriba del punto de medición, puedenadaptarse a requisitos de pruebas más extensasy ocupan menos espacio. La tecnología Vx hademostrado ser más exacta que los separadoresde pruebas porque las mediciones se hacen con-tinuamente a una alta tasa de muestreo,permitiendo inclusive efectuar mediciones preci-sas de los flujos en baches.

El uso de un venturi facilita la medición de lastasas de flujo másico debido a su simplicidad, sueficiencia para mezclar las fases y el hecho deque la caída de presión a través de un venturi sepuede convertir a tasa de flujo másico, dado quela densidad del fluido se mide óptimamente(abajo). El flujo monofásico o multifásico a travésde un venturi se puede describir más sencilla-mente como:

Qtotal = K (∆p/ρmezcla)1/2

donde Qtotal es el flujo volumétrico total, K es laconstante de proporcionalidad para el venturiespecífico, ∆p es la diferencia de presión medidapor dos medidores de presión absoluta o unmedidor de presión diferencial, y ρmezcla es ladensidad medida del fluido o de la combinaciónde fluidos.

Fuente

Flujo

Presión

p

Temperatura

Venturi

Detector

> Sección transversal de un medidor de flujo multifásico. Los principalescomponentes de un medidor de flujo multifásico incluyen un venturi, que per-mite el mezclado, de modo que se pueda obtener una medición precisa delflujo másico total, utilizando medidores de temperatura y de presión diferen-cial. Para medir las fracciones de petróleo, agua y gas se utiliza un detectorde rayos gamma de energía dual y una fuente radioactiva.

Flujo

> Un venturi en acción. Los simuladores de flujo permiten a los científicoscaracterizar la naturaleza del flujo de fluido multifásico a distintas velocidadesde flujo y desviaciones del pozo. A la izquierda del venturi se puede observarel flujo laminar. Una vez que los fluidos han pasado a través del venturi, losfluidos se mezclan bien (derecha) permitiendo la medición exacta de la densi-dad del flujo mezclado, utilizando la configuración fuente-detector.

> Utilización de funciones de supervivencia para contar la historia. La gráficamuestra las funciones de supervivencia para dos rangos de temperatura diferentesde 293 medidores de presión de cuarzo. Los datos en azul representan 196 pozosoperando a temperaturas inferiores a 100 ºC [212 ºF], y los datos en rojo repre-sentan 97 pozos operando a temperaturas de entre 100 ºC y 155 ºC [311 ºF]. Enel ambiente operativo de menor temperatura, la confiabilidad es del 96% con unareducción del 1.7% por año de operación. En el entorno de mayor temperatura deoperación, la confiabilidad es del 95.8% con una reducción del 8% por año.

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En el desarrollo de nuevas tecnologías de termi-nación de instalación permanente, esextremadamente importante poseer un enfoqueestructurado respecto de las pruebas de confiabi-lidad. La incuestionable confiabilidad de losmedidores y dispositivos de control de flujo es labase sobre la cual se ha de desarrollar la tecnolo-gía. Las pruebas de aptitud de Schlumberger(QT, por sus siglas en inglés) son esenciales paratal esfuerzo.1 La necesidad de un enfoque innova-dor y estructurado en las pruebas QT se vuelveimprescindible cuando se tienen en cuenta losretos técnicos y del mercado. Las pruebas deconfiabilidad llevadas a cabo en el campo no sonideales, porque el costo de una falla de compo-nente en un pozo productor puede ser muy alto.Si bien el mal funcionamiento de un sensor en elfondo del pozo significa pérdida de datos, los dis-positivos dudosos de control de flujo en fondo depozo pueden impactar negativamente el desem-peño del pozo, los ingresos provenientes de laproducción, los costos operativos, el medioambiente y la seguridad del personal. Es difícilanalizar la falla de un dispositivo en el campo

porque el acceso a los componentes fallados eslimitado; los dispositivos se instalan en formapermanente y los costos de recuperación sonaltos. Por otra parte, las pruebas innecesarias enun laboratorio o en instalaciones de pruebasincrementan los costos de desarrollo, originanretrasos en el mercado y finalmente vuelven másoneroso el despliegue de tecnología.

El enfoque de las pruebas QT primero identi-fica las pruebas esenciales que satisfacen losrequisitos de aplicación del dispositivo, inclu-yendo todos los factores involucrados en eltransporte, almacenamiento, instalación y ope-ración del dispositivo. El ambiente operativo seexamina en detalle, por ejemplo, la tempera-tura, la presión, las velocidades de flujo, laerosión causada por producción de arena, laquímica del fluido del pozo y los ciclos ambien-tales. Esto implica trabajar muy de cerca conlas compañías operadoras para garantizar quetodos los factores sean considerados cuando sediseña el programa de pruebas (abajo a laizquierda). Las pruebas de aptitud se dividenen tres categorías básicas:

• Las pruebas de aptitud ambientales verificanque el dispositivo responda a sus especifica-ciones de diseño bajo un amplio rango decondiciones operativas, incluyendo aplicacio-nes que tal vez no hayan sido obvias desde unprincipio.

• Las pruebas de fallas provocan la falla del dis-positivo para definir los límites decondiciones operativas más extremas, confir-mar el análisis de fallas y proporcionar datosvaliosos para las pruebas de desgaste y vidaacelerados.

• Las pruebas aceleradas garantizan el buenfuncionamiento del dispositivo durante lavida útil de diseño. Las pruebas de desgasteacelerado se conducen más allá de los límitesde las especificaciones del dispositivo, mien-tras que las pruebas de vida acelerada sehallan dentro de las especificaciones dediseño, pero se efectúan con una mayor fre-cuencia operativa para dar cuenta del usoacumulativo del dispositivo durante la vidaútil de diseño.

Pruebas de confiabilidad

> Pruebas de confiabilidad efectuadas en las instalaciones de pruebas decomponentes de terminación de pozos. Las instalaciones de pruebas como lasdel Centro de Productos de Sugar Land en Texas, EUA (arriba), permitenmejorar los niveles de confiabilidad de los componentes de terminación depozos de instalación permanente. Esta instalación puede probar herramien-tas de hasta 10 m [33 pies] de longitud, exponiéndolas a presiones de 30,000lpc [200 Mpa] y 260 ºC [500 ºF].

100

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Tiempo de operación, años

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196 pozos < 100°CConfiabilidad = 96.0% – 1.7% por año

97 pozos desde 100 ºC hasta 155 ºCConfiabilidad = 95.8% -8.0% por año

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Es común observar el tiempo medio entrefallas (MTBF, por sus siglas en inglés) cuando seevalúa la confiabilidad, pero los estudios hanmostrado que la técnica no es siempre válida.Comúnmente, los valores de MTBF son válidoscuando las tasas de falla permanecen constantesdurante el período de análisis. Se han obtenidomejores análisis mediante la prueba de probabi-lidades de supervivencia.2 Schlumberger utilizalas curvas de supervivencia porque estas curvasse basan en la historia verdadera del campo ypermiten estimar los valores de MTBF bajo undeterminado conjunto de condiciones (páginaanterior, a la derecha).

Gracias a la aplicación de estas técnicas, y alos análisis de árbol de fallas, de causa y efecto,causa raíz y otros métodos, las pruebas y el aná-lisis de confiabilidad del dispositivo de control yvigilancia van a la par de los avances tecnológi-cos. Dadas las importantes demandas queexisten sobre dispositivos de fondo de pozo ins-talados en forma permanente, las pruebas deconfiabilidad se hallan inextricablemente liga-das con el desarrollo, la manufactura y eldespliegue de sistemas de control y vigilanciapermanente.

Cuando las fases no están bien mezcladas, talcomo ocurre en el caso de flujo estratificado enpozos horizontales, el deslizamiento entre lasfases puede ser significante y conduce a erroresen las mediciones de las tasas de flujo de cadafase. En la adquisición de registros de producciónde pozos horizontales, muchas mediciones de lavelocidad de una fase y de su retención (hold-up)se combinan con un modelo de deslizamientopara evitar estos errores, pero este modelado escomplicado en un ambiente permanente. Sinembargo, en flujos bien mezclados, el desliza-miento entre las fases es pequeño y el cómputodel flujo de una fase dada se puede expresargeneralmente como:

Qf = αfQtotal

donde Qf representa la tasa de flujo volumétricode una fase de fluido dada y αf es la retención, ofracción de fase, de esa determinada fase defluido. La retención es igual al corte de esa fasecuando los fluidos están bien mezclados.

En los medidores de superficie multifásicosPhaseTester y PhaseWatcher, ρmezcla y αf se deri-van de las mediciones de la atenuación de rayosgamma. La herramienta de adquisición de regis-tros Litho-Densidad realiza mediciones similaresen el fondo del pozo para determinar la densidady litología de la formación. En medidores de flujode superficie, la fracción de la fase se determinamidiendo la atenuación de los rayos gamma debaja y alta energía, emitidos desde una pequeñafuente radioactiva, que interactúa con los fluidos deproducción a través de la dispersión de Compton.La atenuación de los rayos gamma se mide

mediante un detector de centelleo y es propor-cional a la densidad de electrones del fluido, ofluidos combinados, dentro de la tubería.5 La den-sidad de electrones del fluido se hallaíntimamente relacionada con la densidad delfluido. En un sistema de dos fases, con densida-des de fluido conocidas, las fracciones de cadafase se pueden determinar dado que el totaldebe ser igual a la unidad. Sin embargo, para quelos medidores de flujo multifásico de superficiegeneren información de las tres fases, serequiere otra medición. De un modo similar alempleado para determinar la litología a partir deun triángulo de un modelo de tres minerales, uti-lizando datos del efecto fotoeléctrico (PE, por sussiglas en inglés) medido por la herramienta deLitho-Densidad, el PE se mide con medidores deflujo Vx de superficie para determinar las fraccio-nes de las tres fases (arriba).6

5. La dispersión de Compton se refiere a una interacciónde rayos gamma en la cual el rayo gamma colisiona conun electrón transfiriendo parte de su energía al electrón,mientras el mismo rayo se dispersa con una energíareducida. Cuando un haz de rayos gamma atraviesa unmaterial, la atenuación total debida a la dispersión deCompton depende de la densidad de electrones delmaterial, la cual está íntimamente relacionada con ladensidad del material. A medida que incrementa la den-sidad, hay mayor atenuación, lo cual constituye la basepara el registro de densidad y las mediciones del densi-tómetro en el campo petrolero.

6. El efecto fotoeléctrico implica interacciones de rayosgamma en las cuales el rayo gamma es absorbido com-pletamente por un electrón ligado. Si la energíatransferida excede a la energía de ligación al átomo, elelectrón será expulsado. Normalmente, el electrónexpulsado será reemplazado dentro del material, y seemitirá un rayo X característico con una energía quedepende del número de átomos del material. La mayorprobabilidad de este efecto ocurre a una energía derayos gamma baja y en un material con un alto númeroatómico.

Señal de baja energía

Agua

Vacío

Petróleo

Gas

Seña

l de

alta

ene

rgía

Triángulo de soluciónPunto de operación

Ejemplo de un punto de operaciónFactor gas-volumen = 50%Relación agua/líquido = 50%

Línea de factorgas-volumen constante (50%)

Línea de relaciónagua/líquidoconstante (50%)

> Determinación de los porcentajes relativos de las fases, o retención decada fase (holdup). Se grafican las atenuaciones de los rayos gamma prove-nientes de ambas ventanas de energía; las de alta y baja energía, dentro deun triángulo definido por 100% de agua, 100% de petróleo y 100% de gas. Lasfracciones de las fases se determinan trazando una línea a través del puntomedido (rojo) y paralelo a la línea definida por el 100% de agua y el 100% depetróleo y luego trazando una línea desde el 100% de gas a través del puntomedido. En este ejemplo, el fluido multifásico está compuesto por 50% de gas,25% de agua y 25% de petróleo.

1. Veneruso AF, Kosmala AG, Bhavsar R, Bernard LJ y PechtM: “Engineered Reliability for Intelligent Well Systems,”artículo de la OTC 13031, presentado en la Conferencia deTecnología Marina, Houston, Texas, EUA, 30 de abril al 3de mayo de 2001.Veneruso T, Hiron S, Bhavsar R y Bernard LJ: “ReliabilityQualification Testing for Permanently Installed WellboreEquipment,” artículo de la SPE 62955, presentado en laConferencia 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 yJennings S: “Reliability in Intelligent Completion Systems:A Systematic Approach from Design to Deployment,” artí-culo de la OTC 8841 presentado en la Conferencia deTecnología Marina, Houston, Texas, EUA, 4 al 7 de mayode 1998.

2. van Gisbergen SJCHM y Vandeweijer BV: “Reliability Aná-lisis of Permanent Downhole Monitoring Systems,”artículo de la OTC 10945 presentado en la Conferencia deTecnología Marina, Houston, Texas, EUA, 3 al 6 de mayode 1999.

Cientos de conjuntos de datos multifásicoshan sido analizados para optimizar el diseño depruebas de pozos cuando se utiliza la nueva tec-nología del medidor de flujo multifásico.Idealmente, se deberían medir las propiedadesde cada fase, incluyendo densidad, atenuación ypropiedades PVT. Sin embargo, la sensibilidad delas mediciones Vx respecto de la exactitud de losparámetros de entrada es significativamentesólida, aun cuando no se conocen bien las pro-piedades individuales de las fases. Losmedidores de flujo multifásico de superficie sedesempeñaron extremadamente bien en compa-ración con los separadores de pruebasconvencionales en más de 160 pruebas de pozosdiferentes, efectuadas bajo varias condicionesdiferentes de pruebas de producción.7

Esta tecnología también ayuda a los ingenie-ros de producción a optimizar el desempeño dellevantamiento artificial de los pozos. El serviciode optimización de levantamiento artificialPowerLift de Schlumberger, utiliza datos de pre-sión y temperatura adquiridos en formasimultánea en el fondo del pozo, y datos delmedidor de flujo multifásico de superficiePhaseTester, para proveer análisis en tiempo realy construir soluciones de levantamiento artificialsólidas. La solución PowerLift implica expe-riencia en el diseño y ajuste del sistema, y en laselección de la más apropiada tecnología para laoptimización del levantamiento artificial a largoplazo.

Medidores de flujo multifásico submarinos en el Mar del NorteEl campo Blake, operado por BG, es un desarrollosubmarino ubicado en la región septentrional delMar del Norte. Cuenta con seis pozos producto-res y dos de inyección de agua vinculados a laembarcación flotante de almacenamiento y des-carga (FPSO, por sus siglas en inglés) Bleo Holma través de una infraestructura de tuberías y dis-tribuidor submarino de 10 km [6.2 millas] delongitud. La naturaleza submarina del desarrolloaumenta significativamente la complejidad delas pruebas de pozos, asignación de la produc-ción y sistemas de manejo general del campo(arriba). Las pruebas de pozos deben efectuarse

20 Oilfield Review

EUROPA

ESCOCIA

Fiordo Moray

Bloque 13/24

0 50 millas25

0 60 km30

FPSOBleo Holm

10 km

YacimientoRoss

YacimientoBlake

> Campo Blake operado por BG. Ubicado en la parte septentrional del Mar del Norte (recuadro), elcampo Blake es operado en forma remota utilizando equipos submarinos y una embarcación flotante deproducción, almacenamiento y descarga (FPSO, por sus siglas en inglés). Los fluidos producidos de seispozos 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 subma-rino del campo Blake proporcionan datos valiosos de producción para la retro-asignación de los volú-menes de producción y para contribuir con los esfuerzos de optimización de la producción.

Primavera de 2003 21

aguas arriba de la embarcación FPSO, ya que noexisten instalaciones de pruebas dedicadas alcampo Blake en la misma. Antes de la introduc-ción de la tecnología Vx en 2001, BG instaló dosmedidores de flujo multifásico Framo en el distri-buidor submarino del campo Blake a 120 m [400pies] de profundidad bajo el nivel del mar paravigilar rutinariamente seis pozos productores.Estos pozos fueron terminados utilizando filtrosde arena autónomos y equipados con medidoressubmarinos y de fondo de pozo permanentes,incluyendo medidores de presión y temperatura.Anticipando la necesidad de levantamiento artifi-cial en el futuro, BG instaló sistemas delevantamiento artificial por gas en los pozos pro-ductores y ha asegurado un abastecimientolimitado de gas producido para las operacionesfuturas de levantamiento artificial por gas. Elcampo también posee dos pozos de inyección deagua para el mantenimiento de la presión.

La producción de petróleo del campo Blakecomenzó en junio de 2001. Proviene de un anillode petróleo de 30 m [100 pies] de espesorentrampado en la arenisca Captain C. Bajo lazona de petróleo relativamente delgada subyaceagua y encima sobreyace gas, de modo queresulta imperativo el preciso emplazamiento delos pozos y el manejo óptimo de la producciónpara evitar la irrupción de agua y/o gas. Se debecontrolar la conificación del gas y la irrupción delagua para optimizar la producción de estos pozoshorizontales remotos. Para manejar la conifica-

ción del gas se requiere que la presión dinámicade flujo en el fondo del pozo no caiga por debajodel punto de burbujeo dentro del filtro de arena.Además, se presta una particular atención a lascaídas de presión que ocurren dentro de la sec-ción horizontal, tratando de mantener la máximacaída de presión permitida en 12 lpc [83 kPa] a finde obtener el óptimo desempeño del pozo.Operar bajo estas limitaciones requiere una vigi-lancia en tiempo real para permitir la rápidarespuesta a los cambios de producción; por ejem-plo, el cambio de la medida del estrangulador enun pozo para controlar la presión de flujo defondo del pozo. Los datos de los sensores insta-lados en el fondo del pozo permiten a BG vigilarrutinariamente la respuesta de producción dentrodel pozo, mientras que los medidores de flujomultifásico marinos Framo se utilizan para retro-asignar la producción y evaluar el desempeño delpozo, incluyendo la determinación del corte deagua y la relación gas/petróleo (RGP). Utilizandola relación RGP de producción, los ingenieros deBG pueden optimizar las operaciones de levanta-miento artificial por gas en el campo Blake.

Los datos del medidor de fondo de pozo y delmedidor submarino del campo Blake son transmi-tidos cada 15 minutos todos los días del año.Para convertir este flujo continuo de datos enconocimiento y acción efectiva, es imperativoorganizar y manejar los datos y resultados. BGbuscó una solución que reduciría a sus ingenie-ros la tediosa y pesada tarea de procesar los

datos y proporcionaría un enfoque integrado paramanipular, visualizar y analizar los datos delcampo Blake. BG trabajó con Schlumberger paramaximizar los datos de vigilancia, y posibilitar ladisponibilidad de los mismos en el formatocorrecto en el momento justo. Un análisis deta-llado de la secuencia de tareas de ingenieríaconducido por BG y Schlumberger determinó quelos procesos de retro-asignación y validación delas pruebas de producción son los que demandanmayor tiempo.

Para encarar estas áreas, Schlumberger tra-bajó con BG para automatizar el procesomediante la integración de las aplicaciones decomputación comerciales de Schlumberger,incluyendo el sistema de manejo de datos Finder,las aplicaciones FieldBA y Prodman, a la ya exis-tente infraestructura de BG. Por ejemplo, sedesarrolló una funcionalidad especial dentro dela aplicación Finder para automatizar estadística-mente el proceso de validación y ponderación delos datos de las pruebas de producción (arriba).Este módulo es accesible a través de la red detrabajo de BG y elimina la necesidad de una edi-ción manual mediante el filtrado automático delos datos brutos. En una fracción del tiempo pre-viamente requerido, la aplicación FieldBA puede

7. Theuveny BC, Ségéral G y Pinguet B: “MultiphaseFlowmeters in Well Testing Applications,” artículo de laSPE 71475, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA,30 de septiembre al 3 de octubre de 2001.

Validación de una prueba de producción

770 772 776Pozos

774 778

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

Filtro estadístico para jerarquizar la calidad de la prueba de pozo

Algunos valores pueden ser erróneos debido a:. compensación (el valor puede pertenecer a una prueba anterior). ruido o picos en la red de transmisión.

Los pozos se ciclan a través de un separador de pruebas, 2 horas por prueba.

Se buscan los valores potencialmente erróneos:. si los valores son consistentes, entonces se calculan los promedios.. si son inconsistentes, se marcan como no resueltos.

Cada prueba de 2 horas = 8 muestras promediadas cada 15 minutos

> Validación de una prueba de producción automatizada. Se requirió una solución efectiva en materiade costos para procesar sistemáticamente los resultados medidos en las pruebas de producción. Estorequería el diseño específico de un módulo integrado dentro de la aplicación de computación Finderpara manejar el 80% de las pruebas e identificar las restantes que requieren análisis manual. Cadapozo se prueba durante dos horas. Cada prueba de dos horas consiste de 8 muestras promediadas alo largo de 15 minutos. La separación de datos entre los pozos, o compensación, puede causar error, yel ruido en los datos puede obstaculizar la interpretación. El procesamiento automático filtra los datose indica cualquier error no resuelto, ahorrando tiempo.

calcular los volúmenes de producción asignadosen base a correlaciones de estrangulador, resul-tados de pruebas de producción de los medidoresde flujo, u otros datos. El proceso automatizadode retro-asignación ya ahorra a BG 20 horas hom-bre por mes y sus resultados son comparablescon los cálculos efectuados a mano; con un coe-ficiente de correlación de 0.99 a 0.98. Laaplicación Prodman facilita la visualización de losdatos promedio de las pruebas de producción, ypuede vincular múltiples fuentes de datos parasimulación con la aplicación de modelado detodo el sistema de producción PIPESIM. El vín-culo con el programa de computación PIPESIMproporciona una variedad de herramientas, inclu-yendo diagnóstico y optimización dellevantamiento artificial por gas, y se convertiráen una parte importante de este proyecto demanejo de datos y optimización del campo en susegunda fase (arriba).

Mientras que el campo Blake transita su fasede producción, aumentará la producción de aguay, en consecuencia, requerirá levantamiento arti-ficial. El volumen de gas de levantamientodisponible para el campo Blake es limitado, demodo que la asignación de los volúmenes de gasde levantamiento para cada pozo requiere una

solución para todo el sistema en conjunto. Lavigilancia en tiempo real y la interpretación delos datos, incluyendo el análisis de pruebas depozo, asignación de la producción, ajuste de lahistoria, y modelado del sistema y del pozo, sonaspectos críticos para la optimización de la pro-ducción total. Este manejo continuo de datos yplataforma de interpretación simplifica la trans-ferencia de conocimientos y acciones decisivas,ayudando a BG a encarar su objetivo principal deoptimización de la producción mediante decisio-nes de manejo de yacimientos oportunas.

Nuevos medidores de flujo frente a la formaciónLas mediciones efectuadas en la superficie gene-ralmente no describen el comportamiento delyacimiento, especialmente cuando las termina-ciones son complejas. Al llevar los medidores alfondo del pozo e instalarlos cercanos a la forma-ción, los ingenieros de yacimiento puedenobservar en forma directa y en tiempo real la res-puesta de producción desde el yacimiento.8 Losdatos de fondo de pozo se pueden utilizar paradiagnosticar más precisamente los problemas deproducción, pronosticar el desempeño futuro delyacimiento y permitir la optimización de la pro-

ducción de pozos de múltiples zonas y multilate-rales, utilizando tecnología de control de flujo defondo de pozo.9 Es importante comprender lascontribuciones de las diferentes fases del fluidopara extraer el máximo beneficio de esta infor-mación en los complejos escenarios de flujoencontrados en los pozos de petróleo y gas.

El gradiomanómetro de producción perma-nente integrado FloWatcher es un medidor deflujo de fondo de pozo diseñado para medir elflujo de dos fases.10 Este medidor emplea un ven-turi, dos medidores de presión de cuarzo—unoinstalado en la garganta del venturi y otro en laentrada del mismo—y un tercer medidor de pre-sión colocado aguas arriba del venturi. El tercermedidor se utiliza en combinación con uno de losotros medidores en el venturi para determinar ladensidad promedio, ρmezcla, del fluido entre losmedidores. La retención de las fases individua-les, αf, puede determinarse si se conocen lasdensidades de las dos fases individuales. Estatecnología se utiliza comúnmente en la adquisi-ción de registros de producción y se comportaadecuadamente donde la desviación del pozo nose acerca a la horizontal porque los gradiomanó-metros dependen de las fuerzas gravitacionales.También se aplica con éxito donde las velocida-des del flujo son lo suficientemente altas paraminimizar los efectos de deslizamiento de fase ydonde no se requiere la detección de pequeñascantidades de agua.

En los pozos horizontales, la medición de αf yρmezcla se bebe obtener por diferentes medios. En1999, los científicos del Centro deInvestigaciones 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 deflujo multifásico creado para medir los datos delflujo en el fondo del pozo en terminaciones cadavez más complejas; desde pozos horizontaleshasta pozos multilaterales con control de flujo enfondo de pozo.11 Al igual que los medidores desuperficie Vx, el medidor de flujo FWD utiliza latecnología del venturi y una medición de la den-sidad a partir de la atenuación de rayos gamma.

22 Oilfield Review

Operacionesmarinas

Operacionesterrestres

Prueba rechazada(indicada)

Captación dedatos marinos Hoja de cálculo

Asignación(FieldBA)

Visualización(Prodman)

Modelado(PIPESIM)

Asignación/Optimización

Base dedatos de

producción

Datos entiempo real

Datos operacionales

Análisis(OFM)

Historiador

Depurador(validación de

pruebas de producción)

Almacenamiento(Finder)

Procesamientode datos

> Diagrama de flujo de datos para el campo Blake. Los datos adquiridos en tiempo real de los medido-res de fondo de pozo y medidores de flujo multifásico submarinos se pasan por un historiador de datosy luego se envían a través de un programa de filtrado, especialmente diseñado para estas pruebas quelimpia automáticamente los datos antes de almacenarlos dentro de la base de datos de producciónFinder. La base de datos Finder interactúa con la aplicación FieldBA para llevar a cabo los cálculos deretro-asignación, y con la aplicación Prodman que permite la visualización de datos. En la Fase 2 delproyecto (rosado), el modelado del campo completo con la aplicación PIPESIM permitirá actuar enlos momentos más oportunos para optimizar las operaciones de producción y de levantamiento artifi-cial. La aplicación de computación de manejo de la producción OFM será utilizada como una herra-mienta de visualización y análisis.

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 yExhibición 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 anteriormentecomo EMR Photoelectric, proveyó una importante con-tribución de ingeniería.

12. Para obtener mayor información acerca de la evoluciónde las fibras ópticas, consulte: Hecht J: City of Light: TheStory of Fiber Optics. Nueva York, Nueva York, EUA:Oxford University Press, 1999.

Primavera de 2003 23

Sin embargo, los distintos regímenes de flujoencontrados en pozos horizontales y altamentedesviados, incluyendo flujos estratificados, recircu-lantes y en baches, son bastante diferentes de losde superficie. Afortunadamente, el simple enfoquebasado en la capacidad de mezclado inherentedel venturi es adecuado, aún para estos regíme-nes de flujo y a velocidades de flujo relativamentebajas (derecha). La medición de la densidad seefectúa en los lugares en que las fases estánbien mezcladas y libres de deslizamiento.

Por razones de seguridad ambiental, el FWDutiliza una fuente de rayos gamma de extremada-mente baja actividad, del mismo orden demagnitud que la utilizada en los detectores dehumo. El bajo poder de la fuente significa que esdifícil implementar la medición del factor PE utili-zada en la tecnología Vx. Esta medición se veríaafectada por incrustaciones inorgánicas, talescomo el sulfato de bario que se forma en el inte-rior de las tuberías de producción, del mismomodo en que la medición de litología de la herra-mienta de Litho Densidad se ve afectada por labarita. Por último, la falta de capacidad paracaracterizar completamente las tres fases en losmedidores de flujo multifásico de fondo de pozo,generalmente no representa un problema porquemuchos pozos producen sólo dos fases en elfondo. Aún cuando las tres fases estén presentes,la medición continua de la densidad es capaz deindicar cambios abruptos en el flujo. Por ejemplo,la irrupción de gas producirá una dramática dismi-nución de la densidad del fluido que es claramenteevidente en la medición de dicho parámetro.

El medidor de flujo FWD, que actualmente estásiendo probado en el campo en el Mar del Norte,se ha desempeñado en forma convincente pormás de un año; un período mucho más largo quelos dos meses originalmente concebidos para laspruebas. Este medidor ha ayudado a caracterizarproblemas de conificación de gas detectando, enel fondo del pozo, el cambio de la densidad delhidrocarburo fluyente. El análisis de los datos delmedidor de flujo de fondo de pozo puede medir lapresión del punto de burbujeo y la densidad, yrápidamente detecta la irrupción de agua antes deque se advierta en la superficie. El despliegue deesta tecnología puede eliminar la necesidad deseparadores de pruebas convencionales, evitandoasí las limitaciones potenciales de los regímenesde producción durante las pruebas. El uso proac-tivo de mediciones de flujo multifásico de fondo depozo incluye la observación de los cambios defases para predecir los aumentos de corte de aguay gas, ofreciendo importantes beneficios para elmanejo de la producción.

Vigilancia rutinaria con luz y fibraEn diciembre de 1926, Clarence W. Hansell pro-puso el uso de atados de fibra óptica paratransmitir imágenes ópticas.12 La tecnología defibras ópticas ha sido aplicada en numerosasindustrias, particularmente en telecomunicacio-nes. Los sensores permanentes de fibra óptica defondo de pozo se introdujeron en la industria delpetróleo y el gas a principios de la década de1990, pero su uso comenzó a ser más amplia-mente difundido hace sólo dos años. Científicos eingenieros de Schlumberger han participado dela aplicación de esta tecnología de fibra ópticadesde su aparición en la industria del petróleo yel gas.

Los medidores de fibra óptica SENSA ofrecena la industria información detallada acerca de lospozos de producción, pozos de inyección y siste-mas de producción, utilizando una técnica pasiva.Además, los sistemas de vigilancia rutinaria confibra óptica SENSA son pequeños y relativa-mente fáciles de instalar, aún después determinar el pozo. La adaptación de esta tecnolo-gía a uno de los ambientes más desafiantesencontrados hasta ahora—pozos de petróleo ygas—ha significado que los equipos de produc-ción puedan ahora agregar mediciones continuasy en tiempo real de los medidores de fibra ópticaa una creciente lista de herramientas de manejode yacimientos.

Actualmente, los medidores de fibras ópticasmás ampliamente utilizados miden la distribu-ción de la temperatura a lo largo del pozo. Losdatos de la temperatura de fondo de pozo se hanadquirido desde principios de la década de 1930mediante registros operados a cable, tanto enpozos abiertos como entubados. Sin embargo, labajada de herramientas convencionales deadquisición de registros de producción (PL, porsus siglas en inglés) en pozos con algunos de losdiseños de terminación más avanzados de hoy endía, es bastante desafiante. Las mediciones detemperatura en pozos entubados constituyen unimportante elemento de los registros de produc-ción modernos y son extremadamente útilescuando se combinan con otros datos, tales comopresión, tasas de flujo a partir de un molinete yun gradiomanómetro. Sin embargo, los registrosde temperatura se efectúan sólo ocasionalmentey proporcionan un perfil de temperatura a lo largodel pozo para un instante dado. Los diseños determinación y de pozo complejos de hoy en díacomplican y encarecen los estudios ocasionales,influenciando la decisión de impedir la adquisi-ción de registros en perjuicio de la obtención deconocimientos.

Schlumberger ha desarrollado varios medido-res de fibra óptica, siendo el más destacado elsistema de medición de la distribución de la tem-peratura (DTS, por sus siglas en inglés) SENSA.

Gast

o m

edid

o, B

/DGa

sto

med

ido,

B/D

Gasto de referencia, B/D

Gasto de referencia, B/D

AguaPetróleo

GasPetróleo

6000

2000

00 600040002000

4000

6000

2000

0

4000

0 10,0005000

> Prueba del densitómetro FloWatcher (FWD, porsus siglas en inglés) en un circuito cerrado. Eldensitómetro FWD fue probado exhaustivamenteen el Centro de Investigaciones de Cambridge deSchlumberger en Inglaterra (abajo). Durante laspruebas se utilizaron diferentes desviaciones depozo, distintas velocidades de flujo y varios cor-tes de fluido para caracterizar completamente eldesempeño del medidor. Las gráficas muestranque el desempeño del medidor FWD es excelentepara distintas relaciones agua/petróleo (arriba) ygas/petróleo (centro). Los datos correspondientesa las mezclas de petróleo y agua fueron adquiri-dos con una desviación del pozo de 70 grados,mientras que los datos de las mezclas de petró-leo y gas fueron tomados dentro de un rango dedesviaciones del pozo—de 0, 45, 70 y 90 gra-dos—y no se observó efecto alguno en la cali-dad de los datos.

El sensor DTS registra en forma continua tanto enel espacio como en el tiempo, proveyendo a losingenieros datos de temperatura continuos—tanseguido como cada siete segundos—o bajodemanda durante toda la vida útil del pozo. Losdatos de temperatura se pueden recolectar cadametro [3.3 pies] a lo largo del pozo. Esta medicióncontinua permite la identificación precisa decuándo y dónde ocurren los eventos de produc-ción, posibilitando los pasos de control ydiagnóstico casi en tiempo real.

La medición DTS emplea rayos láser emitidospor pulsos, una fibra óptica y una unidad opto-electrónica para el procesamiento y despliegue delas señales. La fuente láser envía estallidos de luzde 10 nanosegundos (ns) a través de la fibraóptica. Típicamente, las fibras ópticas estánhechas de un núcleo central de sílice de 5 a 50 µm[0.0002 a 0.002 pulgadas] de diámetro y estánrodeadas de otra capa de sílice cuyo índice refrac-tivo es levemente más bajo.13 El sílice puro en elnúcleo y en las capas circundantes se altera, omejora, con el agregado de otros materiales—tales como el germanio o el flúor—para obtenerlos perfiles de índice refractivo y propiedades dedispersión deseados. El menor índice refractivo dela capa más externa ayuda a minimizar la atenua-ción óptica a lo largo de extensos intervalos defibra guiando la luz en o cerca del núcleo de lafibra. Generalmente, la atenuación en la longitudde onda más transparente reduce la señal por sóloun factor de 10 por cada 50 km [31 millas] de fibra.

Un revestimiento aplicado a la fibra la protege deraspaduras y pequeños dobleces que podrían cau-sar potencialmente la pérdida de la señal. Debidoa las altas temperaturas, altas presiones, quími-cos corrosivos, así como al riesgo de abrasión yrotura en ambientes de fondo de pozo, se handesarrollado materiales de revestimiento espe-ciales para proveer mayor protección. Finalmente,la fibra completa—típicamente de 250 µm [0.01pulgadas] de diámetro—tiene una protección adi-

cional provista por una línea de control de metalde 0.63 cm [1⁄4 pulgadas] de diámetro, dentro de lacual se aloja.

Cuando se transmite la luz a través de unafibra óptica, pequeñas cantidades de luz se dis-persan y retornan a la fuente (luz dispersa deretorno, luz de retro-dispersión). En la mediciónDTS, un “analizador” o unidad opto-electrónica,captura en la superficie los espectros de la luzdispersa de retorno. Uno de los componentes dela luz dispersa de retorno, conocido como señalRaman, surge de una colisión inelástica de foto-nes con moléculas en el medio circundante,interactuando a través de estados de energía devibración molecular. El fotón de retro-dispersiónpuede entregar energía a la molécula y elevarla aun estado de energía vibracional más alta, deno-minado estado de dispersión Stokes, o bienganar energía moviendo la molécula a un estadode energía más bajo, denominado estado de dis-persión anti-Stokes. En un medio caliente, másmoléculas se hallan en un estado de energía deexcitación más alto. Dado que la dispersión anti-Stokes depende del número de moléculas enestado de excitación cuando colisionan con elfotón, la intensidad de la respuesta anti-Stokesdepende fuertemente de la temperatura (arriba).La dispersión Stokes depende muy poco de latemperatura. Dado que el proceso de dispersiónocurre a nivel molecular, la señal de retro-disper-sión es una función continua del tiempo,contrariamente a lo que ocurre con las reflexio-nes que se observarían frente a un cambioabrupto del índice refractivo, tal como sucede alfinal de la fibra óptica.

24 Oilfield Review

1.6

1.4

1.2

1.0

0.8

0.6

0.4200 240 280 320 360

Ener

gía

de re

tro-d

ispe

rsió

n

Temperatura, K

> Energía de retro-dispersión anti-Stokes en función de la temperatura. Laintensidad de la luz dispersa de retorno en la longitud de onda anti-Stokesaumenta a medida que aumenta la temperatura. El rango de temperaturaque 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 losambientes de producción de petróleo y gas.

Pulsos de 10 ns de rayos láser

Láser

Luz dispersa de retorno

Analizador

Dens

idad

esp

ectra

l de

la e

nerg

ía

Longitud de onda

Banda Ramananti-Stokes

Luz Rayleighincidente

Banda RamanStokes

> Principio de operación del sensor DTS. Se envían pulsos de rayos láser a una fibra óptica. Inmedia-tamente, 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 constantede la luz permite determinar la ubicación exacta de la fuente de la luz dispersa de retorno. El analiza-dor determina la intensidad del componente de dispersión Raman a longitudes de onda Stokes y anti-Stokes, el cual es utilizado para calcular la temperatura de la fibra donde se produjo la dispersión.

Primavera de 2003 25

Los cambios de intensidad observados dentrodel espectro en las líneas Stokes y anti-Stokes serelacionan directamente con los cambios en latemperatura de fondo de pozo. El analizadorsepara la luz de ida y la de retorno; y de la luz dis-persa de retorno, selecciona los dos componentesRaman. Estos componentes son detectados porun fotodiodo, y la corriente eléctrica amplificadaes muestreada mediante un rápido convertidor deseñal analógica a digital. Las muestras que resul-tan de cada pulso láser se acumulan en unamemoria digital y luego, mediante un procesador,se convierten en temperatura.

La determinación de la temperatura a unaprofundidad dada es posible gracias a las efica-ces características de transmisión de la fibra y ala velocidad constante de la luz en la fibra. La luzdispersa de retorno puede dividirse en paquetesde luz, y cada paquete representa un determi-nado intervalo a lo largo de toda la fibra,típicamente 1 m, que corresponde a un intervalode muestreo de 10 ns en el dominio de tiempo(página anterior, abajo). El espectro de cadapaquete de luz dispersa de retorno es analizadopara cada intervalo de muestreo. La temperaturase determina calculando la relación entre laintensidad de la banda anti-Stokes Raman y laintensidad de la banda Stokes Raman, y apli-cando la siguiente relación:

1 1 1 Ias(z) Ias(Ref)–– = ––– – –– [ln (–––– ) – ln (––––––)]Tz TRef S Is(z) Is(Ref)

donde Tz es la temperatura en grados Kelvin, Ias

e Is representan la intensidad de las señales anti-Stokes y Stokes, respectivamente—corregidapor pérdidas de propagación—y ln es la funciónlogaritmo natural. Las coordenadas z y Ref repre-sentan la posición del punto de interés y labobina de referencia, respectivamente, dondeTRef es la temperatura conocida de una fibra dereferencia. El término de sensibilidad S esdependiente de la constante de Planck, de laconstante de Boltzmann y de la diferencia de fre-cuencia entre la luz incidente y la luz desplazadade Raman.14 Las intensidades de banda se nor-malizan con respecto a las medidas efectuadasen la bobina de referencia.

Los cambios de temperatura que ocurrennaturalmente en función de la profundidad, deno-minados gradientes geotérmicos, han sidoprofundamente estudiados en la mayoría de lasregiones productoras de petróleo y gas. Los gra-dientes típicos abarcan de 1.0 a 3.0ºC por cada100 m [0.6 a 1.6ºF por cada 100 pies] de profundi-dad, siendo el gradiente promedio de alrededorde 1.7ºC por cada 100 m [1.0ºF por cada 100 pies]de profundidad. Los efectos del gradiente geotér-

mico se pueden observar una vez que un pozocerrado alcanza la estabilidad térmica. El perfil detemperatura de un pozo cambia a medida que seproducen o inyectan fluidos. Además, debetenerse en cuenta el efecto Joule-Thomson, queexplica el cambio de temperatura de un fluido enexpansión en un proceso de flujo estacionario.15

Este cambio en temperatura ocurre tanto en elflujo que ingresa al pozo donde puede ocurrir unacaída de presión importante, como en el flujoascendente del pozo donde se da una caída depresión más gradual. Debido a este fenómeno, escomún observar un calentamiento en los puntosde ingreso de petróleo y agua, y un enfriamientoen los lugares de ingreso de gas al pozo. Ambosfenómenos, el gradiente geotérmico y el efectoJoule-Thomson, se tienen en cuenta cuando seinterpretan los datos DTS utilizando herramientasde modelado térmico nodal sofisticadas.

La instalación de la porción subterránea delsensor DTS es relativamente simple. En primerlugar, la terminación del pozo se diseña con unalínea de control, o conducto, de 1⁄4 pulgadas dediámetro. Este conducto se halla comúnmentesujetado a la tubería de producción y se puedeextender todavía más allá de su extremo; frente a

la formación a lo largo de los filtros instaladospara el control de la producción de arena. La fibrase bombea luego dentro de dicha línea de controlo conducto, utilizando un sistema de desplieguehidráulico. Existen dos técnicas de medición, determinación simple o de terminación doble.Mientras que la técnica de terminación simplepuede ser la única opción posible debido a laslimitaciones relacionadas con la configuración delos componentes de terminación, el mejor métodoes el de instalación de terminación doble, queposee una configuración tipo tubo en U (arriba).

Válvula deretención

Dispositivode retorno

Conexiónhidráulicahúmeda

Con terminaciónsimple

Con terminacióndoble

Opciones de instalación del sistema de medición de la distribución de la temperatura

> Opciones de instalación del sistema de medición de la distribución de la temperatura (DTS) con ter-minación simple o doble. La instalación simple (izquierda) generalmente ocurre después de que unpozo ha sido terminado y es menos ventajosa que la instalación con terminación doble (derecha). Enla instalación con terminación doble, la fibra se bombea hidráulicamente hacia abajo por una línea decontrol de 1⁄4 pulgadas, alrededor de un tubo en forma de U y de regreso hacia la superficie. Ideal-mente, la fibra óptica debería probarse desde los dos extremos. El láser envía un pulso de luz haciaabajo por uno de los lados y luego pasa hacia el otro lado. La medición con terminación doble proveemás flexibilidad y exactitud.

13. Brown G y Hartog A: “Optical Fiber Sensors in UpstreamOil & Gas,” artículo de la SPE 79080, Journal ofPetroleum Technology 54, no. 11 (Noviembre de 2002):63–65.

14. Para obtener mayor información acerca de las fibrasópticas y sus aplicaciones, consulte: Kao CK: OpticalFibre. Londres, Inglaterra: Peter Peregrinus Ltd., 1988.Grattan KTV y Meggitt BT: Optical Fiber SensorTechnology Advanced Applications—Bragg Gratingsand Distributed Sensors. Dordrecht, Holanda: KluwerAcademic Publishers, 2000.

15. El efecto Joule-Thomson es el cambio de temperatura deun fluido por la expansión en un proceso de flujo estacio-nario que no involucra transferencia de calor o queocurre a entalpía constante. Esto ocurre en procesos tipo“estrangulamiento” tales como el flujo adiabático a tra-vés de un tapón poroso o de una válvula de expansión.

Esto provee un sistema cerrado para la instala-ción y el reemplazo simple de la fibra, y garantizala calidad de los datos incrementando la flexibili-dad y la precisión de la medición. La fibra seprueba alternativamente desde cada ladomediante rayos láser emitidos por pulsos, y paracomputar la temperatura se utiliza la media geo-métrica de las dos señales de retorno. La medicióndesde ambos lados y la toma del promedio mejo-ran la precisión mediante la eliminación de losefectos de la pérdida de señal, incluyendo las cau-sadas por micro dobleces y pérdidas del conector.Esta exactitud se vuelve especialmente impor-tante en aplicaciones que requieren el análisis depequeños cambios de temperatura. Si una fibra serompe, aún es posible adquirir el perfil de tempe-ratura del pozo utilizando la técnica determinación simple. El perfil de temperatura puedeser registrado desde cada lado hasta la rotura, demodo que no se pierda ningún dato. Sin embargo,si hubiera más de una rotura en la fibra, se perde-rían los datos entre las roturas. Afortunadamente,puede bombearse fácilmente una fibra de reem-plazo en la línea de control durante la siguienteintervención planificada.

Calentamiento en OmánOccidental Petroleum Corporation (Oxy) instalórecientemente el sensor DTS SENSA en pozos desu campo Safah de 300 millones de barriles [47 millones m3], ubicado en Omán (arriba).

Descubierto en 1983, este campo produce de laFormación Shuaiba de fangolita de caliza micrí-tica.16 Inicialmente, se seleccionó la inyección degas en pozos verticales como método de recupe-ración mejorada de petróleo (EOR, por sus siglasen inglés). Sin embargo, los pozos productoresexperimentaban comúnmente irrupciones de gas,el quemado de gas era indeseable y se encontra-ron restricciones de compresión en superficie.Oxy decidió dejar de lado la inyección de gas yemplear un método de recuperación mejorada

con inyección de agua en pozos horizontales. Lospozos de producción también se perforaron hori-zontalmente, pero su efectividad varió.

El sistema DTS ha proporcionado datos valio-sos, tanto en los pozos de producción como enlos de inyección. El Pozo Safah 179, fue perfo-rado y terminado a agujero descubierto en unalarga sección horizontal a través del yacimientoy estaba siendo producido temporalmente mien-tras se efectuaban los preparativos para lainyección de agua. La fase de producción tempo-raria de los pozos de inyección de agua ayudó alimpiar los pozos antes de la inyección de agua.Durante esta fase de producción, el pozo experi-mentó irrupción de gas debido a su proximidadcon un pozo de inyección de gas, ubicado a 146m de distancia [480 pies]. Efectivamente, estocausó la disminución de la producción de petró-leo. La fibra DTS fue instalada durante untrabajo de reparación—antes del que el pozofuera convertido a pozo inyector—dentro de unalínea de control de 1⁄4 pulgadas de diámetrosujeta a una cánula posicionada a través de lasección del yacimiento y colgada debajo de latubería de producción. El sensor DTS identificólas localizaciones exactas donde había irrupciónde gas porque los efectos térmicos de la irrup-ción tomaban tiempo en disiparse y estabanpresentes después de la reparación (abajo).

El Pozo Safah 179 estuvo bajo inyección deagua durante 39 horas y luego se cerró (próximapágina, arriba). En ese momento, el sensor DTSidentificó un solo intervalo de 305 m [1000 pies]admitiendo el agua de inyección más fría entre2130 y 2440 m [7000 y 8000 pies] de profundidadmedida. No fue sorprendente comprobar que el

26 Oilfield Review

EMIRATOS ÁRABES UNIDOS Campo Safah

Gol fo de OmánGol fo Pérs ico

OMÁN

ARABIA SAUDITA

Mar Aráb igo

0 50 100 km

0 30 60 millas

> Campo Safah en Omán.

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Tem

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14 de noviembre de 2001 20:32:3014 de noviembre de 2001 21:01:4814 de noviembre de 2001 22:00:37Valores geotérmicos versusprofundidad vertical verdadera

70

60

50

40

302000 4000 6000 8000

Profundidad, pies10,000 12,000 14,0000

Terminación

Valores geotérmicosversus trayectoria

del pozo

Puntos fríos debido a la irrupción de gas

> Perfil de temperatura del Pozo Safah 179 luego de la reparación. El sensorDTS, instalado durante la reparación del pozo, permitió identificar las ubica-ciones exactas de la irrupción de gas, indicadas en las tres curvas super-puestas. La fuente de gas proviene de un pozo de inyección de gas vecino. Eldiagrama de terminación (abajo) muestra la localización de la tubería derevestimiento (negro), la tubería de producción (gris) y la cánula de diámetromás pequeño (azul) dentro de la cual fue instalado el sensor DTS.

Primavera de 2003 27

mismo intervalo había mostrado irrupción de gasdurante la fase de producción inicial. Mientrasque este intervalo mostró la capacidad de inyec-ción más alta, representaba sólo un porcentajepequeño de la zona de inyección pretendida paraobtener un barrido óptimo. Luego se retomó lainyección por un período de 81 días, a cuyo tér-mino se inició otro período de cierre quepermitiría el calentamiento del pozo (arriba,parte inferior). Los datos DTS mostraron que elintervalo de inyección se había expandido haciala punta del pozo y en ese momento era de másde 914 m [3000 pies] de largo, desde los 2070

hasta los 3109 m [6800 a 10,200 pies] de pro-fundidad medida; pero todavía quedaba la mitadinferior de la Formación Shuaiba sin barrer. Unanálisis comparativo entre los datos de tempe-ratura del sensor DTS del primer período decierre y los datos del segundo período de cierre,sugirieron que se había producido una reducciónesperada en la permeabilidad efectiva de la zonade mayor capacidad de inyección.

Esta información proporcionó a Oxy una mejorcomprensión del programa de inyección de aguadel Pozo Safah. El perfil de inyección a través dela sección horizontal permite a Oxy optimizar sudiseño y procedimientos de inyección, e indicacuáles porciones del yacimiento Shuaiba sedejan sin barrer.

6000 80007000 9000 11,000

Profundidad, pies

Tiempo

01/02/02 08:10:02

01/01/02 22:34:21

01/01/02 12:58:37

01/02/02 03:22:13

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01/01/02 08:10:47

10,000 12,000

90 a 100

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70 a 80

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50 a 60

40 a 50

Temperatura, ºC

Zona de alto influjo

Calentamiento rápido

Calentamiento lento

Zona sininflujo

> Perfil de inyección de agua del Pozo Safah 179. Luego de 39 horas de inyección de agua, se cerró elPozo 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 calientadespués de la inyección, son una indicación de la capacidad de inyección de la zona. Las zonas queadmiten más inyección de agua comienzan a calentarse a partir de una temperatura más baja y secalientan más lentamente que las zonas de baja capacidad de inyección.

Tiempo

08:03:36

10:27:33

12:51:31

15:15:2617:39:22

20:03:1822:27:16

6000 7000 8000 9000 10,000 11,000 12,000

90 a 100

80 a 90

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60 a 70

50 a 60

Temperatura, ºC

Zona de influjo

> Aumento de la zona de inyección del campo Safah. Luego de 81 días de inyección, la zona de inyec-ción efectiva aumentó en más de 914 m [3000 pies] de longitud. Sin embargo, la inyección de agua aúnno se había hecho notar en la mitad inferior del intervalo Shuaiba desde los 3109 m [10,200 pies] hastala punta del pozo horizontal.

16. Vadgama U y Ellison RE: “Safah Field: A Case History ofField Development,” artículo de la SPE 21355, presen-tado en la Exhibición de Petróleo de Medio Oriente de laSPE, Bahrain, 16 al 10 de noviembre de 1991.

Posteriormente, los datos DTS de otro pozo,el Pozo Safah 203, mostraron que sólo dos ter-cios de la sección horizontal estabancontribuyendo a la producción, mientras que eltercio inferior hacia la punta del pozo no contri-buía (abajo). Una amplia porción de esteintervalo no productivo correspondía a un yaci-miento de buena calidad que se esperabacontribuyera más significativamente. Almomento de este estudio, los ingenieros de yaci-mientos de Oxy sospechaban que el intervalopodría no haber sido estimulado adecuadamente,tal como lo sugería su experiencia con el PozoSafah 179. Actualmente, se espera que con eltiempo aumente la contribución de la parte res-tante de la sección horizontal. El perfil deproducción del sensor DTS condujo a un cambioen el diseño del tratamiento de estimulaciónpara acelerar la producción temprana. Este nuevodiseño se utilizó en otro nuevo pozo en el cual fueinstalada la fibra DTS, el Pozo Safah 217.

Los datos DTS tuvieron un impacto inmediatoen las operaciones del Pozo Safah 217. La termi-nación de este pozo de producción horizontalincluyó la instalación de tecnología DTS y de unsistema de levantamiento artificial por gas paraasistir la puesta en marcha y producción delpozo.17 Inicialmente, el pozo no fluyó petróleo niagua y sólo estaba circulando gas inyectado. Elescenario era consistente con un problemapotencial de levantamiento artificial por gas, demodo que se adquirieron y analizaron datos DTSpara diagnosticar la falla y formular un plan deacción. Los datos DTS detectaron que una vál-vula recuperable de levantamiento artificial porgas se había trabado en posición de apertura auna profundidad medida de 1070 m [3500 pies](próxima página, arriba). La válvula fallada delevantamiento artificial por gas fue recuperada yreemplazada. Desafortunadamente, la válvula dereemplazo experimentó una falla en sus sellos, yel flujo indeseado de gas continuó. El sensor DTSidentificó inmediatamente el problema de la vál-vula, y ésta fue reemplazada por una válvula deprueba ciega que no permitió la entrada de gas a3500 pies. La válvula de levantamiento artificialpor gas inferior, instalada a una profundidadmedida de 6200 pies [1890 m] funcionó correcta-mente y ayudó a arrancar el pozo. El uso devigilancia continua con el sensor DTS durante elinicio del levantamiento artificial por gas en elPozo Safah 217 identificó inmediatamente lasválvulas problemáticas, facilitando el reemplazooportuno de las mismas y permitiendo que la pro-ducción de hidrocarburos comenzara más pronto.El diagnóstico tradicional y los métodos de inter-vención habrían resultado una significantepérdida de producción.

Luego del tratamiento, los datos DTS del PozoSafah 217 mostraron que toda la sección hori-zontal contribuía a la producción. La capacidadpara observar el comportamiento de la produc-ción a través de toda la sección horizontal y enmomentos críticos de la vida de estos pozos, per-mitió a Oxy detectar un problema y actuar paramejorar el proceso con resultados positivos.

Enfriamiento en VenezuelaPetrozuata C.A., una asociación de riesgos com-partidos entre Conoco de Venezuela C.A. yPetróleos de Venezuela S.A. (PDVSA), recurrierona las últimas tecnologías de terminación y perfo-ración para encarar las complejidades asociadascon el desarrollo de yacimientos de petróleopesado de la Faja del Orinoco, en el Oriente deVenezuela (próxima página, abajo). En 1997, laconstrucción comenzó en la propiedad dePetrozuata dentro de la Faja del Orinoco, inclu-yendo la perforación del primer pozo deproducción en dicha propiedad. Desde entonceshasta 1999, cuando se introdujeron los pozosmultilaterales, se perforaron pozos de producciónhorizontales simples.18 La recuperación del petró-leo pesado—cuya densidad varía entre 8 y11ºAPI—se agravó aún más por la complejidadgeológica del horizonte productivo, la FormaciónOficina.19 Esta formación consiste de una serie deareniscas del Mioceno cuya sedimentaciónmarino-fluvial apilada fue principalmente la

causa de las variaciones en producción de unpozo a otro. No existían las soluciones que enca-raran la producción en frío del petróleo pesado ya bajas presiones de fondo de pozo a través delargos pozos horizontales. Esto impulsó aPetrozuata y a los proveedores de servicios adesarrollar maneras efectivas para vigilar ymanejar la producción, incluyendo técnicas devigilancia de fondo de pozo.

Mediante la aplicación de tecnologías innova-doras de perforación y terminación, los pozosmultilaterales han permitido a las compañíasoperadoras, como Petrozuata, contactar másyacimiento.20 Sin embargo, los pozos complicadoscon sistemas de levantamiento artificial—talescomo bombas eléctricas sumergibles y bombasde cavidad progresiva—dificultan la total com-prensión del desempeño de producción de estosyacimientos de petróleo pesado de baja presión.Para mejorar el entendimiento en tiempo real,Petrozuata ha instalado medidores de fondo depozo en numerosos pozos, aún en pozos horizon-tales complejos de dos tramos laterales.

Las unidades de vigilancia rutinaria de pozosMultiSensor de Phoenix miden estadísticamenteel comportamiento de las partes vitales de lasbombas eléctricas sumergibles, incluyendo latemperatura y presión de entrada, la temperaturadel bobinado del motor, la vibración y la pérdidade corriente. La posibilidad de medir la presiónde entrada de la bomba facilita el seguimiento de

28 Oilfield Review

Tem

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, ºC

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106

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10070006000 8000 9000

Profundidad, pies10,000 11,000 12,000

Cambio dejulio a agosto

Temperatura superioral valor geotérmico,

flujo pequeño

Sin cambios respectodel valor geotérmico,

sin flujoTemperatura inferioral valor geotérmico,influjo distribuido

Valor geotérmicoantes del flujo

26 de junio de 2002 20:22:2212 de julio de 2002 09:22:4019 de agosto de 2002 08:54:57

> Perfil de temperatura y producción del Pozo Safah 203. Los datos DTS delPozo Safah 203 adquiridos durante la producción indicaron que sólo dos ter-cios de la sección horizontal están contribuyendo a la producción, mientrasque el tercio inferior hacia la punta del pozo no contribuye. Los perfiles de tem-peratura adquiridos a diferentes tiempos en julio y agosto (violeta y rojo) secomparan con el perfil geotérmico del pozo (azul). Los perfiles se superponenhacia la punta del pozo (derecha), indicando ausencia de flujo, y se separanhacia el talón del pozo (izquierda), indicando flujo hacia el mismo desde aquelintervalo. Inicialmente se creía que una gran porción del intervalo no produc-tivo correspondía a un yacimiento de buena calidad y se esperaba que contri-buyera de manera más significativa. Los ingenieros de yacimientos de Oxy sos-pechaban que el intervalo podría no haber sido estimulado adecuadamente.

Primavera de 2003 29

las presiones de flujo de fondo de pozo, lo cualpermite prevenir que se produzcan caídas de pre-sión excesiva. Además, estas mediciones puedenutilizarse para las pruebas de incremento de pre-sión efectuadas durante los cierres. Losproblemas de reducción de la altura de lacolumna de la bomba causados por el petróleocrudo viscoso se identifican fácilmente vigilandolas presiones de descarga de la bomba, mientrasque la presencia perjudicial de arena o gas sedetecta mediante la medición de la vibración dela bomba. La vigilancia atenta de la bomba ya haidentificado motores recalentados en el fondo delpozo, y ha permitido actuar rápidamente para

remediar y garantizar que el pozo continúe pro-duciendo óptimamente. La falla de la bombatambién se puede predecir vigilando la pérdidade corriente de la misma, un reflejo de la degra-dación del sistema eléctrico de la bomba. Estopermite una mejor programación del equipo dereparación para reemplazar una bomba en malfuncionamiento.

Con la construcción de pozos más caros y com-plejos, Petrozuata quería determinar lacontribución a la producción de los tramos latera-les de los pozos. La adquisición de registros deproducción periódicos no resultaba práctica por-que requería la remoción y reinstalación de los

componentes de terminación, lo cual no es unasolución económica. Además, se necesitaba incu-rrir en gastos adicionales de un equipo dereparación para bajar la herramienta de adquisi-ción de registros hasta la punta de loslaterales—3050 m [10,000 pies] de profundidadmedida—ya que la experiencia de campo habíademostrado que ni siquiera una tubería flexible de2 pulgadas había logrado superar los 2130 m[7000 pies] de profundidad medida en estospozos. Petrozuata intentó evaluar el desempeñode la producción por encima de cada tramo late-ral, utilizando una serie de medidores de presiónde alta resolución. Sin embargo, los requisitos deemplazamiento de la bomba para el desempeñoóptimo del pozo limitaron la distancia disponiblepara los medidores bajados en conjunto y losdatos de presión registrados reflejaron más lasoperaciones de bombeo—vibraciones y golpes depresión—que la respuesta del yacimiento. Esto,combinado con las altas presiones de entrada dela bomba, dificultaron la adecuada caracterizaciónde los flujos. Se necesitaba un método alternativopara evaluar la contribución al flujo de las dife-rentes secciones de pozos multilaterales.

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Tem

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, °C

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0Agosto 23

Agosto 24Agosto 25

Agosto 26

Tiempo

Agosto 27Agosto 28

1000Profundidad, pies

20003000

40005000

60007000

80009000

10,000

Yacimiento

Segunda pérdida debido a una falla en los sellos de la válvula; reemplazada

por una válvula ciega

Pérdida en válvula de levantamiento

artificial;reemplazada

Sistema de levantamientoartificial operandocorrectamente; el

pozo comienza a fluir

Válvula de levantamientoartificial en operación

> Válvulas de levantamiento artificial defectuosas en el Pozo Safah 217. El sensor DTS detectó unapérdida en una válvula de levantamiento artificial instalada a 1067 m [3500 pies]. Esta válvula fuereemplazada, 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 vál-vula ciega. La válvula de levantamiento artificial inferior, instalada a 1890 m [6200 pies] de profundidadmedida funcionó correctamente y el pozo comenzó a producir el 27 de agosto de 2002.

El Tigre

Puerto La CruzSan José

Maturín

Caracas

Área deproducción

de Petrozuata

Zuata

Ciudad Bolívar

AMÉRICADEL SUR

Venezuela

Machete HamacaCerro Negro

0 30 60 km

0 25 50 millas

> Área de producción de Petrozuata en el campo Zuata, Venezuela. La Faja del Orinoco en Venezuelaes conocida por su petróleo pesado cuya densidad varía entre 8 y 11ºAPI.

17. Los sistemas de levantamiento artificial por gas utilizantípicamente varias válvulas instaladas en mandrilesposicionados a diferentes profundidades para asistir enla puesta en marcha del pozo. Para simplificar la des-carga del líquido, se abre primero la válvula mássuperficial, inyectando gas dentro de la tubería de pro-ducción, y de esa manera levantando la columna defluido sobre la válvula y reduciendo la columna hidrostá-tica en las zonas inferiores. Cada válvula, desde la mássuperficial hasta la más profunda, se abre para proveerel levantamiento y luego se cierra. Esto continúa asíhasta que la válvula más profunda se abre y permaneceabierta para asistir la producción continua.

18. Clancy TF, Balcacer J, Scalabre S, Brown G,O’Shaughnnessy P, Tirado R y Davie G: “A Case Historyon the Use of Down-Hole Sensors in a Field Producingfrom Long Horizontal/Multilateral Wells,” artículo de laSPE 77521, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, EUA, 29 deseptiembre al 2 de octubre de 2002.

19. Para obtener mayor información acerca de yacimientosde 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 yCopley JH: “Multilateral-Horizontal Wells Increase Rateand Lower Cost Per Barrel in the Zuata Field, Faja,Venezuela,” artículo de la SPE 69700, presentado en elSimposio Internacional de la SPE de Petróleo Pesado yde Operaciones Termales, Porlamar, Isla Margarita,Venezuela, 12 al 14 de marzo de 2001.Smith KM, Rohleder SA y Redrup JP: “Use of a Fullbore-Access Level 3 Multilateral Junction in the OrinocoHeavy Oil Belt, Venezuela,” artículo de la SPE 69712, pre-sentado en el Simposio Internacional de la SPE dePetróleo 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 laconstrucción de pozos multilaterales,” Oilfield Review14, no. 3 (Invierno de 2002/2003): 56–75.

Petrozuata optó por fibras ópticas SENSAcomo una solución efectiva en materia de costospara medir la velocidad de flujo de una sola faseen pozos de baja productividad. Un uso másexpandido de las fibras DTS SENSA proporcionainformación de flujo de fondo de pozo utilizando elefecto refrigerante Joule-Thomson—causado porla expansión del gas nitrógeno en un intercam-biador de calor de contraflujo—para enfriar unbache del fluido que fluye en un punto en el pozo.Cuando el bache del fluido enfriado se mueve enel pozo, la fibra DTS sigue de cerca su movi-miento, permitiendo la medición de la velocidadde flujo. El principio de medición del sistema esmuy parecido al de un registro de trazadores,excepto que el método DTS utiliza los cambios detemperatura en vez de la radioactividad.21

El gas nitrógeno se bombea desde la superfi-cie a través de una línea de control de 0.95 cm [3⁄8pulgadas] de diámetro, la cual tiene una presiónlímite de trabajo de 10,000 lpc [69 MPa] y estásujeta a la tubería de producción hasta una vál-vula Haskel (derecha). Cuando la presión alcanzalos 6500 lpc [44.8 MPa], esta válvula se abre,liberando gas nitrógeno a una línea de 0.32 cm [1⁄8pulgadas]. A medida que la presión del gas nitró-geno desciende a la presión del pozo, el gas seexpande y enfría. El gas nitrógeno frío se circulaluego a través de una línea de control flexible de3⁄8 pulgadas, que actúa como un intercambiadorde calor de contraflujo y enfría el flujo circun-dante producido que está fluyendo en la direcciónopuesta a través del elemento refrigerante degas (GCE, por sus siglas en inglés). La velocidad ala cual el fluido producido se enfría depende desu velocidad mientras pasa por el GCE. A medidaque la sección enfriada del fluido se mueve haciaarriba y abajo del pozo, es seguida de cerca por elsensor DTS, el cual mide la temperatura a cadametro y cada 25 segundos. Así es posible calcu-lar velocidades de fluidos en tuberías derevestimiento de 7 pulgadas para gastos tanbajos como de entre 0 a 1000 B/D [160 m3/d].

En enero de 2001, se instalaron dos elemen-tos refrigerantes de gas, junto con las líneas decontrol complementarias a los mismos y la fibraDTS en el tramo lateral más profundo del Pozo A.En febrero de 2001, los ingenieros determinaronque no había evidencia de contribución algunapor parte de la sección lateral más profunda(derecha). Además en enero de 2001, se instala-ron tres GCEs en otro pozo, el Pozo B, paraevaluar la contribución de flujo de su tramo late-ral más profundo (próxima página, arriba).Inicialmente, al igual que en el pozo A, no habíaevidencia de flujo en el tramo lateral más pro-fundo, pero después de cuatro meses deproducción, ambos pozos mostraron contribución

al flujo del tramo lateral mencionado a regímenesde producción normales (próxima página, abajo).

Este enfoque innovador, efectivo en materiade costos y que permite vigilancia en tiempo realfue fácilmente integrado en los complicadosdiseños de construcción y terminación de pozosen ambientes de producción difíciles. Durante2001, se aplicó la técnica de vigilancia rutinariadel flujo con el sistema DTS SENSA a cuatro

pozos del campo Zuata; un pozo tenía instaladosdos GCEs, otro pozo tenía tres GCEs y dos pozostenían seis GCEs.22 Esta tecnología permiteentender el comportamiento de la producción delos pozos horizontales con dos tramos lateralesde Petrozuata. En el año 2002, se instalaron ochoGCEs en los tramos laterales de los dos pozosmultilaterales tipo espina dorsal de otro operadoren el área.

30 Oilfield Review

12:23:41 12:31:59 12:40:13 12:48:28

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12:56:43 13:04:57

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51.5 a 52.051.0 a 51.550.5 a 51.050.0 a 50.549.5 a 50.049.0 a 49.548.5 a 49.0

Temperatura, ºC

Elemento deenfriamiento

de gas

> Ausencia de flujo del lateral inferior del Pozo A de Petrozuata. La forma aplanada de los datos deenfriamiento del sensor DTS en una gráfica de profundidad versus tiempo, indica ausencia de flujo dellateral inferior en el Pozo A. El efecto de enfriamiento permanece a la profundidad del GCE y no sepropaga hacia arriba por el pozo.

Elemento de enfriamiento de gas

Línea de inyección de gas de 3⁄8 pulgadas

Válvula Haskel

Bobina de caída de presión de 1⁄8 pulgadas

Cánula

Flujo

Línea de descarga Bobina de transferencia de calor de 3⁄8 pulgadas

> Vigilancia rutinaria de las bajas velocidades de flujo en Venezuela utili-zando elementos refrigerantes de gas (GCE, por sus siglas en inglés). El sis-tema sigue de cerca a un bache de fluido de producción enfriado mientrasasciende por el pozo. El fluido que fluye, en este caso petróleo, se enfría porel efecto Joule-Thomson cuando se expande el gas nitrógeno. El gas nitró-geno 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 predetermi-nada de 6500 lpc [44.8 Mpa]. Esto libera el gas dentro de una bobina de caídade presión, provocando la expansión del gas y su enfriamiento. El gas nitró-geno frío luego se desplaza a través de una línea de control enrollada de 3⁄8pulgadas, que actúa como un elemento de intercambio de calor de contra-flujo y enfría el petróleo circundante que fluye en la dirección opuesta a tra-vés del GCE. El pequeño volumen de gas nitrógeno se libera luego en lacorriente de producción a través de la línea de descarga.

Primavera de 2003 31

Combinación de tecnologías para vigilar, analizar y controlarLas tecnologías innovadoras de vigilancia rutina-ria de yacimientos se concentran en cambios degran escala y que ocurren dentro de la formación.Las técnicas de vigilancia rutinaria de yacimientostales como el uso de arreglos de resistividad y loslevantamientos sísmicos (4D), permiten a Losequipos interdisciplinarios de los activos de lascompañías de petróleo y gas observar los cambiosque ocurren dentro del yacimiento alrededor desus pozos de producción e inyección para antici-par y luego mitigar los efectos perjudiciales en laproducción. El valor de la vigilancia sísmica deyacimientos se ha demostrado repetitivamente enel Mar del Norte, donde se utilizan en granmedida estudios 4D para observar los cambios enlos yacimientos creados por la producción de losmismos.23 Los datos de estos estudios ayudan alos equipos de activos a construir estrategias dedesarrollo de producción y estrategias de recupe-ración y mejoramiento a nivel de campo en base ala simulación de yacimientos. Los aumentos en laproducción de gas o agua como consecuencia deirrupciones de los fluidos de inyección asociados

Bomba eléctrica sumergible Elementos de enfriamiento de gas

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 lostres 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 demucha utilidad en la sección horizontal.

13:24:29 13:29:16 13:34:05 13:38:52

TiempoVelocidad del flujo = 13.9 pies/min

13:43:40 13:48:27 13:53:15

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52.5 a 52.952.1 a 52.551.7 a 52.151.3 a 51.750.9 a 51.350.5 a 50.950.1 a 50.5

Temperatura, °C

Elemento de enfriamiento

de gas

> Petróleo que fluye del lateral inferior en el Pozo B de Petrozuata. Los resultados del análisis de losdatos DTS, utilizando una configuración GCE, muestran que el lateral inferior en el Pozo B está contri-buyendo a la producción. Con el tiempo, los fluidos producidos y enfriados ascienden por el pozo auna velocidad calculada de 4.2 m/min [13.9 pie/min] (flecha roja).

21. El registro de trazador radioactivo consiste en la libera-ción en fondo de pozo de un fluido radioactivo débil ofluido trazador, típicamente yodo, dentro de la corrientede flujo. Para determinar la dirección y velocidad delfluido, se vigila al trazador mientras asciende y des-ciende por el pozo mediante detectores incluidos en lasarta 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, SigismondiM, Soldo JC y Strønen LK: “Aplicaciones sísmicas a lolargo de la vida productiva del yacimiento,” OilfieldReview 14, no. 2 (Otoño de 2002): 54–71.Christie P: “Time-Lapse Seismic From ExplorationThrough Abandonment,” presentado en la Sociedad de

Exploración de Petróleo del Congreso de Gran Bretañasobre Geofísica de Yacimientos, The Geological Societyof London, Burlington House, 17 de mayo de 2001.Koster K, Gabriels P, Hartung M, Verbeek J, Deinum G yStaples R: “Time-Lapse Seismic Surveys in the NorthSea and Their Business Impact,” The Leading Edge 19,no. 3 (Marzo de 2000): 286–293.

con técnicas de recuperación mejorada o cambiosen los contactos de fluidos, se pueden predecirantes de que ocurran, permitiendo así un manejoproactivo del yacimiento. Si se integran las capa-cidades de vigilancia de fondo de pozo y desuperficie en tiempo real con las técnicas de vigi-lancia de yacimientos que están avanzandorápidamente, el ideal de poder manejar el yaci-miento verdaderamente de un modo integralpuede convertirse en una realidad.

Las opiniones de la industria acerca de lospozos “inteligentes” son variables. Muchoscreen que abarcan el control desde la superficiede un dispositivo de fondo de pozo, donde lasmediciones en marcha dirigen el control. Si bienexiste un acuerdo general respecto de la defini-ción, el valor y la aplicación de tecnologías depozos inteligentes en un contexto a escala decampo aún están tomando forma. Los avancesacontecidos en materia de tecnologías de cons-trucción y terminación de pozos, en combinacióncon los ocurridos en transmisión, manejo y pro-cesamiento de datos, acercan más esta visión ala realidad. Los ingenieros y científicos de

Schlumberger creen que los pozos inteligentesdeben incluir no sólo los elementos de vigilanciay control en tiempo real, sino también la capaci-dad para mover, almacenar, procesar einterpretar grandes cantidades de datos rápida-mente y con exactitud, lo cual permitiría convertira la vigilancia en acción efectiva en tiempo real.Hace unos años, los investigadores deSchlumberger examinaron la posibilidad de cons-truir un pozo verdaderamente “inteligente.” Esteesfuerzo de investigación culminó en una instala-ción en el Condado Posey en Indiana, EUA, comoparte del proyecto RES2000.

En junio de 2001, comenzó la perforación delpozo Simpson No. 22 en la Unidad East MountVernon del campo Lamott Consolidated (arriba).El campo es operado por Team Energy, que tra-bajó conjuntamente con Schlumberger a lo largode todo el proyecto. Se planificó un pozo horizon-tal sobre la base de un modelado tridimensional(3D) extensivo del campo, un pozo piloto y datosde registros adquiridos durante la perforación(LWD, por sus siglas en inglés) en tiempo real. Latrayectoria del pozo fue diseñada para penetrar

una longitud de 246 m [808 pies] y permanecerdentro de una arenisca petrolífera de 1.8 m [6pies] de espesor del yacimiento Cypress, utili-zando técnicas de geonavegación de avanzada.24

El campo Lamott Consolidated produce petróleocon un alto corte de agua—aproximadamente95%—de las areniscas Tar Springs y Cypress. Losregistros de este intervalo mostraron una capa dealta permeabilidad en el medio de la columna depetróleo que había sido previamente barrida conagua de inyección. También se identificaron unacapa de lutita y una falla de bajo rechazo. Estoaumentó la complejidad del caso e hizo crucial elemplazamiento preciso de los pozos. El modelo3D del subsuelo fue actualizado en tiempo realutilizando datos LWD. Además de los beneficiosde un correcto emplazamiento de los pozos, lainformación detallada proveniente de los regis-tros contribuyó al emplazamiento preciso de laterminación con empaque de grava en la secciónde agujero descubierto que incluía tres zonasseparadas por empacadores externos de tuberíade revestimiento (ECPs, por sus siglas en inglés)estratégicamente ubicados (próxima página).

32 Oilfield Review

Pozo productorInyector de agua

Pozo secoSin perforar

0

0 200 400 600 m

500 1000 1500 2000 pies

Unidad East Mount Vernon

Mohr 1Mohr 2

Mohr 1A Matt 2 Matt 4 Matt 2A

Matt 6

Emma 1Lena 2Lena 3

Capa 5 Mt. Vernon 11

Grabert 1

Capa 1Simpson 1

Simpson 22

Capa 4 Lena 1

Indiana

Campo LamottConsolidated

> Mapa de la Unidad East Mount Vernon del campo Lamott Consolidated, Indiana, EUA. El pozo horizon-tal Simpson No. 22 fue perforado en la dirección noreste. La sección horizontal de 246 m [808 pies] delongitud se indica con una línea más gruesa (rojo).

Primavera de 2003 33

Durante la terminación del pozo Simpson No.22, se instalaron numerosos medidores, inclu-yendo una fibra DTS, un arreglo de resistividad yválvulas de control de flujo, los cuales desempe-ñaron una variedad de funciones esenciales alproyecto. Tres válvulas eléctricas de control deflujo ubicadas a lo largo de la sección horizontal,permitieron el control independiente de la pro-ducción de cada una de las tres zonas aisladas.La energía y comunicación—comandos enviadosal fondo del pozo y datos enviados hacia la super-ficie—necesarias para operar las válvulas fueronprovistas a través de un cable único y perma-nente que llegaba hasta el fondo del pozo. Cadaválvula estaba equipada con dos medidores depresión, uno que mide la presión en el espacioanular y otro que mide la presión de la tubería deproducción a intervalos de un segundo. Tambiénse midieron y registraron la temperatura delespacio anular y de la tubería de producción, asícomo el grado de apertura de la válvula.Independientemente de las mediciones de tem-peratura efectuadas en las válvulas, una fibra

DTS con terminación simple proporcionó infor-mación continua de la distribución detemperatura a intervalos de integración de 1 a 20minutos cada metro a lo largo de todo el pozo.Todos estos sistemas requirieron la instalaciónde cables y líneas de control a través de orificiosperforados dentro de los empacadores de pro-ducción y aislamiento.

Se instaló un arreglo de resistividad de 21electrodos, cubriendo todo el intervalo de termi-nación de 212 m [694 pies] de longitud, paradetectar el movimiento del agua desde la forma-ción hacia el pozo. Los electrodos tambiénactuaron como centralizadores para la termina-ción. Se montaron siete electrodos en cada zonaen una sección aislada en cada filtro de arena,con un espaciamiento de 6 m [60 pies]. Lacorriente inyectada desde un electrodo retornahacia un electrodo instalado en la superficie. Elvoltaje en los otros 20 electrodos se mide conrelación a un voltaje de referencia en la superfi-cie. Los voltajes se miden a ambos lados delelectrodo inyector y se normalizan respecto de la

corriente del electrodo inyector. Los datos se des-pliegan como diferencias de voltaje entre unciclo de adquisición y el siguiente; típicamentecada 3 horas. Cada ciclo inyector está represen-tado por dos segmentos de curvas con puntosque corresponden a las diferencias de voltajeentre los electrodos de medición a lo largo de lalongitud del intervalo de terminación, observadasa ambos lados del electrodo inyector. La intensi-dad de la señal medida es alta cuando se midedentro de la misma zona que el electrodo inyec-tor asignado. En base a esta observación, loscientíficos de Schlumberger estimaron que laprofundidad de investigación del arreglo de resis-tividad era de 91 m [300 pies].

Centralizadores y electrodos Empaque de grava Válvula blindada(WRFC-E)

Línea eléctricaa las válvulas

Empacador externo de tuberíade revestimiento (ECP)

Filtros de arena Cable de resistividad Línea hidráulica al ECP

Empacadorde producción Filtros de arena

ECP

Petróleo

Agua Zona 1 Zona 2 Zona 3

ECP

> La terminación del pozo Simpson No. 22 que incluye un empacador de producción, dos empacadores externos de tubería de revesti-miento (ECP, por sus siglas en inglés), filtros de arena, válvulas eléctricas de control de flujo (WRFC-E), un arreglo de resistividad, un medi-dor de fibra óptica DTS, y medidores de presión y temperatura. El intervalo de terminación horizontal se hallaba separado en las Zonas 1, 2y 3. Una capa delgada de lutita que divide la columna delgada de petróleo y una falla que atraviesa la Zona 2 complican el comporta-miento de producción del pozo. Una vista amplificada muestra los componentes de la terminación con mayor detalle (arriba).

24. Bryant I, Chen M-Y, Raghuraman B, Schroeder R, SuppM, Navarro J, Raw I, Smith J y Scaggs M: “Real-TimeMonitoring and Control of Water Influx to a HorizontalWell Using Advanced Completion Equipped withPermanent Sensors,” artículo de la SPE 77522, presen-tado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de laSPE, San Antonio, Texas, EUA, 29 de septiembre al 2 deoctubre de 2002.Bryant I, Malinverno A, Prange M, Gonfalini M, Moffat J,Swager D, Theys P y Verga F: “Comprensión de la incer-tidumbre,” Oilfield Review 14, no. 3 (Invierno de2002/2003): 2–17.

Las mediciones de presión de alta frecuenciaefectuadas en el pozo Simpson No. 22 ayudarona caracterizar la heterogeneidad de la formaciónen las cercanías del pozo. Las pruebas de pozopor zonas, combinadas con pruebas de interfe-rencia entre zonas y entre pozos, mejoraron lacomprensión de la comunicación entre las distin-tas zonas y proporcionaron estimaciones delíndice de productividad (PI, por sus siglas eninglés) para cada zona. Antes de poner el pozo enproducción, los datos de la presión anular capta-ron los efectos de la caída de presión de laarenisca Cypress en un pozo cercano (izquierda).El pozo cercano se cerró tres veces mientras quelos datos de presión se registraron continua-mente con medidores de presión permanentesinstalados en el pozo Simpson No. 22. El análisismostró una buena comunicación entre las Zonas2 y 3, y una comunicación pobre o falta de comu-nicación entre las Zonas 1 y 2. Un análisisposterior permitió determinar que la permeabili-dad horizontal de la formación que sobreyace lacapa de lutita era de 100 a 500 mD.

Luego de que comenzara la producción ennoviembre de 2001, pruebas pequeñas efectua-das en cada zona mostraron que el PI de la Zona1 era de un orden de magnitud mayor que los delas Zonas 2 y 3. Más tarde, pruebas de interfe-rencia confirmaron la comunicación entre lasZonas 2 y 3, y la falta de comunicación entre lasZonas 1 y 2. Esta información, en combinacióncon datos de registros y de campo, era esencialpara decidir cómo producir mejor el pozo parasatisfacer los objetivos del proyecto. Por ejem-plo, debido a que la Zona 1 estaba aislada,aparecía como más productiva y se encontrabapróxima al contacto agua-petróleo. La misma fuepuesta en producción en primera instancia y a unbajo gasto. Utilizando una bomba de baja capaci-dad y una válvula de fondo de pozo abierta sóloen un 9.3%, los científicos vigilaron la migraciónde agua dentro del pozo y a cierta distancia delmismo utilizando varias tecnologías. Durante lasemana que la Zona 1 estuvo en producción, lapresión del espacio anular se mantuvo bastanteconstante, indicando un buen soporte de presiónen esta porción del yacimiento.

34 Oilfield Review

Zone 1 shut in

Dens

idad

(max

), g/

cm3

Día

Pres

ión

de la

tube

ría, l

pc

Densidad del fluido en la superficiePresión en la tubería de producción

Muestra de superficiecon 10% de agua

Petróleo y agua

Cierre de la Zona 1

PetróleoPetróleo

11 horas

1.00

0.95

0.85

0.751/15 1/16 1/17 1/18 1/19 1/20 1/21 1/22 1/23 1/24

0.80

0.90

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800

850

950

1000

900

> Comparación entre los datos de presión de la tubería de producción y lasmediciones de la densidad del fluido efectuadas en superficie de la Zona 1 enel pozo Simpson No.22. Luego de mantenerse constante por una semana, lapresión 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 mástarde, se produjo un notable aumento en la densidad del fluido producido enla superficie (púrpura).

990

980

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90016 18 20 22 24 26 28 30

Día

Pres

ión,

lpc

Presiones en el espacio anular en octubre de 2001

∆P23~10 lpc

∆P12~80 lpc

Zona 1

Zona 2

Zona 3

Tubería

pa1

pa2

pa3

Interferencia causada porel cierre de la Capa 5

Pa1

Pa2

Pa3

> Análisis de pre-producción. Antes de que el pozo Simpson No. 22 fuerapuesto en producción, los datos de presión del espacio anular provenientes delos medidores de presión de fondo de pozo demostraron la caída de presióncausada por la producción de la arenisca Cypress en un pozo cercano. El pozovecino se cerró en tres oportunidades distintas, mientras que los medidores depresión instalados en forma permanente en el pozo Simpson No.22 registrabanlos datos de presión en forma continua. El análisis de los datos mostró buenacomunicación entre las Zonas 2 y 3, y una pobre o falta de comunicación entrelas Zonas 1 y 2.

Primavera de 2003 35

El arreglo de resistividad captó el movimientode agua en la Zona 1. Los datos adquiridos por elarreglo durante los primeros cinco días de pro-ducción indicaron efectos claros de movimientode agua en la Zona 1, muchas horas antes quelos medidores de presión de fondo de pozo nota-ran producción de agua en el mismo. Pocodespués de este período, la presión de la tuberíade producción en el fondo del pozo aumentó,indicando un arribo significante de agua al pozoseguido de un aumento en la densidad del fluidoproducido en la superficie 11 horas después(página anterior, abajo). No se observaron efec-tos en los otros intervalos productivos durante lafase de producción de la Zona 1, confirmando unavez más el aislamiento de dicha zona (arriba, a laderecha).

Las pruebas de interferencia se realizaron enlas Zonas 2 y 3. Luego de un período de cierre, seabrió al 100% la válvula de fondo de pozo quecontrolaba la producción de la Zona 3 y se obser-varon los efectos de su interferencia sobre laZona 2 en los datos de presión del espacio anular(abajo, a la derecha). El análisis mostró que laszonas se comunicaban, y el bajo ritmo de incre-mento de presión indicó que el soporte de lapresión a través de estos intervalos era pobre. Lasgráficas de la derivada de los cambios de presióndemostraron claramente un retraso de comunica-ción de 14 minutos entre las Zonas 2 y 3, ymostraron falta de respuesta en la Zona 1. Luegose probó la interferencia de la Zona 2 sobre laZona 3 vigilando las presiones anulares mientrasse dejaba abierta la válvula de fondo de pozo quecontrola la Zona 2. Esta prueba mostró un mayorefecto de la producción de la Zona 2 sobre la Zona3, que de la producción de la Zona 3 sobre la Zona2. Esto, aparejado con datos de pruebas de incre-mento de presión de ambas zonas y datos depruebas de producción con las dos zonas abiertas,permitió establecer que ambas zonas exhibíanuna buena permeabilidad horizontal—de 100 a500 mD—pero mostraban características hetero-géneas. La Zona 3, sin embargo, mostró unapermeabilidad vertical más alta, debido a sumayor respuesta a la producción de la Zona 2.

Cam

bio

en la

resi

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e, o

hm-m

Profundidad medida, pies

Zona 1 Zona 3Zona 20.15

0

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-0.153200 3300 3700 3800360035003400

-0.10

0.05

0.10

> Identificación de la migración de agua dentro del campo utilizando un arre-glo de resistividad de 21 electrodos. Muchas horas antes de que los medido-res de presión de fondo de pozo detectaran producción de agua en el pozo, elarreglo de resistividad identificó movimiento de agua en la formación comoconsecuencia de hacer producir la Zona 1. La formación adyacente al inter-valo de terminación de la Zona 1 mostró cambios, pero los otros intervalos determinación—Zonas 2 y 3—no lo hicieron, confirmando que la Zona 1 no es-taba en comunicación. Los datos se despliegan como diferencias de voltajede ciclos de adquisición separados por 10 horas. Los mismos se representanpor dos segmentos de curvas con puntos que corresponden al cambio de vol-taje observado en los electrodos de medición a lo largo del intervalo de termi-nación, hacia cada lado del electrodo inyector.

900

850

Pres

ión an

ular, l

pc 800

750

700

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2/13 2/17 2/21 2/25 3/1 3/5 3/9Mes y día

3/13 3/17 3/21 3/25 3/29 4/2

Zona 2Zona 3

Interferencia entrelas Zonas 2 y 3

Incrementode presión Incremento

de presión

V3 abiertaV2 abierta V3 abierta V3 abierta

Interferencia entrelas Zonas 3 y 2

> 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 pozoque controla la producción de la Zona 3 y se observaron los efectos de interfe-rencia 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 laZona 2 para medir la interferencia sobre la Zona 3 (centro). Esta prueba mos-tró una mayor respuesta a la producción de la Zona 2 en la Zona 3 que a laproducción de la Zona 3 en la Zona 2. También se utilizaron los datos de incre-mento de presión de estas pruebas para determinar la permeabilidad horizon-tal de la arenisca Cypress, adyacente a aquellos intervalos.

Durante el período de producción de cuatro díasdel intervalo de terminación de la Zona 3, el arre-glo de resistividad identificó claramentemovimiento de agua en ambas zonas—las Zonas2 y 3—pero no mostró movimiento de agua en laZona 1 (izquierda).

La instalación de la fibra DTS en el pozoSimpson No. 22 proporcionó una valiosa informa-ción de la distribución de temperatura a través detodo el intervalo de terminación y validó las téc-nicas de transporte e instalación utilizadasdurante el proyecto. Los medidores de tempera-tura y presión bajados dentro del pozo junto conla fibra DTS confirmaron la calibración correctade la medición DTS y aseguraron que los datosadquiridos eran precisos. Los datos DTS adquiri-dos durante el período de flujo del pozomostraron el gradiente geotérmico y el perfilrelativamente plano de temperatura a través delintervalo horizontal del pozo (abajo a laizquierda).

Conectándose al yacimiento desde cualquier parteLa instalación de sistemas de terminación perma-nentes en el proyecto RES2000 en Indiana mostróque los pozos podrían ser ubicados óptimamente,vigilados y operados inteligentemente, utilizandoválvulas eléctricas de fondo de pozo para ajustarel influjo por zonas. La accesibilidad a los datosera imprescindible para alcanzar el éxito. La loca-lización del pozo sin atención humana tambiéntenía que estar protegida contra las pérdidas deenergía intermitentes y las fallas de los progra-mas de computación. En la localización del pozode Indiana, se utilizaron cinco sistemas de adqui-sición de datos mediante computadora y losmismos se incorporaron a la estructura de manejode datos. El manejo de datos incluía pasos de pre-procesamiento, tales como la activación yemisión de alarmas de eventos locales y remotos,creación de resúmenes de datos para simplificarla vigilancia rutinaria, y transferencia de datos aotras localizaciones para crear archivos de res-paldo y analizar e interpretar los datos. Estorequirió mover grandes cantidades de datos—100 MB por día—a sitios distantes para la tomade decisiones y luego de regreso a las válvulas,para implementar en forma precisa la medidas decontrol adoptadas. Los sitios incluían instalacio-nes de Schlumberger en Houston, Texas, EUA;Clamart, Francia y Cambridge, Inglaterra. La vigi-lancia rutinaria y el control remotos fueronposibles gracias al Centro de Conectividad Segurade Schlumberger (SCC, por sus siglas en inglés),ubicado en Houston. Utilizando servidores conescudos de protección (firewalls) y conexiones

36 Oilfield Review

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Temperatura anular del sensor DTS

Profundidad medida, pies

Tem

pera

tura

, ºF

> Perfil de temperatura del pozo Simpson No. 22. El perfil detemperatura muestra una toma instantánea durante la pro-ducción de la Zona 3 y muestra el gradiente geotérmico en lasección vertical (izquierda) y un perfil de temperatura apla-nado en la sección horizontal (derecha). El pequeño aumen-to de temperatura observado a 316 m [1037 pies] provienedel calor generado por una bomba en funcionamiento.

Cam

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Profundidad medida, pies

Zona 1 Zona 2 Zona 30.15

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-0.153200 3300 3700 3800360035003400

-0.10

0.05

0.10

> 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 resis-tividad identificó claramente movimiento de agua en ambas zonas, las Zonas2 y 3, sin embargo, no acusó movimiento de agua en la Zona 1.

Primavera de 2003 37

seguras, los expertos en yacimientos utilizaron,en tiempo real, sus computadoras de escritorio oportátiles para vigilar datos cruciales y acceder auna computadora instalada en la localización delpozo para controlar las válvulas de fondo de pozo,exactamente como si el personal estuviera real-mente en la localización.

Hoy, finalmente, se ha obtenido la libertadesencial en accesibilidad y control. Schlumbergerha extendido estas capacidades a dispositivos deasistencia digital personales (PDA, por sus siglasen inglés), un paso evolutivo en computaciónmóvil, y ha probado y demostrado esta capacidada lo largo del año 2002 (derecha).

Vigilando el futuroLa tecnología de vigilancia rutinaria y controlpermanentes debe funcionar la primera vez,cada vez, y ofrecer años de servicio confiable deallí en adelante, porque existen pocas oportuni-dades para intervenir, recuperar, reparar ydeterminar la fuente de problemas si éstos sepresentasen. En 1972, Schlumberger instaló porprimera vez sensores de fondo de pozo perma-nentes en África Occidental, y desde entonces,los ambientes operativos en los cuales debenfuncionar se han ido tornando cada vez más difí-ciles. En la actualidad, existen algunasconcepciones equivocadas acerca de la confiabi-lidad. Noventa por ciento de los medidores decuarzo instalados en forma permanente en elfondo del pozo (PQGs, por sus siglas en inglés)desde 1994, todavía está operando en formaconfiable. Hasta la fecha, las válvulas deSchlumberger de fondo de pozo de múltiplesposiciones controladas desde la superficie, hanestado operando por 75 años con sólo una fallaen el mundo entero.

La evaluación correcta de los procedimientosde diseño e instalación complejos continúa agre-gando valor a los desarrollos de campos cuandose consideran los beneficios en materia de costosde la vigilancia y el control integrado de yaci-mientos. Las soluciones de Schlumberger dediseños ajustados a las necesidades específicasse basan en las demandas de los clientes de E&P.Es posible dar un curso rápido a la implementa-ción a través de un proceso de desarrollo deproductos dirigidos por el cliente denominadoRapidResponse, para asistir a los clientes con susagresivos programas de desarrollo de activos.

Los avanzados equipos de vigilancia y controlpermanentes continuarán mejorando su confiabi-lidad mediante la aplicación de nuevas yrigurosas pruebas y procedimientos de pruebasde aptitud (QT, por sus siglas en inglés) a los sis-temas ensamblados. Para mantener los costos de

desarrollo bajo control, es necesario un claroequilibrio entre las pruebas QT y los requeri-mientos ambientales destinados a cubrir lasdemandas de los ambientes operativos actuales.

Niveles más altos de automatización ayuda-rán a Los equipos interdisciplinarios de losactivos de las compañías de petróleo y gas a con-centrarse en problemas más complejos yemprendimientos más novedosos. La tendenciapreliminar actual a efectuar terminaciones inteli-gentes pozo por pozo será reemplazada por unatendencia a la optimización de todo el campo ensu conjunto. Este cambio tendrá un impacto tre-mendo en el manejo de los campos,especialmente en la optimización de métodos debarrido de los yacimientos y de sistemas delevantamiento artificial.

Reservas importantes de hidrocarburos estánatrapadas en yacimientos que previamente no seconsideraron explotables sin más desarrollos tec-nológicos; por ejemplo, campos en aguasprofundas con instalaciones submarinas (véase“Buenas expectativas para los pozos en aguas

profundas,” página 38). Los avances tecnológicosocurridos en exploración, construcción de pozos,evaluación de formaciones y terminaciones depozos han permitido a las compañías de petróleoy gas seguir adelante en la explotación de yaci-mientos inaccesibles y cada vez más complejos acostos de descubrimiento y levantamiento artifi-cial relativamente económicos.

Los sistemas de terminación avanzados, queinvolucran técnicas de vigilancia permanente,flujos de datos, información en tiempo real,manejo de datos, interpretación, uso eficiente dela tecnología de la información y acción oportunamediante métodos de control remoto de campos ypozos, constituyen el próximo paso. Las compañíasoperadoras ya han visto el potencial que tieneesta tecnología para ayudarles a aumentar la recu-peración de hidrocarburos, acelerar la producción,mejorar las estrategias de producción y optimizarlas instalaciones de superficie. Si bien los cami-nos que escogen las compañías puede variar, laconvergencia de las tecnologías con los resultadoseconómicos, ya ha marcado la dirección. —MG

> Conexión remota al yacimiento. El uso de latecnología del asistente personal digital (PDA,por sus siglas en inglés) fue demostrado duranteel proyecto RES2000, permitiendo a los miem-bros del equipo de activos de las compañías depetróleo y gas vigilar y controlar los pozos enforma remota.