36 Oilfield Review

Monitoreo permanente: Su implantación en el yacimiento

Los instrumentos que pueden reportar permanentemente las condiciones de fondo de

pozo en los pozos productores, se han convertido en herramientas poderosas para el

manejo de los yacimientos de petróleo y gas. Las refinaciones registradas reciente-

mente en los métodos de despliegue, fibra óptica e interpretación, se combinaron

para expandir en forma considerable el rol de los sensores de monitoreo permanente,

así como los tipos de pozos y campos en los que pueden aplicarse.

John AlgeroyJohn LovellGabriel TiradoRamaswamy MeyyappanRosharon, Texas, EUA

George BrownRobert Greenaway Southampton, Inglaterra

Michael CarneyJoerg H. MeyerHouston, Texas

John E. DaviesBP ExplorationSunbury on Thames, Inglaterra

Ivan D. PinzonBP AmericaHouston, Texas

Traducción del artículo publicado en inglés en Oilfield Review Primavera de 2010: 22, no. 1.Copyright © 2010 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Christian Chouzenoux, Clamart, Francia; David Morrissey, Sugar Land, Texas; y Eghosa Oriaikhi, Emmanuel Rioufol, Scott Rubinstein y Garrett Skaggs, Rosharon.Intellitite, Neon, Petrel, RTAC, THERMA, WellNet y WellWatcher Flux son marcas de Schlumberger.

En la década de 1990, muchos ingenieros de la industria del petróleo y el gas se oponían al empleo de sensores y controles de fondo de pozo. La confiabilidad de estos dispositivos aún no había sido comprobada a lo largo de los 20 o más años de vida útil, típicos de muchos pozos productores. Esta insistencia en períodos largos entre fallas es razonable: el pozo típico al que apuntan los opera-dores para la instalación de sistemas de monitoreo permanente tiende a ser complejo o a situarse en áreas remotas, tales como las de aguas profundas. Ambos factores incrementan significativamente el costo que implica recuperar, reparar y reinstalar las piezas falladas.

En respuesta a las inquietudes de la indus-tria, los proveedores de sensores apalancaron las técnicas de otras industrias para habilitar la con-fiabilidad del producto y pronosticar la esperanza de vida de los sensores.1 Los estudios efectuados utilizaron técnicas de análisis de supervivencia que proveen una visión retrospectiva empleando casos de estudio para medir la confiabilidad de los equi-pos y una visión prospectiva aplicando el proceso de modelado de la confiabilidad.2 Además, analiza-ron en detalle los modos de fallas para los compo-nentes clave y el despliegue de cada sistema.3

Las aplicaciones de las lecciones aprendidas a partir de éstos y otros estudios se tradujeron en mejoras en la confiabilidad a largo plazo de las terminaciones inteligentes; una aplicación esen-

cial de los sistemas de monitoreo permanente.4

En consecuencia, hoy raramente se cuestiona la confiabilidad durante los debates acerca de los sensores instalados en forma permanente en el fondo de los pozos.

Tradicionalmente, estos sensores han sido utilizados para recolectar datos en puntos especí-ficos a lo largo del pozo; usualmente por encima del empacador. Un cambio repentino producido en la temperatura o la presión de fondo de pozo, por ejemplo, podría indicar la irrupción de agua o gas o una ruptura del aislamiento zonal. Si bien este enfoque a menudo es suficiente para las nece-sidades del operador, las innovaciones recientes introducidas en los sensores permanentes, parti-cularmente en los sensores digitales y en los sen-sores de fibra óptica que miden la distribución de la temperatura (DTS), permiten a los ingenieros obtener muchas más mediciones de temperatura y presión a lo largo de todo el pozo.

Dejando de lado las soluciones de hardware, el valor extraído de los sistemas de monitoreo es en gran parte una función de cómo se analizan los datos. Algunos operadores que hoy incluyen los sensores permanentes de presión y tempera-tura en todas las terminaciones de cierto tipo quizás no evalúen en forma integral los datos aportados por sus sensores y no lleguen a extraer toda la utilidad de la información obtenida. Otra posibilidad es que no la analicen y simplemente

1. Para obtener más información sobre las pruebas de confiabilidad, consulte: Al-Asimi M, Butler G, Brown G, Hartog A, Clancy T, Cosad C, Fitzgerald J, Navarro J, Gabb A, Ingham J, Kimminau S, Smith J y Stephenson K: “Avances en materia de vigilancia de pozos y yacimientos,” Oilfield Review 14, no. 4 (Primavera de 2003): 14–37.

2. El análisis de supervivencia es una rama de la estadística que trata sobre las fallas en los sistemas mecánicos (o la muerte en los organismos biológicos). En el campo de la ingeniería a menudo se la denomina teoría de la confiabilidad y consiste en el modelado que abarca desde el tiempo hasta el evento, para determinar la fracción de una población que sobrevivirá más allá de un cierto tiempo, la tasa de falla de los sobrevivientes, las formas de dar cuenta de las múltiples causas de las fallas y las circunstancias especiales que pueden aumentar o reducir las probabilidades de supervivencia.

3. Veneruso AF, Kohli H y Webster MJ: “Towards Truly Permanent Intelligent Completions: Lifelong System Survivability Through a Structured Reliability Assurance Process,” artículo SPE 84326, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Denver, 5 al 8 de octubre de 2003.

4. Konopczynski M: “Intelligent Wells: Who’s Calling the Shots?” E & P (1º de septiembre de 2008), http://www.epmag.com/Magazine/2008/9/item8226.php (Se accedió el 9 de febrero de 2010).

Volumen 22, no.1 37

la almacenen, como si fueran datos de pozos veci-nos, para referencia exclusivamente a la hora de planificar los programas de perforación futuros o cuando intenten comprender la causa de la apa-rición repentina de problemas de producción.

Un enfoque más proactivo integra los datos de producción de diversas fuentes—incluidos los sensores instalados en el fondo del pozo en forma permanente—utilizando programas de software para manejar el flujo continuo de datos en tiempo real. Schlumberger desarrolló el software de modelado y análisis térmico THERMA para pozos con sensores que miden la distribución de la tem-peratura. Este software utiliza un modelo de pre-sión en régimen estacionario, combinado con una solución térmica, para modelar la mayor parte de los escenarios de petróleo negro y fluidos com-puestos y facilitar de ese modo el análisis de los datos DTS.

Utilizadas de esta forma, las lecturas conti-nuas de presión y temperatura en tiempo real pueden tener un impacto similar al de la obten-ción de registros de producción durante la pro-ducción del pozo. Esto resulta particularmente atractivo en pozos en los que las operaciones de intervención tradicionales son problemáticas o el costo de la producción diferida es inaceptable-mente elevado.

Este artículo examina los esfuerzos que se están realizando actualmente para llevar al yaci-miento las mediciones de los sensores permanen-tes de fondo de pozo. Además, describe la aplicación del software y la interpretación de los especialistas que esclarece los datos para maximizar el valor.

Un caso real de Azerbaiján ilustra el valor de utilizar la tecnología de fibra óptica para rastrear los cambios de la producción en el fondo del pozo. Otro caso del área marina de India demues-tra la efectividad de una nueva tecnología desti-nada a superar el problema de establecer la comunicación y el control entre la terminación superior y la terminación inferior. El mismo estu-dio examina cómo la información acumulada durante el monitoreo de la formación permite a los operadores comprender mejor las caracterís-ticas sutiles pero cruciales del yacimiento. Y un esfuerzo de redesarrollo, llevado a cabo en el área marina de Malasia, demuestra cómo un sis-tema opto-eléctrico híbrido, si se combina con otras herramientas petroleras estándar, puede ser utilizado para optimizar el desarrollo de los yacimientos no explotados.

38 Oilfield Review

Obtención de mediciones desde el tope hasta la base Particularmente, cuando las capas prospectivas son escasas o están bien definidas, el muestreo de los puntos de presión y temperatura constituye una herramienta poderosa de análisis de yaci-mientos y da cuenta de la mayor parte de las apli-caciones de los sensores permanentes.

No obstante, las mediciones de presión y tem-peratura obtenidas en puntos discretos son de naturaleza acumulativa. Eso se debe a que las características de los fluidos en las localizaciones de los sensores son el resultado de los ambientes variados a través de los cuales pasaron. En conse-cuencia, un cambio significativo producido en algún punto del pozo entre los sensores puede ser enmascarado, distorsionado o pasado por alto totalmente en el punto de muestreo.

. Terminación de dos etapas. Una terminación de dos etapas consiste en la ubicación de la sección inferior de la terminación en la zona de interés. La sección inferior se aísla de la porción superior del pozo mediante un empacador con un receptáculo de diámetro pulido (PBR) boca arriba. Si se requiere el control de la producción de arena, se baja una herramienta de servicio con un diámetro pulido en el interior del empacador que hace circular la arena hacia su lugar en el filtro (cedazo). La herramienta de servicio se extrae antes de la segunda etapa de la terminación para instalar la sección superior del pozo. Esta operación correspondiente a la segunda etapa incluye la instalación de la tubería de producción cuya unión inferior extrema corresponde a un diámetro pulido. Éste se inserta en el receptáculo de diámetro pulido del empacador para conectar el pozo a la superficie.

Válvula de seguridad de fondocontrolada desde la superficie

Medidores de presión y temperatura

Empacador

Mandril interno del PBRReceptáculo de diámetro pulido (PBR)

Empacador

Empaque de gravaEmpaque de grava

ORSPR10—RVF—Figure 03

Arreglo de colgador para tubería de producción

> Evolución de los sistemas de monitoreo permanente. Esta línea de tiempo ilustra la evolución de los medidores permanentes desde que Schlumberger instaló el primer medidor de presión analógico permanente de fondo del pozo en el área marina del Congo, en el año 1972. La aceptación, por parte de la industria, de la fibra óptica en los ambientes de fondo de pozo, las innovaciones introducidas en los conectores eléctricos, el mejoramiento de la confiabilidad de los medidores y un cable híbrido de fibra óptica, permitieron el desplazamiento de los sistemas de monitoreo permanente a la formación; incluidas las secciones inferiores de las terminaciones de dos etapas.

ORSPR10—RVF—Figure 02

1970

1972: Instalación delprimer medidor de Schlumberger

1978: Primer conector submarino de acople húmedo

1992: Primera comunicación de datos en forma remota

1995: Sistema DTS de fibra óptica

2006: Cable híbrido WellWatcher y Neon

2010: Medidor de presión de fibra óptica

1993: Instalación del primer medidor digital—el medidor de cuarzo instalado en forma permanente

2004: Medidores de nueva generación

2008: Distribución de la temperatura de formación

2003: Desarrollo del conector Intellitite

1980 1990 2000 2010

Volumen 22, no.1 39

Los desarrollos recientes, registrados en la industria del petróleo y el gas, han aportado mucho para encarar las deficiencias del mues-treo de puntos. Para este esfuerzo, ha resultado clave la aceptación de los sistemas de fibra óptica por parte de la industria. Adecuadamente robus-tas para tolerar los rigores del proceso de instala-ción y sobrevivir durante largos períodos en los ambientes accidentados de fondo de pozo, las fibras instaladas en cables o en el interior de las líneas de control permiten obtener mediciones de temperatura a lo largo de todo el pozo. Durante el transcurso de la última década, las numerosas innovaciones introducidas en la tecnología de sensores de fibra óptica se sumaron a la capaci-dad de la industria para establecer comunicación entre la superficie y la formación. En consecuen-cia, con el tiempo, el enfoque de los sensores per-manentes se desplazó, pasando del monitoreo del pozo a la caracterización del yacimiento (página anterior, arriba).

Ésta es una distinción importante. Mediante el empleo de un sistema de fibra óptica de medi-ción de la distribución de la temperatura que obtiene mediciones en el punto de influjo de fluido, en lugar de hacerlo a cierta distancia de ese punto, es posible interpretar la temperatura para proporcionar un perfil basado en la profun-didad y en el tiempo. Esta interpretación puede analizarse luego y así obtenerse el perfil de flujo del pozo.5

Hasta hace poco no siempre era posible insta-lar los sensores en la formación. Por ejemplo, muchos pozos marinos constituyen terminaciones complejas que incluyen empaques de grava y deben instalarse en dos etapas. La etapa inferior, que contiene el arreglo de empaque de grava, se instala frente a la zona de producción, seguida de la etapa superior que contiene el empacador y la tubería de producción (página anterior, abajo).

La conexión de los cables y las líneas hidráu-licas entre la terminación superior y la inferior, como parte del segundo paso del procedimiento, es extremadamente problemática. En consecuen-cia, los operadores optaron tradicionalmente por no desplegar los medidores a lo largo del inter-valo prospectivo de la terminación inferior.

Dos innovaciones clave ayudaron a encarar este problema básico de conectividad. La pri-mera consiste en un sistema DTS de tipo sistema acoplable de fibra óptica y dos etapas. Este sis-tema puede instalarse en un cable o bien en una línea de control bombeada en los pozos a través del árbol de producción una vez que tanto la ter-

> Instalación del cable del sistema DTS. Atando el cable del sistema DTS al exterior de la envoltura del filtro del empaque de grava, la medición resultante es la medición de la temperatura de influjo de Joule-Thomson, la cual no es afectada por la temperatura o las propiedades de fluido del flujo axial.

ORSPR10—RVF—Figure 05

Tubo de derivación

Filtro Tubería base

Envoltura delfiltro (cedazo)

Empaquede grava

Pared del pozo

Temperaturadel flujo axial

Temperatura de influjopor el efecto

Joule-Thomson

Cable DTS

5. Brown G, Carvalho V, Wray A, Sánchez A y Gutiérrez G: “Slickline with Fiber-Optic Distributed Temperature Monitoring for Water-Injection and Gas Lift Systems Optimization in Mexico,” artículo SPE 94989, presentado en la Conferencia sobre Ingeniería Petrolera de América Latina y el Caribe de la SPE, Río de Janeiro, 20 al 23 de junio de 2005.

6. Pinzon ID, Davies JE, Mammadkhan F y Brown GA: “Monitoring Production from Gravel-Packed Sand Screen Completions on BP’s Azeri Field Wells Using

Permanently Installed Distributed Temperature Sensors,” artículo SPE 110064, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Anaheim, California, EUA, 11 al 14 de noviembre de 2007.

Al-Asimi et al, referencia 1. Para obtener más información sobre los sistemas de

fibra óptica y DTS, consulte: Brown G: “Temperaturas de fondo de pozo obtenidas con fibra óptica,” Oilfield Review 20, no. 4 (Primavera de 2009), 34–39.

minación superior como la terminación inferior están en su lugar. Los sistemas DTS son capaces de obtener una medición de temperatura cada un metro a lo largo del pozo, desde la superficie hasta la profundidad total. La segunda innova-ción corresponde a un sistema de comunicación inalámbrico que transfiere la energía y los datos, utilizando un acoplador inductivo en la interfaz que existe entre la terminación superior y la ter-minación inferior. De este modo, el sistema hace posible el despliegue de los sensores digitales de temperatura y presión a través de las terminacio-nes inferiores.

La herramienta correcta, la operación correcta, la manera correctaAhora es posible instalar un sistema DTS óptico en una terminación de dos etapas. Primero, se conecta un conducto hidráulico a la sarta de pro-ducción inferior. Luego se conecta un conducto similar, fijado a la terminación superior, a la sec-ción inferior mediante un sistema especial de aco-ple húmedo con línea de control, capaz de orientar

y alinear las dos líneas. Una vez instalada la termi-nación, se transporta una fibra óptica por el fluido que circula a través del conducto y es colocada a través de toda la terminación.6

Los sistemas DTS también pueden encas-trarse en los revestimientos de los empaques de grava, en la parte externa de los cedazos (filtros) del empaque de grava (abajo). Esta configura-ción es importante porque, en el exterior de la tubería de base, el pozo se comporta como la roca yacimiento. Por lo tanto, la temperatura medida con un sistema DTS en el intervalo productor corresponde a la temperatura de influjo por el efecto Joule-Thomson y no es afectada por la temperatura de la mezcla de fluidos que fluye hacia la superficie; el flujo de fluido axial. Esto significa que el flujo proveniente de una capa prospectiva individual puede ser distinguido fácilmente del fluido axial. Por otro lado, debido al posicionamiento del sistema DTS, la tempera-tura de influjo es una función directa de la caída de presión y del coeficiente de Joule-Thomson, el cual depende de las propiedades del fluido.

40 Oilfield Review

Los perfiles de temperatura resultantes pue-den ser convertidos en perfiles de flujo utilizando un modelo térmico del pozo y de la región vecina al pozo, construido específicamente para su utili-zación con los sistemas DTS (derecha). El flujo de la región vecina al pozo es una función del yacimiento y de las presiones de flujo del pozo, la permeabilidad zonal, el tamaño del yacimiento y las propiedades de los fluidos. El flujo que se dirige a la superficie es una función de la termi-nación, las presiones de entrada y salida, los efectos gravitacionales y las propiedades de los fluidos. Por lo tanto, las presiones pueden resol-verse en todo el sistema para obtener la tasa de flujo, la presión de yacimiento o la presión de flujo de superficie a través de un análisis Nodal de presión por elementos finitos.7

Una vez determinadas las presiones en todo el sistema, se utiliza un modelo térmico radial de la región vecina al pozo para calcular las temperaturas de cada zona prospectiva a partir del gradiente geotérmico, como una función del fluido, la formación y las propiedades térmicas de la terminación. Esto debe incluir el cambio de temperatura debido a la caída de presión producida en la región vecina al pozo, la cual es una función de la permeabilidad y del factor de daño que resulta del incremento de la tempera-tura del petróleo y el descenso de la tempera-tura del gas o del petróleo gaseoso como consecuencia del efecto Joule-Thomson.8

El coeficiente de Joule-Thomson para el fluido presente en una capa prospectiva particu-lar, es determinado mediante el empleo de un cálculo “flash” múltiple, utilizando las propieda-des PVT del petróleo negro del fluido, a presión y temperatura de yacimiento. Este cálculo deter-mina además las propiedades térmicas del fluido. Luego se utiliza un modelo radial 2D axi-simétrico para dar cuenta de la transferencia de calor a través de los fenómenos de conducción y convección entre el pozo y las tuberías de reves-timiento, el cemento, y la formación, y los fluidos anulares del pozo; entre las capas prospectivas y la roca adyacente; y como una función de la pro-fundidad. El cambio de temperatura que resulta de la caída de presión en la región vecina al pozo es una función de la permeabilidad y del daño mecánico. El efecto Joule-Thomson da cuenta de esta caída de presión que incrementa la tem-peratura del petróleo y reduce la del gas, y se incluye en el modelo térmico.9

Por consiguiente, es posible una medida directa de la caída de presión utilizando la dife-rencia entre la temperatura medida con el sis-tema DTS y el gradiente geotérmico en los intervalos prospectivos en producción. El cono-

> Datos DTS. Cuando un pozo se cierra, la lectura de temperatura proveniente de un cable de fibra óptica atado a la pared externa de la envoltura de un empaque de grava (derecha) es una función del gradiente geotérmico (verde). A medida que se hace producir el pozo, el cable lee la temperatura de la mezcla que fluye hacia la superficie (derecha), o del flujo axial (rojo). El gradiente de la mezcla se mantiene esencialmente constante durante el flujo a través de las lutitas. Los cambios discretos, producidos en la temperatura del flujo axial, son causados por la caída de presión debida al influjo proveniente del yacimiento como consecuencia del efecto Joule-Thomson.

ORSPR10—RVF—Figure 04

2010: Fiber-opticpressure gauge

Lutita

Yacimiento

Lutita

Lutita

Temperatura

Pozo

Gradientegeotérmico

Temperaturadel flujo axial

(porción centralde la tubería)

Yacimiento

Tubería base

Empaquede grava

Envoltura

cimiento de la caída de presión hace posible que los ingenieros calculen y monitoreen los efectos del agotamiento para cada capa prospectiva.

Dicha información crítica ha sido captada tradicionalmente a través de los registros de producción. Pero dado que la adquisición de los registros convencionales se vio limitada por el difícil acceso al cabezal del pozo, las altas tasas de flujo y el agotamiento diferencial de los yacimientos individuales, BP recurrió a un sistema DTS para monitorear los yacimientos del Campo Azeri, situados en el Mar Caspio, en el área marina de Azerbaiján.10

Los ingenieros de BP estaban particular-mente interesados en crear un reemplazo efi-ciente del agotamiento a través de la inyección de agua y gas, el cual se consideraba crucial para el drenaje del yacimiento. La implementación exitosa de esta estrategia dependía de la com-prensión exhaustiva de la adecuación de los procesos de inyección y producción, tanto geo-gráficamente como por formación. Además, dado que la irrupción de gas constituía una preocupación, era importante monitorear la relación gas-petróleo (GOR) en los pozos pro-ductores. Esto es posible utilizando el sistema DTS porque un incremento de la relación GOR hace que se reduzca la viscosidad del fluido de la capa prospectiva y que se modifique la tasa de flujo. Estos eventos producen una reducción de la temperatura, claramente detectable a través del sistema DTS.

Estos principios quedaron demostrados clara-mente con los resultados de un pozo nuevo, perfo-rado en el Campo Azeri, el cual produjo 35,000 bbl/d [5,565 m3/d] con una relación GOR constante de 156.6 m3/m3 [880 pies3/bbl]. Los datos DTS, adquiri-dos a lo largo de los primeros cuatro meses de produc-ción, demuestran claramente que las reducciones de temperatura se corresponden con tres capas pros-pectivas del yacimiento Pereriv en el que se perforó el pozo mencionado (próxima página, arriba).

Los ingenieros construyeron un modelo tér-mico utilizando una correlación de permeabili-dad entre núcleos y registros, los intervalos prospectivos definidos con el registro de rayos gamma, y un factor de daño de 4 determinado con la prueba de pozo. El modelo se calibró con la presión medida de flujo del pozo, mediante la definición de las capas prospectivas en base a las mediciones DTS. Las opciones de calibración del modelo con las mediciones de la presión de fondo de pozo (BHP) implicaban un incremento signifi-cativo del factor de daño, hasta alcanzar un valor de 10, o la reducción de la permeabilidad en un 25%. No obstante, los ingenieros de yacimientos decidieron ajustar la relación entre el espesor neto y el total de la zona productiva de las capas prospectivas del modelo en base a los intervalos de influjo Joule-Thomson del perfil de tempera-tura. Esto generó una caída de presión suficiente como para ajustar las presiones de yacimiento con las del medidor BHP.

Volumen 22, no.1 41

> Datos DTS correspondientes al inicio. En esta gráfica de los datos DTS, las reducciones de temperatura corresponden a la estratificación del yacimiento ya que el sistema DTS de fibra óptica responde al influjo de gas enfriado por el efecto Joule-Thomson. Las reducciones de la temperatura en las capas del yacimiento Pereriv B (rosa) son mayores que en el yacimiento Pereriv D (verde), lo cual indica que la caída de presión en Pereriv B es menor que en Pereriv D. Esta diferencia se explica por el hecho de que la presión en Pereriv B es 200 lpc [1.4 MPa] menor que la presión en Pereriv D. Un período de cierre corto, ocurrido alrededor del 08/05/2006, se refleja en las temperaturas más elevadas. (Adaptado de Pinzon et al, referencia 6.)

ORSPR10—RVF—Figure 05A

3,800 4,000Profundidad, m

Temperaturas de influjo porel efecto Joule-Thomson

4,200

Tem

pera

tura

, °C

70.5

71.0

71.5

72.0

08/10/2006—07:30Capas prospectivas

Temperatura, °C

08/07/2006—21:08

08/05/2006—03:15

08/02/2006—09:22

07/30/2006—15:29

07/27/2006—21:36

70.5

71.0

71.5

72.0

72.4

> La dimensión temporal. Las diferencias producidas en las lecturas del sistema DTS entre agosto (azul) y octubre (rojo) indican que la temperatura de influjo se reduce en diversas capas de los yacimientos Pereriv B (franja rosa), C (franja azul) y D (franja verde). Todos los demás parámetros se mantuvieron intactos, de modo que la única explicación para los cambios de temperatura es el proceso de agotamiento. Se utilizó el registro de rayos gamma (curva negra) para definir los intervalos. (Adaptado de Pinzon et al, referencia 6.)

ORSPR10—RVF—Figure 06

Prof

undi

dad,

m

4,300

4,200

4,100

4,000

3,900

3,800

3,700

7570Temperatura, °C

65

7. Fryer V, Shuxing D, Otsubo Y, Brown G y Guilfoyle P: “Monitoring of Real-Time Temperature Profiles Across Multizone Reservoirs During Production and Shut-In Periods Using Permanent Fiber-Optic Distributed Temperature Systems,” artículo SPE 92962, presentado en la Conferencia y Exhibición del Petróleo y el Gas de la Región del Pacífico Asiático de la SPE, Yakarta, 5 al 7 de abril de 2005.

8. El flujo que se dirige de un yacimiento hacia el pozo es el resultado de la caída de presión. Este cambio acaecido en la presión produce también un cambio de temperatura en el flujo de fluidos. El cambio de temperatura, como una función de la caída de presión, se debe al efecto Joule-Thomson. La magnitud del cambio de temperatura con la presión depende del coeficiente de Joule-Thomson para un gas en particular.

9. Fryer et al, referencia 7.10. Pinzon et al, referencia 6.

La reducción calculada de la temperatura Joule-Thomson que resultó de la caída de presión producida en esas capas redefinidas, fue ajustada a los datos DTS. Las temperaturas modeladas y de flujo axial DTS también coincidieron, al igual que la distribución de flujo resultante de la caída de presión en las capas individuales, la permeabi-lidad y el factor de daño.

Después de dos meses de producción, los sen-sores colocados en las capas prospectivas del yaci-miento Pereriv B y en las capas superiores del yacimiento Pereriv D indicaron un incremento del descenso de temperatura. Sabiendo que las pro-piedades de los fluidos—y, por consiguiente, el coeficiente de Joule-Thomson—no se habían modificado, el operador llegó a la conclusión de que la única explicación para los cambios de tem-peratura era una menor caída de presión causada por el incremento del agotamiento (izquierda, extremo inferior).

En un segundo pozo nuevo del campo, los ingenieros de BP observaron un incremento de la relación GOR, que pasó de 178 a 445 m3/m3 [1,000 a 2,500 pies3/bbl] durante los primeros tres meses de producción. Los datos DTS indicaron que la temperatura en ciertas capas se reducía rápidamente, mientras que en otras se mantenía sin cambios. El perfil de temperatura también indicó claramente la irrupción de gas en capas mucho más delgadas que las esperadas en base al indicador de lutitas del registro de rayos gamma. BP utilizó la estratificación definida con el sis-tema DTS para analizar el pozo. Para ajustar los datos DTS, después de la irrupción de gas, con el modelo térmico, hubo que modificar la presión de la capa prospectiva y la relación GOR. Para lograr una solución única, era esencial que:•lasrelacionesGORyelflujodelascapasmode-

ladas se ajustaran a las relaciones GOR y el flujo medidos en la superficie

•las presiones de yacimiento seleccionadas setradujeran en una presión de flujo de pozo que se ajustara al valor del medidor de presión

42 Oilfield Review

•dentro de las capas prospectivas, la tempera-tura de influjo por el efecto Joule-Thomson cal-culada se ajustara a la curva DTS

•la temperatura del flujo axial entre las capasprospectivas se ajustara a los datos DTS medidos.

Los ingenieros calcularon las temperaturas de influjo por el efecto Joule-Thomson y de flujo axial y las utilizaron para computar las tasas de flujo de petróleo y gas de las capas prospectivas Pereriv B y D. Una tercera formación, Pereriv C, fue ignorada porque los datos de presión indicaron que era impermeable. El yacimiento Pereriv B mostró un proceso de agotamiento significativo, a lo largo del período de tres meses, en tanto que el yacimiento Pereriv D exhibió un grado menor de agotamiento. Cuando se cerró el pozo, los datos DTS indicaron la

existencia de flujo cruzado desde D hacia B, lo cual fue consistente con las diferencias observadas de presión de las capas prospectivas.

Estos resultados confirmaron que se había pro-ducido irrupción de gas en el tope y la porción media del yacimiento Pereriv B y en una capa pros-pectiva de Pereriv D. La contribución de flujo, des-pués de tres meses, también había pasado de 50% desde Pereriv B y D a 25% y 75%, respectivamente. El análisis confirmó que no había irrupción de gas en un frente de inundación plano.

En base a estos resultados, BP logró una mejor comprensión de la estratificación en el yacimiento Pereriv y utilizó este enfoque para revisar su estra-tegia de soporte de la presión de yacimiento. En consecuencia, la compañía pudo reducir la irrup-ción de gas en otro pozo del campo utilizando un pozo de inyección de agua para elevar localmente las presiones de yacimiento.

Conexión inalámbricaDurante muchos años, los operadores instalaron numerosos medidores permanentes de tempera-tura y presión en una línea eléctrica a lo largo de las terminaciones tradicionales. No obstante, debido a las complejidades ya mencionadas en relación con los pozos submarinos, no se han ins-talado sensores permanentes en la sección infe-rior de las terminaciones de dos etapas. En cambio, los operadores han optado habitual-mente por restringir la ubicación del instrumen-tal eléctrico o hidráulico a una posición situada por encima del empacador. Esto llevó a que la temperatura de los fluidos provenientes de todo el intervalo de producción inferior—a menudo de cientos de metros de largo y con múltiples objeti-vos de producción primaria—fuera una sola medición. Con tan poca información, la determi-nación de factores tan importantes como la conectividad y la compartimentalización del yaci-miento, o la identificación de la porción del inter-valo disparado que contribuye efectivamente a la producción en la terminación inferior, puede resultar difícil o imposible.

Si bien los ingenieros de Schlumberger desple-garon recientemente un cable opto-eléctrico con un conector óptico de acople húmedo incorporado en un pozo submarino del Mar del Norte, también desarrollaron un método alternativo que resulta particularmente adecuado para las terminaciones de dos etapas. El sistema WellWatcher Flux reem-plaza a las conexiones cableadas por un acoplador inductivo de diámetro grande que provee energía inalámbrica y comunicación de datos en las conexiones superior e inferior, lo cual permite colocar los sensores frente a la sección prospectiva de la terminación (arriba, a la izquierda).11

Para eliminar la necesidad de soldar empal-mes en cada sensor, lo cual demanda mucho tiempo, los ingenieros diseñaron además sensores digitales de temperatura suficientemente cortos como para ser soldados a lo largo de un solo cable bobinado o conexión en paralelo. Las soladuras se efectúan en una sala limpia y se someten a prue-bas completas de pérdida de helio para garantizar posteriormente la falta de fallas en el campo. También como resultado del diseño del sistema enrollable, los sensores pueden ser probados una vez más antes de la instalación para evitar que sur-jan problemas en el lugar. El espaciamiento de los sensores es arbitrario pero se restringe por el límite de menos de 48 sensores por 1 km [0.6 milla] de conexión en paralelo.

Por otro lado, los sensores se miniaturizan para montarse en el carrete. Los sensores de tem-peratura WellWatcher Flux poseen diámetros externos (OD) de 3⁄4 pulgada [19 mm] y menos de 1 pie de largo. Esto significa que pueden ser colo-cados a lo largo de secciones que son demasiado pequeñas para alojar un sensor permanente tradi-cional y su mandril de diámetro típicamente grande. Este arreglo de sensores se conecta a la sarta de producción de la terminación inferior, obviando la necesidad de efectuar conexiones, a medida que se corre la terminación superior.12

Los sensores WellWatcher Flux utilizan termo-metría de resistencia de platino de alta resolución para proveer mediciones de baja deriva y alta pre-cisión. La precisión no calibrada de los sensores es superior a 0.3ºC [0.5ºF], a una temperatura de 100ºC [212ºF]. Esta precisión fue mejorada adicio-nalmente durante el proceso de manufactura para alcanzar un valor de 0.1ºC [0.18ºF] a través del rango típico de temperaturas de yacimiento.13

Las pruebas de laboratorio y las pruebas efec-tuadas en pozos han indicado diferencias mínimas entre un sensor y otro, y una desviación estándar de la deriva de menos de 0.04ºC/año [0.07ºF/año] a 125ºC [257ºF] (próxima, página arriba). Los datos de campo demostraron una resolución de 0.002ºC [0.0036ºF] cuando la temperatura se muestrea cada un minuto. Esta capacidad para medir dife-rencias mínimas de temperatura puede hacer que estos sensores sean buenos candidatos para ser utilizados en la interpretación de las respuestas térmicas en pozos de alto ángulo, en los que el cambio de la temperatura con la profundidad es habitualmente muy pequeño.

En un esfuerzo para cuantificar la contribución zonal, rastrear el agotamiento e identificar la irrupción de agua, Reliance Industries Limited (RIL) instaló seis sistemas de medición perma-nente WellWatcher Flux en su desarrollo subma-rino de aguas profundas del campo gasífero D1-D3

> Acoplamiento inductivo. Un módulo de control electrónico de fondo de pozo, ubicado por debajo del acoplador inductivo, controla la potencia de corriente continua (CC) para cada sensor de la terminación inferior (que se muestra aquí). Los sensores transmiten la información de temperatura y de diagnóstico al módulo de control. Este arreglo está dispuesto en paralelo, de modo que la falla de un solo sensor no causa la falla del arreglo entero. Los sensores se encuentran entrelazados entre las líneas de potencia de CC para proporcionar redundancia. (Adaptado de Gambhir et al, referencia 14.)

ORSPR10—RVF—Figure 07

Pote

ncia

de

CC

Dato

s de

l blo

que

Pote

ncia

de

CA

Acoplador inductivo

Módulo de control electrónico

Sensor

Com

unic

ació

nbi

dire

ccio

nal

Volumen 22, no.1 43

correspondiente al Bloque KG-D6, situado en el área marina de India.14 La compañía desplegó los sensores de temperatura en el exterior de los fil-tros de empaque de grava en agujero descubierto, en pozos de gas a alto régimen de producción.15

En la primera instalación de este tipo del mundo, RIL colocó entre 18 y 25 sensores a lo largo de la terminación inferior, más dos medido-res de cuarzo para actualizar las mediciones de temperatura y presión cada un segundo. Los datos de temperatura fueron transmitidos cada un minuto y los datos de presión cada un segundo. Los datos de los pozos submarinos de dos etapas se transmitieron a tierra firme en tiempo real durante la limpieza del pozo y el sistema monito-reó el yacimiento continuamente una vez ini-ciada la producción.

Los datos combinaron la información de diag-nóstico con los valores de temperatura crudos en bloques empaquetados. Un centro de comunica-ciones de fondo de pozo, la estación de sensores múltiples WellNet, combinó esos bloques con los datos de temperatura y presión adquiridos por encima del empacador de producción. Estas esta-ciones pueden desplegarse en cada zona de pro-ducción, en mandriles de medición, con un solo cable que suministra la energía y la telemetría.

Esta configuración minimiza las penetraciones en el cabezal del pozo y en el empacador y simpli-fica la instalación.

Los datos transmitidos desde la terminación inferior hasta la terminación superior a través del acoplador inductivo WellWatcher Flux fueron transferidos luego a una tarjeta de interfaz subma-rina situada en el árbol de producción. La informa-ción se envió a un sistema de adquisición y control en tiempo real RTAC de la plataforma de produc-

ción, el cual proporcionó la comunicación en tiempo real con las oficinas de RIL en Mumbai. Los ingenieros de esas oficinas luego pudieron utilizar el software THERMA para obtener los perfiles de flujo de gas de los arreglos de sensores.

Utilizando la misma estrategia que para los pozos con sistemas DTS, los analistas ingresaron los perfiles en el software de modelado y análisis

THERMA. Este software ejecuta un proceso de inversión iterativa para variar las propiedades del yacimiento hasta que los datos simulados de temperatura se ajustan a los datos medidos. Los programas estándar de modelado de fluidos pro-porcionan luego un perfil de flujo utilizando esas propiedades interpretadas de los yacimientos (abajo).

> Sensores de alta resolución. Los sensores probados en un horno de laboratorio detectaron cambios mínimos en la temperatura. La temperatura del horno de prueba del módulo se fijó en 125°C, pero debido a las variaciones producidas en el sistema de aire acondicionado del edificio, los registros indican que el horno alcanzó 124.87°C [256.77°F] durante el día y 124.86°C [256.75°F] a la noche. Debido a su alta resolución, el sensor detectó estas pequeñas variaciones; detectando en efecto cuando estaban presentes los ingenieros. Aquí se representan gráficamente las mediciones obtenidas cada un minuto y promediadas a lo largo de una hora. (Adaptado de Gambhir et al, referencia 14.)

ORSPR10—RVF—Figure 08

124.89

124.88

124.87

124.86

124.850 1 2 3 4 5 6 7

Tiempo, días8 9 10 11 12 13 14

Tem

pera

tura

, °C

> Determinación del perfil de flujo a partir de la temperatura. En esta simulación previa a la operación, los datos sintetizados de los sensores (puntos azules) son ingresados en el software de modelado de yacimientos THERMA, el cual utiliza un proceso iterativo para resolver el drenaje del gas compuesto o del petróleo negro y ejecutar un análisis Nodal de presión a lo largo de todo el pozo. Para calcular un perfil de temperatura (rojo) que mejor se ajuste a los datos medidos, se ejecutan iteraciones. Luego, el software crea un perfil de flujo interpretado (negro). Las capas prospectivas se muestran en rosa y naranja. (Adaptado de Gambhir et al, referencia 14.)

ORSPR10—RVF—Figure 09

Prof

undi

dad,

pie

s

5,000160 162 164 166 168 170 172

Temperatura, °F

174 176 178 180 182 184

4,900

4,800

4,700

4,600

4,500

4,400

4,300

4,2000 10 20 30 40 50

Flujo de gas, MMpc/d60 70 80 90 100

Flujo interpretado Perfil de temperatura calculada

Datos de sensores

11. Se dice que dos conductores se encuentran acoplados inductivamente o magnéticamente cuando están configurados de manera tal que el cambio del flujo de corriente a través de un cable induce un voltaje a lo largo de los extremos del otro.

12. Somaschini G, Lovell J, Abdullah H, Chariyev B, Singh P y Arachman F: “Subsea Deployment of Instrumented Sand Screens in High-Rate Gas Wells,” artículo SPE 125047, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, 4 al 7 de octubre de 2009.

13. La precisión no calibrada de los sensores es superior a ±1/3 (0.3 + 0.005 |T|)°C, donde |T| es el valor absoluto de la temperatura en °C. Por ejemplo, a una temperatura de yacimiento de 100°C, su precisión no calibrada es ±0.8/3 ó ±0.27°C.

14. Gambhir HS, Shrivastav A, Lovell J, Mackay S, Chouzenoux C, Juchereau B, Arachman F y Chaudhary A: “Sensor Architecture for Open Hole Gravel Pack Completions,” artículo SPE 116476, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Denver, 21 al 24 de septiembre de 2008.

15. “Integrated Project Teams Achieve Fast-Track Conclusion at KG-D6,” in “RIL’s KGD6 Fields—Transforming India’s Energy Landscape,” Oil & Gas Journal (Suplemento, 2010), 34–38.

44 Oilfield Review

A medida que se limpiaban los pozos, se utiliza-ban los datos de los sensores para confirmar el desplazamiento de la salmuera, seguido del flujo de gas proveniente de cada uno de los cuerpos de arena principales. Conforme los pozos individuales fueron puestos en producción, los ingenieros de Reliance identificaron flujo cruzado en ciertos pozos; flujo ascendente en algunos pozos y flujo descendente en otros. Las comparaciones efectua-das en función de fecha de puesta en producción de algunos pozos, establecieron claramente que los datos no sólo indicaban flujo cruzado entre compartimientos de pozos individuales sino ade-más entre un pozo y otro.

Inducidos por esta evidencia de conectividad, los ingenieros agregaron a la combinación las pruebas de interferencia tradicionales y utilizaron los resultados para actualizar sus modelos sísmi-cos con el software Petrel, el cual abarca desde la

interpretación sísmica hasta la simulación diná-mica de yacimientos. Los modelos revisados serán utilizados para la planeación de las operaciones de perforación futuras.

FlexibilidadLos medidores de presión múltiples permanentes y los sistemas DTS constituyen herramientas poderosas de manejo de yacimientos, especial-mente si se despliegan juntas. No obstante, los operadores se han mostrado habitualmente renuentes a utilizarlas en conjunto porque esa combinación requiere una penetración extra a través de los empacadores y los cabezales de pozos para dar cabida tanto a un cable de fibra óptica como a una línea eléctrica. En respuesta, Schlumberger ha desarrollado el cable opto-eléc-trico híbrido de monitoreo permanente Neon que permite el despliegue de los medidores de pre-

sión de cuarzo, junto con el sistema DTS, en un solo cable. Se han desarrollado versiones del cable Neon para satisfacer las características de los diversos ambientes de presión y temperatura de fondo de pozo. Los conectores opto-eléctricos híbridos han sido habilitados para operaciones continuas en condiciones de presión y tempera-tura de hasta 103 MPa [15,000 lpc] y 175ºC [350ºF], respectivamente (arriba).

La capacidad para medir la presión y la distri-bución de la temperatura en forma simultánea resulta especialmente útil cuando los operadores se ven obligados a penetrar capas prospectivas con presiones, condiciones dinámicas de flujo o permeabilidades desconocidas. Tal fue el caso de una compañía operadora cuyo programa de rede-sarrollo de un campo situado en el área marina del este de Malasia incluyó la terminación de pozos con zonas múltiples, con sartas duales, en

> Cable híbrido. El cable Neon contiene una línea eléctrica para el medidor de presión, conectada a un tubo metálico con fibra capaz de sustentar hasta tres fibras ópticas. Las fibras ópticas y la línea eléctrica están rodeadas por una camisa polimérica que mantiene el alma del cable en su lugar. Este conjunto se aloja dentro de una armadura de cable de 6.35 mm [0.25 pulgada], rodeada por un encapsulado polimérico de 11 mm por 11 mm [0.43 pulgada por 0.43 pulgada] que protege al cable a medida que se baja en el pozo.

ORSPR10—RVF—Figure 10

Encapsulado polimérico

Armadura de cable

Camisa polimérica

Cinta de politetrafluoroetileno

Tubo metálico con fibra

Fibra óptica

Varilla para soldadura

Varilla para soldadura

Aislación del conductor

Conductor acordonado

Volumen 22, no.1 45

capas profundas. La compañía operadora con-taba con poca información con la cual calcular la asignación zonal y el agotamiento, y necesitaba la capacidad para monitorear la presión y la tempe-ratura de las zonas individuales.

Dado que los ingenieros de la compañía ope-radora también estaban preocupados por monito-rear el desempeño del sistema de levantamiento artificial por gas e identificar los puntos de pérdi-das potenciales, se instalaron sensores en cada intervalo de disparos del yacimiento. Los especia-listas utilizaron el software de modelado THERMA para analizar los datos DTS y luego ajustaron las variables hasta que los datos medidos coincidie-ron con los datos calculados.

El sistema permanente permitió la supervi-sión ininterrumpida del yacimiento sin que se registraran operaciones de intervención costosas ni producción diferida. Los datos de los medido-res de fondo de pozo, en conjunto con el uso de otras técnicas, ayudaron a determinar el flujo proveniente de zonas individuales. La informa-ción sobre la comunicación de presión de las capas fue captada mediante probadores de for-mación operados con cable, pruebas de pozos y análisis de presiones transitorias.

Los datos DTS y el análisis de la producción zonal en el yacimiento de capas apiladas posibili-taron la detección temprana de las zonas inter-nas de flujo cruzado durante la limpieza del pozo. La generación del perfil de presión y tasa de pro-ducción zonal ayudó a optimizar la aplicación de una válvula de control de influjo. Además, la ins-talación eliminó la operación de intervención larga, y a menudo riesgosa, requerida para la adquisición de registros en pozos entubados ofre-ciendo al mismo tiempo datos de pozo continuos a lo largo de toda la vida productiva del pozo.

Extracción del valorLos medidores de presión instalados en forma permanente han sido utilizados por mucho tiempo para monitorear la producción de petró-leo y gas. Los sensores de temperatura de fondo

de pozo también son de larga data pero han sido utilizados tradicionalmente para corregir los efectos de la temperatura sobre las mediciones de los medidores de presión y las herramientas de adquisición de registros. No obstante, la acep-tación de las mediciones con fibra óptica por parte de la industria, sumada a las mejoras intro-ducidas en la confiabilidad de los sensores y las capacidades de interpretación, ha comenzado a crear la demanda de sensores de temperatura instalados en forma permanente para el monito-reo y control continuos de las operaciones de pro-ducción e inyección.

Los operadores también están recurriendo a los sistemas DTS permanentes para adquirir información que previamente sólo se obtenía a través de los registros de producción: la detec-ción o el monitoreo del flujo de fluido detrás de la tubería y la identificación del flujo desde o hacia zonas individuales. Los sistemas DTS permanen-tes también se utilizan cada vez con más frecuen-cia para identificar pérdidas en tuberías a medida que se producen, además de monitorear el de-sempeño de los sistemas de levantamiento artifi-cial por gas en los pozos que los utilizan.

La maximización del valor de los sensores ins-talados en el fondo del pozo en forma perma-nente requiere que los operadores adopten un procedimiento de uso considerado. En muchos casos, las simples bases de datos de temperatura y presión constituyen herramientas poderosas de toma de decisiones, cuya utilidad perdura a lo largo de toda la vida productiva de un pozo o de un campo. En otros casos, el aprovechamiento pleno del valor de un sensor depende de que sea la herramienta correcta para las circunstancias, los problemas de producción esperados o la arquitectura del pozo. Por ejemplo, en una cam-paña de recuperación mejorada de petróleo que utiliza inyección cíclica de vapor de agua, las mediciones continuas obtenidas con los sensores de temperatura de instalación permanente podrían resultar cruciales para la determinación de la eficiencia de barrido y para la optimización

de la secuencia cronológica de los procesos de inyección y producción. El mismo sensor puede proveer información valiosa del subsuelo acerca de un programa de inyección de CO2, pero si la preocupación general del operador es el mante-nimiento de la presión, un medidor de tempera-tura no es el sensor óptimo.

La proliferación de los sistemas de monito-reo permanente instalados en el fondo de los pozos ha sido impulsada en gran medida por la necesidad de los operadores de manejar la pro-ducción proveniente de pozos complejos y remo-tos. Los datos de los sistemas DTS y de presión de formación permiten a los operadores visuali-zar qué está sucediendo en sus pozos y juzgar la eficiencia de estrategias de producción, tales como los programas de levantamiento artificial, inyección y recuperación secundaria.

Pero el valor máximo de los sensores perma-nentes se obtiene únicamente cuando los datos crudos son interpretados correctamente. Esta extracción de valor, sumada a la tendencia hacia la disponibilidad de más sistemas multicanal y tasas de muestreo más altas, probablemente lle-vará al desarrollo de sistemas automatizados que puedan identificar y responder a los problemas de producción con un grado mínimo de interven-ción humana.

No obstante, hasta ese momento, la tarea de interpretación y respuesta a los datos de los senso-res permanentes deberá corresponder a la compe-tencia de ingenieros informados y experimentados provistos de software adecuados. Sus interpreta-ciones, combinadas con otra información del sub-suelo y con simulaciones de yacimientos, permiten que los operadores obtengan una visión de los activos amplia y de todo el campo. Si se aplican correctamente, los resultados se traducen en la perforación de menos pozos, el posicionamiento más preciso de los pozos, la inversión de menos días en operaciones de perforación y terminación y, finalmente, un proceso óptimo de recuperación de hidrocarburos. —RvF