Revelación del potencial comercial de un yacimiento de petróleo

CASO DE ESTUDIO
Revelación del potencial comercial de un
yacimiento de petróleo pesado en aguas ultra-profundas
Schlumberger efectúa una prueba con un sistema ESP para Petrobras a fin de
determinar la capacidad de producción de un campo de gran extensión ubicado
en un tirante de agua de 2 500 m
DESAFÍO
Determinar si es posible producir un
petróleo altamente viscoso de manera
rentable en un pozo de baja temperatura
ubicado en aguas ultra-profundas.
SOLUCIÓN
En el año 2007, antes del descubrimiento presalino realizado en el área marina de Brasil, se incrementó
el interés por las reservas de petróleo pesado de esa área. Estas reservas podrían contribuir al
autoabastecimiento de petróleo; sin embargo, su explotación, especialmente en aguas ultra-profundas,
constituye un desafío técnico y económico. La eficiencia de los procedimientos de pruebas de pozos
y caracterización de yacimientos es un aspecto clave a la hora de evaluar un descubrimiento para
determinar su viabilidad comercial.
Efectuar una prueba integrada de fondo
de pozo que emplea un sistema ESP para
asegurar el flujo de la producción del
yacimiento a la superficie y la adquisición
de datos precisos.
En ese momento, los estudios geológicos preliminares del campo Xerelete situado en el área marina
de Brasil, indicaron que su superficie total sería de más de 26 kilómetros cuadrados y que posiblemente
alojaba un volumen de 1 400 millones de bbl de petróleo equivalente en sitio.
RESULTADOS
Petrobras, en colaboración con sus socios Devon y Total, solicitó la ejecución inmediata de una prueba
de pozo para evaluar la viabilidad comercial del pozo 3-RJS-648 del campo Xerelete.
Se lograron todos los objetivos del cliente
y se proveyó una evaluación concluyente
mediante un proceso expeditivo y libre de
incidentes o de tiempo inactivo.
Determinación del potencial comercial de un pozo
de petróleo pesado ubicado en aguas ultra-profundas
Dado que el entrenamiento para la prueba no había sido incluido en la etapa de planeación del pozo y
considerando el poco tiempo disponible para ejecutar la prueba, el tirante de agua (profundidad del lecho
marino) de más de 2 500 m, y la necesidad de posicionar el sistema ESP justo por encima del fondo del
mar, la solicitud no podía tratarse como cualquier prueba estándar de pozo de petróleo pesado de Brasil.
Normalmente, para este tipo de pozo marino, los preparativos para la prueba que incluyen aspectos
relacionados con la salud, la calidad, la seguridad y el medio ambiente; el diseño de la prueba; la
selección y la preparación de los equipos; el transporte y la logística; el montaje del equipo de
perforación/terminación; y el desarrollo de un plan de contingencia para volver a poner en marcha
el sistema ESP después de un período estático; requerirían entre dos y tres meses. A través de un
esfuerzo de equipo integrado entre Petrobras y
Schlumberger, la preparación acelerada de la
prueba estuvo concluida en dos semanas.
Aplicación de un amplio número
de servicios y tecnologías para
ofrecer respuestas concluyentes
Para determinar las características del sistema
roca-fluido, evaluar el potencial del pozo y
cuantificar las reservas —y en base a la alta
probabilidad de que el pozo no produjera por
flujo natural en un tirante de agua de
2 460 m— se requeriría una prueba de producción
con monitoreo de la presión, efectuada mediante
un sistema de levantamiento artificial.
BRASIL
Rio das Ostras
Cabo Frío
Río de Janeiro
Campo Xerelete
Océano Atlántico
El campo Xerelete en el área marina de Brasil.
Pruebas de pozos
CASO DE ESTUDIO: Revelación del potencial de un yacimiento en aguas ultra-profundas en Brasil
Luego de analizar diversas alternativas, el equipo de trabajo seleccionó
un sistema de prueba de fondo de pozo con una bomba ESP para asegurar
la llegada de la producción del yacimiento a la superficie y garantizar la
adquisición de datos precisos.
Para tomar su decisión, el equipo de trabajo contempló especialmente
el volumen probable de pérdida de fluido de perforación en la formación
durante la perforación, el rango operativo requerido del sistema ESP y
la tasa de flujo pretendida para la prueba.
Para determinar la profundidad de instalación de la bomba se evaluaron
diversas alternativas. Sobre la base de simulaciones efectuadas con el
simulador de flujo multifásico en estado estacionario, PIPESIM*, y el software
de diseño del sistema ESP, DesignPro*, se colocó la sarta ESP justo por
encima del preventor de reventones (BOP) y se ideó un plan de contingencia
para inyectar combustible diésel utilizando tubería flexible, en caso de
ser necesario. Con el fin de ayudar a monitorear el proceso de separación
de los fluidos, se utilizó el equipo fijo de monitoreo de la producción de pozos
multifásicos PhaseWatcher*. Y para identificar las variaciones del flujo de
modo que no se volvieran problemáticas, se analizaron las mediciones en
tiempo real de las tasas de flujo de petróleo, gas y agua, además de los niveles
de los recipientes de agua, las densidades de los fluidos, el contenido de
petróleo en la línea de agua, y las aperturas de las válvulas de control de las
líneas de petróleo, agua y gas.
Sin tiempo inactivo, se llevó a cabo el proceso de limpieza y tres períodos de
flujo con frecuencias de motores de fondo de pozo de 30 Hz a 60 Hz y con
un estrangulador de cabezal de pozo de 9⁄16 pulgadas; esto permitió extraer
petróleo con una densidad de alrededor de 16º API y una viscosidad de
aproximadamente 0,04 Pa.s en condiciones de yacimiento.
Demostración del valor de la
tecnología de levantamiento submarino
Sin un solo incidente o episodio de tiempo inactivo, esta prueba se llevó a cabo
en 18 días, proporcionó una evaluación concluyente en tres períodos de flujo y
satisfizo todos los objetivos del cliente y sus socios.
En base a los resultados de la prueba, Petrobras anunció que había declarado
la comercialidad del campo Xerelete ante la Agencia Nacional del Petróleo.
En la medida que sus estrategias actuales de desarrollo incorporen el uso
extensivo de pozos que proveen acceso a recursos en aguas profundas y
ultra-profundas, Petrobras considera que la tecnología de refuerzo submarino
es fundamental para el acceso a las reservas almacenadas en las áreas
marinas de Brasil.
Paquete integrado de equipos y servicios (Parcial)
Herramientas de pruebas de fondo de pozo
Sistema ESP
Familia de empacadores de empaque
Medidor permanente de presión y temperatura
de grava QUANTUM*
de fondo de pozo PumpWatcher* para pozos ESP
Válvula de prueba de llenado de la tubería
Motor de bomba sumergible Dominator*
de producción
Transportador del tomador de muestras
Protectores modulares en tándem
Adaptador del medidor digital
Dispositivo avanzado de manipulación
de gas AGH*
Válvula dual remota inteligente IRDV*
Bomba resistente a la abrasión (flujo mixto)
Receptáculo de sello de la tubería
Camisa corrediza
de producción
Cabezal submarino para prueba de
Conector eléctrico QCI™
pozo SenTREE*
Mandril de sellado del tubo ascendente
Cabina de mando de ondas senoidales con
transformador elevador de voltaje (600 kV)
y panel de sensores de superficie
Equipos de pruebas de superficie
Cabezal de flujo de superficie
Equipo de monitoreo de producción multifásica PhaseWatcher
Intercambiador de vapor
Separador trifásico
Medidor y tanques compensadores
Bombas de transferencia
Quemador de efluentes de pozos con mínimo impacto
ambiental EverGreen*
Servicio de análisis de fluidos de pozos en sitio
PVT Express*
Cabina de adquisición de datos de pruebas de superficie con una
conexión al sistema global de conectividad, colaboración
e información InterACT*
www.slb.com/welltesting
*Marca de Schlumberger
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