Nuevos alcances en pruebas de pozos

Nuevos alcances en pruebas de pozos
Las pruebas de pozos han recorrido un largo camino desde la primera prueba de
formación efectuada a través de la columna de perforación en 1926. Comenzando
simplemente con un empacador compuesto y una válvula operada con la sarta de
perforación, el alcance de las pruebas de pozos se ha expandido para convertirse
en una amplia serie de tecnologías sofisticadas de fondo de pozo y de superficie.
Hani Aghar
In Salah Gas (Asociación, en participación,
de las empresas Sonatrach, BP y Statoil)
Hassi-Messaoud, Argelia
Mark Carie
Nueva Orleáns, Luisiana, EUA
Hani Elshahawi
Shell International Exploration
and Production
Houston, Texas, EUA
Jaime Ricardo Gómez
Jawaid Saeedi
Clay Young
Houston, Texas
Todas las compañías de E&P quieren saber qué
tipos de fluidos producirá su pozo, qué tasas de
flujo (régimen de producción, velocidad de flujo,
gasto, caudal, rata) arrojará, y por cuánto tiempo
podrá mantenerse la producción. Con la planeación, la tecnología y la implementación correctas,
las pruebas de pozos pueden proveer numerosas
respuestas a estas importantes preguntas. De
una forma u otra, las pruebas de pozos han sido
utilizadas para determinar las presiones del
yacimiento, la distancia hasta las barreras de
flujo, la extensión areal, las propiedades de los
fluidos, la permeabilidad, las tasas de flujo, las
caídas de presión, las heterogeneidades de las
formaciones, la estratificación vertical, la capacidad de producción, el daño de la formación, el
Bruno Pinguet
Clamart, Francia
índice de productividad, la eficiencia de las operaciones de terminación y otros datos.
Mediante la determinación de los fluidos y de
las condiciones en sitio de los yacimientos a
medida que los fluidos fluyen desde la formación, el proceso de pruebas de pozo permite que
las compañías de E&P accedan a una diversidad
de mediciones dinámicas y a menudo únicas.
Dependiendo de la escala de una prueba, algunos parámetros se miden en puntos múltiples a
lo largo del trayecto del flujo, lo que permite que
los ingenieros comparen las presiones de fondo
de pozo, las temperaturas y las tasas de flujo con
las mediciones de los mismos parámetros obtenidas en la superficie (abajo). A través de las
pruebas de pozos, los operadores pueden extraer
Puntos de medición de datos
Keith Swainson
Chevron Corporation
Houston, Texas
Adquisición en la superficie
Colector múltiple de
estrangulamiento (choke manifold)
Presión y temperatura
Elie Takla
Hassi-Messaoud, Argelia
Calentador
Presión y temperatura
Separador
Presión y temperatura; presión diferencial a través de la placa orificio en el flujo
de gas; tasas de flujo de petróleo, gas y agua; contracción del petróleo; sedimento
básico y agua; densidades del petróleo y el gas; muestras de fluidos
Bertrand Theuveny
Cambridge, Inglaterra
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Corey Aures y David Harrison, Houston.
ArchiTest, CFA (Analizador de la Composición de los Fluidos),
CHDT (Probador de la Dinámica de Formación de Pozo
Entubado), CleanSep, CleanTest, CQG (Medidor de Cristal de
Cuarzo), eFire, E-Z Tree, InterACT, IRIS (Sistema de
Implementación Remota Inteligente), LFA (Analizador de
Fluidos Vivos para la herramienta MDT), MDT (Probador
Modular de la Dinámica de la Formación), MFE (Herramienta
de Evaluación de Fluidos Múltiples), OFA (Analizador Óptico de
Fluidos), Oilphase-DBR, PCT (Probador Controlado a Presión),
PhaseTester, PIPESIM, PLT (herramienta de Adquisición de
Registros de Producción), PowerFlow, PVT Express, PVT Pro,
Quicksilver Probe, SenTREE y UNIGAGE son marcas de
Schlumberger. PhaseWatcher y Vx son marcas conjuntas
de Schlumberger y Framo.
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Cabezal de pozo
Presión y temperatura de la tubería de producción y la tubería de revestimiento
Tanques de almacenamiento
Temperatura y contracción
Árbol de pruebas submarino
Presión anular y temperatura
Adquisición en el fondo del pozo
Registro en el fondo de pozo
Presión y temperatura DST; muestras de fluidos recuperadas cuando la sarta de
pruebas es llevada a la superficie
Lectura de superficie
Datos de presión y temperatura de fondo de pozo almacenados en memoria
Herramientas operadas con cable
Presión, temperatura, tasas de flujo, muestras y otras varias mediciones,
dependiendo de la serie de herramientas
> Puntos de medición de datos. Dependiendo de la escala de la prueba, se puede obtener una diversidad de mediciones en el fondo del pozo, en la superficie, y en diferentes puntos a lo largo del trayecto del flujo. Además de establecer relaciones de tasas de flujo y presión importantes, la información
obtenida de estas mediciones ayuda a los ingenieros de proyectos a rastrear los cambios producidos
en los fluidos de limpieza, comprender el flujo térmico y las condiciones de formación de hidratos en
el sistema, y evaluar el desempeño de sus componentes.
Oilfield Review
muestras de fluidos de yacimientos—tanto en el
fondo del pozo como en la superficie—para
observar los cambios producidos en las propiedades y la composición de los fluidos entre los
disparos (perforaciones, cañoneos, punzados) y
el cabezal del pozo. Esta información es vital
para la predicción del comportamiento futuro de
un yacimiento o de la terminación del pozo.
En su forma más básica, una prueba de pozo
registra los cambios producidos en la presión de
fondo de pozo después de un cambio inducido en
la tasa de flujo. A menudo, se obtienen las presiones y las temperaturas de fondo de pozo, las
tasas de flujo de superficie y las muestras de fluidos producidos. Con regularidad se llevan a cabo
variaciones con respecto a este esquema básico.
Para reconciliar las diferentes necesidades y
estrategias de las pruebas, las compañías de
servicios han desarrollado una amplia gama de
herramientas y técnicas de pruebas innovadoras.
Este artículo describe los avances registrados en
una gama de equipos de pruebas de fondo de
pozo y de superficie. Además, se analizan las
Verano de 2007
razones de las pruebas de pozos, las estrategias
aplicadas en las diferentes etapas de la vida productiva de un yacimiento, y las respuestas que
pueden proporcionarse mediante la ejecución de
pruebas correctamente planeadas, preparadas y
ejecutadas. Algunos ejemplos de un campo de
gas de Medio Oriente y de una operación del
Golfo de México, que batió récords (marcas),
demuestran la versatilidad y el alto desempeño
provistos por los métodos de pruebas de pozos
de nuestros días.
El porqué de las pruebas
Hoy, la mayoría de las áreas prospectivas son
exploradas y luego explotadas sobre la base de
datos geológicos y sísmicos, datos de registros
geofísicos (perfiles) de pozos, y luego, datos de
pruebas de pozos. Antes de perforar un área
prospectiva, los datos sísmicos sirven inicialmente para delinear la profundidad y el alcance
de un yacimiento potencial. Durante la perforación, los datos de registros de pozos se utilizan
para determinar los parámetros estáticos del
yacimiento, tales como porosidad, litología, tipo
de roca, saturación, y profundidad, espesor y
echado (buzamiento) de la formación. Las propiedades dinámicas del yacimiento se miden
mediante las pruebas de pozos. La presión y las
perturbaciones inducidas en las tasas de flujo
durante la prueba proveen indicios importantes
con respecto a la naturaleza de un yacimiento y
sus fluidos.
Los pozos se prueban para determinar los
parámetros de los yacimientos que no pueden
medirse correctamente a través de otras técnicas, tales como el uso de registros de inyección,
la extracción de núcleos, la adquisición de registros geofísicos y los levantamientos sísmicos. Se
admite, en ciertos casos, que podemos obtener
mediciones similares a través de estas técnicas,
pero la calidad o el alcance probablemente no
sean suficientes para satisfacer los objetivos del
operador. Las mediciones de presión y temperatura, las tasas de flujo y las muestras de fluidos
son clave para comprender y predecir el comportamiento del yacimiento y las capacidades de
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producción. Los datos de pruebas de pozos
proveen información para el modelado de los
yacimientos, el diseño de las operaciones de terminación de pozos, el desarrollo de estrategias
de producción de campos petroleros y el diseño
de las instalaciones de producción.
Los resultados de las pruebas de pozos también son cruciales para las estimaciones de las
reservas. Muchos países requieren pruebas de
pozos, con los fluidos llevados a la superficie,
para clasificar las reservas como comprobadas.
Además de estimar las reservas, estas pruebas
proveen una forma de medir directamente la
respuesta global de los yacimientos, en grandes
escalas, y para detectar los límites de los yacimientos.
Uno de los parámetros de yacimientos más
importantes es la permeabilidad. La comprensión
de la permeabilidad y su variabilidad direccional
es esencial para el desarrollo de estrategias de
disparos, la evaluación de la conectividad de las
fracturas o las fallas, la predicción del desempeño
de los pozos y el modelado del comportamiento
del yacimiento bajo mecanismos de producción
primaria, secundaria o terciaria. La permeabilidad
es una propiedad tensorial sensible a la escala de
medición; su valor depende de la escala y de la
dirección a través de la cual se mide. Y como
otras propiedades de los yacimientos, la permeabilidad puede ser heterogénea. En consecuencia,
sus características son difíciles de reescalar, de la
escala del núcleo a la del yacimiento, y las mediciones obtenidas en una posición quizás no
caracterizan correctamente la propiedad en otro
lugar del mismo yacimiento. Las pruebas de
pozos, mediante la medición física de las presiones y las tasas de flujo, proveen una medición
global de la permeabilidad de gran escala. Por lo
tanto, constituyen el recurso final para evaluar
la capacidad de transmisión de fluidos de un
yacimiento.
Objetivos y estrategias de las pruebas
Los objetivos de las pruebas de pozos cambian
con cada etapa de la vida productiva de un pozo y
su yacimiento. Durante la fase de exploración y
evaluación, las pruebas de pozos ayudan a las
compañías de E&P a determinar el tamaño de un
yacimiento, su permeabilidad y las características de los fluidos. Esta información, junto con las
presiones y los regímenes de producción, se utiliza para evaluar la capacidad de producción y la
viabilidad comercial de un área prospectiva, y es
crucial para los valores en libros de reservas. Las
características de los fluidos son particularmente
importantes durante las primeras etapas de la
evaluación de un área prospectiva, en las que las
compañías de E&P necesitan determinar el tipo
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Objetivos de las pruebas de pozos
Pruebas de productividad
Obtener y analizar muestras representativas de los fluidos producidos
Medir la presión y la temperatura del yacimiento
Determinar la curva de rendimiento del pozo y la capacidad de producción
Evaluar la eficiencia de la operación de terminación
Caracterizar el daño del pozo
Evaluar los tratamientos de reparación o de estimulación
Pruebas descriptivas
Evaluar los parámetros del yacimiento
Caracterizar las heterogeneidades del yacimiento
Evaluar el alcance y la geometría del yacimiento
Evaluar la comunicación hidráulica entre los pozos
> Objetivos de las pruebas de pozos. El objetivo determina qué tipo de prueba
se efectuará y, con frecuencia, se debe alcanzar más de un objetivo.
de equipo que deben instalar para tratar y transportar los fluidos desde el pozo hasta la refinería.
Durante el desarrollo, el enfoque del operador
pasa de la evaluación de la capacidad de producción y el tipo de fluido, a la evaluación de la
presión y el flujo y la comprobación de la compartimentalización presente dentro del yacimiento.
Esta información es necesaria para refinar el
plan de desarrollo de campos petroleros y optimizar la ubicación de los pozos subsiguientes.
Durante la fase de producción, las pruebas de
pozos se efectúan para evaluar la eficiencia de la
terminación del pozo y diagnosticar cambios inesperados en la producción. Estas pruebas ayudan a
determinar si las declinaciones de la producción
son causadas por el yacimiento o por la terminación. Más adelante, durante la vida productiva
del yacimiento, estos resultados serán cruciales
para la evaluación de las estrategias de recuperación secundaria subsiguientes.
Las pruebas de pozos pueden clasificarse en
general como pruebas de productividad o bien
pruebas descriptivas. Las pruebas de productividad se llevan a cabo para obtener muestras
representativas de los fluidos de yacimientos y
para determinar la capacidad de flujo de fluidos,
con presiones estáticas y de flujo de yacimientos
específicas. Por otra parte, las compañías de E&P
programan las pruebas descriptivas cuando necesitan estimar la capacidad de flujo y el tamaño
de un yacimiento, analizar la permeabilidad horizontal y vertical, y determinar los límites del
yacimiento (arriba). Las pruebas de productividad
habitualmente buscan obtener presiones de fondo
de pozo estabilizadas para un rango de tasas de
flujo diferentes. Las tasas de flujo se cambian
sucesivamente mediante el ajuste del tamaño del
estrangulador (orificio), pero este paso no se
ejecuta hasta que las mediciones continuas
determinan que las presiones y las temperaturas
de fondo de pozo se han estabilizado.
A diferencia de las pruebas que se efectúan
para obtener mediciones de fondo de pozo estabilizadas, las pruebas descriptivas requieren
mediciones de presiones transitorias. Las presiones transitorias son inducidas por cambios
radicales en los regímenes de producción de
superficie y pueden medirse con sensores de
presión de fondo de pozo, instalados en forma
temporal o permanente. Los cambios producidos
en la producción causan perturbaciones en la
presión que se propagan desde el pozo hasta la
formación adyacente. Estos pulsos de presión
están afectados por los fluidos y las características geológicas del yacimiento. Si bien podrían
propagarse directamente a través de una formación homogénea, estos pulsos pueden ser
obstaculizados por zonas de baja permeabilidad o
desaparecer por completo cuando ingresan en un
casquete de gas. Mediante el registro de la respuesta de la presión del pozo conforme avanza el
tiempo, el operador puede obtener una curva de
presión que es influida por la geometría de los
rasgos geológicos y los fluidos especiales contenidos dentro del yacimiento.
Las pruebas de pozos pueden llevarse a cabo
antes o después de terminado un pozo, y en diferentes etapas durante la vida productiva del
yacimiento; por lo tanto, sus dimensiones y modos
son variados (véase “El espectro de las pruebas,”
página 48). Los objetivos de un operador dictaminan el modo y la escala de la prueba (próxima
página). Los modos de las pruebas van desde las
pruebas efectuadas con cable en agujero descubierto con un Probador Modular de la Dinámica
de la Formación MDT, hasta las pruebas realizadas en pozo entubado con un Probador de la
Dinámica de Formación de Pozo Entubado CHDT;
o desde los levantamientos de la presión de fondo
de pozo efectuados con línea de acero en pozos
en producción hasta el simple monitoreo de la
presión de cierre en boca de pozo.1
Oilfield Review
Si bien algunos objetivos de las pruebas de
pozos se logran a través de pruebas extensivas
que insumen varios días o semanas, otros objetivos pueden alcanzarse a través de nuevas técnicas en cuestión de horas. Los nuevos desarrollos
tecnológicos están cambiando radicalmente las
pruebas de pozos, sobre todo en el área de medición del flujo.
Schlumberger desarrolló su capacidad de
medición de flujo multifásico a lo largo de muchos
años, probándola en circuitos cerrados de pruebas
de flujo y campos de todo el mundo. Una de esas
primeras pruebas fue realizada con el soporte de
Sonatrach en los pozos del Campo Hassi-Messaoud
de Argelia. Los resultados se utilizaron para calibrar y verificar el desempeño del medidor de flujo
antes de su comercialización en el año 2001, como
el equipo portátil de pruebas periódicas de pozos
multifásicos PhaseTester. En el año 2002, fue enviado al Campo Hassi-Messaoud, y desde entonces
ha sido utilizado en otras operaciones de campo
de Sonatrach.
La tecnología de pruebas de pozos multifásicos
PhaseTester Vx fue probada en forma extensiva
en el proyecto In Salah Gas (ISG). Un proyecto
de desarrollo conjunto de Sonatrach, Statoil y BP,
el proyecto ISG comprende el desarrollo de siete
campos de gas en el sector centro-meridional de
Argelia y representa uno de los proyectos de gas
más grandes del país. Los servicios de pruebas de
pozos para los campos Krechba, Teguentour y
Reg comenzaron con los siguientes objetivos:
• limpieza del pozo—reducir el potencial de
daño de la formación entre la terminación del
pozo y su conexión con la instalación de producción y reducir el daño de la instalación,
causado normalmente por la producción de
sólidos durante la puesta en marcha del pozo
• capacidad de producción de flujo—probar la
productividad de los pozos de re-entrada y de
los pozos recién perforados
• corrosivos—obtener información sobre el contenido de dióxido de carbono [CO2] y ácido
sulfhídrico [H2S]
• presión del pozo—adquirir datos de presión
de fondo de pozo durante la producción inicial
en cada campo
• productividad del pozo—descargar el pozo y
efectuar una prueba a una sola tasa de flujo
para determinar la capacidad de producción
global.
(continúa en la página 52)
1. Una línea de acero es un alambre utilizado para la
colocación selectiva y la recuperación de las
herramientas y el equipo de control de flujo en un pozo.
Este alambre pasa a través del equipo de control de
presión montado en el cabezal del pozo, permitiendo
que se efectúen, en forma segura, diversas operaciones
de fondo de pozo en los pozos activos.
Verano de 2007
Microescala
Prueba de presión (caída e incremento) con el
probador de la formación operado con cable
Proporción de la muestra
Radio de investigación < 10 pies
Micro a macroescala
Grandes volúmenes extraídos a través
de la probeta o los empacadores, utilizando
bombas de fondo de pozo
Radio de investigación < 100 pies
Proporción de la muestra
Macroescala
Prueba de cámara cerrada
Proporción de la muestra
Radio de investigación < 1,000 pies
Escala de yacimiento
Pruebas de formación efectuadas a través de la
columna de perforación y pruebas de producción
Radio de investigación < 1,000 pies
Proporción de la muestra
> Modos y escalas de las pruebas. La escala de una prueba es una función del tiempo. Las
pruebas en pequeña escala se llevan a cabo con un probador de la formación operado con
cable, en una cuestión de minutos u horas, obteniendo muestras de fluidos cuyo volumen
oscila entre centímetros cúbicos y litros, y produciendo pequeñas perturbaciones de presión
que investigan un radio de varios pies más allá del pozo. En el otro extremo, las pruebas de
pozos extendidas pueden durar varios meses, producen varios miles de barriles de fluido, y
crean perturbaciones de presión grandes que pueden propagarse a miles de pies del pozo.
47
El espectro de las pruebas
La diversidad de herramientas y servicios relacionados con las pruebas de pozos es enorme.
Una colección variada de herramientas y técnicas ha evolucionado para satisfacer las
necesidades de las pruebas de pozos de las
compañías de E&P. En esta secuencia evolutiva, las pruebas de formación efectuadas a
través de la columna de perforación (DST)
constituyen un eje central a partir del cual se
desarrollaron otras herramientas y técnicas de
pruebas. La secuencia de productos resultantes siguió una progresión natural, que pasó de
básica a sofisticada, y se ramificó para incluir
dispositivos de superficie, de muestreo, operados con línea de acero y operados con cable.
En 1926, los hermanos E.C. Johnston y M.O.
Johnston efectuaron su primera prueba DST
comercial. Para esta operación se utilizó un
empacador compuesto y una válvula bajados
en agujero descubierto con el fin de crear una
terminación temporaria y controlar el flujo.
Para el año 1933, Johnston Well Testers había
modificado sus propuestas para incluir un
medidor de presión destinado a complementar la información de tasas de flujo con las
mediciones de presión de formación.1 Desde
entonces, el negocio de las pruebas de pozos
se ha expandido a través de las numerosas
innovaciones realizadas en los dispositivos y
métodos de pruebas.
Los ingenieros especialistas en pruebas
pronto reconocieron que se necesitaban equipos de superficie para manipular los fluidos de
formación producidos a través de la terminación temporaria establecida por la sarta DST.
Como resultado, un separador de prueba trifásico y un tanque amortiguador se convirtieron
en el equipo estándar en muchas configuraciones de pruebas de pozos. El separador de
prueba se coloca aguas abajo del colector múltiple de estrangulamiento (choke manifold),
que se utiliza para controlar el flujo de los
fluidos producidos en la superficie.
Un separador recibe los fluidos producidos
por un pozo y utiliza la fuerza de gravedad y
las diferencias de densidad de los fluidos para
48
separarlos en las fases agua, petróleo y gas
(abajo). Una vez separadas, las fases individuales se miden cuando salen del recipiente.
La fase gas se envía a una línea de gas independiente o se quema en una antorcha.2 Las
fases líquidas se mezclan y se hacen retornar
a una línea de flujo o se envían a un tanque de
almacenamiento. En localizaciones remotas,
que no pueden dar cabida al almacenamiento
y transporte de los líquidos producidos, es probable que los líquidos deban también
eliminarse por quemado.
Un tanque amortiguador, colocado aguas
abajo del separador, provee un recipiente en
el que pueden fluir los líquidos separados para
Segunda
Válvula de alivio válvula de
Placas de
de presión alivio de presión coalescencia
neutralizar los golpes de presión repentinos.
Con una reducción de la presión del petróleo
en el tanque amortiguador, el gas se separará
de la solución, produciendo una reducción del
volumen de petróleo. Esta contracción puede
ser medida en el tanque amortiguador. Además pueden requerirse equipos auxiliares,
tales como un intercambiador de calor con
vapor o un calentador a fuego indirecto. El
calentador se coloca aguas arriba del separador para calentar los fluidos producidos y para
impedir la formación de hidratos, reducir la
viscosidad del fluido y romper las emulsiones.
Un quemador instalado aguas abajo del tanque amortiguador elimina el gas producido y,
Placa deflectora
del rompedor
de espuma
Salida del gas al
medidor (placa orificio)
Extractor de vapores
Puerta
de acceso
Entrada de efluente
Cortador
Placas
Salida Regulador del Salida del agua
deflectoras adicional nivel de agua al medidor mecánico de vórtice
Regulador del nivel
de petróleo
Cortador de vórtice
Salida del petróleo al
medidor mecánico
Placa deflectora de vertedero
> Separador de prueba. Un separador trifásico portátil (extremo superior) se encuentra
alojado en un armazón estructural diseñado para su protección y para soportar las operaciones de montaje. La vista recortada (extremo inferior) muestra los deflectores y las
pantallas utilizadas para separar los fluidos producidos. Estos fluidos ingresan por la entrada y contactan una serie de placas, haciendo que los líquidos se condensen desprendiéndose de la corriente de flujo, donde son separados por la fuerza de gravedad en base
al contraste de densidad.
Oilfield Review
bajo ciertas circunstancias, elimina también
los líquidos producidos.
En el fondo del pozo, pueden obtenerse
mediciones de presión y temperatura con
herramientas operadas con línea de acero. En
el pasado, los levantamientos adquiridos con
línea de acero utilizaban registradores gráficos mecánicos para medir las presiones de
fondo de pozo, mientras que un termómetro
de máxima medía la temperatura de fondo de
pozo (BHT). Con la introducción de la tecnología de sensores de cristal de cuarzo, los
medidores de presión y temperatura de fondo
de pozo se han vuelto cada vez más confiables
y precisos. Hasta esta tecnología ha evolucionado. Ahora, un solo cristal mide la
temperatura y la presión en el mismo punto,
eliminando los retrasos en la obtención de la
temperatura u otras discrepancias observadas
anteriormente, cuando se utilizaba un
segundo cristal para las correcciones termales. Los sensores, tales como el Sensor de
Cristal de Cuarzo CQG y los medidores de presión UNIGAGE, son altamente versátiles y
pueden registrar la presión de fondo de pozo
en levantamientos con líneas de acero, en
operaciones DST y en sistemas de disparos
bajados con la tubería de producción (TCP).
En las operaciones DST y TCP, las mediciones
se obtienen ya sea por encima o por debajo
del empacador y los medidores pueden instalarse dentro o fuera de la sarta de pruebas.
Los datos se registran en el fondo del pozo o
bien se transmiten a la superficie para su lectura en tiempo real.
Las válvulas de los probadores, que constituyen el núcleo de la sarta de pruebas de
pozos, también han evolucionado. Desde la
válvula simple pero efectiva del Probador de
Formación Johnston original, el diseño de las
herramientas de pruebas evolucionó para convertirse en la herramienta alternativa de
ciclos múltiples, conocida como herramienta
de Evaluación de Flujo Múltiple MFE en 1961.
Esta herramienta de pruebas MFE fue utilizada en miles de pruebas DST efectuadas en
Verano de 2007
agujero descubierto, y todavía se emplea en
aplicaciones DST tradicionales en ciertas
zonas de rocas duras.
En la década de 1970, la actividad de exploración marina se incrementó asombrosamente
y, con ese incremento, surgió la necesidad de
contar con una válvula de prueba más adecuada para la ejecución de pruebas en pozos
entubados mucho más profundos y con presiones más altas, y en operaciones llevadas a
cabo desde equipos de perforación (taladros)
flotantes. La válvula del Probador Controlado
a Presión PCT estableció su nicho en este
ámbito, eliminando la necesidad de desplazar
la tubería hacia arriba y hacia abajo para operar manualmente la válvula; una inquietud
potencial a la hora de efectuar pruebas desde
equipos de perforación flotantes. En cambio,
la herramienta PCT era operada mediante la
aplicación de presión en el espacio anular
existente entre la sarta de pruebas y la tubería de revestimiento. Los pozos de alto
régimen de producción instaron al desarrollo
de la herramienta PCT de diámetro completo
en el año 1981.
En 1989, se introdujo la primera de una
nueva generación de herramientas de prueba
“inteligentes,” con el desarrollo del Sistema
de Implementación Remota Inteligente IRIS.
Este sistema de válvula dual combina la válvula de prueba con la válvula de circulación
en una sola herramienta. Los sensores y
microprocesadores integrales permiten la programación de la herramienta, lo que provee
flexibilidad en las operaciones de prueba. La
potencia mecánica para abrir y cerrar tanto la
válvula de prueba como la válvula de circulación está contenida dentro de la herramienta,
en lugar de ser suministrada desde la superficie a través de la manipulación de la tubería o
la presión anular.
Ahora, los pulsos de presión codificados,
enviados desde la superficie, proporcionan los
comandos a la herramienta en el fondo del
pozo. Estos pulsos de presión de baja intensidad se transmiten a lo largo del espacio
anular y son detectados en el fondo del pozo
por el regulador inteligente de la herramienta. El microprocesador analiza cada
pulso para diferenciar los comandos de otros
eventos de presión producidos durante la operación. Los pulsos reconocidos como
comandos del sistema IRIS son implementados utilizando la presión hidrostática
disponible en el fondo del pozo para abrir o
cerrar la válvula correcta, o incluso para ejecutar las operaciones de la válvula en forma
secuencial. Por ejemplo, la válvula del probador puede ser regulada para cerrarse si se
produce sobrepresión anular, y puede reabrirse una vez solucionado el problema. El
microprocesador almacena un archivo de
datos de presión y enumera todos los comandos ejecutados para el posterior análisis de la
operación.
Las áreas prospectivas de aguas profundas
son perforadas y terminadas con embarcaciones de perforación o equipos de perforación
semisumergibles; las pruebas de pozos efectuadas desde esas embarcaciones flotantes
requieren una medición adicional de control
de pozo, más allá de la provista por el preventor de reventones (BOP) de perforación. Este
requerimiento generó el desarrollo del sistema de control de pozo recuperable E-Z Tree
de Johnston-Schlumberger en 1975. En 1997,
se desarrolló otro sistema para proveer más
seguridad durante las urgencias, permitiendo
el cierre de la tubería y los preventores de cierre total con el árbol de pruebas en su lugar.
El sistema de control de pozo submarino SenTREE provee control hidráulico desde la
superficie hasta un módulo dual de válvula
esférica y válvula a charnela, a prueba de
1. Johnston Well Testers fue adquirida por
Schlumberger en 1956.
2. Atkinson I, Theuveny B, Berard M, Connort G, Lowe T,
McDiarmid A, Mehdizadeh P, Pinguet B, Smith G y
Williamson KJ: “Un nuevo horizonte en mediciones de
flujo multifásico,” Oilfield Review 16, no.4 (Primavera
de 2005): 58–70.
49
Embarcación de
perforación
Unión spanner
BOP anular
Preventores
de cierre total
Tubo
ascendente
Empaquetadores
de cierre total
Obturadores
de cierre sobre
la tubería
Válvula de retención
Válvula de purga
Adaptador de corte
Conjunto de cierre
Conjunto de válvula
Unión deslizante
Obturadores
de cierre sobre
la tubería
Línea
de lodo
Conjunto de
preventores
de reventón
Colgador acanalado
ajustable
Línea
de lodo
> Árbol de pruebas submarino. El árbol de pruebas SenTREE fue diseñado para mejorar el control
del pozo durante las pruebas de pozos efectuadas desde embarcaciones de perforación y semisumergibles. Se asienta dentro del conjunto de preventores de reventón en el fondo marino.
fallas (arriba). El sistema SenTREE sirve además como punto de desconexión para la sarta
de pruebas en caso de que la posición del
equipo de perforación (taladro) quede fuera
de tolerancia, obligando al equipo de perforación a desplazarse fuera del BOP submarino.
En la superficie, se ha adoptado un nuevo
procedimiento de mediciones multifásicas. El
equipo de pruebas de pozos periódicas multifásicas PhaseTester fue desarrollado para
medir con precisión las tasas de flujo de las
fases petróleo, gas y agua sin necesidad de
separar la corriente de flujo en fases individuales. El dispositivo puede medir cada fase
con precisión, en flujos tipo tapón, en flujos
con espuma y con emulsiones estables.3 Habitualmente, durante las pruebas DST, este
medidor de flujo se instala inmediatamente
aguas abajo del cabezal del pozo y aguas
arriba del separador de superficie (derecha).
Utilizando la tecnología de pruebas de
pozos multifásicos Vx, desarrollada por Framo
Engineering AS y Schlumberger, la unidad
PhaseTester combina un medidor tipo venturi
3. Atkinson et al, referencia 2.
50
con un sistema de detección de rayos gamma
de alta velocidad de energía dual. La presión
se mide cuando el fluido ingresa en el estrangulamiento de la garganta tipo venturi. Una
fuente química radioactiva pequeña, situada a
un costado del medidor venturi, emite rayos
gamma a lo largo de un rango discreto de niveles de energía, y la atenuación de los rayos
gamma causada por el fluido se mide en dos
niveles diferentes. En sentido transversal
desde la fuente, un detector de centelleo, combinado con un fotomultiplicador, detecta los
rayos gamma que no han sido absorbidos por
la mezcla de fluido a medida que fluye a través
del medidor tipo venturi. La obtención de
estas mediciones a razón de 45 veces por
segundo asegura su precisión, sin importar la
turbulencia presente en los regímenes de flujo.
La velocidad de conteo de los rayos gamma
de baja energía está relacionada con la composición del fluido; respondiendo por ende a
la relación agua-líquido. La velocidad de conteo de los rayos gamma de alta energía está
relacionada fundamentalmente con la densidad de la mezcla. Una computadora
determina las fracciones relativas de cada
fase presente en la tubería. La combinación
de la densidad de la mezcla y el diferencial de
presión existente en el medidor tipo venturi
da como resultado un flujo másico total
robusto y de alta resolución. La computadora
combina las propiedades volumétricas PVT del
fluido con las fracciones y el flujo másico para
ofrecer tasas volumétricas instantáneas de
petróleo, gas y agua cada 10 segundos.
Además, se ha desarrollado un programa de
interpretación Vx especial para medir el flujo
en los pozos de gas con fracciones de volumen
de gas (GVF) que varían entre 90% y 100%. El
programa de interpretación del modo de gas
Vx permite que el medidor de flujo
PhaseTester mida las tasas de flujo de gas en
todo el espectro de gases, desde el gas seco
hasta el gas extremadamente húmedo y el gas
> Medidor de flujo portátil. El medidor de flujo multifásico PhaseTester se encuentra alojado en una estructura modular (izquierda). Con 1,705 kg [3,750 lbm]
de peso, el medidor de flujo PhaseTester es lo suficientemente compacto
como para ser transportado por un camión mediano (derecha).
Oilfield Review
Cabezal del pozo
Antorcha
Medidor de flujo
Separador
Tanque de
almacenamiento
de petróleo
Unidad de tratamiento de agua
> Esquema de corrientes de flujo. Los fluidos del yacimiento son manipulados por la plataforma
CleanTest. Los fluidos llevados a la superficie son medidos a través del medidor de flujo multifásico PhaseTester antes de ser enviados aguas abajo a un separador especialmente diseñado
para dicho propósito. Mediante el monitoreo del medidor de flujo, el operador puede afinar los
ajustes de flujo y calor en el separador, optimizando de ese modo el desempeño del manipuleo
de los fluidos. El agua que sale del separador pasa a través de una unidad de tratamiento para
remover el petróleo remanente antes de la descarga. Los quemadores de alta eficiencia eliminan
cualquier fluido para cuyo almacenamiento o transporte el operador no dispone de instalaciones.
rico en condensado. Con flujos GVF de hasta
un 98%, el programa del medidor Vx activado
en modo gas también puede lograr la medición precisa de las tasas de flujo de agua.
Algunos de los conceptos descriptos precedentemente han sido integrados en un
paquete liviano y compacto de pruebas de
pozos para adquirir datos de tasas de flujo precisos durante el procesamiento de los grandes
volúmenes de efluente del pozo producidos
durante las pruebas. El servicio de pruebas de
pozos CleanTest utiliza un medidor de flujo
multifásico, un separador de superficie diseñado especialmente para este propósito, una
unidad de tratamiento de agua colocada aguas
abajo del separador, y, si se necesita, un quemador de alta eficiencia para la eliminación
del efluente sin humo (arriba).
Verano de 2007
El medidor de flujo PhaseTester Vx instalado en la superficie, entre el cabezal del pozo
y el separador, monitorea continuamente los
fluidos producidos durante la prueba de pozo,
eliminando la dependencia del proceso de
separación para las mediciones de flujo. Esto es
particularmente importante durante el período
de limpieza, en el que el pozo se abre inicialmente al flujo y la zona invadida de la formación
descarga los filtrados de lodo, las salmueras y
otros fluidos bombeados en el fondo del pozo
durante la perforación o terminación del pozo.
Utilizando el medidor de flujo multifásico para
monitorear las tasas de flujo en la superficie, el
operador puede determinar de inmediato el instante en que el pozo se ha limpiado.
En la plataforma CleanTest, se coloca un
separador de pruebas de pozos ajustable,
aguas abajo del medidor de flujo, para manejar los efluentes. Mediante la instalación del
medidor de flujo PhaseTester de alta precisión
aguas arriba, se despoja al separador del instrumental que se utiliza normalmente para
medir las fracciones de las fases en la superficie. Esto permite que el separador sea puesto
en línea en el momento en que se abre el pozo
para el flujo de retorno; la corriente de flujo
ya no se desvía para sortear el separador
durante el período de limpieza con el fin de
salvaguardar el instrumental. Este enfoque
ahorra el tiempo de equipo de perforación
insumido en los programas de pruebas que
habitualmente requieren entre dos y tres días
de ajustes progresivos del estrangulador a fin
de que el grado de limpieza alcanzado sea
suficiente para permitir que los fluidos producidos se envíen a través del separador.
El separador utiliza un vertedor controlado
en forma remota que se desplaza hacia arriba
o hacia abajo con las fluctuaciones producidas
en las fracciones de las fases petróleo y agua.
Dentro del separador, las fases gas, petróleo y
agua de la corriente de producción se separan
en sus respectivas fracciones antes de ser descargadas.
El agua que sale del separador se envía a
una unidad de tratamiento de agua móvil.
Esta unidad combina la técnica de separación
coalescente con la técnica de separación por
atracción gravitacional para reducir las concentraciones de petróleo en agua. Por
ejemplo, el agua que ingresa en la unidad con
20,000 ppm de petróleo disperso contendrá
menos de 20 ppm de petróleo en la salida,
incluso con petróleos densos de baja densidad
API. El contenido de petróleo en agua es confirmado cuando las muestras tomadas en la
unidad se hacen pasar por un analizador local.
Mediante la remoción del petróleo contenido
en el agua, la unidad asiste en el cumplimiento de las estrictas normas sobre vertido
ambiental que permiten la eliminación del
agua directamente en el mar. Dicho cumplimiento proporciona al operador una
alternativa económicamente efectiva con respecto al almacenamiento, el transporte y la
eliminación del agua. El petróleo se recolecta
en una cámara atmosférica de recuperación
de petróleo, y se dispone de una bomba incorporada para enviar el petróleo recuperado a
un tanque de almacenamiento o al quemador.
51
Cabezal del pozo
Tanque de
recuperación
del diesel
Unidad de bombeo
A la pileta de agua
Válvula de aislamiento
Colector
múltiple de
estrangulamiento
Separador
Separador
vertical
Tanque
medidor
Calentador
Tanque
amortiguador
Compresor de aire
Bomba de transferencia
Línea de alivio
Quemador
Fosa de quemado
Arrestallamas
Cabezal del pozo
Colector múltiple de derivación
A la pileta de lodo
Medidor de flujo PhaseTester
Válvula de aislamiento
Fosa de quemado
Colector múltiple
de estrangulamiento
Tanque
medidor
Colector múltiple
de petróleo
Bomba neumática
Estrangulador
Tanque
amortiguador
Arrestallamas
> Esquema simplificado. Una comparación entre la estructuración de la prueba original (extremo superior) y la configuración de una prueba de pozo posterior (extremo inferior) muestra una reducción
significativa en cuanto a tuberías y complejidad, obtenida mediante la inclusión del medidor de flujo
multifásico PhaseTester.
Se esperaba una tasa de flujo promedio de
50 MMpc/d [1.4 millón de m3/d]; por lo tanto,
por razones de seguridad el equipo debía manipular en forma segura hasta 70 MMpc/d [2 millones
de m3/d]. Durante las pruebas de producción de
24 horas, además del gas seco, se esperaban hasta
un 9% de CO2, 11 ppm de H2S, y cantidades variables de gas condensado, petróleo, lodo, sedimento
y agua. Por otro lado, se esperaba el contraflujo
del diesel utilizado para determinar la presión
diferencial ejercida contra la sarta de pruebas.
Originalmente, el proyecto se basó en la tecnología convencional, tal como los separadores
horizontales gravitacionales, los tanques amortiguadores, los colectores múltiples, las bombas
de transferencia y los quemadores. En el año
2004, Schlumberger introdujo el modelo de interpretación del modo de gas PhaseTester Vx. Las
capacidades multifásicas del modelo de interpretación del modo de gas extendieron el rango
completo de mediciones de flujo a las condiciones de gas húmedo o gas seco. El medidor de
52
flujo multifásico PhaseTester también proporcionó lecturas precisas de la tasa de flujo de gas
en condiciones estándar y obtuvo los valores de
la tasa de flujo de líquido y del corte de agua.
El medidor de flujo PhaseTester simplificó en
forma asombrosa la configuración de campo porque ya no era necesaria la separación de fases, y
la extracción de muestras no constituía un objetivo crucial (arriba). Esta nueva estructuración
demostró ser intrínsecamente más segura que
las pruebas de pozos previas. Los tiempos de
montaje, transporte y desmontaje del equipo de
perforación también generaron un ahorro promedio de 11.5 días. La necesidad de personal,
camiones y vehículos de soporte se redujo considerablemente, lo que se tradujo en un ahorro
estimado de costos del 28%, en comparación con
las pruebas de pozos previas.
En otra prueba de pozo, al operador le preocupaba la capacidad para resolver las incertidumbres asociadas con la producción de la fase
líquida. Durante la campaña del Campo Krechba,
en el año 2005, el sistema PhaseTester Vx logró
delinear claramente las tasas de flujo de gas y
líquido (próxima página, extremo superior derecho). Estas tasas fueron confirmadas subsiguientemente utilizando la herramienta de Adquisición
de Registros de Producción PLT. Utilizando la tecnología PhaseTester Vx, el operador obtuvo datos
de alta calidad, incrementando al mismo tiempo
la seguridad y reduciendo el costo asociado con la
logística, el personal y el tiempo de operación.
Muestreo de fluidos
Más allá de la presión, la temperatura y la tasa
de flujo, el operador también necesita conocer la
naturaleza precisa de los fluidos producidos por
el yacimiento. El futuro de un área prospectiva
depende del conocimiento que posea el operador de los fluidos contenidos en un yacimiento
(próxima página, extremo inferior derecho). Las
consideraciones económicas importantes, tales
como el factor de recuperación del yacimiento,
las estimaciones de reservas y los pronósticos de
producción, están afectadas por las propiedades
de los fluidos. Además de obtener información
acerca de la composición química, la densidad,
la viscosidad y la relación gas-petróleo (GOR) del
fluido, a los operadores les interesa especialmente determinar las condiciones bajo las cuales
los fluidos producidos formarán parafinas, hidratos y asfaltenos. Por lo tanto, el conocimiento de
las propiedades de los fluidos es esencial para
evaluar la rentabilidad de un pozo o de un área
prospectiva.
Las pruebas de pozos ofrecen una oportunidad única para la recolección de muestras
representativas de fluidos de yacimientos. Las
muestras se consideran representativas de los
fluidos del yacimiento cuando son monofásicas y
han sido recolectadas en condiciones de presión
de saturación y temperatura crítica, por encima
de las cuales los sólidos orgánicos se separarían
de la muestra. Los criterios de presión-temperatura deben ser observados estrictamente para
que las muestras sean representativas.
Los análisis de muestras representativas constituyen datos de entrada vitales para el diseño y
la simulación de los procesos de producción que
tienen lugar entre la formación y los ductos de
venta. Estas simulaciones se basan en datos de
análisis de la relación presión-volumen-temperatura (PVT) y comienzan con la hipótesis de que
un yacimiento se desempeña bajo las condiciones iniciales antes de ser explotado. Una vez
explotado, las propiedades de sus fluidos cambian inevitablemente conforme se reducen las
presiones a lo largo de su vida productiva.
No siempre es posible obtener una muestra
representativa del fluido original del yacimiento.
Oilfield Review
2. El punto de burbujeo está definido por la temperatura y
la presión a las que parte de un líquido comienza a
convertirse en gas. De este modo, si un volumen
constante de líquido se mantiene a una temperatura
constante mientras la presión se reduce, el punto en el
cual comienza a formarse el gas es el punto de burbujeo.
3. El punto de rocío está definido por la temperatura y la
presión a las que un gas comienza a condensarse. Si se
mantiene una presión constante sobre un volumen de gas
dado mientras la temperatura se reduce gradualmente, el
punto en el cual comienzan a formarse pequeñas gotitas
de líquido, es el punto de rocío del gas a esa presión.
Verano de 2007
50
Presión en boca de pozo
40
Tasa de flujo de gas, MMpc/d
Presión en boca de pozo, lpc
2,500
Tasa de flujo (gasto) de agua, bbl/d
Cuando la presión del yacimiento cae por debajo
de la presión de burbujeo del petróleo, las fracciones más livianas del petróleo se evaporan para
formar una fase gaseosa independiente.2 Se observa el efecto opuesto cuando la presión en un
yacimiento de gas condensado cae por debajo de
su punto de rocío.3 El líquido se forma a medida
que el gas se condensa. Las composiciones de
estos fluidos de yacimientos serán alteradas luego
como consecuencia de la correspondiente pérdida de las fracciones livianas o pesadas.
La secuencia cronológica es crucial para la
obtención de una muestra representativa del
fluido original del yacimiento. Las muestras
deben tomarse en la etapa más temprana posible de la vida productiva de un yacimiento para
evitar la condición bifásica causada por la caída
de presión a medida que el pozo produce. Por
este motivo, los pozos descubridores a menudo
son muestreados en forma extensiva, utilizando
probadores de formación operados con cable
después de perforar un intervalo, y, nuevamente,
mediante pruebas de formación efectuadas a
través de la columna de perforación (DST).
Además de la presión, un operador debe
considerar cuán representativa puede ser una
muestra si se extrae de un yacimiento de gran
extensión areal. Es decir, una sola muestra,
tomada en una posición dada, probablemente no
incorpore las variaciones o la compartimentalización existente en un yacimiento. Del mismo
modo, una sola muestra tampoco da cuenta de
las gradaciones de los fluidos que se observan
entre el tope y la base de las secciones productivas extensas. En consecuencia, los fluidos de
yacimientos a menudo son muestreados a medida
que se perforan otros pozos en un yacimiento. Las
muestras se toman además a distintas profundidades en el yacimiento, utilizando habitualmente
un probador de formación operado con cable.
Los fluidos muestreados en la superficie pueden diferir considerablemente de los fluidos
muestreados en el fondo del pozo. Los asfaltenos
pueden separarse de los fluidos del yacimiento
con la caída de presión que se produce a medida
que los fluidos son llevados desde los disparos a
la superficie. Las parafinas también pueden
separarse de la solución con una caída de tem-
2,000
30
Tasa de flujo de gas
1,500
20
1,000
Tasa de flujo de agua
10
500
0
08/24/05–12:00
08/24/05–18:00
08/25/05–0:00
08/25/05–6:00
08/25/05–12:00
0
08/25/05–18:00
Fecha / hora
> Determinación de los fluidos durante una operación de limpieza del pozo. Este pozo del Campo Krechba
fue monitoreado con el medidor de flujo PhaseTester durante un período de limpieza de 24 horas. Luego
de cada incremento del tamaño del estrangulador (orificio), prescripto por el programa de limpieza, se
midieron la presión en boca de pozo y las tasas de líquido y gas. Los resultados de la herramienta
PhaseTester muestran mesetas bien definidas para cada fase, que corresponden a ajustes del tamaño
del estrangulador. La curva de presión en boca de pozo indica cuándo se modificó el estrangulador.
peratura que acompaña a los fluidos a medida
que son llevados a la superficie. La diferencia
entre las propiedades de los fluidos de fondo de
pozo y de superficie resulta de gran interés para
un operador y se ha desarrollado una diversidad
de técnicas para obtener cada tipo de muestra.
Las muestras de superficie se recolectan en el
cabezal del pozo o en el separador. Las muestras
del separador requieren que se tomen muestras
individuales de las fases petróleo y gas, además
de mediciones precisas de sus respectivas tasas
de flujo, presiones y temperaturas. Las muestras
de petróleo y gas se combinan luego en un laboratorio para formar una muestra representativa.
Estas muestras se extraen cuando el análisis
especial requiere volúmenes que exceden la
capacidad de las herramientas de muestreo convencionales o cuando no es posible recolectar
muestras de fluidos de yacimientos en el fondo
del pozo. Tales volúmenes pueden requerirse
para los análisis utilizados en los estudios de las
refinerías o en los estudios de recuperación mejorada de petróleo.
Las muestras tomadas en el fondo de pozo,
normalmente aludidas como muestras de fondo
de pozo, son las más representativas del fluido de
formación original porque se recolectan tan cerca
de la presión y la temperatura del yacimiento
como lo permiten las condiciones del pozo. Las
muestras de fondo de pozo se extraen con dispositivos desplegados con cable o con línea de
acero, o como parte integrante de la sarta de
herramientas DST. Se utilizan cuando la presión
de flujo de fondo de pozo es mayor que la presión
de saturación de petróleo del yacimiento. Las
muestras de fondo de pozo son esenciales para el
¿Quién necesita muestras de fluidos?
Ingenieros de terminación y producción de pozos
Diseños de terminación de pozos
Especificaciones de materiales
Cálculos relacionados con los procesos de
levantamiento artificial
Interpretaciones de los registros de producción
Pronósticos de producción
Geólogos
Correlaciones de yacimientos
Estudios geoquímicos
Estudios del origen de los hidrocarburos
Ingenieros de yacimientos
Interpretaciones de pruebas de pozos
Estimaciones de reservas
Cálculos de balances de materiales
Análisis del mecanismo natural de drenaje
Simulaciones de yacimientos
Ingenieros de instalaciones
Mitigación del aseguramiento del flujo
Separación y tratamiento de los fluidos producidos
Opciones de medición
Estrategias de transporte
> Demanda de muestras de fluidos producidos.
Se requieren muestras de fluidos representativas y sus análisis, aguas arriba y aguas abajo
del cabezal del pozo.
análisis PVT y para la evaluación de los problemas potenciales de aseguramiento del flujo, tales
como la precipitación y la depositación de asfaltenos y parafinas.
Diversos factores inciden en la elección de la
técnica de muestreo: las propiedades del yacimiento, el volumen de muestra requerido, el tipo
53
> Colector múltiple de muestreo del cabezal del
pozo. Esta unidad, de fácil transporte, provee los
cilindros de muestreo, las válvulas y los medidores
necesarios para captar los fluidos producidos en
el cabezal del pozo.
de fluido de yacimiento a muestrear, el grado de
agotamiento del yacimiento, y el tipo de equipo
de superficie y subsuelo requerido. Cada modo
de muestreo requiere su propio equipo especial,
aunque ciertos componentes son comunes a la
mayoría de los modos de muestreo. El rango de
los modos de muestreo puede agruparse en
forma aproximada en cinco técnicas básicas:
• Extracción de muestras del cabezal del pozo:
Se utiliza un colector múltiple de cabezal de
pozo, construido a tal efecto, para recolectar
muestras en la superficie (arriba). Estas muestras pueden ser recolectadas sólo cuando la
presión de flujo en boca de pozo y la temperatura se encuentran por encima de la presión
de saturación del fluido del yacimiento, de
manera que el fluido se mantiene en estado
monofásico en el cabezal del pozo. Tales condiciones no son habituales pero a veces existen;
por ejemplo, en ciertos pozos submarinos en
los que los fluidos producidos pueden mantenerse monofásicos durante todo el trayecto
hasta el colector múltiple de estranguladores
(manifold) de superficie.
• Extracción de muestras de superficie DST: Las
muestras de petróleo y gas suelen obtenerse en
el separador de prueba. Con mediciones precisas de las tasas de flujo, presiones y temperaturas del petróleo y el gas, estas muestras pueden
recombinarse en un laboratorio para aproximarse a la composición de un fluido representativo
en profundidad. Tales muestras requieren la
existencia de condiciones de flujo estables dentro del separador. Las muestras de superficie
deberían recolectarse siempre, como medida
precautoria, debido a que problemas imprevistos podrían impedir la recuperación exitosa de
las muestras de fondo de pozo.
54
• Extracción de muestras de fondo de pozo DST:
Las muestras representativas de fluidos se
extraen en el fondo del pozo al final del período
de flujo principal de la prueba DST. Se transmiten comandos desde la superficie para abrir una
cámara para muestras, tal como un tomador de
muestras de yacimientos monofásicos (SRS),
que se incorpora en un lastrabarrenas (portamecha) especial en la sarta DST (derecha).
Utilizando un transportador de fondo de pozo
SCAR, se pueden obtener hasta ocho muestras
monofásicas SRS. La herramienta de extracción
de muestras SCAR es activada por un disco de
ruptura o por transmisión de pulsos de presión
a través del lodo de perforación hasta un disparador IRIS. La extracción de muestras de fondo
de pozo DST se lleva a cabo a la presión y temperatura del yacimiento, de modo que el fluido
monofásico se recupera si la presión del yacimiento se encuentra por encima de su punto de
burbujeo.
• Extracción de muestras con línea de acero:
Habitualmente corridos en pozos productores,
los dispositivos de muestreo SRS pueden ser
suspendidos en una línea de acero y bajarse a
través de la tubería de producción hasta el tope
de los disparos. Un temporizador instalado en el
SRS permite que la cámara para muestras se
abra y admita los fluidos después de transcurrido
un tiempo suficiente para que la herramienta
alcance la profundidad deseada.
• Extracción de muestras con el probador de la
formación operado con cable: Las herramientas
operadas con cable, tales como la herramienta
MDT, son corridas rutinariamente en agujero
descubierto para medir las presiones del yacimiento, y con frecuencia miden las presiones
en distintas profundidades, abarcando todo el
yacimiento para obtener un gradiente de presión del yacimiento, además de recolectar
muestras de fluidos del mismo. La capacidad de
extracción de muestras múltiples de la herramienta MDT permite tomar muestras a distintas profundidades de un yacimiento para delinear gradaciones complejas de la columna de
fluidos. Los resultados del probador de la formación operado con cable a menudo se utilizan
para guiar las pruebas de formación subsiguientes, efectuadas a través de la columna de
perforación.
Dentro de la herramienta MDT, la calidad de la
muestra es monitoreada con un Analizador Óptico
de Fluidos OFA, un Analizador de Fluidos Vivos
LFA, o los módulos del Analizador de la Composición de los Fluidos CFA. Estos módulos pueden
determinar si un fluido ha atravesado su presión
de saturación; como sucede cuando una muestra
de petróleo cae por debajo de su punto de burbu-
Temporizador de encendido
Cámara de aire
Válvula del regulador
Dispositivo de cierre
Pistón flotante
Orificios de muestreo
Pistón fijo
Válvula a correa
> Tomador de muestras de fluidos de fondo de
pozo. El tomador de muestras de yacimientos
monofásicas (SRS) utiliza un pistón cargado con
nitrógeno para ejercer presión sobre la cámara
para muestras de fluidos, de 600 cm3, manteniendo el fluido por encima de su presión de
saturación y en estado monofásico cuando la
cámara para muestras es llevada a la superficie.
El hecho de mantener la presión alta también
impide que el fluido precipite asfaltenos, lo que
puede hacer que las muestras se tornen no
representativas.
jeo, o cuando una muestra de gas cae por debajo
de su punto de rocío. Además, ayudan a verificar
que el fluido muestreado posea valores suficientemente bajos de contaminación con filtrado.4
Las muestras adquiridas con la herramienta
MDT se almacenan en una cámara para muestras
múltiples monofásicas (SPMC) para garantizar
que los fluidos se mantengan a la presión de formación a medida que se llevan a la superficie. En
los pozos de exploración, las muestras MDT obtenidas en agujero descubierto a menudo sirven
como indicador preliminar del tipo de fluido del
yacimiento, antes de que se efectúe la prueba de
pozo en pozo entubado. En ciertos pozos, las
mediciones de presión y la extracción de muestras MDT reemplazan a la prueba DST.
Oilfield Review
dos de Oilphase-DBR en Houston, donde se controló la calidad de los datos. Los resultados se
cargaron luego en el software de simulación PVT
Pro (que utiliza una ecuación de estado) para el
modelado ulterior. La matriz de presión-temperatura resultante se envió nuevamente al equipo
perforador, donde fue descargada en un archivo
de datos PhaseTester. Los datos permitieron que
los ingenieros de pruebas crearan una identificación de fluidos orientada a optimizar las
mediciones del medidor de flujo PhaseTester
obtenidas durante la prueba del pozo.
> Laboratorio portátil de análisis de fluidos. El servicio de análisis móvil PVT
Express puede proveer información sobre las características físicas, la composición y el comportamiento de los fluidos de yacimientos. Al disponer del laboratorio en la localización del pozo, el operador puede obtener rápidamente un
análisis detallado de la composición de los fluidos, la presión de burbujeo o
la presión de rocío, la compresibilidad, la viscosidad y otros parámetros
importantes.
Para los lodos a base de aceite (OBM), se ha
desarrollado un sistema de muestreo enfocado
especial para reducir la contaminación de la
muestra de fluido de hidrocarburo con filtrado de
fluido de perforación miscible a base de aceite.
La herramienta de muestreo operada con cable
Quicksilver Probe utiliza dos áreas de flujo diferentes para guiar al fluido de formación limpio al
interior de la herramienta MDT.5 Un aro perimetral, o aro “de protección,” que rodea la parte
externa de la probeta, capta el filtrado, mientras
que un aro central aspira el fluido del yacimiento
limpio desde el centro del cono de flujo. Sin embargo, esta herramienta no se limita al OBM; la
misma probeta de protección provee una operación de muestreo más rápida y más limpia en los
pozos perforados con cualquier tipo de lodo.
La extracción de muestras de fondo de pozo
también puede efectuarse en pozo entubado, utilizando la herramienta CHDT; una variante de la
herramienta MDT. Este probador perfora un agujero de 0.28 pulgada de diámetro a través de la
tubería de revestimiento, el cemento y la formación, luego inserta una probeta para obtener
mediciones de presión y muestras. Después de
extraída la probeta, se inserta un sello bidireccional de 10,000 lpc [69 MPa] para taponar el
agujero creado en la tubería de revestimiento.6
Análisis de fluidos
Las relaciones de presión-volumen-temperatura
(PVT) y la composición de los fluidos producidos
son de gran interés para las compañías de E&P y
resultan esenciales para la evaluación de la rentabilidad de un pozo o un área prospectiva. La
composición y las propiedades físicas de los
fluidos producidos inciden en los diseños de terminaciones críticas y en los diseños de la línea de
Verano de 2007
flujo y las estaciones de separación y bombeo, e
incluso en las plantas de procesamiento y refinación; especialmente cuando se producen CO2, H2S
u otros elementos corrosivos. El análisis composicional provee datos de entrada claves para la
simulación de yacimientos.
El análisis de fluidos se efectúa en los laboratorios PVT, algunos de los cuales pueden ser
llevados a la localización del pozo. El servicio de
análisis de fluidos de pozos en sitio PVT Express
ofrece un laboratorio de análisis PVT dedicado
para la localización del pozo (arriba). Los especialistas del servicio de muestreo y análisis de
fluidos de Oilphase-DBR realizan los análisis PVT
no bien se recolectan las muestras. En su laboratorio independiente, los analistas PVT miden la
presión de saturación, el punto de burbujeo y el
punto de rocío, la relación gas-petróleo, la composición del gas hasta C12 y la composición del
líquido hasta C36, la densidad atmosférica y la
viscosidad del líquido.7 Los resultados del análisis de fluidos específicamente diseñado se envían
al cliente a las pocas horas, posibilitando la toma
de decisiones cruciales relacionadas con las
pruebas y terminaciones de pozos.
En una prueba de un pozo marino reciente,
los especialistas del servicio PVT Express analizaron las muestras de fluidos de yacimientos
recolectadas en el cabezal del pozo, junto con las
muestras de gas y líquidos del separador. El ingeniero de Oilphase-DBR midió la presión de
saturación de las muestras de fluidos del cabezal
del pozo, a la temperatura de muestreo y a la temperatura del fluido de yacimiento, y la relación
gas-petróleo del fluido y su composición. Esta
información fue transferida al sistema de monitoreo y envío de datos en tiempo real InterAct y
luego se transmitió al centro de Análisis de Flui-
Planeación de las pruebas de pozos
Con la introducción de las aplicaciones de planeación asistidas por computadoras, las pruebas
de pozos por reglas generalizadas han recorrido
el mismo camino que el nomograma. Estas pruebas requieren objetivos claramente definidos y
una planeación cuidadosa. La mayoría de las
pruebas de pozos son diseñadas en torno a objetivos tales como la extracción de muestras de
fluidos para análisis de laboratorio, la medición
de la presión y la temperatura del yacimiento, la
determinación de la productividad de los pozos,
la evaluación de la eficiencia de las operaciones
de terminación de pozos, o la determinación del
tamaño, los límites y otros parámetros de los
yacimientos. Para alcanzar estos objetivos, el
ingeniero especialista en pruebas de pozos debe
concebir una secuencia de mediciones dinámi4. Andrews RJ, Beck G, Castelijns K, Chen A, Cribbs ME,
Fadnes FH, Irvine-Fortescue J, Williams S, Hashem M,
Jamaluddin A, Kurkjian A, Sass B, Mullins OC, Rylander
E y Van Dusen A: “Cuantificación de la contaminación
utilizando el color del crudo y del condensado,” Oilfield
Review 13, no. 3 (Invierno de 2001/2002): 24–43.
Para obtener más información sobre el módulo Analizador
de la Composición de los Fluidos CFA, consulte:
Betancourt S, Fujisawa G, Mullins OC, Carnegie A, Dong
C, Kurkjian A, Eriksen KO, Haggag M, Jaramillo AR y
Terabayashi H: “Análisis de hidrocarburos en el pozo,”
Oilfield Review 15, no. 3 (Invierno de 2003/2004): 60–69.
5. Para obtener más información sobre la herramienta de
muestreo Quicksilver Probe, consulte: Akkurt R,
Bowcock M, Davies J, Del Campo C, Hill B, Joshi S,
Kundu D, Kumar S, O’Keefe M, Samir M, Tarvin J,
Weinheber P, Williams S y Zeybek M: “Muestreo guiado
y análisis de fluidos en el fondo del pozo,” Oilfield
Review 18, no.4 (Primavera de 2007): 4–21.
6. Burgess K, Fields T, Harrigan E, Golich GM, MacDougall
T, Reeves R, Smith S, Thornsberry K, Ritchie B, Rivero R y
Siegfried R: “Pruebas de formación y obtención de
muestras de fluidos a través del revestimiento,” Oilfield
Review 14, no. 1 (Verano de 2002): 50–63.
7. Oilphase-DBR es la división de muestreo y análisis de
fluidos de Schlumberger. Oilphase fue fundada en
Aberdeen, en 1989, con la introducción de la primera
herramienta monofásica de muestreo de fondo en pozo
entubado. Oilphase fue adquirida por Schlumberger en
1996. DBR fue fundada en 1980 en Edmonton, Alberta,
Canadá, por Donald Baker Robinson, coautor de la
ecuación de estado de Peng-Robinson. DBR diseñó y
fabricó el equipo del laboratorio de análisis PVT, libre de
mercurio y de aseguramiento del flujo, el software que
utiliza la ecuación de estado y los servicios de análisis
de fluidos de petróleo pesado. En el año 2002, DBR fue
adquirida por Schlumberger y se fusionó con Oilphase.
55
cas y seleccionar el equipamiento correcto para
realizar el trabajo. Cualesquiera sean los objetivos del operador, todas las pruebas de pozos de
nuestros días son diseñadas considerando la
seguridad y la protección del medio ambiente
como prioridades máximas.
El primer paso del diseño de una prueba de
pozo efectiva implica la comprensión detallada
de los objetivos de la prueba de pozo propuesta.
Todas las decisiones relacionadas con el manipuleo de las tasas de flujo, las duraciones de los
períodos de pruebas, la frecuencia de muestreo
de los medidores de presión y el protocolo de
muestreo de fluidos, requieren una comprensión
sólida de lo que se espera que demuestre la
prueba. En ciertos casos, la recolección de las
muestras constituye una prioridad; algunas
requieren una tasa de flujo o una caída de presión máxima; y otras buscan evaluar la eficiencia
de las operaciones de terminación o investigar
los límites del yacimiento. Para cada objetivo, se
debe efectuar un análisis cuidadoso y deliberado
de costos versus beneficios.
Los objetivos de las pruebas se desarrollan
después de un análisis detallado de la información geofísica, petrofísica y de perforación. Estos
objetivos deben priorizarse luego para asistir en
el proceso de toma de decisiones subsiguiente, en
el que deben considerarse los factores económicos y operacionales. A partir de este análisis, los
geólogos e ingenieros determinarán qué zonas
probar, el tipo de datos de pruebas que necesitan
adquirir para satisfacer los objetivos planteados,
y, en consecuencia, el tipo de prueba de pozo que
necesitan efectuar.
Para determinar la gama de objetivos que
pueden ser satisfechos por una prueba de pozo,
los ingenieros especialistas en pruebas modelan
la respuesta del yacimiento a los cambios producidos en el régimen de producción durante la
prueba. Las simulaciones efectuadas con computadoras permiten que los responsables del
diseño de las pruebas de pozos consideren los
efectos de un amplio rango de presiones y tasas
de flujo sobre el yacimiento y el sistema de pruebas. La simulación ayuda además a identificar
los tipos de sistemas capaces de medir la presión, la temperatura y los rangos de tasas de
flujo esperados, además de los equipos de pruebas de fondo de pozo y de superficie que serán
requeridos para ejecutar físicamente el programa de pruebas de pozos.
Los resultados de las simulaciones se revisan
para determinar cuándo aparecerán las características clave de las presiones transitorias, tales
como el fin de los efectos del almacenamiento o
de las operaciones de terminación de pozos, o el
inicio y la duración del flujo radial durante el
56
cual el yacimiento se comporta como si fuera ilimitado en extensión.8 Estos resultados también
permiten que el personal responsable de las
pruebas anticipe la aparición de los efectos de
los límites exteriores, causados por las fallas o
los límites de presión. Los análisis de sensibilidad determinan los efectos de los parámetros de
yacimientos potenciales sobre la duración de los
períodos de flujo y cierre. En esta etapa, puede
ser necesaria una revisión de los objetivos priorizados de las pruebas de pozos. No es inusual
observar que el tiempo de flujo o de cierre requerido para lograr un objetivo en particular es
prohibitivo a la luz del costo asociado. Estas
compensaciones recíprocas constituyen una
parte muy real del proceso de planeación de las
pruebas de pozos.
Con los parámetros de las pruebas en la
mano, los ingenieros especialistas en pruebas de
pozos pueden seleccionar los sistemas de adquisición de datos y el equipo de pruebas de pozos
que se adecuan a la operación. Entre otras consideraciones importantes se encuentran las
siguientes:
• asegurar que los datos de las pruebas de pozos
requeridas sean suficientes para validar la
prueba
• requerir lecturas de superficie para visualizar
las mediciones de datos de presión y temperatura de fondo de pozo para tomar decisiones
en tiempo real, o simplemente valerse de registradores de fondo de pozo
• utilizar medidores de alta resolución cuando
los objetivos de las pruebas exigen una descripción detallada del yacimiento
• asegurar la redundancia de las mediciones
• requerir la redundancia de las herramientas
de fondo de pozo durante todas las operaciones en los pozos marinos para garantizar el
control de pozo, en el fondo del pozo y en el
fondo marino
• seleccionar el equipo de superficie para manipular las tasas de flujo y las presiones esperadas
en forma segura y eficiente
• eliminar los fluidos producidos sin afectar el
medio ambiente.
El diseño y la especificación del equipo de
flujo de superficie poseen una participación muy
importante. Para llevar los fluidos a la superficie
en forma segura, los ingenieros especialistas en
pruebas de pozos deben diseñar un sistema que
pueda tolerar y controlar los flujos intensos de
líquidos y gases, desde el cabezal del pozo hasta
el separador y hasta los tanques de almacenamiento, o, más adelante, hasta la antorcha. Para
prevenir la erosión potencialmente devastadora
de la tubería, de los empalmes y del equipo,
dichos ingenieros deben tener en cuenta la velo-
cidad del fluido, el arrastre y las caídas de presión, entre un componente y el siguiente.
Una herramienta de planeación importante
es el diagrama de disposición del equipo. Este
diagrama esquemático muestra el equipo de
pruebas a utilizar, la disposición general de las
tuberías y la ubicación específica de cada equipo
en la localización del pozo. Teniendo en cuenta
las tasas de flujo y las presiones de boca de pozo
esperadas, los responsables del diseño de las
pruebas de pozos pueden determinar el tamaño
y los rangos operativos de presión para la tubería, el cabezal del pozo, el colector múltiple de
estrangulamiento, el calentador y el separador
de prueba. El tamaño correcto de la tubería es
importante, en particular, para prevenir velocidades de fluido excesivas, pérdidas de presión
grandes y la sobrepresurización del equipo.
Las tasas de flujo altas constituyen una preocupación especial con respecto al separador de
prueba de superficie. La presencia de demasiado
fluido puede abarrotar rápidamente el equipo,
provocando el arrastre del líquido hacia la línea
de gas del separador, o la formación de espuma
en su línea de petróleo. Mediante el diseño de
un sistema en el que se tengan en cuenta los
tiempos de retención y los perfiles de presión,
los ingenieros especialistas en pruebas de pozos
pueden evitar esos problemas.9 Sus diseños de
pruebas deben garantizar además el mantenimiento de un régimen de presión y temperatura
que evite la formación de hidratos; de lo contrario, deben planificar la inyección de glicol o
metanol aguas arriba del colector múltiple de
estrangulamiento.
El diseño de la prueba considera la seguridad
desde un extremo al otro del sistema. Todo el
equipo de pruebas de superficie debe estar
conectado a tierra. Las tuberías, las líneas de
flujo y las líneas de venteo se codifican en color
para identificar la presión de operación de la
tubería y cada una de las líneas debe estar
anclada. La disposición se diseña además para
dar cabida o combatir los efectos del ruido y el
calor. Las mediciones del ruido, obtenidas
durante las pruebas de pozos, muestran un
incremento correlativo de los decibeles en el
separador y la línea de gas conforme aumentan
8. Conforme se difunde en una formación, la presión
transitoria deja de ser afectada por los efectos del pozo
y de la región vecina al pozo, y se vuelve más indicativa
de las propiedades de la formación. Este período se
conoce comúnmente como régimen de flujo radial
durante el cual el yacimiento se comporta como si fuera
infinito, porque la presión transitoria no es afectada por
los límites externos y, en consecuencia, actúa como si
su extensión areal fuera infinita.
9. La tasa de flujo (régimen de producción, velocidad de
flujo, gasto, caudal, rata) con que un fluido pasa a través
de un componente es una función de su tiempo de
retención.
Oilfield Review
Verano de 2007
File
Edit
View
Simulation
Tools
Help
Properties
A: Database
Name
B: Geometry
Length
Diameter
Weir type
Weir distance
C: Safety
Minimum working
Maximum working
Working pressure
Maximum gas flow
Maximum liquid flo
D: Valve
Lcv oil
Name
Valve diameter
Flow character
Cv Max
Minimum work
Maximum work
Working press
Pcv gas
Name
Valve diameter
Flow character
Cv Max
SURF-SEP
12.50 ft
48.00 in
Plate
9.84 ft
mooZ & naP
las tasas de flujo. La disipación del calor es una
preocupación para el personal y el equipo, de
manera que el plan de conjunto del equipo debe
contemplar las distancias de aislamiento adecuadas entre los diferentes equipos, tales como
el cabezal del pozo, el intercambiador de vapor,
el separador o la antorcha. Estas distancias quedan dictaminadas por las clasificaciones de las
normas industriales asignadas a cada componente para reducir la probabilidad de que se
produzca combustión accidental.
El software de diseño de pruebas de pozos
puede ser de utilidad para especificar el equipo
de superficie y decidir su disposición. El software
de diseño de pruebas de pozos ArchiTest funciona con el software de análisis del sistema de
producción PIPESIM para llevar a cabo un análisis nodal del sistema de superficie, creando una
simulación realista, en régimen estacionario, de
los procesos de superficie. Esta aplicación tiene
en cuenta todo el equipo de pruebas de pozos de
superficie; desde el estrangulador, hasta el separador y el quemador (derecha). Con datos de
entrada tales como la presión de flujo en boca de
pozo, la temperatura, la tasa de flujo, la composición del fluido, la densidad API del petróleo, y el
peso específico del gas, este software permite
modelar los fluidos a medida que son producidos
a través del equipo de superficie; comenzando
con los fluidos de perforación o de terminación y
pasando a los fluidos del yacimiento.
La salida de la simulación predice las presiones
y tasas de flujo en función del tiempo, y destaca los
equipos inadecuados para las condiciones previstas. El sistema puede utilizarse luego para
determinar la sensibilidad del sistema a los cambios producidos en las variables, que van desde la
presión del separador hasta el tamaño del estrangulador de superficie o de la línea de flujo. Este
software se utiliza además para determinar la
erosión, a diferentes velocidades, y para calcular
los tiempos de retención requeridos para procesar los fluidos a través del separador.
Si el pozo no está conectado a las instalaciones
de producción y el cliente requiere la eliminación
de los fluidos producidos, el software ArchiTest
puede predecir los patrones de ruido y radiación
térmica que emanan de la antorcha. El software
permite además anticipar los riesgos de formación de hidratos, emulsiones o espumas.
La planeación de las pruebas de pozos, los
equipos de alto desempeño y el cumplimiento de
los requerimientos de seguridad y medio ambiente
son sometidos a su prueba más desafiante en el
ambiente de aguas profundas. Una prueba de pozo
reciente destaca algunas de las complejidades
involucradas en el proceso de planeación e implementación de una prueba de pozo extendida.
Chemical injection
Choke
Surface safety valve
Flowhead
Heater
-4.00 degF
212.00 degF
1,345.00 psi
90.00 MMSCF/d
16,500.00 bbl/d
Control Valve 2 ANS
Control Valve 2
2.00 in
Equal percentage
59.7
32.00 degF
300.00 degF
1,440.00 psi
Control Valve Type 2
Control Valve
4.00 in
Linear
224
Name
Cyclone sand control
Pressure
safety
valve skid
Phase tester
Separator
Tank
Pressure
control valve
Pump
Oil manifold
Gas
manifold
Burner
Enter name
> Esquema de distribución automatizado. El programa ArchiTest asiste en el diseño de la distribución
areal del equipo de pruebas de superficie. La longitud, el diámetro y las presiones de operación de
cada componente del diseño se verifican en función de las tasas de flujo, las caídas de presión y las
tasas de erosión calculadas para asegurar que el equipo sea capaz de manipular los fluidos producidos. Los componentes de las pruebas de superficie, que no son aptos para la operación, se resaltan
en rojo para su fácil identificación.
Prueba extendida en aguas profundas
En el Golfo de México (GOM), el 99% de las reservas comprobadas de petróleo son producidas
de rocas de edad Mioceno o más modernas. En
los últimos años, se han descubierto yacimientos
potenciales en formaciones más antiguas, lo que
ha generado nuevas tendencias en exploración y
ha abierto corredores más amplios del GOM para
las operaciones de perforación. A medida que las
compañías de E&P se aventuran en aguas más
profundas en busca de estos yacimientos, es
necesario desarrollar nuevas tecnologías y modificar las tecnologías antiguas para adaptarlas a
los desafíos que plantea este riguroso ambiente
operativo.
Las incursiones exploratorias en aguas profundas y ultraprofundas destacan la importancia
de las pruebas de pozos. Para obtener resultados
válidos, la planeación de estas pruebas de pozos
complejas y extendidas puede insumir varios
meses, y las pruebas en sí pueden durar varias
semanas. Los datos de flujo, presión y propiedades
de los fluidos, obtenidos a través de las pruebas
de pozos, son esenciales para desarrollar estrategias adicionales de perforación, terminación y
producción de pozos. Estos datos pueden determinar si el operador coloca la tubería o abandona un
área prospectiva. Si el operador opta por terminar
el pozo, los datos de las pruebas servirán de guía
para el tamaño y el tipo de equipamiento requerido para procesar los fluidos producidos.
Para lograr éxito en estas áreas de frontera de
aguas profundas, las compañías de exploración
deben emplear una diversidad de tecnologías
sofisticadas que las ayuden a determinar la naturaleza de sus áreas prospectivas; que pueden
encontrarse en tirantes de agua (profundidad del
lecho marino) de 1,500 m [5,000 pies], o a una profundidad superior, y quizás a 6,100 m [20,000 pies],
o a una profundidad superior, por debajo del
fondo del océano. Inicialmente, las ondas de presión en forma de energía sísmica penetran las
profundidades para definir el área prospectiva
con la mayor claridad posible. No obstante, una
vez perforado un pozo, se utiliza una onda de presión completamente diferente para determinar
sus contenidos.
Chevron Corporation, junto con sus socios
Devon Energy y Statoil ASA, ha estado explorando las formaciones de edad Eoceno, más
profundas, del Golfo de México. En el proceso, el
Pozo Jack 2 de Chevron, perforado en el Bloque
Walker Ridge 758, estableció varios récords,
logrando al mismo tiempo la prueba exitosa más
profunda de un pozo del Golfo de México. El
pozo se encuentra ubicado a 280 km [175 millas]
en el área marina, a unos 435 km [270 millas] al
sudoeste de Nueva Orleáns, en una profundidad
de agua de 2,123 m [6,965 pies]. Apuntando a las
areniscas Wilcox como objetivo, el Pozo Jack 2
57
fue perforado hasta una profundidad total de
8,588 m [28,175 pies] (derecha).
Propuesto inicialmente sobre la base de los
datos sísmicos, este yacimiento subsalino debió
ser exhaustivamente registrado y probado para
determinar el alcance y la calidad de los hidrocarburos contenidos en el mismo. El programa de
evaluación de formaciones en agujero descubierto de Chevron, para el Pozo Jack 2, incluyó
una serie LWD consistente en servicios de adquisición de registros de rayos gamma, resistividad,
presión y direccionales. Chevron requirió además
una serie integral de herramientas operadas con
cable, incluyendo herramientas de adquisición
de registros de inducción, densidad, neutrón,
espectroscopía de captura elemental, espectroscopía de rayos gamma naturales, el generador de
imágenes sónicas, la herramienta de resonancia
magnética nuclear, el generador de imágenes
sísmicas, el probador de la formación y una herramienta rotativa de extracción de núcleos
laterales (muestras de pared, testigos laterales).
Si bien la adquisición de registros ayudaría a
responder preguntas sobre profundidad, porosidad, y espesores totales y netos de zona productiva presente en el yacimiento, a los ingenieros de
producción les preocupaba particularmente el
potencial petrolero de las areniscas Wilcox de
baja permeabilidad, baja densidad API del petróleo y baja relación GOR, y el impacto de estos factores sobre la capacidad de producción o el potencial comercial de esta área prospectiva. Debido a
estas inquietudes, se programó una prueba de
flujo de larga duración para este yacimiento de
areniscas Wilcox, con el fin de definir exhaustivamente la capacidad de producción del yacimiento.
Chevron armó un equipo de proyectos responsable de planificar y llevar a cabo la prueba de
pozo. La obtención de resultados de pruebas válidos de un yacimiento subsalino ubicado unos
20,000 pies por debajo del fondo marino, requirió
14 meses de planeación y coordinación extensivas
entre Chevron, Schlumberger y otros proveedores
de servicios técnicos. El núcleo del equipo de
proyectos de Chevron estaba constituido por
ingenieros de yacimientos, de operaciones y de
terminación de pozos, además de asesores de
operaciones de terminación y pruebas de pozos,
quienes reportaban al superintendente de pruebas de pozo del pozo Jack de Chevron.
Para coordinar los esfuerzos de los ocho servicios individuales de Schlumberger y los servicios
de otros contratistas de pruebas, se contrató el
Grupo de Soporte de Proyectos de Pruebas y Terminación de Pozos de Schlumberger. El gerente
de proyectos de Schlumberger se instaló con el
equipo de pruebas de pozos de Chevron en Houston, y sirvió como único punto de contacto para
58
> Preparativos para la prueba. El Pozo Jack 2, perforado originalmente con la embarcación de perforación Discoverer Deep Seas, fue entubado y suspendido antes de instalar el equipo de perforación
semisumergible Cajun Express para efectuar la prueba de pozo extendida. Las barcazas fueron llevadas al lugar por anticipado para recolectar los fluidos producidos durante la prueba.
todos los servicios de pruebas de Schlumberger.
En la base de pruebas de Schlumberger , en
Houma, Luisiana, un coordinador de operaciones
senior manejó el aspecto logístico y supervisó la
preparación, prueba y calificación de las cantidades masivas de equipos destinados al Pozo Jack.
Este mismo coordinador de operaciones actuaría
como supervisor de pozo de Schlumberger durante
la fase de ejecución de la prueba del Pozo Jack,
coordinando los esfuerzos de los 25 miembros del
personal de servicios de Schlumberger y los 10
miembros del personal de servicios de terceros.
Este proceso de planeación integral identificó
varias áreas problemáticas, especialmente con
respecto a las altas presiones de fondo de pozo
encontradas en esas grandes profundidades.
Schlumberger realizó numerosas modificaciones
en sus equipos de terminación y pruebas de
pozos para permitir una operación extendida con
altas presiones. Hasta este momento, la mayor
parte del equipo de fondo de pozo es apto para
operar con 15,000 lpc [103 MPa]. Entre los equipos de fondo de pozo desplegados en el Pozo
Jack se encontraban las herramientas de pruebas de fondo de pozo IRIS y los registradores de
presión y temperatura de alta resolución. Un sistema especialmente modificado de pistolas de
disparo bajadas con la tubería de producción
para agujeros grandes, libres de tapones, PowerFlow de 7 pulgadas, complementó un sistema de
cabezal de disparo electrónico eFire, diseñado
para esta operación. Todo este equipo fue mejorado para tolerar las presiones de trabajo de
25,000 lpc [172 MPa]. En la prueba del pozo,
estas herramientas se espaciarían por debajo del
árbol de control de pozos submarinos de alta presión SenTREE, que se asentó con precisión en el
conjunto de preventores de reventón de fondo
marino. En la superficie, se proveyó un medidor
de flujo multifásico Vx y los servicios de muestreo
y análisis de fluidos en sitio PVT Express para
aumentar la serie tradicional de herramientas de
pruebas de pozos basadas en el separador.
El pozo fue perforado hasta la profundidad
total (TD), se entubó y disparó utilizando técnicas de disparo operadas con la tubería de producción (TCP). Se utilizó una secuencia mejorada de
disparo eFire para asegurar que no se produjera
ningún error de disparo como consecuencia de las
fluctuaciones de presión producidas en el espacio
anular mientras se bajaban las herramientas en
el pozo. El pozo fue terminado utilizando tecnología de fracturamiento y empaque. Posteriormente,
se bajó la sarta de pruebas de pozo. Durante la
primera semana de la prueba, un ingeniero de
yacimientos de Schlumberger permaneció en la
localización del pozo para integrar las corrientes
de datos e identificar los problemas de comunicación entre las líneas de servicio de las herramientas suministradas por Schlumberger, Halliburton,
ClampOn AS e iicorr Ltd.
La prueba de pozo, de 33 días, consistió en dos
períodos de flujo que totalizaron 23 días y dos períodos de cierre que alcanzaron un total de 10 días.
Durante la prueba, el personal de Oilphase-DBR
recolectó muestras monofásicas de alta presión,
aguas arriba del estrangulador, y muestras del
separador de baja presión. El análisis de los fluidos se efectuó en tiempo real con el servicio de
análisis PVT Express, y los resultados de este análisis se utilizaron localmente para mejorar las
correlaciones de fluidos del medidor de flujo Vx.
Con la ayuda de los datos de entrada del análisis
de fluidos PVT Express, el medidor de flujo multifásico Vx proporcionó mediciones de tasas de
flujo precisas y discretas, que resultaron vitales
para diversos análisis en tiempo real claves, ejecutados por el personal de ingeniería de Chevron.
La prueba del Pozo Jack no era una prueba
de pozo normal. Bajo condiciones de pruebas de
pozos normales, la medición y el análisis de presión en tiempo real son ventajosos, pero con
costos diarios superiores a US$ 750,000 para este
pozo, resultaban indispensables. Las decisiones
críticas, asociadas con la regulación del tiempo y
la planeación futura, se encaraban en forma
Oilfield Review
regular en base a la lectura de las presiones de
fondo de pozo realizada en la superficie. Sin
estos datos en tiempo real, se hubieran empleado enfoques conservadores, lo que se habría
traducido en una cantidad de días considerablemente mayor en la localización del pozo.
Una incógnita importante en relación con el
Pozo Jack era el valor máximo seguro de la caída
de presión. A través de estudios preliminares, se
estableció un objetivo agresivo, y este objetivo se
basó en el comportamiento de la prueba de presión real obtenido de las lecturas de presión de
fondo de pozo. Sin esas lecturas de presión, no
se habría podido llevar a cabo la representación
gráfica del diagnóstico en tiempo real. La falta
de esas lecturas habría obligado a ejecutar un
programa de pruebas más conservador, que se
hubiera traducido en tasas probadas más bajas y
períodos de prueba más prolongados.
Un flujo casi constante de presiones de fondo
de pozo posibilitó además el análisis de presiones transitorias en tiempo real. Este análisis era
crucial, no sólo durante las partes de la prueba
correspondientes al incremento de presión, sino
también durante los períodos de flujo. Con las
presiones de fondo de pozo obtenidas en tiempo
real y los datos de tasas de flujo instantáneo del
medidor de flujo multifásico Vx, los ingenieros de
Chevron pudieron correlacionar los cambios producidos en las tasas de flujo con las lecturas de
presión y llevar a cabo el análisis preciso de los
datos utilizando el método de superposición con
curvas tipo. Al observar las respuestas de las presiones transitorias asociadas con la terminación
del pozo, resultó útil notar el desarrollo de estas
tendencias durante los períodos de flujo, como
precursoras de los incrementos de presión en
tiempo real. Chevron considera que las duraciones de los incrementos se redujeron en un total
de 27 días gracias a la disponibilidad de los datos
de presión de fondo de pozo en tiempo real.
Si bien Chevron probó sólo un 40% de los 107 m
[350 pies] de zona productiva estimada, el pozo
produjo a razón de 6,000 barriles [954 m3] por día.
La prueba de 33 días fue la prueba DST más larga
realizada en estas condiciones severas con el equipo de pruebas en profundidad. En realidad, durante la prueba del Pozo Jack, se estableció más de
media docena de récords mundiales de presión,
profundidad y duración del equipo de pruebas en
aguas profundas. Por ejemplo, las pistolas de disparo fueron detonadas a profundidades y presiones récord a nivel mundial. Además, el árbol de
pruebas submarino y otras herramientas DST
10. Para obtener más información sobre pruebas de pozos e
interpretación de datos de pruebas, consulte: Schlumberger:
Fundamentals of Formation Testing. Sugar Land, Texas:
Schlumberger Marketing Communications, 2006.
Verano de 2007
establecieron récords mundiales, ayudando a
Chevron y a los copropietarios a efectuar la prueba DST extendida más profunda de la historia del
área de aguas profundas del Golfo de México, y
ofreciendo al mismo tiempo mayores posibilidades de nuevos descubrimientos en el sector de
aguas profundas.
Integración e interpretación de datos
El comportamiento de los fluidos de yacimientos y
sus interacciones con la roca yacimiento y los sistemas de terminación y producción de pozos deben
ser caracterizados en forma exhaustiva para explotar un yacimiento eficientemente. Esta caracterización se realiza a través del modelado de yacimientos, y los datos de pruebas de pozos proveen
un impulso para correr los modelos de simulación.
Los modelos de yacimientos son desarrollados
sobre un marco conceptual de datos geofísicos,
geológicos y petrofísicos. Los datos de las pruebas
dinámicas de pozos se integran en este marco
conceptual estático para simular y predecir el
comportamiento del yacimiento. Los datos de las
pruebas descriptivas de pozos son particularmente útiles para la detección de heterogeneidades,
barreras de permeabilidad, límites estructurales,
fracturas, contactos y gradientes de fluidos, que
pueden ser incorporados en el modelo.
Una vez construido, un modelo de yacimiento
se calibra mediante la comparación de los resultados de una simulación de prueba con los datos
medidos, con el fin de verificar sus parámetros.
Para lograr una buena correlación entre los datos
reales y los datos modelados, el operador puede
necesitar ajustar ciertas suposiciones del modelo, acerca del pozo y su yacimiento, tales como la
permeabilidad o la distancia existente hasta una
falla u otros parámetros de ese tipo.
Las historias de producción de los pozos de
este campo se ingresan luego en el modelo. Otra
si mulación se lleva a cabo para modelar las
presiones presentes en el pozo y a lo largo del
yacimiento. Las relaciones entre los fluidos y las
presiones del pozo, obtenidas de las simulaciones, se corren a través de un proceso de ajuste
histórico para su comparación con las relaciones
y las presiones de producción medidas. No es
inusual que los resultados iniciales difieran entre
sí, en cuyo caso los parámetros del modelo se
cambian nuevamente. Este procedimiento iterativo continúa hasta que se obtiene un buen
ajuste entre los resultados reales y los resultados
simulados. El modelo de yacimiento puede utilizarse luego para predecir la producción futura,
la ubicación de los pozos futuros y los escenarios
de las operaciones de terminación.
Las presiones de las pruebas de pozos, las
tasas de flujo y las composiciones de los fluidos
también son criterios importantes para el análisis
nodal. Estos datos pueden ayudar al operador a
analizar el movimiento de los fluidos, desde el
límite externo de la producción hasta la formación
prospectiva, a través de los disparos y de la sarta de
producción, más allá del estrangulador y hasta el
separador. Utilizando el análisis nodal, un operador
puede evaluar la tasa de flujo en función de la caída
de presión a través de cada nodo del sistema, y
determinar si la producción del pozo es restringida
por el yacimiento, por la terminación de fondo de
pozo o por el sistema de producción de superficie.
Pero quizás una de las aplicaciones más útiles
de los datos de pruebas de pozos se concreta a través del análisis de presiones transitorias. Mediante
la generación de una gráfica doble logarítmica de
los cambios de presión medidos en función del
tiempo, junto con la derivada de dichos cambios,
los analistas pueden estudiar las respuestas de
presión en gran detalle. La derivada del cambio de
presión provee una respuesta característica de la
presión frente a las pruebas de pozos, que puede
interpretarse en términos de regímenes de flujo,
límites, permeabilidad, daño de la formación, heterogeneidades y volúmenes de yacimientos.
Los datos de las pruebas de pozos, si se integran con éstas y otras técnicas de interpretación
de avanzada, ayudan a los equipos de producción
a conocer sus yacimientos y lograr sus objetivos
de ingeniería y de negocios.10
Concepción del futuro
El campo de las pruebas de pozos ha cambiado
asombrosamente desde sus primeros días en la
década de 1920, y se sigue trabajando con prontitud en las nuevas técnicas de extracción de
muestras y obtención de mediciones.
Con la llegada de la tecnología de pruebas de
pozos multifásicos Vx, de alta precisión, introducida en el medidor de flujo portátil PhaseTester y
el dispositivo fijo de monitoreo de la producción
de pozos multifásicos PhaseWatcher, está comenzando a cambiar la evaluación dinámica de los
yacimientos. Y estos cambios están incidiendo en
el resultado final de las pruebas de pozos, a través de la reducción de los períodos de limpieza y
el mejoramiento de la separación y el procesamiento de efluentes. La tecnología Vx incrementará indudablemente el rango de aplicaciones de
los medidores de flujo multifásico. Esto abrirá el
camino hacia las diferentes secuencias de pruebas y el software de interpretación para explotar
todo el conjunto de datos adquiridos mediante la
nueva tecnología.
La forma y el alcance de las pruebas de pozos
seguirá evolucionando a medida que la tecnología pugne por satisfacer los objetivos de las
nuevas pruebas.
— MV
59