Temperaturas de fondo de pozo obtenidas con fibra óptica

Transcripción

1 s de fondo de pozo obtenidas con fibra óptica Envíe un pulso de luz a través de un filamento de fibra óptica que se baja en un pozo y obtenga el perfil de temperatura del pozo. Hoy en día, esto constituye tanto la promesa como la realidad de la tecnología de medición de la distribución de la temperatura en el campo petrolero. Los usos de estos datos están posicionando la tecnología de fibra óptica a la vanguardia de los métodos de monitoreo y diagnóstico de la producción. George Brown Southampton, Inglaterra Oilfield Review Primavera de 2009: 20, No. 4. Copyright 2009 Schlumberger. Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Matt Garber, Rosharon, Texas, EUA; y a Dominic Haughton, Technical Editing Services, Chester, Inglaterra. ACTive, THERMA y WellWatcher BriteBlue son marcas de Schlumberger. 1. Leonardon EG: The Economic Utility of Thermometric Measurements in Drill Holes in Connection with Drilling and Cementing Problems, Geophysics 1, no. 1 (Enero de 1936): Para ver un análisis de los sensores de fibra óptica de fondo de pozo, instalados en forma permanente, consulte: Al-Asimi M, Butler G, Brown G, Hartog A, Clancy T, Cosad C, Fitzgerald J, Navarro J, Gabb A, Ingham J, Kimminau S, Smith J y Stephenson K: Avances en materia de vigilancia de pozos y yacimientos, Oilfield Review 14, no. 4 (Primavera de 2003): La temperatura desempeña un rol importante en diversos procesos de fondo de pozo, y sus mediciones se utilizan hace mucho tiempo para monitorear el desempeño de los pozos de producción. De hecho, desde la década de 1930, los ingenieros han utilizado los datos de temperatura de pozos para el cálculo de las contribuciones del flujo, la evaluación de los perfiles de inyección de agua, el diagnóstico de la efectividad de las operaciones de fracturamiento, la detección de tapones de cemento detrás del revestimiento y la detección de flujo cruzado entre zonas. 1 Durante muchos años, la popularidad de esta medición muy básica fue eclipsada en gran medida por otras mediciones más exóticas obtenidas a través de conjuntos sofisticados de herramientas de adquisición de registros. No obstante, el desarrollo de la tecnología de fibra óptica ayudó a que resurgiera el interés en las mediciones de temperatura. Si bien en el ámbito petrolero se utilizó inicialmente como medio de transmisión de datos y comandos, la fibra óptica ha evolucionado para convertirse en un sensor intrínseco de fondo de pozo. Durante la década de 1980, los investigadores de la tecnología de fibra óptica desarrollaron una forma de medir la temperatura a lo largo de un tramo de fibra óptica y, para comienzos de la década de 1990, esta tecnología ya se había integrado en ciertos tipos de terminaciones de pozos de petróleo y gas. 2 Sin requerir partes móviles o componentes electrónicos de fondo de pozo, la tecnología de medición de la distribución de la temperatura (DTS) emplea un rayo láser y un filamento continuo de fibra óptica para recolectar datos de la distribución espacial de la temperatura. En lugar de efectuar un registro instantáneo de la temperatura durante las carreras ocasionales e infrecuentes de adquisición de registros, un sistema DTS de fibra óptica obtiene mediciones extremadamente sensibles de la temperatura del pozo a intervalos de tiempo regulares y a lo largo de cada metro [3.3 pies] de un pozo. Este proceso de muestreo uniforme posibilita que el sistema DTS señale la hora y la posición de los cambios de temperatura a medida que se producen, mejorando la comprensión de los procesos que ocurren dentro del pozo. Este artículo describe el funcionamiento de un sistema de medición de la distribución de la temperatura y examina cómo el conocimiento de un principio clave que rige el comportamiento térmico del petróleo o el gas en los pozos, ayuda a los ingenieros a deducir qué está sucediendo en el fondo del pozo. 34 Oilfield Review

2 Primavera de

3 Pulsos de 10 ns de rayos láser Divisor óptico Fibra óptica Láser Luz dispersa de retorno Unidad de procesamiento de señales Consola de visualización > Proceso DTS. El sistema láser DTS emite estallidos de luz a lo largo de la fibra óptica. Parte de esa luz regresa en forma de retro-dispersión. La luz dispersa de retorno se separa de los pulsos incidentes y se filtra en longitudes de onda discretas. Dado que la velocidad de la luz es constante, se puede generar un registro de la luz dispersa de retorno por cada metro de fibra. Los fundamentos de los sistemas DTS En su forma más básica, un sistema DTS comprende un filamento de fibra óptica, una fuente de luz láser, un divisor óptico, una unidad de procesamiento de señales opto-electrónicas y una consola de visualización (arriba). El filamento de fibra óptica se encuentra alojado efectivamente dentro de un tubo de protección o conductor. Un filamento es delgado como un cabello mide tan sólo unos 100 micrones y posee un núcleo central de vidrio silíceo, de aproximadamente 5 a 50 micrones de diámetro. El núcleo se encuentra rodeado por una capa externa de sílice, que se conoce como recubrimiento. La composición silícea del recu brimiento mejora con el agregado de otros ma te riales tales como el germanio o el flúor para modificar su índice de refracción y las propiedades de dispersión de la luz. Un rayo láser envía pulsos de luz de 10 ns (un intervalo equivalente a casi 1 m) por el filamento de la fibra. A medida que cada pulso de entrada viaja a través del filamento, la luz se refleja a lo largo del límite existente entre el núcleo de la fibra y su revestimiento mediante un fenómeno conocido como reflexión interna total. El núcleo posee un índice de refracción más elevado que el revestimiento mejorado, y la luz que se desvía de la línea central del núcleo finalmente chocará con el límite existente entre el núcleo y el revestimiento formando un ángulo que guía el haz de luz nuevamente hacia el centro. No obstante, una fracción de esa luz se dispersa a medida que el pulso viaja por la fibra. La luz puede dispersarse mediante fluctuaciones de la densidad o por variaciones composicionales mínimas del vidrio a través de un proceso conocido como dispersión Rayleigh o mediante vibraciones acústicas que modifican el índice de refracción de la fibra óptica lo que se conoce como dispersión Brillouin. A los fines del sistema DTS, el modo más im - portante de dispersión de la luz es un tercer tipo denominado dispersión Raman, que surge de las colisiones inelásticas de fotones con moléculas en el medio constituido por la fibra. Estas colisiones modifican los estados de energía de vibración molecular. Un fotón disperso puede entregar energía a la molécula y elevarla a un estado de energía vibracional más alta o bien ganar energía mediante el desplazamiento de la molécula a un estado de energía vibracional más bajo, denominado estado de dispersión anti-stokes (próxima página, arriba). Una porción de esta luz dispersa se refleja a través de la fibra en dirección hacia la fuente láser. A lo largo del camino, un acoplador direccional separa el pulso de luz de entrada de la señal de retro-dispersión. La señal de retorno es enviada luego a un receptor sumamente sensible, donde las longitudes de onda Raman son filtradas a partir de la retro-dispersión dominante de Rayleigh y Brillouin. La energía transferida en la dispersión Raman entre la molécula de dispersión y el fotón, depen - de de la temperatura. La señal Raman comprende dos componentes; las longitudes de onda Stokes y anti-stokes. La señal Stokes, de longitud de onda más larga, es muy levemente sensible a la temperatura; sin embargo, la luz dispersa de retorno a la longitud de onda anti-stokes, más corta, es intensamente sensible a la temperatura. La relación de estas dos señales es directamente proporcional a la temperatura del medio de dispersión. La luz dispersa de retorno se analiza además para determinar a qué distancia se originó dentro de la fibra. Dado que cada pulso de entrada posee una longitud de 10 ns, el intervalo desde el cual se originó la luz dispersa de retorno corresponderá directamente a un segmento específico de la fibra de un metro de largo. En consecuencia, se puede calcular un registro de temperatura a lo largo de toda la fibra mediante la sola utilización 3. Brown G y Walker I: Light Fantastic, Middle East & Asia Reservoir Review no. 5 (2004): Disponible en línea, en resources/mewr/num5/light_fantastic.pdf (Se accedió el 18 de febrero de 2009). 4. El efecto Joule-Thomson explica el cambio de temperatura de un fluido en expansión, en un proceso de flujo estacionario que no implica ninguna transferencia de calor o entalpía constante. Este efecto se produce en los procesos de tipo estrangulamiento, tales como el flujo adiabático a través de un tapón poroso o de una válvula de expansión. 5. Al-Asimi et al, referencia Oilfield Review

4 de la fuente láser, el analizador y una temperatura de referencia en el sistema de superficie. No existe la necesidad de puntos de calibración a lo largo de la fibra o de calibración de la fibra antes de la instalación. Yendo contra el gradiente Cuando se opera un sistema DTS por primera vez en el pozo, los geocientíficos utilizan sus mediciones de temperatura para determinar el gradiente geotérmico de un pozo sobre la base de los cambios de temperatura que se producen naturalmente con la profundidad. Si bien los gradientes de temperatura pueden resultar de utilidad en ciertas correcciones de registros de pozos, no es necesariamente el gradiente lo que interesa a la mayoría de los geocientíficos. Por el contrario, son las desviaciones con respecto al gradiente lo que atrae su atención. A partir de estas desviaciones, pueden inferir ciertas características acerca de los fluidos que fluyen desde un yacimiento. El perfil de temperatura de un pozo cambia a medida que se extraen o se inyectan fluidos. La magnitud de este cambio varía entre una formación y otra, dependiendo del tiempo y la tasa de inyección o producción, la permeabilidad de la formación y las propiedades térmicas del fluido y de la roca. 3 Un sistema DTS puede monitorear las perturbaciones producidas en el equilibrio térmico con el tiempo para detectar dichos eventos. Si bien en un principio los procesos de producción o inyección pueden introducir en el pozo fluidos de temperatura diferente, otros cambios térmicos notables se producen como resultado del flujo de fluido. Estos cambios se explican a través del efecto Joule-Thomson, que se asocia directamente con la caída de presión experimentada por los fluidos conforme pasan del yacimiento al pozo. 4 Este tipo de cambio de temperatura tiene lugar cuando los fluidos fluyen hacia el interior del pozo, donde a menudo se produce una gran reducción de la presión, y cuando fluyen hacia la superficie donde habitualmente tiene lugar una caída de presión más gradual (derecha). La caída de presión genera un cambio correspondiente en el volumen del líquido o el gas, que es acompañado por un cambio de temperatura. Debido a este fenómeno, es común observar un calentamiento en los puntos de ingreso de petróleo o agua al pozo, o un enfriamiento en los lugares de ingreso de gas al pozo. 5 El gradiente geotérmico y el efecto Joule-Thomson pueden ser modelados utilizando herramientas sofisticadas de modelado térmico de la presión nodal y modelado térmico por elementos finitos, tales como el software de análisis THERMA, para pozos con sistemas de medición de la distribución de la temperatura. Número de fotones dispersos de retorno detectados Profundidad Banda Raman anti-stokes Líneas Brillouin Luz Láser Banda Rayleigh Longitud de onda > Espectro de retro-dispersión. Para obtener mediciones de temperatura, el sistema DTS analiza las señales Raman. La relación señal Stokes-señal anti-stokes es proporcional a la temperatura. Gradiente geotérmico Intervalo de yacimiento Líneas Brillouin Enfriamiento Joule-Thomson Banda Raman Stokes de flujo > Desviaciones respecto del gradiente geotérmico. El gas reside en un yacimiento a una temperatura que corresponde a la del gradiente geotérmico local (línea de guiones verdes). En un pozo típico que produce por flujo natural, el gas se enfría cuando se expande en el punto de ingreso en el pozo, en respuesta al efecto Joule-Thomson. Luego, el gas fluye hacia la superficie intercambiando calor con su entorno por el proceso de conducción a través de la tubería de revestimiento (perdiendo calor si la temperatura del gas es superior a la del gradiente geotérmico y absorbiendo calor si su temperatura es inferior a la de dicho gradiente). El perfil de temperatura resultante es una función de la tasa de flujo y el fluido, y de las propiedades térmicas del pozo y la formación. Este proceso continúa a medida que el gas fluye hacia la superficie, hasta que la curva de temperatura finalmente se vuelve paralela al gradiente geotérmico. Primavera de

5 Profundidad, m 2,500 2,600 2,700 2,800 2,900 3,000 3,100 3,200 3,300 3, inmediatamente después del cierre a las 10 horas del cierre Gradiente geotérmico Día 1 19:01:42 Día 2 10:47:40 Día 2 20:38: > Análisis DTS de un pozo de gas produciendo por flujo natural. La desviación respecto del gradiente geotérmico (línea verde) se asocia con el movimiento del fluido a través del pozo. Los datos DTS fueron registrados mientras el pozo producía por flujo natural (curva negra), a través de los intervalos disparados, inmediatamente después del cierre (curva azul) y a las 10 horas del cierre (curva roja). Las reducciones de la temperatura por debajo del gradiente geotérmico, a 3,035 y 3,320 m, se producen a medida que el gas fluye desde el yacimiento y se enfría ante la presencia de una caída de presión en la región vecina al pozo, respondiendo al efecto Joule-Thomson. Cuando el pozo se encuentra cerrado (curva azul), la roca yacimiento relativamente fría enfría el fluido del pozo, reflejando la magnitud del efecto Joule-Thomson sobre las capas prospectivas individuales, lo cual indica además qué zonas poseen mayores o menores caídas de presión. Por consiguiente, al cabo de 10 horas de cierre, en lugar de aumentar de temperatura en dirección hacia la línea geotérmica, la zona que se encuentra a 3,035 m permanece fría (curva roja), señal que indica que sigue produciendo. En realidad, esta zona produce concretamente pozo abajo, hacia la zona situada a 3,300 m. De esta manera, los datos no sólo muestran qué intervalos disparados producen bajo condiciones de flujo natural sino además qué intervalos exhiben flujo cruzado durante el cierre. Otras características interesantes de este diagrama son los puntos pivote, que se muestran donde la curva de temperatura de flujo intersecta a la curva de cierre. Durante el cierre, las temperaturas en la mayor parte de las profundidades se elevan o se reducen, pero en un punto pivote no existe ningún cambio; esto indica la ausencia de transferencia de calor entre el fluido del pozo y el yacimiento. Por consiguiente, tanto la curva de temperatura de flujo como la curva de cierre se encuentran a la temperatura correspondiente al gradiente geotérmico. La identificación de dichos puntos ayuda a definir el gradiente geotérmico; son los únicos puntos que se encuentran a la temperatura geotérmica, sin importar si el pozo está fluyendo o no. Ésta es una herramienta importante y conveniente porque, bajo las condiciones habituales, puede suceder que un pozo no esté cerrado el tiempo suficiente como para enfriarse hasta alcanzar la temperatura geotérmica areal. Un pozo de gas en surgencia natural ilustra toda la gama de información que puede inferirse a partir de las mediciones DTS (arriba). Tres instantáneas tomadas durante un período de 25 horas hacen posible la comparación de las temperaturas a lo largo de múltiples intervalos de terminación. Este tipo de comparación revela que ciertas zonas incluyendo la zona más grande a aproximadamente 2,680 m exhiben temperaturas inalteradas, lo cual indica que no son productivas. La tecnología de medición de la distribución de la temperatura fue utilizada para diagnosticar la causa de una caída de la producción de un pozo ubicado en el área peninsular marina de Malasia, de flujo Flujo cruzado en el momento del cierre Puntos pivote en el Mar del Sur de China. Cuando Talisman Malaysia Ltd. observó un problema de producción en un pozo del Campo Bunga Raya, el operador respondió con un tratamiento químico para remover las emulsiones y los polímeros dejados previamente por los fluidos de perforación. 6 Inmediatamente después del tratamiento, el pozo terminado en agujero descubierto con una tubería de revestimiento corta (liner) ranurada experimentó un incremento de la producción, que pasó de 200 a 2,200 bbl/d [32 a 350 m 3 /d]. No obstante, la producción se redujo de la misma forma drástica a las cinco horas de efectuado el tratamiento, para estabilizarse finalmente al alcanzar los regímenes previos al tratamiento. Los ingenieros de Talisman sospechaban que se habían formado emulsiones y asfaltenos en el pozo durante el cierre, al desmontar el equipo después del tratamiento. El operador necesitaba más información sobre las características del pozo en cuanto a su trayectoria así como también de la formación, para comprender la causa de la declinación de la producción posterior al tratamiento y determinar dónde y cómo se habían formado las emulsiones y los asfaltenos. Otra preocupación era cómo disolver las emulsiones y los asfaltenos, y prevenir su recurrencia. Talisman recurrió a Schlumberger para implementar un programa de limpieza del pozo. Durante una bajada de la tubería flexible (TF) en el pozo, se obtuvo un perfil de temperatura DTS ACTive (para obtener más información sobre el sistema de mediciones de desempeño activo en el pozo ACTive, véase La tubería flexible en todo su esplendor, página 24). Este levantamiento proporcionó una lectura de temperatura por punto único, en el cabezal de la herramienta ACTive, y lecturas de distribución de la temperatura a lo largo de la fibra óptica bajada dentro de la tubería flexible. Utilizando los datos recién adquiridos, los ingenieros seleccionaron la localización óptima para recolectar muestras representativas de hidrocarburos de fondo de pozo y de ese modo determinar el mejor intervalo de tratamiento. Los datos DTS indicaron que la temperatura se había reducido a lo largo del intervalo entero, pero era más baja en la punta (próxima página, arriba). Los datos de temperatura, junto con los datos del sensor de presión ACTive, implicaron que el soporte de presión insuficiente de un pozo inyector de agua cercano era el elemento responsable de la expansión del casquete de gas en este pozo productor en proceso de declinación. El motivo del efecto de enfriamiento era la producción de gas de la sección correspondiente a la punta, resultante de la expansión del casquete de gas, que a su vez limitó la producción de líquidos. La combinación de los gastos (tasas de flujo, velocidades de flujo, caudales, ratas) de gas con la producción de petróleo y agua creó una emulsión viscosa compacta que finalmente obstaculizó la producción de este pozo. 6. Parta PE, Parapat A, Burgos R, Christian J, Jamaluddin A, Rae G, Foo SK, Ghani H y Musa M: A Successful Application of Fiber-Optic-Enabled Coiled Tubing and Distributed Temperature Sensing (DTS) Along with Pressures to Diagnose Production Decline in an Offshore Oil Well, artículo SPE , preparado para ser presentado en la Conferencia y Exhibición sobre Tubería Flexible e Intervención de Pozos de las SPE/ICoTA, The Woodlands, Texas, 31 de marzo al 1 de abril de Oilfield Review

6 La incorporación de otra dimensión Los avances producidos en la tecnología DTS están proporcionando a los operadores una selección de sistemas de sensores de temperatura de pozo permanentes o temporarios. Si se instala como un componente permanente de un sistema ,120 3,160 3,200 3,240 3,280 3,320 3,360 3,400 3,440 3,480 3,520 3,560 3,600 3,640 Profundidad, m > Mediciones DTS obtenidas en el pozo del Campo Bunga Raya. La reducción de la temperatura, de 116 C [240 F] en el talón a 107 C [225 F] en la punta, fue causada por el enfriamiento resultante de la producción de gas. Talón A B de terminación, el sistema de monitoreo DTS provee datos de temperatura valiosos, en tiempo real, lo que permite a los operadores responder a los cambos producidos en la producción. Durante las operaciones de reparación u otras intervenciones, un sistema DTS se puede bajar en un pozo con 1,200 1,400 1,600 1,800 2,000 Distancia, m Intervalo de yacimiento Intervalos estimulados Zona sin flujo > Seguimiento de la temperatura con el software de análisis THERMA 3D. Las mediciones DTS se obtuvieron en un pozo de gas horizontal (A). Cuando se registran levantamientos consecutivos, se puede generar una representación 3D (B). El sistema DTS registró la respuesta del intervalo de yacimiento comprendido entre 1,340 y 2,200 m, que había sido estimulado con nitrógeno inyectado a través de tubería flexible. Los intervalos fríos (azul) indican zonas prospectivas que admitieron nitrógeno a la hora 00:02. Posteriormente, cuando el pozo comienza a fluir (de 00:32 a 02:22), los datos DTS rastrean los eventos calientes y fríos causados por el proceso de conducción desde el yacimiento, a medida que los fluidos se desplazan a lo largo del pozo, mostrando de este modo qué intervalos estimulados están fluyendo. Los datos identifican dos intervalos principales en los que el tratamiento resultó exitoso y revelan que la punta del pozo no fue estimulada en grado suficiente como para fluir. Punta 00:32 00:02 01:32 01:02 02:22 02:02 Tiempo línea de acero o dentro de una tubería flexible; una vez concluida la operación, la fibra óptica se extrae del pozo. Un tubo de acero flexible y delgado protege y aloja a la fibra óptica, lo que hace posible que la fibra de vidrio serpentee a lo largo de la trayectoria del pozo. Esta capacidad permite a los geocientíficos localizar y graficar con precisión la posición de los eventos térmicos de fondo de pozo. Dichos datos son valiosos en sí. No obstante, mediante la obtención de una serie de levantamientos térmicos durante un período dado, un geocientífico puede compilar una visualización 3D para rastrear el avance de un evento térmico en el espacio y el tiempo (izquierda, extremo inferior). Pueden utilizarse programas especiales, tales como el software de modelado y análisis THERMA, para los pozos con sistemas de medición de la distribución de la temperatura con el fin de cargar múltiples trazas de temperatura y evaluar el desempeño del pozo. La visualización de los datos DTS como una serie de trazas permite identificar las propiedades del desempeño del pozo a través del tiempo en aplicaciones de producción, inyección y estimulación ácida. Los avances producidos en la tecnología de fibra óptica también están ayudando a expandir la gama de aplicaciones de la tecnología DTS. Ahora, se están instalando sistemas de medición de la distribución de la temperatura en pozos con recuperación asistida de petróleo pesado en Canadá. Estos pozos, denominados pozos de drenaje gravitacional asistido por vapor (SAGD), son agresivos para los sistemas de fibra óptica. La mayoría de las fibras ópticas se degradan si se exponen a los niveles de hidrógeno presentes en estos pozos de petróleo pesado. La velocidad de la degradación se acelera a las temperaturas elevadas típicas de los pozos SAGD, y este deterioro con el tiempo puede impedir la transmisión de los pulsos láser a través de la fibra. Gracias al desarrollo de la fibra óptica WellWatcher BriteBlue para ambientes rigurosos, los sistemas DTS pueden tolerar mejor el calor y resistir más la degradación por hidrógeno. Los datos de fondo de pozo, registrados con estas fibras instaladas en forma permanente, ayudan a los operadores a evaluar los perfiles de las cámaras de vapor SAGD para comprender mejor el proceso de inyección de vapor. Este conocimiento está ayudando a los operadores a prolongar la vida productiva de los pozos e incrementar el proceso general de recuperación de hidrocarburos. MV Primavera de