Oilfield Review. Interacción oportuna con los yacimientos. Yacimientos de gas condensado. Monitoreo de fracturas hidráulicas

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1 Oilfield Review Primavera de 2006 Interacción oportuna con los yacimientos Yacimientos de gas condensado Monitoreo de fracturas hidráulicas Mediciones sónicas durante la perforación

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3 Progresos en el manejo de yacimientos en tiempo real Hace diez años, Oilfield Review publicó un artículo sobre monitoreo permanente que documentaba los primeros beneficios aportados por la disponibilidad permanente de datos en el manejo de los yacimientos. 1 En ese momento, la idea de posibilitar el control remoto de los sensores y lograr que desde cualquier oficina del mundo se pudiera acceder a datos de superficie o de fondo de pozo en forma continua, era toda una novedad. Desde entonces, ha habido una verdadera revolución en lo que respecta al grado y sofisticación de los sensores disponibles, además de un rápido desarrollo tecnológico en una amplia variedad de áreas clave tales como análisis, automatización, optimización, tecnología de la información y comunicaciones. Un artículo del Oilfield Review de 2002 resumía parte de este avance en materia de manejo de yacimientos en tiempo real. 2 En síntesis, el sector de upstream de la industria del petróleo y el gas ha experimentado un cambio importante en cuanto a la utilización de los datos, que ha dejado de ser circunstancial para convertirse en continua. La visión de un campo petrolero digital es la del monitoreo, análisis y control en tiempo real para lograr un manejo óptimo del yacimiento. Un componente clave de esta visión es la adopción de un enfoque integrado que posibilite un mayor control en tiempo real del manejo de los activos. Los recientes avances tecnológicos han comenzado a proporcionar datos para facilitar este cambio y el campo petrolero digital está captando rápidamente la atención de la industria. Campos Inteligentes, Campo Petrolero Digital, Campo Petrolero de Próxima Generación, Campo del Futuro, campo electrónico (e-field), campo asistido por Internet (i-field), Campo Instrumentado y Energía Inteligente son algunos de los nombres utilizados para describir esta tendencia. Numerosas compañías operadoras y de servicios están dejando atrás la etapa de concepción y abstracción para implementar proyectos que crean un valor medible. La evolución del concepto del campo petrolero digital de los últimos años, condujo a la publicación de numerosos ejemplos excelentes de soluciones puntuales que involucran una sola disciplina. Éstos incluyen historias exitosas sobre convalidación de datos, pozos inteligentes, monitoreo de avanzada, actualización rápida de modelos numéricos, tecnología de optimización y visualización. Últimamente, se han publicado ejemplos de un enfoque más integrado que comprende diversas disciplinas, incluyendo el uso más generalizado de centros operacionales en tierra firme que ofrecen soporte para las actividades en áreas marinas. A diferencia de los centros de visualización geológica y geofísica, estos centros operacionales apoyan los procesos de las operaciones de perforación o producción en tiempo real, visualizando tanto datos espaciales como datos temporales. A pesar de los esfuerzos continuos del sector de upstream, aún es preciso realizar mejoras sustanciales en lo que hace al 1. Baker A, Gaskell J, Jefferey J, Thomas A, Veneruso T y Unneland T: Permanent Monitoring Systems Looking at Lifetime Reservoir Dynamics, Oilfield Review 7, no. 4 (Otoño de 1995): 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): desempeño de los activos. Con el desarrollo de los nuevos sensores de fondo de pozo y de superficie, nuestra capacidad para medir supera nuestra capacidad para utilizar los datos. La visión se acerca un paso más a la realidad cuando los componentes físicos y los datos recolectados se conectan a modelos de desempeño de campos petroleros, en los que la información se analiza continuamente y las reacciones se optimizan para alinearse con una estrategia dada, tal como la maximización de la producción de petróleo. Una oportunidad interesante es la transferencia de tecnología del sector de downstream al de upstream. El primero siempre ha sido un sector rico en datos, con sensores, mediciones, controles y optimizaciones como conceptos bien establecidos. El incremento del número de sensores y controles en los campos de petróleo y gas permite la introducción de la práctica de implementación de alarmas, análisis y optimización permanentes y la transferencia de conocimientos de nuestros colegas del downstream. Para algunos, el campo petrolero digital es un concepto futurista. Sin embargo, es posible lograr un mejoramiento sustancial del desempeño de los activos de las compañías mediante la integración y despliegue de la tecnología disponible hoy en día. Para lograr una mayor captación de las prácticas relacionadas con el campo petrolero digital, es preciso contar con historias de éxito precisas que documenten el valor de la tecnología nueva y la tecnología existente. Esto incrementará las oportunidades para una implementación más generalizada entre los operadores. Como parte de este esfuerzo, un camino natural a seguir consiste en iniciar estudios piloto y de factibilidad, además de desarrollar herramientas para determinar el valor de las tecnologías de monitoreo y control. El deseo de compartir dichas historias de éxito entre las compañías constituye un factor importante en el logro de un despliegue más rápido de la tecnología de tiempo real dentro de la industria. Evidentemente, ésta ha sido una década de avances asombrosos en el área de monitoreo, análisis y control permanentes. No obstante, el aprovechamiento máximo del potencial del campo petrolero digital seguirá siendo un desafío importante para nuestra industria en los próximos años. Trond Unneland Gerente Nacional de Chevron Noruega Oslo, Noruega Trond Unneland maneja las actividades de Chevron en Noruega. Previamente, fue gerente nacional de Chevron Dinamarca en Copenhague y gerente de cuentas tecnológicas en San Ramón, California. Antes de ingresar en Chevron en el año 2000, ocupó posiciones de ingeniería y dirección en exploración, operaciones marinas y manejo de yacimientos en Statoil Noruega durante 16 años. Trond posee una maestría en ingeniería de yacimientos de la Universidad de Stavanger y un doctorado en ingeniería de petróleo de la Universidad Noruega de Ciencia y Tecnología, en Trondheim. Ha publicado varios artículos de la SPE sobre manejo de yacimientos, control de la producción de arena y desempeño de pozos, y ha participado en numerosos comités y foros de la SPE. 1

4 Schlumberger Oilfield Review Editor ejecutivo y editor de producción Mark A. Andersen Editor consultor Lisa Stewart Editores senior Mark E. Teel Matt Garber Editores Don Williamson Roopa Gir Matt Varhaug Colaboradores Rana Rottenberg Joan Mead Diseño y producción Herring Design Steve Freeman Ilustraciones Tom McNeff Mike Messinger George Stewart Impresión Wetmore Printing Company Curtis Weeks Traducción y producción Lynx Consulting, Inc. mail@linced.com; Traducción Adriana Real Edición Antonio Jorge Torre Subedición Nora Rosato Diagramación Diego Sánchez 4 Actuar a tiempo para maximizar el aprovechamiento de los hidrocarburos Una condición previa para satisfacer en forma eficaz la creciente demanda de petróleo y gas consiste en adquirir y actuar en base a los datos de pozos y de yacimientos a tiempo para incidir en las decisiones. La interacción oportuna con pozos y equipos y en última instancia con el yacimiento incrementa la eficiencia, acelera la producción y maximiza la recuperación final. En este artículo examinamos los beneficios que se pueden obtener cuando las compañías adoptan tecnología en tiempo real. 16 Revisión de los yacimientos de gas condensado El líquido se separa de la fase gaseosa cuando la presión en un campo de gas condensado cae por debajo de la presión de su punto de rocío, dejando valiosos componentes líquidos atrapados en el yacimiento y reduciendo la productividad de los pozos. Este artículo describe cómo estos mecanismos impactan el manejo de los yacimientos y se ilustra con algunos ejemplos de campo de Rusia, EUA y el Mar del Norte. 30 Tubería flexible: métodos innovadores de intervención de pozos Desde las operaciones de re-entrada de perforación y estimulación de yacimientos hasta las operaciones de reterminación de pozos, los avances registrados recientemente en la tecnología de tubería flexible han mejorado las capacidades y eficiencia de las operaciones de reparación de pozos ejecutadas a través de la tubería de producción, también conocidas como operaciones concéntricas. Este artículo presenta cuatro aplicaciones especiales que utilizan nuevos sistemas o combinaciones singulares de herramientas y técnicas para reducir el costo total, el período de ejecución y el riesgo de las operaciones con fines de remediación. En la portada: Un grupo de geocientíficos y un ingeniero especialista en colocación de pozos rastrean datos de perforación en función de un modelo de un área prospectiva desde un centro de soporte de Houston. Múltiples pantallas permiten a los equipos a cargo de los activos de las compañías optimizar la colocación de pozos en forma remota mediante el monitoreo del avance de la perforación y la ejecución de mediciones de navegación del pozo en tiempo real. Enlaces de interés: Schlumberger Archivo del Oilfield Review Glosario del Oilfield Review Dirigir la correspondencia editorial a: Oilfield Review 1325 S. Dairy Ashford Houston, Texas EUA (1) Facsímile: (1) editoroilfieldreview@slb.com Dirigir las consultas de distribución a: Jesús Mendoza Ruiz Teléfono: (52) Facsímile: (52) jesus@mexico-city.oilfield.slb.com 2

5 Primavera de 2006 Volumen 17 Número 4 46 La fuente para la caracterización de fracturas hidráulicas Los métodos microsísmicos proveen información crucial acerca de las fracturas hidráulicas. La geometría de las fracturas y el comportamiento de su propagación pueden monitorearse para ayudar a los ingenieros a mejorar los tratamientos de estimulación de yacimientos, aumentar la producción y mejorar las estrategias de desarrollo de campos petroleros. Este artículo describe el monitoreo de las fracturas hidráulicas y presenta algunos ejemplos de campo que demuestran su utilización en EUA y Japón. N Down 62 Pruebas de tecnologías para operaciones de pozo La minimización de los problemas y de las fallas de las herramientas constituye una prioridad máxima para los operadores y las compañías de servicios por igual. Para ello, las innovadoras tecnologías de campos petroleros se someten a pruebas en gran escala, bajo condiciones reales de pozos antes de llegar al campo. El conocimiento adquirido con esta evaluación rigurosa ayuda a crear herramientas que se desempeñan conforme a lo proyectado, aún en las condiciones más exigentes. N Monitoring well Pozo de tratamiento Pozo de observación 0 ft 2,000 0 ft 2,000 Perforation Stage 3 Treatment wellbore Perforation Stage 1 Perforation Stage 4 Consejo editorial Syed A. Ali Chevron Energy Technology Co. Houston, Texas, EUA Abdulla I. Al-Kubaisy Saudi Aramco Ras Tanura, Arabia Saudita Roland Hamp Woodside Energy, Ltd. Perth, Australia George King BP Houston, Texas Eteng A. Salam PERTAMINA Yakarta, Indonesia Y.B. Sinha Consultor independiente Nueva Delhi, India Perforation Stage 2 Sjur Talstad Statoil Stavanger, Noruega Richard Woodhouse Consultor independiente Surrey, Inglaterra 74 Un método de perforación acertado Las herramientas de adquisición de registros sónicos durante la perforación (LWD, por sus siglas en inglés) de nueva generación están proporcionando datos que ayudan a reducir la incertidumbre y permiten a los ingenieros tomar decisiones de perforación efectivas, acertadas y oportunas. Las herramientas sónicas LWD proveen datos acústicos precisos que, a su vez, están siendo procesados para determinar con exactitud la presión de poro. La combinación de esta información con datos sísmicos y con otros datos obtenidos durante la perforación, ayuda a los geocientíficos a prever lo que está delante de la barrena hasta el siguiente horizonte geológico y más allá del mismo. 86 Colaboradores 91 Nuevas Publicaciones y Próximamente en Oilfield Review 94 Índice Anual Oilfield Review es una publicación trimestral de Schlumberger destinada a los profesionales de la industria petrolera, cuyo objetivo consiste en brindar información acerca de los adelantos técnicos relacionados con la búsqueda y producción de hidrocarburos. Oilfield Review se distribuye entre los empleados y clientes de Schlumberger y se imprime en los Estados Unidos de Norteamérica. Cuando se menciona sólo el lugar de residencia de un colaborador, significa que forma parte del personal de Schlumberger. Hydraulic Fracture Data Time Figure Schlumberger. Todos los derechos reservados. Ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida, archivada o transmitida en forma o medio alguno, ya sea electrónico o mecánico, fotocopiado o grabado, sin la debida autorización escrita de Schlumberger. Legend Event rate Treating pressure, psi Slurry rate, bbl/min Oilfield Review tiene el agrado de dar la bienvenida a Roland Hamp como nuevo integrante de su Panel de Asesoramiento. Roland es Coordinador de Reservas Corporativas para Woodside Energy Ltd., en Perth, Australia Occidental. Sus responsabilidades incluyen presentación de informes de reservas, procesos y normas de manejo de reservas, y planeación e implementación de programas de aseguramiento de las reservas. Antes de ingresar en Woodside en 1996, trabajó para North Sea Sun Oil y Enterprise Oil. Actualmente es presidente del Consejo de la SPE para Australia, Nueva Zelanda y Papúa Nueva Guinea, y ha presidido el comité editorial para la publicación SPE News y la Sección de la SPE correspondiente a Australia Occidental. Roland se graduó con mención honorífica superior en el Imperial College de Londres en 1987, con un diploma ME en ingeniería de petróleo. 3

6 Actuar a tiempo para maximizar el aprovechamiento de los hidrocarburos La maximización de la recuperación de hidrocarburos y la aceleración de la producción son sólo dos de los beneficios que se obtienen por actuar en base a los datos apropiados y en el momento adecuado. El acceso inmediato a los datos de fondo de pozo y de superficie, posibilitado por los desarrollos tecnológicos recientes, está mejorando la eficiencia y la rentabilidad, tanto en los campos nuevos como en los campos maduros. Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Andrew Carnegie, Pekín; Chip Corbett, Karen Sullivan Glaser, Alex Kosmala, David Rossi, Melissa Symmonds y Ian Traboulay, Houston; Charles Cosad y Stephen Pickering, Gatwick, Inglaterra; Go Fujisawa, Sagamihara, Kanagawa, Japón; Gretchen Gillis, Sugar Land, Texas, EUA; Leonardo Giménez, Ahmadi, Kuwait; Judson Jacobs, Cambridge Energy Research Associates, Cambridge, Massachusetts, EUA; Caroline Kinghorn, Aberdeen, Escocia; Marc Pearcy, Oklahoma City, Oklahoma, EUA; y Trond Unneland, Chevron, Oslo, Noruega. DecisionPoint, espwatcher, InterACT, Litmus, MDT (Probador Modular de la Dinámica de la Formación), PeriScope 15, ProductionWatcher y StethoScope son marcas de Schlumberger. Q, Q-Marine y Q-Xpress son marcas de WesternGeco. Hoy, la industria del petróleo y el gas se ve obligada a proveer un volumen creciente de hidrocarburos y al mismo tiempo optimizar la recuperación final, incrementar la eficacia de las operaciones de exploración y producción en materia de costos y mejorar el desempeño con respecto a la seguridad y el medio ambiente. Para lograr tales objetivos será necesario contar con una nueva generación de procesos, nuevas mediciones y acceso oportuno a toda la información necesaria que facilite la toma de mejores decisiones. Diversas expresiones han sido acuñadas para describir el nivel de prontitud requerido para que los datos produzcan un impacto sobre una decisión. Tiempo real, a tiempo, oportuno, tiempo interactivo y justo a tiempo, son todas expresiones que connotan el marco temporal en el que los ingenieros y geocientíficos pueden utilizar los datos y la tecnología para tomar una decisión. La decisión puede consistir en ajustar la trayectoria de un pozo, modificar la densidad del lodo durante la perforación, revisar los programas de adquisición de registros (perfilaje), ajustar las válvulas de estrangulamiento de producción, detectar fallas de funcionamiento en los equipos de fondo de pozo o en las bombas de levantamiento artificial, interrumpir la inyección de agua o ejecutar cualquier número de acciones rutinarias o excepcionales en busca de hidrocarburos. Cualesquiera sean las palabras que se utilicen para transmitir la idea de esta nueva interacción acelerada con un pozo o con un yacimiento, el objetivo es aumentar el rédito económico a través del incremento de la eficiencia, la reducción del riesgo, la aceleración de la producción y la maximización de la recuperación. Este artículo comienza con una revisión de los marcos temporales de los procesos de decisión comunes a muchas de las operaciones de exploración y producción (E&P). Luego, para comprender qué beneficios pueden obtener las compañías de petróleo y gas, examinamos el caso de la adquisición y el análisis de datos a tiempo para generar cambios en una amplia gama de actividades asociadas con pozos y yacimientos. Además, presentamos algunos ejemplos que ponen de relieve ciertas tecnologías disponibles para facilitar un proceso de toma de decisiones más rápido y más preciso. Por último, analizamos las limitaciones que se deben superar para promover nuestras capacidades de interacción con el yacimiento en tiempo real. Tiempo de decisión Por cada medida adoptada para optimizar un activo de petróleo o gas o para responder a un suceso imprevisto, existe una ventana de oportunidad en la que la información nueva puede producir un impacto. La ventana se define en tér- 4 Oilfield Review

7 Escalas de tiempo para las decisiones de E&P 1 segundo 1 día 3 meses 2 años 10 años Optimización del operador Optimización de la producción Optimización del campo petrolero Optimización de la recuperación de yacimientos Control de pozo Geonavegación Interpretación temprana de registros Automatización de la producción y los procesos Interpretación detallada de registros Pruebas de pozos Modelos geológicos Ajuste de estranguladores y válvulas de producción Diagnóstico de los sistemas de levantamiento artificial Levantamientos sísmicos adquiridos con la técnica de repetición Integración de datos de pozos múltiples Simulación de yacimientos Ubicaciones de pozos de relleno y pozos vecinos Reterminaciones Operaciones de remediación de pozos Optimización global de las inversiones Programas de recuperación secundaria Empalme de campos satélites > Escalas de tiempo para las decisiones de exploración y producción (E&P). Desde las operaciones de perforación y adquisición de registros hasta las operaciones de terminación y producción, el marco temporal de las decisiones cambia pero la necesidad de obtener datos, tomar decisiones e implementar medidas se mantiene consistente en las distintas etapas. minos generales como el tiempo transcurrido entre la grabación de los datos y la decisión de actuar en base a las implicancias de esos datos. Los datos deben ser adquiridos, procesados e interpretados y luego integrados con el conocimiento existente, antes de tomar la decisión de adoptar medidas; todo esto dentro de la escala de tiempo pertinente. La escala puede ser corta, del orden de unos segundos, o muy larga, incluso de varios años, dependiendo de la decisión de E&P en cuestión (arriba). Las acciones más rápidas son habitualmente procesos automatizados que cierran pozos o ponen equipos fuera de servicio cuando la presión, la temperatura, la tensión u otros factores exceden un límite preestablecido. En el pasado, estos episodios de cierre, tales como la activación de las válvulas de seguridad de fondo de pozo, solían implicar demoras entre el suceso y la reacción; sin embargo, hoy en día el proceso tiene lugar sin que medie decisión o interacción humana alguna. 1 Muchos otros incidentes que afectan la salud ocupacional, la seguridad, el medio ambiente y las actividades de perforación, requieren decisiones rápidas. Dentro de esta escala de tiempo sumamente breve, que oscila entre segundos y horas, se encuentran las decisiones asociadas con el control de pozos, tales como el incremento de la densidad del lodo para evitar reventones o su reducción para prevenir el fracturamiento de la formación y la pérdida de control del pozo. Las decisiones relacionadas con las trayectorias de los pozos, tales como el direccionamiento de una barrena para maximizar el contacto del pozo con las formaciones productivas, tienen lugar en una escala de tiempo similar. Para sacar provecho de la disponibilidad de equipos de perforación y herramientas, la interpretación preliminar de los registros e imágenes adquiridos durante la perforación (LWD, por sus siglas en inglés) y de los obtenidos con herramientas operadas a cable, debe realizarse a las pocas horas de la adquisición de los registros para determinar si se requieren carreras de adquisición de registros o de muestreo adicionales. Una vez que un pozo es puesto en producción, las decisiones relacionadas con la seguridad, tales como el cierre inmediato del equipo rotativo, demandan un flujo oportuno de datos de monitoreo clave. Muchas de las medidas adoptadas en este marco temporal han sido automatizadas a través de los sistemas de supervisión, control y adquisición de datos (SCADA, por sus siglas en inglés). Otras decisiones asociadas con la producción impactan los regímenes de flujo de producción e inyección. Para las decisiones correspondientes a este marco temporal de optimización del operador, los datos deben estar disponibles en el término de segundos, minutos u horas y a menudo necesitan actualizarse con la misma frecuencia. 1. Hansen H, Salaber A, Meyers S, Redd E y Shannon R: Pursuing the Case for Safety, Oilfield Review 5, no. 4 (Octubre de 1993): Christie A, Kishino A, Cromb J, Hensley R, Kent E, McBeath B, Stewart H, Vidal A y Koot L: Soluciones Submarinas, Oilfield Review 11, no. 4 (Primavera de 2000): Garner J, Martin K, McCalvin D y McDaniel D: Válvulas de seguridad listas para operar, Oilfield Review 14, no. 4 (Primavera de 2003): Primavera de

8 Categoría de CERA Estimación de CERA Mejorar la recuperación final Acelerar la producción Reducir el tiempo inactivo 1% a 7% 1% a 6% 1% a 4% Mejorar la eficiencia 3% a 25% Reducir el costo de perforación 5% a 15% Categoría de Chevron Experiencia de Chevron Reducir la declinación de la producción 3.5% a 12% Acelerar la producción 4% a 18% Reducir el tiempo improductivo del pozo 5% a 10% Reducir el tiempo improductivo del sistema 8% a 10% de vapor Reducir la frecuencia de las operaciones de 30% reparación de pozos Aumentar el tiempo activo de la instalación 33% a través de la reducción de la producción de arena Reducir los costos de combustibles Reducir los eventos regularorios 25% 50% > Valor del manejo de los activos en tiempo real. Cambridge Energy Research Associates (CERA) y Chevron proveen estimaciones del valor potencial que se puede incorporar a través de la aplicación de técnicas de manejo de activos en tiempo real. (Datos obtenidos de CERA, referencia 2, y de Unneland y Hauser, referencia 2). En la escala de tiempo siguiente, que oscila entre aproximadamente un día y algunos meses, se debe realizar una interpretación detallada de los registros de pozos para poder diseñar e implementar las operaciones de terminación y estimulación o para que pueda abandonarse el pozo. Las pruebas de pozos o de producción, que llevan días o semanas, proveen información de presión y fluidos para evaluar descubrimientos, registrar reservas y desarrollar o revisar modelos de yacimientos. La información estratigráfica y textural de los registros de imágenes es incorporada junto con los datos sísmicos en los modelos geológicos, formando la base para la selección de la ubicación de pozos vecinos. La optimización de la producción tiene lugar en esta escala de tiempo; por ejemplo, a través de la modificación de los ajustes de las válvulas y los estranguladores de producción y de la adopción de medidas en base al diagnóstico de los sistemas de levantamiento artificial. Y, dentro de esta escala de tiempo, una nueva generación de pozos inteligentes puede modificar sus configuraciones de fondo en respuesta a las mediciones de producción de fondo de pozo y de superficie. En el período que fluctúa entre uno y dos años, los equipos a cargo de los activos de las compañías operadoras toman las decisiones relacionadas con la optimización de los campos petroleros. Los geocientíficos e ingenieros integran datos de pozos múltiples para construir y calibrar modelos y corren simuladores numéricos con el fin de optimizar el desarrollo de los campos. Los esfuerzos por optimizar el drenaje de los yacimientos incluyen la selección de la posición de pozos de relleno, las operaciones de remediación y reterminación de pozos, así como también otras intervenciones programadas. En la escala de tiempo más larga, las decisiones guían la optimización integral de activos y portafolios para maximizar la recuperación. Se proponen e implementan programas de recuperación secundaria y asistida. Puede tomarse la decisión de desarrollar o empalmar campos marginales o satélites, o de utilizar la infraestructura existente para explotar objetivos más profundos o pasados por alto. La mayoría de las decisiones asociadas con la optimización de yacimientos, que se toman dentro de este marco temporal, utilizan los datos adquiridos durante un período de varios años. No obstante, cuando llegue el momento de ejecutar planes a largo plazo, será vital contar con datos e interpretaciones en el tiempo pertinente para lograr una optimización exitosa. El tiempo es dinero La utilización de datos de campos petroleros en forma oportuna posee diversos beneficios económicos. Las evaluaciones recientes del valor de la tecnología en tiempo real mencionan la obtención de numerosas mejoras cuando las compañías de petróleo y gas aplican rápidos procedimientos de toma de decisiones a los activos nuevos y maduros, en todos los entornos de costos. 2 Estas mejoras adoptan la forma de minimización de pérdidas y maximización de oportunidades de incremento de la recuperación: Mejoramiento de la seguridad La utilización de datos LWD y datos sísmicos de pozos adquiridos durante la perforación se traduce en operaciones de construcción de pozos más seguras (véase Un método de perforación acertado, página 74). El acceso a los datos de pozos en forma remota implica menos visitas a la localización del pozo, lo que significa exponer menos trabajadores a riesgos. Prevención de penalidades Ciertos eventos, tales como derrames, pérdidas, fallas de equipos y otras faltas de cumplimiento, pueden implicar costos instantáneos y costos sostenidos significativos. La vigilancia continua (monitoreo) en tiempo real agrega valor porque permite reducir el riesgo que plantean estos eventos. Minimización de pérdidas o atrasos de la producción Las secuencias de tareas que incorporan el monitoreo de la producción pueden mitigar los efectos graduales, tales como el incremento del factor de daño y la irrupción prematura de agua, y los eventos eventuales, tales como la falla de los equipos, eliminando así los factores que mantienen la producción por debajo de los niveles planificados. Mejoramiento de la eficiencia Los beneficios en términos de eficiencia incluyen los ahorros relacionados con la ejecución de tareas con gastos operativos más bajos y el mejoramiento de la utilización de las instalaciones. La validación del comportamiento de la fractura hidráulica durante el tratamiento puede permitir que se efectúen ajustes durante la operación, mejorando la estimulación e impidiendo el crecimiento vertical no deseado de la fractura (véase La fuente para la caracterización de fracturas hidráulicas, página 46). El mejoramiento de la eficiencia del equipo de producción reduce los costos de desgaste y reparación, protegiendo los activos y minimizando las pérdidas de producción. Aceleración de la producción La optimización proactiva puede ayudar a las compañías operadoras a superar sus objetivos de producción originales. La revisión de las trayectorias de pozos subóptimas durante la perforación 6 Oilfield Review

9 puede acelerar la producción. La actualización de los planes de cementación durante la perforación y la verificación de las operaciones de cementación inmediatamente después de su ejecución pueden agilizar la producción. Incremento de la recuperación La utilización de tecnología en tiempo real para dirigir los pozos hacia los intervalos altamente productivos mejora la recuperación. Las secuencias de tareas que diagnostican problemas en los equipos o predicen el influjo de fluidos no deseados en forma prematura, permiten la ejecución de ajustes oportunos que pueden prolongar la producción rentable. El monitoreo y la optimización de la producción en tiempo real pueden extender la vida productiva del campo petrolero mediante la modificación de los límites económicos establecidos para el abandono del campo. En un estudio reciente de las prácticas de las compañías de petróleo y gas, Cambridge Energy Research Associates (CERA) recogió la opinión de las compañías para cuantificar los ahorros o los beneficios que eran dable de esperar mediante la aplicación de tecnología en tiempo real, en una variedad de escenarios de pozos y yacimientos. 3 Según los entrevistados representantes del sector industrial, el manejo de los activos en tiempo real podía mejorar la recuperación final en un 1% a un 7%, acelerar la producción entre 1% y 6%, reducir el tiempo inactivo entre 1% y 4% y reducir los costos de perforación entre 5% y 15%. Estos beneficios propuestos, documentados por CERA, quizás son excesivamente conservadores; un informe sobre entrevistas internas realizadas a los equipos a cargo de los activos de Chevron estima que la implementación de las secuencias de tareas que aprovechan el envío de datos y la toma de decisiones oportunas puede lograr mayor valor agregado que las estimaciones de CERA. La declinación de la producción podría reducirse entre 3.5% y 12%; la producción podría acelerarse entre 4% y 18% y la frecuencia de las reparaciones podría reducirse un 30% (página anterior) Unneland T y Hauser M: Real-Time Asset Management: From Vision to Engagement An Operator s Experience, artículo de la SPE 96390, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Dallas, 9 al 12 de octubre de El valor obtenido por otras compañías de petróleo y gas dependerá de los niveles de eficiencia vigentes y del grado de implementación de medidas en tiempo real. En las secciones siguientes, describimos cómo algunas compañías están mejorando el manejo de sus activos mediante la adopción de medidas utilizando los datos dentro de la escala de tiempo adecuada. La esencia del tiempo Los tres elementos esenciales para la toma de decisiones oportunas y exitosas son la tecnología, los procesos y la gente. La tecnología es clave porque posibilita la adquisición, transmisión e integración de los datos en forma oportuna. Los procesos también desempeñan un rol fundamental porque el volumen de datos recibidos puede ser abrumador y los procesos proveen la información a la gente que corresponde y en el momento apropiado. Además, el elemento final y esencial es la gente, que aprende a tomar decisiones en marcos de tiempo acelerados. Un aspecto de la tecnología que constituye un facilitador fundamental de la toma de decisiones en tiempo real es la tecnología de la información (TI). Para muchos profesionales del petróleo y el gas, y a los fines de este artículo, se asume que la TI está presente y funciona perfectamente; lo que no es poco decir. La industria del petróleo y el gas ha sido líder en la aplicación de TI de avanzada para la adquisición y comunicación segura de datos desde localizaciones rigurosas y remotas. Son estos conocimientos técnicos especiales relacionados con la infraestructura de conectividad los que posibilitaron la interacción de los yacimientos en tiempo real, desde cualquier lugar del mundo. Dado que para el éxito del manejo de yacimientos en tiempo real se requiere una infraestructura de conectividad altamente confiable, se deduce que una infraestructura imperfecta puede ser responsable de la existencia de fallas en la implementación de las secuencias de tareas de manejo de yacimientos en tiempo real. El éxito es más probable cuando la infraestructura y la Para obtener más información sobre el campo petrolero digital del futuro (DOFF, por sus siglas en inglés), consulte: Cambridge Energy Research Associates: Making the Leap Toward DOFF Adoption, informe oficial, enero de Cambridge Energy Research Associates, referencia Unneland y Hauser, referencia 2. secuencia de tareas se diseñan en forma altamente integrada. No obstante, muchas compañías poseen instalaciones en funcionamiento cuyos costos de modificación o reemplazo resultan muy elevados, de manera que es necesario que los proveedores desarrollen sistemas flexibles y abiertos. La forma en que la gente se conecta a sus datos es importante para el manejo oportuno de los activos de las compañías. El método más confiable y universalmente aceptado de acceso a los datos en tiempo real es la implementación de un portal en la Red; un sitio en la Red que actúa como punto de acceso a otros sitios. Cuando Kuwait Oil Company (KOC) resolvió proporcionar a sus empleados un acceso rápido a sus bases de datos corporativos de E&P, decidió trabajar con Schlumberger con el fin de crear un portal seguro en la Red para ingenieros de petróleo, ingenieros de yacimientos, geocientíficos, líderes de equipos, supervisores y gerentes. 5 El resultado del proyecto, el GeoPortal de KOC, proporciona un marco de referencia y un lugar de trabajo para 1,500 usuarios de KOC. Además de acceder a una página predeterminada creada para cada comunidad de usuarios, los usuarios pueden personalizar sus propios sitios con los componentes del portal GeoPortal que elijan. El portal GeoPortal facilita la colaboración entre las diversas comunidades de KOC, incrementando la productividad personal, acelerando la navegación a través de los datos para extraer toda la información crítica y mejorando la capacidad de monitorear las medidas de negocios clave. Para poder visualizar los datos desde cualquier portal, éstos deben cargarse o enviarse en forma segura al sitio del usuario. Uno de los sistemas de carga y visualización de datos más poderosos de la industria de E&P es el sistema de monitoreo y envío de datos en tiempo real InterACT de Schlumberger. Mediante la utilización de un navegador de Red estándar y una conexión a la Internet o a intranets, el sistema conecta múltiples especialistas con sitios de tra- 5. Case Study: DecisionPoint Solution Integrates with MyKOC Corporate Portal, content/services/resources/casestudies/im/ cs_decisionpoint_koc.asp (Se accedió el 3 de enero de 2006). Giménez L: En Route to the e-field: Effective Decision Making Assisted by E&P Web Portal Solutions, artículo de la SPE 93668, presentado en la 14a Muestra y Conferencia del Petróleo y el Gas de Medio Oriente, Bahrain, 12 al 15 de marzo de Primavera de

10 Intercambio de información y colaboración Socio Datos de perforación en tiempo real Servidor de InterACT Cliente Visualizadores de datos en tiempo real Arreglo satelital Recalibración de modelos en tiempo real Datos de producción y control en tiempo real > Sistema de monitoreo y envío de datos en tiempo real InterACT. El sistema InterACT permite la supervisión de las operaciones en tiempo real desde cualquier ubicación y en cualquier momento. Los usuarios pueden recuperar datos y visualizar registros, imágenes y mediciones efectuadas en la localización del pozo conforme se van adquiriendo. El sistema se encuentra activo en aproximadamente 1,800 pozos y al mismo acceden más de 11,000 usuarios de 800 organizaciones mundiales. bajo remotos de todas partes del mundo (arriba). Los especialistas que están fuera de las áreas operativas pueden colaborar con los miembros de las brigadas en sitio, reduciendo los viajes a lugares remotos y permitiendo que el número limitado de especialistas disponibles participen de tareas múltiples, lo que se traduce en un mejoramiento de la eficiencia y los resultados. El sistema InterACT se utiliza en numerosas aplicaciones, incluyendo el monitoreo y la optimización de las operaciones de perforación y LWD, la adquisición de registros con herramientas operadas a cable, las operaciones de prueba y muestreo, los servicios de cementación, los servicios de tubería flexible, los tratamientos de estimulación y las operaciones de producción. Los datos provenientes de la localización del pozo se comunican por transmisión satelital de baja latencia y gran ancho de banda al servidor seguro de Red de InterACT, y luego a los usuarios a través de la Internet, de intranets o por teléfono celular. 6 Los usuarios pueden visualizar sus datos a los pocos segundos de haber sido adquiridos. En un ejemplo de las tantas operaciones realizadas recientemente con el sistema InterACT, los ingenieros de yacimientos de Schlumberger en Medio Oriente se encontraban probando en el campo una nueva herramienta diseñada para caracterizar las propiedades químicas del agua de formación. El sensor de ph Litmus para el Probador Modular de la Dinámica de la Formación MDT mide el ph del fluido de la línea de flujo, que debe ser medido en el fondo del pozo bajo condiciones de yacimiento porque el ph de las muestras recolectadas para el análisis de laboratorio puede cambiar irreversiblemente cuando las muestras llegan a la superficie. A la compañía petrolera le interesaba utilizar la herramienta con el fin de facilitar la identificación de un contacto agua/petróleo (CAP), para lo cual era importante diferenciar el agua de formación del filtrado de lodo a base de agua cuyo ph era diferente. 7 La interpretación de los datos de ph mientras el fluido fluye en cada estación MDT es vital para las aplicaciones que distinguen las variaciones en las propiedades de los fluidos con la profundidad, tales como la delineación de los 8 Oilfield Review

11 CAPs y la caracterización de zonas de transición agua-petróleo. Esto implica determinar la profundidad más somera en la que sólo fluye agua de formación y la profundidad más profunda en la que fluye petróleo. Este procedimiento requiere el análisis del ph mientras la herramienta se encuentra disponible para su reposicionamiento en las nuevas profundidades requeridas por el levantamiento. Al cabo de algunos días, tanto en sus oficinas como en sus lugares de residencia respectivos, un equipo de especialistas de compañías petroleras y el principal ingeniero de yacimientos de Schlumberger, utilizaron la Internet para monitorear toda la operación de análisis de fluidos de fondo de pozo con el sistema InterACT. El módulo Litmus barrió los fluidos en 15 profundidades diferentes para definir el CAP y caracterizar la zona de transición sin tener que recolectar una sola muestra. 8 El monitoreo en tiempo real ayudó a que las pruebas de formaciones dejaran de ser un servicio de adquisición de registros de rutina para convertirse en un método nuevo y altamente efectivo de ejecución de pruebas de pozos. Un equipo virtual de especialistas de compañías petroleras y compañías de servicios, que pueden estar en diferentes lugares del mundo, interpretan los datos y dirigen las operaciones de una sofisticada sarta de herramientas, mientras la misma verifica los fluidos, las presiones, la productividad de los yacimientos y las propiedades geomecánicas de las formaciones objetivo. > Centro de Soporte de Operaciones de Aberdeen (OSC). El OSC provee un lugar de trabajo en un ambiente de colaboración para los procesos de planeación de pozos y modelado, así como para el manejo y visualización de datos en tiempo real. Respuestas de perforación a tiempo Los geocientíficos e ingenieros utilizan tecnología a tiempo en las diferentes etapas de cada uno de los proyectos de E&P. La interacción con el proceso de perforación para la construcción y posicionamiento de pozos fue una de las primeras aplicaciones de la tecnología en tiempo real que logró gran aceptación en la industria de E&P. Algunas compañías están construyendo instalaciones especiales en tierra firme, dedicadas al manejo remoto, en tiempo real, de las operaciones de perforación marinas. En el Mar del Norte, el manejo de las operaciones marinas desde tierra se ha convertido en una práctica común. Sense Intellifield, una compañía especializada en centros de operaciones de perforación remotas construidos con fines específicos, ha construido más de 85 de estos centros, principalmente en el Mar del Norte, pero también en Brunei y China. 9 A través de la concentración del manejo de las operaciones de perforación en tiempo real en una localización, las compañías pueden tomar mejores decisiones en forma más rápida y reducir la necesidad de que el personal se traslade a las áreas marinas. ConocoPhillips, en Noruega, informa que ahorra US$ 20 millones por año a través de su centro de perforación en tierra. 10 Schlumberger opera actualmente 27 centros de operaciones de perforación internos en todo el mundo y además provee soporte técnico en los 6. Latencia es el tiempo que demora un paquete de datos en ir desde el punto de origen hasta el punto de destino. La latencia y el ancho de banda juntos caracterizan la velocidad y la capacidad de transmisión. 7. Raghuraman B, Xian C, Carnegie A, Lecerf B, Stewart L, Gustavson G, Abdou MK, Hosani A, Dawoud A, Mahdi A y Ruefer S: Downhole ph Measurement for WBM Contamination Monitoring and Transition Zone Characterization, artículo de la SPE 95785, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Dallas, 9 al 12 de octubre de Carnegie AJ, Raghuraman B, Xian C, Stewart L, Gustavson G, Abdou MK, Al Hosani A, Dawoud A, El centros de colaboración y operaciones de las compañías petroleras (arriba). Por ejemplo, el campo Åsgaard de Statoil recibe asesoramiento técnico las 24 horas del día, vinculando el centro de soporte de operaciones de perforación de Statoil en Stjørdal, Noruega, con los centros de Schlumberger en Aberdeen y Stavanger. 11 Mahdi A y Ruefer S: Applications of Real-Time Downhole ph Measurements, artículo IPTC 10883, presentado en la Conferencia Internacional de Tecnología del Petróleo, Doha, Qatar, 21 al 23 de noviembre de E-Field Demand Spreading Beyond Norway, Offshore 65, no. 8 (Agosto de 2005): Referencia Schlumberger and Sense Intellifield Sign Agreement to Collaborate on Interactive Drilling Operation Centers, ID=19502 (Se accedió el 2 de enero de 2006). Primavera de

12 < Resultados de la sísmica de repetición en el Campo Norne. Una sección de impedancia acústica (IA) relativa del levantamiento de control por vía rápida, registrado en el Campo Norne en 2003 (extremo superior), muestra la trayectoria del pozo planificada como una línea negra de guiones. Los cilindros verticales son representaciones de la IA en las localizaciones de pozos cercanos. La superficie de color pardo corresponde a una arenisca prospectiva casi basal. La zona de agotamiento de petróleo (centro, azul oscuro) interpretada a partir de las diferencias entre levantamientos se encuentra en una posición más alta de lo esperado, cerca de la trayectoria del pozo planificada. En consecuencia, se revisó y elevó la trayectoria del pozo (extremo inferior, línea negra sólida) para evitar la producción de agua. Contacto agua/petróleo Contacto agua/petróleo Trayectoria del pozo planificada Trayectoria del pozo revisada Para las operaciones de perforación que requieren sólo un montaje provisorio, se puede trasladar un centro de soporte de operaciones modular a cualquier oficina (véase la portada). Este montaje provee instalaciones temporarias pero con una gama completa de servicios, para el monitoreo en tiempo real de las operaciones de perforación y LWD. Durante años, los equipos a cargo de las operaciones de geonavegación utilizaron las mediciones LWD como ayuda para dirigir los pozos hacia los intervalos ricos en hidrocarburos. 12 Pero las mediciones LWD convencionales son demasiado someras para alertar acerca de la aproximación de límites de capas y contactos de fluidos a tiempo para evitar desviaciones con respecto a la zona productiva. El servicio direccional de generación de imágenes profundas durante la perforación PeriScope 15 puede detectar la presencia y dirección de contactos y límites a una distancia de hasta 15 pies [4.6 m]. 13 Esta detección temprana de los cambios que se aproximan en las propiedades de las formaciones permite un manejo de los activos de las compañías más efectivo y en tiempo real, a lo largo de toda la vida productiva del campo petrolero. En un ejemplo, ConocoPhillips buscaba maximizar la exposición de los pozos productivos a través de las areniscas Forties del Campo Callanish, ubicado en el sector británico del Mar del Norte. Las respuestas crudas de las herramientas de adquisición de mediciones durante 10 Oilfield Review

13 la perforación (MWD, por sus siglas en inglés) y LWD eran transmitidas a la superficie por sistemas de telemetría de pulsos a través del lodo para su decodificación. Desde el equipo de perforación, los datos MWD y PeriScope 15 se enviaban a través del servicio InterACT a una sala de control de geonavegación dedicada, ubicada en las oficinas de ConocoPhillips en Aberdeen. Allí, los especialistas de Schlumberger descargaban y procesaban los datos para que los geólogos de ConocoPhillips los interpretaran, lo que daba como resultado nuevas instrucciones de geonavegación para el equipo de perforación. Las mediciones obtenidas durante la perforación ayudaron a ConocoPhillips a lograr una relación neto/total del 98%. 14 Estos resultados, y los correspondientes a los otros tres pozos perforados en el campo con el servicio PeriScope, condujeron a un mejoramiento de aproximadamente un 15% con respecto a los resultados de la relación neto/total proyectados por ConocoPhillips. En otro caso de toma de decisiones rápidas utilizando datos LWD, en el año 2004 Shell inició el redesarrollo del Campo Ram Powell, en aguas profundas del Golfo de México. El acceso a nuevos objetivos requería pozos complicados que planteaban el riesgo de encontrar intervalos agotados luego de siete años de producción. 15 Shell utilizó el servicio de medición de la presión de formación durante la perforación StethoScope para optimizar el diseño de las operaciones de terminación de pozos y validar los modelos de yacimientos dinámicos. La adquisición de la presión de formación durante la perforación eliminó la necesidad de contar con servicios de probadores de formaciones operados con cable, reduciendo el costo y los tiempos de exposición del pozo. 12. Allen D, Bergt D, Best D, Clark B, Falconer I, Hache J-M, Kienitz C, Lesage M, Rasmus J, Roulet C y Wraight P: Logging While Drilling, Oilfield Review 1, no. 1 (Abril de 1989): Chou L, Li Q, Darquin A, Denichou J-M, Griffiths R, Hart N, McInally A, Templeton G, Omeragic D, Tribe I, Watson K y Wiig M: Hacia un mejoramiento de la producción, Oilfield Review 17, no. 3 (Invierno de 2005/2006): La relación neto/total compara la sección de zona productiva con la sección de pozo horizontal perforado. 15. Barriol Y, Glaser KS, Bartman B, Corbiell R, Eriksen KO, Laastad H, Laidlaw J, Manin Y, Morrison K, Sayers CM, Terrazas Romero M y Volokitin Y: Las presiones de las operaciones de perforación y producción, Oilfield Review 17, no. 3 (Invierno de 2005/2006): Los datos sísmicos adquiridos con la técnica de repetición (técnica de lapsos de tiempo) a veces se conocen como datos sísmicos de cuatro dimensiones o 4D. Tres de las cuatro dimensiones son las dimensiones espaciales del levantamiento. El tiempo agrega la cuarta dimensión. 17. Aronsen HA, Osdal B, Eiken O, Goto R, Khazanehdari J, Pickering S y Smith P: El tiempo lo dirá; Contribuciones clave a partir de datos sísmicos de repetición, Oilfield Review 16, no. 2 (Otoño de 2004): Los puntos de medición de la presión se seleccionaron luego del análisis en tiempo real de los registros de densidad-neutrón LWD. Los resultados mostraron un buen soporte de la presión dentro del yacimiento objetivo, pero también indicaron que las bajas resistividades observadas en la base de las areniscas objetivo provenían de un CAP más elevado de lo esperado. Con este conocimiento adquirido a tiempo, los ingenieros de Shell decidieron desviar la trayectoria del pozo echado (buzamiento) arriba. Las mediciones adicionales obtenidas con el servicio StethoScope confirmaron la buena conectividad de la presión dentro del yacimiento, de modo que el pozo se entubó hasta la profundidad final. Shell estima que la adquisición de la presión de formación durante la perforación y las mediciones asociadas posibilitaron un ahorro de más de US$ 1 millón, gracias a la eliminación de la necesidad de efectuar dos carreras convencionales de mediciones de presión con la columna de perforación. Imágenes sensibles al tiempo Con el esfuerzo adecuado, cualquier tipo de dato puede ser puesto a disposición a tiempo para impactar las decisiones asociadas con el manejo de los activos de las compañías; incluso los datos sísmicos adquiridos con la técnica de repetición (técnica de lapsos de tiempo). 16 Los levantamientos sísmicos adquiridos con la técnica de repetición son producidos mediante la comparación de los datos o atributos sísmicos adquiridos antes y después de que la producción de hidrocarburos o la inyección de agua o gas hayan inducido cambios en las condiciones del yacimiento. El primer levantamiento, o levantamiento de base, se registra normalmente antes de que comience la producción; sin embargo, un levantamiento adquirido después del inicio de la producción puede servir como punto de referencia con el cual comparar los levantamientos subsiguientes. Para obtener el valor potencial de la información sísmica adquirida con la técnica de repetición para las decisiones de planeación de pozos y desarrollo de yacimientos subsiguientes, se debe contar con los resultados inmediatamente después de la finalización del segundo levantamiento, o levantamiento de monitoreo. Cuando comenzaron a adquirirse los primeros levantamientos con la técnica de repetición, en la década de 1980, el procesamiento de los datos demoraba varios meses. La comparación de levantamientos efectuados en distintas fechas insumía gran cantidad de tiempo; tiempo en el cual las condiciones del yacimiento podían variar significativamente. Ahora, gracias a la tecnología de adquisición y procesamiento sísmicos con sensores unitarios Q de WesternGeco, se puede lograr la repetibilidad de los levantamientos, de manera que el procesamiento de los datos se simplifica y se puede realizar durante la adquisición. La diferencia entre los levantamientos puede ser interpretada a los pocos días de finalizada la adquisición. Statoil pronto decidió utilizar los levantamientos sísmicos adquiridos con la técnica de repetición para optimizar el desarrollo del Campo Norne, ubicado en el Mar de Noruega. 17 Con un volumen de mil millones de barriles [160 millones de m 3 ], este campo produce petróleo desde 1997 y gas desde 2001, con un yacimiento independiente que fue puesto en producción en el año Statoil tiene expectativas de incrementar la recuperación del Campo Norne del 40% al 60% y extender su vida productiva más allá de Se han adquirido levantamientos sísmicos repetidos múltiples para monitorear los cambios producidos en la saturación y en la presión, en todo el campo. Luego de un levantamiento de base realizado en el año 2001 con la tecnología sísmica marina de sensores unitarios Q-Marine, en junio de 2003 se adquirió un levantamiento de monitoreo. Los resultados serían utilizados para planear la trayectoria de un pozo horizontal previsto para agosto de El levantamiento de junio de 2003 fue comparado rápidamente con el levantamiento de base del año 2001, justo a tiempo para incidir en la decisión relacionada con la localización del pozo. El procesamiento de los datos Q por vía rápida, a bordo de la embarcación para adquisición sísmica Topaz de WesternGeco, produjo un volumen sísmico diferencial en tan sólo 10 días después de finalizado el levantamiento. Dos días más de procesamiento generaron la diferencia en la impedancia acústica relativa que, cuando se correlacionó con la saturación, mostró un CAP más elevado que el indicado por el modelo de simulación de yacimientos (página anterior). La trayectoria del pozo se modificó para sortear la zona de agua e intersectar las reservas sin explotar, generando un ahorro de US$ 29 millones en el costo de un pozo de re-entrada horizontal perforado con fines de remediación. Primavera de

14 > Sistema de supervisión espwatcher para el monitoreo de las bombas eléctricas sumergibles. Con comunicaciones bilaterales seguras, el servicio espwatcher posibilita la transmisión de datos desde los pozos y retransmite las instrucciones de los operadores nuevamente a la bomba. Este servicio incluye alarmas y alertas reguladas según límites definidos por el usuario y permite el monitoreo de cientos de bombas en forma remota. Con la codificación en color, resulta fácil ver qué bombas están funcionando dentro o fuera de los rangos aceptables: bombas que funcionan dentro de un rango específico (verde), bombas con alguna medición funcionando fuera de rango (amarillo) y bombas que no están funcionando (rojo). Al año 2004, Statoil había utilizado levantamientos sísmicos adquiridos con la técnica de repetición para identificar reservas valoradas en US$ 750 millones y seleccionar 34 localizaciones de pozos adicionales. 18 Statoil ahora registra un levantamiento de control por año en el Campo Norne y extrae beneficios de las reducciones adicionales del tiempo de ejecución de levantamientos sísmicos, posibilitadas por la nueva secuencia de tareas integradas de adquisición y procesamiento de datos sísmicos Q-Xpress para el análisis de datos sísmicos casi en tiempo real. Un levantamiento reciente fue procesado y el volumen sísmico diferencial se produjo a bordo sólo 2 días y 7 horas después de la adquisición. En la misma embarcación, 12 horas más tarde se obtuvo la impedancia acústica relativa mediante la aplicación de técnicas de inversión a dicho volumen. Monitoreo de la producción Una vez que un pozo ha sido terminado y puesto en producción, la necesidad de tomar decisiones en forma oportuna sigue vigente. Muchos pozos productores presentan oportunidades para la reducción de los costos operativos y el incremento de la producción. Por ejemplo, al año 2003, más de un 90% de los pozos productores de petróleo requerían algún tipo de sistema de levantamiento artificial. 19 En más de 100,000 pozos, el levantamiento artificial se realiza con sistemas eléctricos sumergibles (ESP, por sus siglas en inglés). Los operadores dependen del monitoreo, diagnóstico y control activos del desempeño de los sistemas ESP para agregar valor a los activos productivos de las compañías. Los datos de sensores de fondo de pozo, la conectividad y los conocimientos técnicos especiales en materia de interpretación ayudan a las compañías operadoras a evaluar el desempeño de las bombas, predecir sus fallas, identificar problemas de pozos y controlar las bombas a distancia. Estas nuevas capacidades ayudan a las compañías operadoras a reducir los costos de operación e incrementar la producción y el flujo de efectivo. El análisis de más de 600 instalaciones de monitoreo de los sistemas ESP de todo el mundo indica que la implementación de secuencias de tareas de optimización de la producción en tiempo real puede conducir a aumentos de producción inmediatos de hasta un 50%, con incrementos habituales del 3% al 8% en el largo plazo. 20 Los sensores de fondo de pozo pueden adquirir datos de temperaturas y presiones de admisión (entrada) y descarga de los sistemas ESP, temperaturas de motores, vibraciones y fugas de corriente eléctrica en forma permanente. Estos datos deben convertirse en información y entregarse a los especialistas en producción en forma oportuna y segura para que se puedan ajustar las bombas, si fuera necesario, antes de que las condiciones existentes produzcan pérdidas de equipos o de producción. La abundancia de datos disponibles constituye en sí un problema. Algunos operadores manifiestan que los usuarios de datos pasan un 80% de su tiempo buscando y organizando datos y el restante 20%, realizando análisis de utilidad. Los procesos automatizados ayudan a recolectar y controlar la calidad de los datos y permiten comparar los resultados con los valores esperados. 21 La cantidad de datos que pueden generarse a partir de un pozo productor está urgiendo la implementación de un cambio en la forma en que se adquieren los datos. El enfoque tradicional de adquisición de datos se divide en dos categorías. Un criterio consiste en adquirir lo que se pueda adquirir, para luego resolver cómo utilizarlo. Esto se traduce en enormes volúmenes de datos cuyo valor es prácticamente imposible de explotar. Un enfoque alternativo implica la utilización de los datos disponibles en el momento, aunque puedan archivarse para aplicaciones a más largo plazo. La mayoría de los sistemas de recolección de datos SCADA existentes funcionan de estas dos formas. Un estudio indica que de los 380 MB de datos que pueden recolectarse por mes mediante el monitor de un sistema ESP, sólo 9 kb son relevantes para evaluar las maniobras esenciales de la bomba. 22 El enfoque preferido en lo que respecta a la adquisición de datos consiste en considerar qué datos son necesarios para posibilitar un determinado proceso en curso o el cumplimiento exitoso de una tarea. La adquisición de datos desde el punto de vista de la secuencia de tareas permite la ejecución de procesos de monitoreo y toma de decisiones simplificados. 23 Schlumberger ha desarrollado el sistema de supervisión y control espwatcher para que las bombas eléctricas sumergibles conecten los equipos de producción con sus datos de pozos a tiempo para la toma de decisiones relacionadas con la optimización de la producción. 24 Las comunicaciones bilaterales seguras permiten la 12 Oilfield Review

15 Transmisión satelital Almacenamiento temporario en el equipo de perforación Control de calidad y almacenamiento de datos Medidor de presión de fondo de pozo Actualización del modelo de simulación > Flujo de transmisión de datos ProductionWatcher. Los datos se envían desde el medidor de presión permanente hacia la superficie, donde se almacenan en forma temporal en el disco duro de una computadora del equipo de perforación. Desde allí, los datos son transmitidos vía satélite al Centro de Manejo de Datos de Schlumberger, donde se editan, verifican y transmiten, a través de un portal seguro en la Red, a las computadoras personales de los usuarios autorizados. El equipo de ingeniería actualiza el modelo de simulación con la frecuencia necesaria; normalmente una vez por semana después de estabilizada la producción, y con mucha más frecuencia durante las primeras etapas de la vida productiva del yacimiento. transmisión a la bomba de datos provenientes de los pozos e instrucciones impartidas por especialistas fuera de sitio. El servicio espwatcher posee alarmas y alertas reguladas según límites definidos por el usuario, que pueden ser monitoreadas por el sistema InterACT en tiempo real, en múltiples sistemas ESPs y en cientos de pozos simultáneamente (página anterior). El servicio espwatcher puede ser utilizado para modificar la velocidad de bombeo, detectar el mal funcionamiento de la bomba antes de que se produzca su falla total y destacar las bombas que operan a presiones anómalas. Por ejemplo, Signal Hill Petroleum explotó las capacidades de comando a distancia del servicio espwatcher para detectar bombas con estranguladores dañados y modificar las prácticas operativas que inadvertidamente perturbaban el rendimiento. El sistema espwatcher y la tecnología asociada al mismo ayudaron a Signal Hill a incrementar la producción de los pozos de su Campo Wilmington, situado en California, EUA, en un 70%. 25 Otro tipo de información de producción importante que ayuda a los ingenieros de las compañías de petróleo y gas a optimizar el rendimiento de los yacimientos es la información proveniente de los medidores de presión permanentes de fondo de pozo. Estos medidores de presión proveen un monitoreo continuo y en tiempo real de la respuesta del yacimiento a la producción. Un ejemplo de la utilización de información de presión al minuto corresponde al Golfo de México, en donde Westport Resources (ahora Kerr-McGee) poseía un descubrimiento en el Bloque 316 del área Timbalier Sur. 26 El yacimiento está compuesto por areniscas no consolidadas, altamente sobrepresionadas. Los programas de terminación de pozos de este campo contemplan fracturas anchas y cortas para maximizar la producción y minimizar la presión diferencial con el fin de prevenir la producción de arena. 27 Dado que la alta presión diferencial presente en la formación podía fomentar el influjo de arena, causando la falla prematura del equipo de fondo de pozo, era importante monitorear y controlar la presión diferencial. Por lo tanto, en el Pozo A3 se instaló un medidor de presión de cuarzo permanente por encima de los disparos (punzados) para monitorear la presión de flujo de fondo de pozo. Para obtener la presión diferencial, la presión de flujo de fondo de pozo medida debe compararse con la presión del yacimiento en la zona vecina al pozo, que no pudo ser medida pero sí modelada mediante técnicas de simulación de yacimientos. Cada 15 segundos, los datos eran enviados desde el medidor de presión permanente de fondo de pozo hasta una computadora de almacenamiento temporario en la superficie y luego, vía satélite, a una terminal terrestre (arriba). El servicio de supervisión remota en tiempo real ProductionWatcher proporcionaba el monitoreo permanente de los datos utilizando gráficas tales como la ventana segura de presión diferencial de la producción. Las alarmas automatizadas permitieron al operador maximizar el régimen de producción, evitando al mismo tiempo el influjo de arena. 18. Aronsen et al, referencia Spears and Associates, Inc.: Oilfield Market Report 2005, Tulsa, Oklahoma, EUA: 7, OMR/OMRMain.htm (Se accedió el 3 de enero de 2006). 20. Theuveny B, Nieten J, Kosmala A, Sagar R, Donovan M y Cosad C: Web-Based Hosting of Multiassets and Multiusers Production Workflows, artículo de la SPE 91041, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Houston, 26 al 29 de septiembre de Oberwinkler C y Stundner M: From Real-Time Data to Production Optimization, SPE Production & Facilities 20, no. 3 (Agosto de 2005): Theuveny B, Kosmala A, Cosad C, Pulido F y Destarac P: The Challenge of Federation of Information for Automated Surveillance of ESPs: Field Examples, artículo de la SPE 95129, presentado en la Conferencia de Ingeniería de Petróleo de Latinoamérica y del Caribe de la SPE, Río de Janeiro, 20 al 23 de junio de Theuveny et al, referencia Theuveny et al, referencia Bates R, Cosad C, Fielder L, Kosmala A, Hudson S, Romero G y Shanmugam V: Examinando los pozos productores: Supervisión de los sistemas ESP, Oilfield Review 16, no 2 (Otoño de 2004): Bates et al, referencia Corbett C: Advances in Real-Time Simulation, The Leading Edge 23, no. 8 (Agosto de 2004): , 807. Bradford RN, Parker M, Corbett C, Proano E, Heim RN, Isakson C y Paddock D: Construction of Geologic Models for Analysis of Real-Time Incidental Transients in a Full-Field Simulation Model, presentado en la Conferencia y Exhibición Internacional de la AAPG, Cancún, México, 26 de octubre de Presión diferencial es la diferencia entre la presión del yacimiento y la presión de flujo de fondo de pozo, justo en el interior del pozo. Primavera de

16 Presión, lpc 1,200 1, /14/04 5/13/04 7/12/04 9/10/04 Fecha Diferencia de presión, lpc, y derivada de la diferencia de presión Presión, lpc 100 Diferencia de presión medida Derivada de la diferencia de presión medida Diferencia de presión modelada Derivada de la diferencia de presión modelada ,000 10,000 Tiempo, h 1,400 1,200 1, Presiones medidas Presiones modeladas Tasa de flujo Producción, bbl/d /4/04 Estimulación realizada 4/23/04 6/12/04 8/1/04 9/20/04 11/9/04 Fecha Tasa de flujo = 474 bbl/d en condiciones de tanque 0 0 1,000 2,000 Tiempo, h > Supervisión de la producción en el Centro de Excelencia en Producción (PCoE). En uno de los pozos, la reducción de la presión de admisión de la bomba (izquierda) disparó una alarma amarilla espwatcher, alertando al personal acerca de un problema de producción. El análisis de presiones transitorias se efectuó mediante el ajuste de la gráfica de diagnóstico con curvas tipo (parte central superior) y a través de la simulación de la presión (parte central inferior). Los resultados de estas interpretaciones indican una permeabilidad de 197 md y un incremento del factor de daño en la zona vecina al pozo, de 2.2 a 4.0. El régimen de producción aumentó después de la estimulación (derecha) y finalmente se estabilizó en 550 bbl/d. Los medidores de presión permanentes también pueden capturar otros datos tales como las presiones transitorias. Las perturbaciones producidas en el flujo de producción crean presiones transitorias que alcanzan un límite o una barrera de permeabilidad en el yacimiento y retornan al pozo, donde son registradas por el medidor de presión. Esta información puede utilizarse para restringir y actualizar las interpretaciones del alcance del yacimiento. En este caso, los datos de presiones transitorias transmitidos desde el medidor de presión permanente de fondo del Pozo A3 se incorporaron nuevamente en el modelo de simulación del yacimiento. El modelo de yacimiento actualizado se entregó al cliente a los pocos días de la perforación. Este modelo indicó una extensión del yacimiento no anticipada que podía explotarse desviando la trayectoria del Pozo A3 con el equipo de perforación que aún se encontraba en la localización. En comparación con la producción proveniente del Pozo A3 principal, el pozo de re-entrada produjo un mejoramiento sustancial de la recuperación. Servicios de especialistas en operaciones de producción Algunas compañías están comenzando a crear valor a través de la oferta de servicios de especialistas en operaciones de producción en una localización, en forma similar a los centros de operaciones de perforación analizados previamente. Por ejemplo, ConocoPhillips en Noruega está generando importantes ahorros a través de su centro de perforación terrestre y está extendiendo el concepto con un centro de producción en tierra, recientemente inaugurado Oilfield Review

17 Shell construyó su Centro de Manejo de Operaciones de Producción en Nueva Orleáns para monitorear la producción proveniente de todas las operaciones del Golfo de México. 29 Con características similares, Schlumberger abrió el primer Centro de Excelencia en Producción (PCoE) en Oklahoma City, Oklahoma, EUA, en el año El centro PCoE ayudará a las compañías operadoras a mejorar sustancialmente la forma en que operan sus negocios mediante la entrega de soporte para la tecnología en tiempo real y la provisión de servicios de supervisión, diagnóstico y optimización de pozos productores de todo el mundo. Los especialistas del centro se concentran en tres actividades principales relativas a los servicios de producción: supervisión y optimización de pozos y campos petroleros con sistemas de levantamiento artificial optimización de los métodos de estimulación en todo el campo, con potencial para la supervisión en tiempo real pruebas de producción, análisis avanzado de presiones transitorias, química de fluidos, inicio de la producción de pozos y asignación de la producción. Los ingenieros de PCoE trabajaron recientemente con una compañía petrolera de Texas Oeste y Oklahoma central que posee más de 200 pozos bajo supervisión mediante el sistema esp- Watcher. En uno de sus pozos, la reducción de la presión de admisión disparó una alarma amarilla, alertando al ingeniero de supervisión acerca del desempeño potencialmente deficiente de un pozo (página anterior). El análisis de tendencias de los datos indicó una reducción del régimen de flujo y de la presión de admisión, manteniéndose constante el resto de los parámetros. Para evaluar el potencial del yacimiento, se examinó la respuesta de la presión de admisión y se identificaron dos eventos transitorios en la respuesta de la presión registrada con el tiempo. Se examinaron ambos eventos y se llevó a cabo la interpretación de las presiones transitorias. El análisis indicó una permeabilidad de 197 md y un incremento del factor de daño en la zona vecina al pozo de 2.2 a 4.0, que provocó una caída de presión de 350 lpc [2.4 MPa]. Utilizando un software de modelado de la producción, se validó el modelo derivado del análisis de presiones transitorias y se pudo predecir qué producción se obtendría si se eliminaba el efecto de daño mecánico en la zona vecina al pozo mediante estimulación. Este análisis demostró que la producción podía incrementarse de 450 a 640 bbl/d [72 a 102 m 3 /d]. Después de la estimulación, se reinstaló la bomba y se volvió a poner en producción el pozo, lo que condujo a un régimen de producción estabilizado de 550 bbl/d [87 m 3 /d], a una presión de admisión mucho más alta. Adopción de prácticas de manejo de activos oportunas Algunas compañías, o sus unidades operativas, han adoptado prácticas de manejo de activos en tiempo real agresivas; sin embargo, otras se mantienen cautelosas. Estas diferencias en lo que respecta a aceptación son habituales en cualquier industria cuando se introducen nuevas tecnologías. Algunos de los obstáculos que dificultan la adopción de prácticas de manejo de activos en tiempo real son específicos y evidentes y están relacionados con la TI y los datos. La infraestructura de TI, si no está normalizada, resulta costosa de construir, modificar y soportar. Para ser utilizados en forma eficaz, los volúmenes masivos de datos requieren procesos de normalización, control de calidad y análisis automatizados. Los demás factores inhibitorios son quizás más generales y menos obvios. En su reciente informe sobre tecnología en tiempo real, CERA observó que la adopción de las prácticas en tiempo real está siendo aplazada por tres factores: el amplio rango operacional que las compañías están intentando abordar, los procesos de trabajo y las estructuras mentales operacionales profundamente arraigados y los temas relacionados con la integración técnica e institucional. 30 Para acelerar la adopción de nuevas tecnologías, el informe de CERA propone cuatro pasos: publicitar el caso de negocio, fomentar los esfuerzos ínter industriales, comprometer a los niveles directivos superiores y minimizar las perturbaciones operacionales a través de la modificación de las prácticas de trabajo y la trascendencia de los objetivos a corto plazo para maximizar los beneficios potenciales. El campo petrolero del futuro sacará provecho de los avances técnicos en tiempo real y de las secuencias de tareas eficientes para optimizar continuamente su desempeño. A medida que este concepto se vuelva realidad en más campos, la industria y los consumidores podrán gozar de más eficiencia y mayor recuperación final a menor costo. LS 28. Referencia Henderson G y Kapteijn P: Smarter Business, Offshore Engineer (14 de marzo de 2005), news/features/oe/ smarter_ asp (Se accedió el 4 de enero de 2006). 30. Cambridge Energy Research Associates, referencia 2. Primavera de

18 Revisión de los yacimientos de gas condensado Cómo optimiza una compañía el desarrollo de un campo de gas condensado, cuando el proceso de explotación deja valiosos fluidos líquidos en un yacimiento y la formación de un bloque de condensado puede provocar la pérdida de la productividad del pozo? Los campos de gas condensado presentan este desafío. El primer paso para enfrentar este reto consiste en conocer los fluidos y cómo fluyen en el yacimiento. Li Fan College Station, Texas, EUA Billy W. Harris Wagner & Brown, Ltd. Midland, Texas A. (Jamal) Jamaluddin Rosharon, Texas Jairam Kamath Chevron Energy Technology Company San Ramon, California, EUA Robert Mott Consultor Independiente Dorchester, Reino Unido Gary A. Pope Universidad de Texas Austin, Texas Alexander Shandrygin Moscú, Rusia Curtis Hays Whitson Universidad Noruega de Ciencia y Tecnología y PERA, A/S Trondheim, Noruega Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Syed Ali, Chevron, Houston; y a Jerome Maniere, Moscú. ECLIPSE 300, LFA (Analizador de Fluidos para la herramienta MDT), MDT (Probador Modular de la Dinámica de la Formación) y PVT Express son marcas de Schlumberger. CHEARS es una marca de Chevron. Teflón es una marca de E.I. du Pont de Nemours and Company. 1. Afidick D, Kaczorowski NJ y Bette S: Production Performance of a Retrograde Gas Reservoir: A Case Study of the Arun Field, artículo de la SPE 28749, presentado en la Conferencia de Petróleo y Gas del Pacífico Asiático de la SPE, Melbourne, 7 al 10 de noviembre de Para ver un ejemplo del Campo Karachaganak, consulte: Elliott S, Hsu HH, O Hearn T, Sylvester IF y Vercesi R: The Giant Karachaganak Field, Unlocking Its Potential, Oilfield Review 10, no. 3 (Otoño de 1998): Los fluidos de gas condensado se denominan retrógrados porque su comportamiento puede ser la inversa de los fluidos que comprenden componentes Un yacimiento de gas condensado puede obstruirse con sus componentes más valiosos. La saturación del líquido condensado puede incrementarse en la región vecina al pozo como consecuencia de la caída de presión por debajo del punto de rocío, restringiendo en última instancia el flujo de gas. La restricción en la zona vecina al pozo puede reducir la productividad de un pozo en un factor de dos o más. Este fenómeno, conocido como formación de bloque o banco de condensado, es el resultado de una combinación de factores, incluyendo las propiedades de las fases de fluidos, las características del flujo de la formación y las presiones existentes en la formación y en el pozo. Si estos factores no se comprenden en las primeras instancias del desarrollo de un campo petrolero, tarde o temprano el rendimiento de la producción se verá afectado. Por ejemplo, la productividad de los pozos del Campo Arun, situado en Sumatra del Norte, Indonesia, declinó significativamente unos 10 años después de que comenzara la producción. Se trataba de un problema serio, ya que la productividad de los pozos resultaba crítica para satisfacer las obligaciones contractuales de entrega de gas. Los estudios de pozos, incluyendo las pruebas de presiones transitorias, indicaron que la pérdida era causada por la acumulación de condensado cerca del pozo. 1 El Campo Arun es uno de los tantos yacimientos de gas condensado gigantes que en conjunto contienen un recurso global significativo. El Campo Shtokmanovskoye, situado en el Mar de Barents en Rusia, el Campo Karachaganak en Kazajstán, el Campo Norte en Qatar que se convierte en el Campo Sur Pars en Irán, y el Campo Cupiagua en Colombia, son otros de los grandes recursos de gas condensado que existen en el mundo. 2 Este artículo analiza la combinación de la termodinámica de los fluidos y la física de las rocas, que resulta en la segregación de condensado y en la formación de bloques de condensado. Se examinan las implicancias para la producción y los métodos de manejo de los efectos de la segregación de condensado, incluyendo el modelado de yacimientos, para pronosticar el desempeño de los campos petroleros. Algunos ejemplos de Rusia, EUA y el Mar del Norte describen las prácticas y los resultados de campo. Formación de gotas de rocío Un gas condensado es un fluido monofásico en condiciones de yacimiento originales. Está compuesto principalmente de metano [C 1 ] y de otros hidrocarburos de cadena corta, pero también contiene hidrocarburos de cadena larga, denominados fracciones pesadas. Bajo ciertas condiciones de temperatura y presión, este fluido se separará en dos fases, una fase gaseosa y una fase líquida, lo que se conoce como condensado retrógrado. 3 puros. A medida que la presión de yacimiento declina y atraviesa el punto de rocío, se forma líquido y el volumen de la fase líquida aumenta con la caída de la presión. El sistema alcanza un punto en un condensado retrógrado en el que, conforme la presión continúa declinando, el líquido se re-evapora. 4. La inyección de fluidos fríos o calientes puede modificar la temperatura del yacimiento; sin embargo, esto raramente ocurre cerca de los pozos de producción. El factor dominante para el comportamiento de los fluidos en el yacimiento es el cambio de presión. Como se analizará más adelante, esto no sucede una vez que el fluido es producido dentro del pozo. 16 Oilfield Review

19 Durante el proceso de producción del yacimiento, la temperatura de formación normalmente no cambia, pero la presión se reduce. 4 Las mayores caídas de presión tienen lugar cerca de los pozos productores. Cuando la presión de un yacimiento de gas condensado se reduce hasta un cierto punto, denominado presión de saturación o presión del punto de rocío, una fase líquida rica en fracciones pesadas se separa de la solución; la fase gaseosa muestra una leve disminución de las fracciones pesadas (derecha). La reducción continua de la presión incrementa la fase líquida hasta que alcanza un volumen máximo; luego el volumen de líquido se reduce. Este comportamiento se puede mostrar en un diagrama de la relación presión-volumen-temperatura (PVT). El volumen de la fase líquida presente depende no sólo de la presión y la temperatura, sino también de la composición del fluido. Un gas seco, por definición, tiene insuficientes componentes pesados como para generar líquidos en el yacimiento aunque se produzca una gran caída de presión cerca del pozo. Un gas condensado pobre genera un volumen pequeño de fase líquida menos de 561 m 3 por millón de m 3 [100 bbl por millón de pies 3 ] y un gas condensado rico genera un volumen de líquido más grande, generalmente supe- Presión Línea del punto de burbujeo Región bifásica Condición del separador Punto crítico 60% 70% 80 % 90 % T emperatura Condición inicial del yacimiento 100% vapo r Línea del punto de rocío Cricondenterma > Diagrama de fases de un sistema de gas condensado. Esta gráfica de la relación presión-volumen-temperatura (PVT) indica el comportamiento monofásico fuera de la región bifásica, que está limitada por las líneas correspondientes al punto de burbujeo y al punto de rocío. Todas las líneas de saturación de fase constante (líneas de guiones) convergen en el punto crítico. Los números indican la saturación de la fase vapor. En un yacimiento de gas condensado, la condición inicial del yacimiento se encuentra en el área monofásica, a la derecha del punto crítico. Conforme declina la presión del yacimiento, el fluido atraviesa el punto de rocío y una fase líquida se separa del gas. El porcentaje de vapor disminuye, pero puede aumentar nuevamente con la declinación continua de la presión. La cricondenterma es la temperatura máxima a la cual pueden coexistir dos fases. Los separadores de superficie habitualmente operan en condiciones de baja presión y baja temperatura. Primavera de

20 7,000 6,000 Gas condensado rico Temperatura del yacimiento 6,000 5,000 Gas condensado pobre Temperatura del yacimiento 5,000 Punto crítico 4,000 Presión, lpc 4,000 3,000 Presión, lpc 3,000 Punto crítico 2,000 1,000 75% 80% 85% 90% 95% 2,000 1, % 99 % 99.5 % Temperatura, K Temperatura, K Condensación del líquido, % Gas condensado rico Relación de productividad, J/J o Gas condensado pobre Gas condensado rico Gas condensado pobre 0 0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 Presión, lpc P promedio /P punto de rocío > Ejemplos del comportamiento del gas condensado rico y pobre. Cuando la presión disminuye a la temperatura del yacimiento, un gas rico (extremo superior izquierdo) forma un porcentaje superior de líquido que un gas pobre (extremo superior derecho). El gas rico produce la condensación de más condensado que el gas pobre (extremo inferior izquierdo). La curva de condensación de líquido se traza asumiendo que las dos fases permanecen en contacto entre sí. No obstante, en un yacimiento se produce la fase de gas móvil; la saturación del líquido en la región vecina al pozo aumenta hasta que también se vuelve móvil. Como resultado, la formación de un bloque de condensado puede afectar finalmente a las formaciones que contienen tanto gas pobre como gas rico y el índice de productividad del pozo normalizado (J/J 0 ) de ambos puede verse severamente impactado (extremo inferior derecho). rior a 842 m 3 por millón de m 3 [150 bbl por millón de pies 3 ] (arriba). 5 No existen límites establecidos en las definiciones de pobre y rico, y descripciones adicionales tales como muy pobre también se aplican, de modo que estas cifras deben tomarse como meros indicadores de rangos. La determinación de las propiedades de los fluidos puede ser importante en cualquier yacimiento, pero desempeña un rol particularmente vital en los yacimientos de gas condensado. Por ejemplo, la relación gas/condensado juega un 5. En este artículo, los volúmenes de gas se dan en las condiciones que se consideran estándar en el punto de medición, lo que no sucede alrededor del pozo. Las conversiones entre unidades métricas y unidades de campos petroleros son volumétricas. 6. Para obtener más información sobre sistemas de levantamiento artificial, consulte: Fleshman R, Harryson y Lekic O: Artificial Lift for High-Volume Production, Oilfield Review 11, no. 1 (Primavera de 1999): papel importante en lo que respecta a la estimación del potencial de ventas tanto de gas como de líquido, necesarias para dimensionar las instalaciones de procesamiento de superficie. La cantidad de líquido que puede encontrarse inmovilizado en un campo, también es un aspecto económico esencial. Éstas y otras consideraciones, tales como la necesidad de contar con tecnologías de levantamiento artificial y estimulación de pozos, dependen de la extracción precisa de muestras de fluido. Los errores pequeños producidos en el proceso de toma de muestras, tales como la recolección de un volumen de líquido incorrecto, pueden traducirse en errores significativos en el comportamiento medido, de modo que la extracción de muestras debe hacerse con sumo cuidado (véase Extracción de muestras para la determinación de las propiedades de los fluidos, próxima página). Una vez que los fluidos del yacimiento ingresan en un pozo, tanto las condiciones de temperatura como las condiciones de presión pueden variar. El líquido condensado puede producirse dentro del pozo; sin embargo, también puede acumularse en el fondo como resultado de los cambios producidos en las condiciones imperantes en el pozo. Si el gas no tiene suficiente energía como para transportar el líquido a la superficie, se produce la carga o retorno del líquido en el pozo porque el líquido es más denso que la fase gaseosa que viaja con él. Si el líquido retorna por el pozo, el porcentaje de líquido aumentará pudiendo finalmente restringir la producción. Es de hacer notar que las tecnologías de levantamiento artificial por gas y bombeo que se utilizan para contrarrestar este comportamiento no se abordarán en este artículo Oilfield Review