Control remoto de yacimientos

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1 Control remoto de yacimientos John Algeroy A.J. Morris Mark Stracke Rosharon, Texas, EE.UU. François Auzerais Ian Bryant Bhavani Raghuraman Ruben Rathnasingham Ridgefield, Connecticut, EE.UU. John Davies Huawen Gai BP Amoco plc Poole, Inglaterra Orjan Johannessen Norsk Hydro Stavanger, Noruega Odd Malde Jarle Toekje Stavanger, Noruega Paul Newberry Lasalle Project Management Poole, Inglaterra Se agradece a Joe Eck, Houston, Texas, EE.UU.; Stephanie Hiron y Younes Jalali, Clamart, Francia; y Mike Johnson, David Malone y Tony Veneruso, Rosharon, Texas, por su valiosa colaboración en la preparación de este artículo. ECLIPSE, TRFC-E (válvula eléctrica de control de flujo recuperable por tubería), Variable Window y WRFC-H (válvula hidráulica de control de flujo recuperable por cable) son marcas de Schlumberger. El funcionamiento de un yacimiento resulta bastante difícil de comprender, pero controlarlo constituye un desafío aún mayor. Hoy en día, la tecnología que permite el control remoto del flujo hace posible el máximo aprovechamiento de todo lo que se conoce sobre el yacimiento y el aumento de la eficacia de la producción. El ser humano por naturaleza quiere experimentar todo aquello que le parece inalcanzable. El planeta Marte nos fascina, si bien quizás por su lejanía, las bajas temperaturas y las condiciones de la atmósfera que no permiten la vida del ser humano. Resulta difícil estudiar el planeta Marte directamente. Del mismo modo sucede con los yacimientos de hidrocarburos. Desde la superficie terrestre no podemos visualizar en forma directa todas las complicadas interacciones que se producen dentro del mismo. En el caso del lejano planeta Marte, la sonda especial Sojourner logró explorar lugares a los que el hombre no pudo llegar. Dado que la excavación de un hueco en el subsuelo para introducir un ser humano resultaría sumamente costosa, se ha recurrido a herramientas conducidas por cables, tuberías flexibles o sartas de perforación, durante la construcción del pozo o a posteriori, con el objeto de medir y registrar todo aquello que no podemos observar en forma directa. En el caso de los yacimientos de hidrocarburos, ya no se trata sólo de satisfacer nuestra curiosidad natural: es económicamente imprescindible comprender y controlar lo que ocurre en 18 Oilfield Review

2 el yacimiento. Ignorarlo podría resultar sumamente costoso. Se pueden perder irremediablemente importantes reservas, por ejemplo, si el agua se adelanta a los hidrocarburos e invade un pozo en producción. Del mismo modo, puede ocurrir que en un yacimiento los fluidos no provengan del lugar que nosotros anticipamos o que nos resulta más conveniente, especialmente en desarrollos complejos que incluyen pozos con múltiples tramos laterales y completaciones con múltiples zonas productivas. Afortunadamente, hoy en día existe la posibilidad de instalar dispositivos subterráneos que nos permiten monitorear los pozos desde la superficie, además de efectuar un control remoto del flujo que proviene de zonas específicas y se dirige al pozo y a la tubería de producción. A medida que los pozos producen el fluido que se encuentra en los yacimientos, los sensores ubicados en el fondo del pozo realizan mediciones en tiempo real o prácticamente en tiempo real, las que se pueden ingresar a los programas de computación para realizar un análisis del yacimiento y de las operaciones de producción. Los ingenieros pueden entonces determinar de qué modo deberán ajustar las válvulas de fondo para optimizar la producción. Gracias a estos avances en la tecnología de las completaciones, la industria petrolera puede incrementar o acelerar la recuperación de los yacimientos al mismo tiempo que se minimizan los riesgos, los costos de levantamiento artificial y las intervenciones de los pozos. En este artículo, se examinan las mediciones de fondo y las soluciones de control que permiten optimizar la producción y la recuperación de las reservas. Desarrollo de objetivos para el diseño de la completación Seguridad Eficiencia Economía Establecimiento del diseño conceptual de completación Construcción del pozo, evaluación y consideraciones de estimulación Requerimientos del taladro de completación Consideración de la locación, la ubicación del pozo y las regulaciones ambientales Revisión del diseño dentro del contexto del pozo y vida del campo (cuestiones de largo plazo) Desarrollo del diseño detallado de completación Tuberías Cañoneos Estimulación Fluidos de completación Perforación y ensayos del pozo Cementación del revestidor Instalación de las tuberías del pozo Completación del pozo Instalación del cabezal del pozo Iniciación del flujo Acceso al rendimiento esperado del pozo Parámetros del yacimiento - Tipo de roca y sus propiedades - Estructura, límites y dimensiones Propiedades de los fluidos Mecanismo de drenaje Panorama general El objetivo final de toda completación de un pozo consiste en producir los fluidos desde el yacimiento y transportarlos hasta la superficie en forma segura, eficiente y económica. 1 Si bien la perforación de un pozo hasta la profundidad deseada podría parecer un objetivo en sí mismo, es necesario realizar muchas otras operaciones y tomar otras tantas decisiones antes de iniciar la producción (derecha). Hay que diseñar y seleccionar el revestidor y el resto de las tuberías e Monitoreo y evaluación de la producción Estimulación si fuese necesario Instalación del sistema de levantamiento artificial si fuese necesario 1. Si se desea obtener más información sobre completaciones de pozos consultar a: Economides MJ, Dunn-Norman S, Watters LT: Petroleum Well Construction. Nueva York, Nueva York, EE.UU., John Wiley y Sons, Hall LW: Petroleum Production Operations. Austin, Texas, EE.UU.: Servicio de Extensión Petrolera de la Universidad de Texas, Austin, Van Dyke K: A Primer of Oilwell Service, Workover, and Completion. Austin, Texas, EE.UU.: Servicio de Extensión Petrolera de la Universidad de Texas, Austin, en cooperación con la Association of Energy Service Companies, Reacondicionamiento Reevaluación de la completación Optimización de la producción > Pasos necesarios para realizar la completación de un pozo y optimizar la producción. Otoño de

3 Consideraciones mecánicas Diámetro de las tuberías Confiabilidad Simplicidad Seguridad Configuraciones del revestidor y de la tubería de producción Pozos submarinos Pozos en aguas profundas Pozo de alcance extendido Pozos horizontales Pozos con múltiples tramos laterales Pozos de pequeño diámetro Escenarios operativos Areas remotas En tierra o marinos s profundas o submarinos Prácticas de completación Mecanismos de drenaje y uso de levantamiento artificial Acuífero Casquete de gas Gas disuelto Gas Fluidos de yacimientos Tipos de yacimientos Yacimientos que producen arena Yacimientos con una pata de agua Yacimientos fracturados Yacimientos con casquete de gas Complicaciones en la producción Producción de arena Necesidad de estimulación Necesidad de recuperación secundaria > En el diseño de una completación se deben tener en cuenta todos los aspectos del yacimiento y del pozo. instalarlas en el hoyo junto con otras herramientas y equipamientos necesarios para conducir, bombear o controlar la producción o la inyección de fluidos. La integridad de una completación depende de que se haya realizado un buen trabajo de cementación ya que, de lo contrario, es probable que surjan inconvenientes desde un principio. Es evidente que el diseño de la completación deberá estar de acuerdo con el tipo de yacimiento, el mecanismo de drenaje, las propiedades del fluido, la configuración del pozo y cualquier otra complicación que pudiera existir, como por ejemplo la producción de arena o el depósito de parafinas (arriba). Por varias décadas, la industria petrolera se ha beneficiado considerablemente con la tecnología convencional de las completaciones, que consiste en cementar el revestidor en el hueco, instalar la tubería de producción, los empacadores y el resto del equipamiento de producción, y luego cañonear las zonas de interés para permitir el flujo desde el yacimiento hacia el cabezal del pozo. Para poder avanzar hacia nuevos ambientes de operación y pozos de diseños más complejos, se debe contar con mejores métodos para optimizar la producción de los pozos sin necesidad de intervenciones mecánicas Sensores Software Activadores Completación inteligente > Elementos de una completación inteligente. riesgosas o imprevistas. Las intervenciones en la superficie pueden resultar sumamente dificultosas y, por lo general, las intervenciones de pozos en aguas profundas o submarinas son costosas. 2 Las completaciones basadas exclusivamente en válvulas de superficie para el control de flujo no permiten la producción selectiva proveniente de múltiples unidades de flujo en un pozo, o de un lateral en un pozo con varios tramos laterales. Como consecuencia de ello, hasta hace unos años no se podía controlar la producción de unidades con flujo simultáneo, flujo transversal o producción por debajo del nivel óptimo. La falta de tecnología para controlar el flujo en el fondo del pozo puede retardar la producción y afectar en forma negativa el valor actual neto si cada zona se explota en forma secuencial. 3 La ausencia de equipos de monitoreo de fondo en las completaciones tradicionales "poco sensatas," que constituyen la gran mayoría de las completaciones, da como resultado una cantidad limitada de datos del yacimiento. La tasa total de flujo, la presión en el cabezal del pozo y la composición del fluido se podrían obtener a partir de mediciones de superficie, pero las condiciones reales de una zona en producción y el aporte individual de cada zona no se pueden conocer con certeza, a menos que se cuente con dispositivos "inteligentes" de medición instalados en el fondo del pozo, que brinden información más completa sobre la contribución de cada parte del hoyo. Existen otras opciones, como las pruebas de presión transitoria y los registros de producción, que ofrecen datos para distintos momentos en el tiempo, en lugar de una historia continua. Estas opciones implican costos y riesgos. Por ejemplo, para efectuar una prueba de pozo es necesario interrumpir la producción. Cualquiera sea la tecnología y las operaciones utilizadas en la completación, los yacimientos se comportan de maneras inesperadas, en especial los yacimientos nuevos con escasa información. La capacidad de ajustar los equipamientos de fondo en función de los datos adquiridos en tiempo real, hace que las sorpre- 2. La intervención de un pozo podría significar un aumento del 30% en el costo de construcción de un pozo submarino, que oscila entre 6 y 8 millones de dólares, mientras que la completación inteligente inicial podría costar menos, además de proporcionar mejores resultados a lo largo de la vida útil del pozo. Véase: Greenberg J: "Intelligent Completions Migrating to Shallow Water, Lower Cost Wells," Offshore 59, no. 2 (Febrero de 1999): Para conocer ejemplos del aspecto económico de las completaciones inteligentes, consultar a: Jalali Y, Bussear T y Sharma S: "Intelligent Completion Systems The Reservoir Rationale," artículo de la SPE 50587, presentado en la Conferencia Anual Europea de la SPE, llevada a cabo en La Haya, Holanda, Octubre 20-22, Robinson MC y Mathieson D: "Integration of an Intelligent Completion into an Existing Subsea Production System," artículo de la OTC 8839, presentado en la Offshore Technology Conference de 1998, Houston, Texas, EE.UU., Mayo 4-7, Otras fuentes indican que la primera instalación de una completación inteligente tuvo lugar en septiembre de Véase Greenberg, referencia 2. von Flatern R: "Smart Wells Get Smarter," Offshore Engineer (Abril de 1998): Oilfield Review

4 sas en la producción resulten menos complicadas. La primera instalación de una completación inteligente, realizada por Saga Petroleum en agosto de 1997, marcó el inicio de una etapa interactiva en la optimización de la producción. 4 Dos años más tarde, contamos con poco menos de veinte completaciones de avanzada en todo el mundo, las que han permitido aumentar la recuperación de las reservas y demostrado su valor económico y operativo. Tecnología de avanzada para las completaciones El propósito de los dispositivos de las completaciones inteligentes consiste en lograr una integración segura y confiable entre el aislamiento zonal, el control del flujo, el levantamiento artificial, el monitoreo permanente y el control de la producción de arena. Una completación inteligente se define como aquella que cuenta con la capacidad de monitorear y controlar por lo menos una zona de un yacimiento (página previa, abajo). 5 Existen varios nombres diferentes para referirse a las completaciones inteligentes, o de avanzada, y todas implican un impacto significativo sobre el manejo de los activos. La adquisición y la interpretación de los datos y la capacidad de optimizar la producción a través de un ajuste remoto de las válvulas subterráneas, marcan la diferencia entre las completaciones de avanzada y las tradicionales y ofrecen la posibilidad de enfrentar una situación en forma interactiva antes de que se convierta en un problema. La base del uso exitoso de los equipos subterráneos de control de flujo operados desde la superficie, consiste en contar con los datos del yacimiento que posibilitan la toma de decisiones sobre la producción eficiente de las reservas. En una completación común, el monitoreo del yacimiento se realiza sólo en momentos específicos. Las pruebas de pozo, los registros de producción y los levantamientos sísmicos proporcionan una visión instantánea del yacimiento y bien podrían no representar el comportamiento normal del 5. Se pueden encontrar otras descripciones de completaciones inteligentes en: Beamer A, Bryant I, Denver L, Saeedi J, Verma V, Mead P, Morgan C, Rossi D y Sharma S: "From Pore to Pipeline, Field-Scale Solutions," Oilfield Review 10, no. 2 (Verano de 1998): Huck R: "The Future Role of Downhole Process Control," Orador invitado a la Offshore Technology Conference, Houston, Texas, EE.UU., Mayo 3, Baker A, Gaskell J, Jeffery J, Thomas A, Veneruso T y Unneland T: "Permanent Monitoring Looking at Lifetime Reservoir Dynamics," Oilfield Review 7, no. 4 (Invierno de 1995): Las operaciones de monitoreo permanente y el manejo de la confiabilidad que sustenta la generación actual de sondas permanentes será el tema central de un artículo de próxima aparición en Oilfield Review. yacimiento o no registrar hechos que requieran acciones correctivas. En el caso de las configuraciones complejas de pozos, como en los pozos con múltiples tramos laterales, el perfilaje de producción se hace difícil. El simple hecho de llegar hasta el yacimiento para obtener los datos puede resultar riesgoso, además de insumir un alto costo de tiempo y dinero. Las operaciones de reacondicionamiento subsiguientes, como el cegado y abandono de una zona, pueden implicar riesgos y costos ya que es necesario disponer de un taladro de reacondicionamiento en el cabezal del pozo e instalar los equipos de remediación en el hoyo. En las completaciones inteligentes, se incorporan sondas subterráneas permanentes que permiten la adquisición de datos en forma continua. En la década del 60, los ingenieros de yacimientos de las compañías petroleras comenzaron a pensar en monitorear las condiciones de fondo en pozos terrestres en los Estados Unidos de Norteamérica. Las primeras instalaciones de sondas permanentes eran, en realidad, versiones modificadas de equipos operados a cable. Desde entonces, mucho se ha avanzado en la tecnología del monitoreo permanente. Hoy en día, las sondas permanentes cuentan con un formidable historial establecido en el mundo entero en cuanto a su capacidad de monitorear en forma confiable la presión, la temperatura y la tasa de flujo en el fondo del pozo. 6 Estos datos, obtenidos en tiempo real o prácticamente en tiempo real, muestran las continuas variaciones que se producen en el comportamiento de los yacimientos. Si bien la obtención de datos segundo a segundo puede parecer exagerada durante las operaciones de producción de rutina, la abundancia de datos garantiza que se pueda realizar un análisis de alta calidad en el momento en que esto resulte necesario. El valor de los datos obtenidos con las sondas permanentes reside en que el equipo de trabajo del yacimiento ya no necesita especular acerca de lo que está ocurriendo en el subsuelo. Con sólo obtener y analizar los datos del yacimiento, se puede decidir si es necesario realizar modificaciones en la completación, o cuándo podrían resultar apropiadas. Una vez evaluado cuidadosamente el comportamiento del yacimiento, el equipo puede volcar los datos reales en los modelos de simulación, en lugar de utilizar valores supuestos, y continuar las operaciones o ajustar las condiciones de fondo, utilizando válvulas controladas en forma remota y operadas desde la superficie. Las válvulas de control de flujo probadas en el campo son válvulas de ventana variable activadas hidráulicamente, que permiten ajustes graduales para controlar el área de flujo con mayor precisión. Por el contrario, las versiones anteriores eran menos confiables, ya que se trataba de camisas corredizas que sólo admiten dos posiciones: totalmente abiertas o completamente cerradas, y no se pueden ajustar en posiciones intermedias. Al poder variar el ancho de la ranura de las válvulas de ventana variable, se puede ajustar la tasa de flujo en cada válvula de control de acuerdo con cada zona individual. La válvula de control de flujo está montada en una cavidad lateral de un mandril, o una sección cilíndrica separada de la tubería de producción, de manera tal que la válvula se pueda recuperar por cable de acero o línea de arrastre si fuera necesario (abajo). Al aplicar presión hidráulica, una válvula de ventana variable puede adoptar una de seis posiciones consecutivas para establecer la tasa de producción de los fluidos A B B A Sección A-A Válvula recuperable Activador hidráulico Tubería de producción Líneas de control hacia la superficie y zonas más profundas Sección B-B > Válvulas de control de flujo. El dispositivo WRFC-H es una válvula de control de flujo activada hidráulicamente, recuperable por cable y que se puede ajustar en seis posiciones, una de las cuales es cerrada. La posición central se establece conforme a requisitos anticipados. A partir de este punto medio, se pueden realizar dos ajustes hacia arriba o hacia abajo para controlar la producción o la inyección de fluidos. Otoño de

5 HELIKOPTER SER V ICE desde la formación hacia la tubería, o bien de los fluidos inyectados desde la tubería hacia la formación. El manejo del yacimiento requiere capacidad de producción y de inyección. Las válvulas de retención impiden el flujo transversal entre yacimientos. Actualmente, una nueva válvula con control eléctrico se encuentra en su etapa de desarrollo (derecha). La versión eléctrica permite ajustes infinitos entre las posiciones abierta y cerrada, en lugar de los ajustes graduales de la versión hidráulica. Tanto los controladores de flujo recuperables a cable, como los controladores eléctricos e hidráulicos que todavía se encuentran en una fase experimental, no tienen prácticamente limitaciones de profundidad y pueden incluir instrumentos de medición de la temperatura y la presión de la formación y el flujo. La confiabilidad de los dispositivos de control del flujo constituye un aspecto de fundamental importancia, dado que, como ocurre en el caso de las sondas permanentes, se espera que duren toda la vida útil del pozo y, con excepción de los dispositivos recuperables por cable, por lo general no se extraen para efectuar reparaciones, servicios de mantenimiento o análisis de fallas una vez que dejaron de funcionar. 7 Por esta razón, es Desarrollo de las válvulas de control de flujo. El dispositivo TRFC-E es una válvula eléctrica de control de flujo, recuperable con la tubería de producción y que se puede ajustar a un número infinito de posiciones, lo cual brinda mayor control que la válvula hidráulica. Este avanzado sistema totalmente eléctrico, contiene un único cable para el suministro de energía y para la telemetría. Aún se encuentra en una etapa experimental. > Sondas permanentes Activador eléctrico Orificio Campo Troll Noruega Campo Troll. En una primera etapa, la plataforma Troll C producirá petróleo de la Troll Oil Gas Province. Todos los pozos del campo Troll poseen completaciones submarinas, cinco de las cuales cuentan con dispositivos para control de flujo. > Gran Bretaña Mar del Norte 22 Oilfield Review

6 Conificación de agua Completación tradicional Conificación de gas Gas 7. Veneruso AF, Sharma S, Vachon G, Hiron S, Bussear T y Jennings S: "Reliability in ICS* Intelligent Completions Systems: A Systematic Approach from Design to Deployment," artículo de la OTC 8841, presentado en la Offshore Technology Conference en Houston, Texas, EE.UU., Mayo 4-7, > Conificación de gas. La tecnología de completaciones convencional (centro) habría provocado la recuperación limitada del petróleo debido a una conificación prematura de gas (derecha). Actualmente se produce petróleo y agua (izquierda). lación de yacimientos para comparar los resultados previstos con los reales. El control de flujo en acción En dos campos sumamente conocidos, la utilización de los dispositivos de control de flujo está permitiendo la recuperación de reservas que, de lo contrario, habrían quedado abandonadas en el subsuelo. Por ejemplo, en el campo Troll se está explotando una zona delgada de petróleo por medio de pozos de alcance extendido o de pozos horizontales que hacen contacto con un área más extensa del yacimiento en comparación con los pozos verticales, con lo cual se reduce la caída de presión por unidad de área y se evita la conificación de gas prematura. En el campo Wytch Farm, un novedoso pozo con múltiples tramos laterales permite la producción desde dos secciones diferentes de un yacimiento de petróleo. El campo Troll, operado por Norsk Hydro y Statoil, contiene la mayor cantidad de reservas de gas marinas en todo el mundo. Existe una zona delgada de petróleo que subyace al enorme esencial la identificación de los riesgos a través de otras técnicas. Es fundamental contar con equipamientos simples, resistentes y probados en el trabajo de campo; por lo cual las válvulas de control de flujo incorporan tecnología comprobada, como los motores hidráulicos que se utilizan en las válvulas de seguridad subterráneas. Los componentes de reciente introducción han superado rigurosas pruebas de calificación. En una primera instancia, podría resultar difícil hacer una selección entre la gran variedad de opciones disponibles para completar un pozo en un yacimiento nuevo. Hasta tanto el equipo de operaciones no se encuentre totalmente satisfecho con la caracterización del yacimiento, los especialistas en completaciones recomiendan garantizar la flexibilidad, la adquisición continua de datos y luego utilizar herramientas de simucasquete de gas. Cuando el campo fue descubierto en la década del 70, y aún en 1985, los avances tecnológicos disponibles no permitían recuperar las reservas de petróleo. Hoy en día, las técnicas de perforación horizontal hacen posible perforar secciones de 3000 a 4000 m [9840 a pies] en forma horizontal a través de un yacimiento de arenisca relativamente uniforme y sin fallas. La plataforma Troll C, cuya producción comenzó durante el último trimestre de 1999, en una primera etapa producirá crudo de un yacimiento de arenisca de alta permeabilidad, que se halla a una profundidad de 1580 m [5184 pies] en la Troll Oil Gas Province (página previa, abajo). El aspecto técnico clave para los 40 pozos planeados a partir de la plataforma Troll C consiste en recuperar petróleo desde la extensa pata petrolera ubicada entre los 2 y los 18 m [6,5 a 59 pies] de profundidad sin conificación de gas. Las completaciones, que en este caso son submarinas, producen petróleo en presencia de agua cercana con mayor facilidad que en presencia de gas. El uso de tecnología de avanzada fue considerado desde el principio, antes de comenzar a perforar el primer pozo desde la plataforma. En esta región, el enfoque tradicional hubiera sido perforar un pozo en forma direccional con una completación con malla ranurada (arriba), en cuyo caso existe el riesgo de conificación de gas o de agua. Se optó entonces por perforar el pozo en forma direccional hasta la parte más profunda de la zona de petróleo e instalar una válvula de control de flujo recuperable por cable, como Otoño de

7 Ciclo de levantamiento artificial por gas Sin levantamiento artificial por gas durante este ciclo Gas Cañoneos Solución preferida. El pozo se condujo con sumo cuidado hasta la parte más profunda de la zona delgada de petróleo. Así se logró producir reservas de petróleo junto con agua (arriba). Se suceden ciclos periódicos de levantamiento artificial por gas (abajo a la izquierda). > complemento al sistema de levantamiento artificial por gas intermitente (izquierda). Este pozo produce en la actualidad petróleo y agua, pero finalmente producirá gas. Hasta entonces, se suceden alternativamente ciclos de producción con o sin levantamiento artificial por gas a través de la válvula de control, lo cual permite la producción de crudo sin conificación de gas. El rendimiento económico del proyecto se vio beneficiado por la combinación de varios factores: la técnica de perforación horizontal para alcanzar la zona de petróleo, la tecnología de levantamiento artificial por gas subterráneo en lugar de la inyección desde la superficie para acelerar la producción, todo ello sumado a la instalación de válvulas de control subterráneas. La eliminación de sistemas de acumulación de gas y de distribución de alta presión ayudó a reducir los costos, en parte porque se pudo utilizar una plataforma más pequeña, menos costosa y sin instalaciones para operaciones de compresión. De no haber contado con la tecnología de control de flujo, en el campo Troll se habrían perdido importantes cantidades de petróleo, pero las completaciones de avanzada permitirán aumentar la recuperación en alrededor de 60 millones de barriles de crudo [9,4 millones de m 3 ]. Hoy en día, cinco pozos de este campo cuentan con completaciones inteligentes, y ya se han planeado otras cuatro o cinco para el año 2000 y siete nuevas instalaciones para el año Veamos otro ejemplo del uso de completaciones inteligentes en el campo Wytch Farm de Dorset, Inglaterra, operado por BP Amoco (abajo). 8 En este caso, los pozos de alcance extendido establecieron un récord al drenar partes del 8. Para obtener más información sobre pozos de alcance extendido en el campo Wytch Farm, véase: Allen F, Tooms P, Conran G, Lesso B y Van de Slijke P: "Extended-Reach Drilling: Breaking the 10-km Barrier," Oilfield Review 9, no. 4 (Invierno de 1997): McKie T, Aggett J y Hogg AJC: "Reservoir Architecture of the Upper Sherwood Sandstone, Wytch Farm Field, Southern England." in Underhill JR (ed): Development, Evolution and Petroleum Geology of the Wessex Basin, Special Publication 133. Londres, Inglaterra: Geological Society, 1998: Smith GS y Hogg AJC: "Integrating Static and Dynamic Data to Enhance Extended Reach Well Design," artículo de la SPE 38878, presentado en la Conferencia Anual de la SPE, llevada a cabo en San Antonio, Texas, EE.UU., Octubre 5-8, Gai H, Davies J, Newberry P, Vince S, Miller R y Al-Mashgari A: "World s First Down Hole Flow Control Completion of an ERD Multilateral Well at Wytch Farm," sinopsis propuesta para la IADC/SPE Drilling Conference, Nueva Orleans, Louisiana, EE.UU., Febrero 23-25, Para mayor información sobre pozos con tramos laterales múltiples, véase: Bosworth S, El-Sayed HS, Ismail G, Ohmer H, Stracke M, West C y Retnanto A: "Key Issues in Multilateral Technology," Oilfield Review 10, no. 4 (Invierno de 1998): Para obtener más información sobre levantamiento artificial: Fleshman R, Harryson y Lekic O: "Artificial Lift for High-Volume Production," Oilfield Review 11, no. 1 (Primavera de 1999): Poole Harbor Purbec Poole Poole Locación Poole de Harbor la plataforma M Bournemouth Bournemouth Locación en el fondo del Pozo M-2 Yacimiento de areniscas Sherwood Irlanda Gran Bretaña Londres Poole > Campo Wytch Farm. Importantes reservas de petróleo se encuentran debajo de la Bahía de Poole y se drenan por pozos de alcance extendido. El pozo M-2, que aparece en color negro, fue rebautizado M-15 y convertido en un pozo con múltiples tramos laterales, el que contiene válvulas de control de flujo de operación hidráulica. 24 Oilfield Review

8 > Soluciones poco convenientes. La perforación de dos pozos hubiera resultado sumamente costosa (izquierda), mientras que con un solo pozo se habría perdido parte de las reservas (derecha). yacimiento de areniscas Triassic Sherwood ubicado en las profundidades de la Bahía de Poole. Dado que no existen antecedentes de estos pozos, el equipo de operaciones de BP Amoco optó por considerar y desarrollar nuevas tecnologías, lo cual dio como resultado enfoques pioneros en materia de construcción de pozos y diseño de completaciones. 9 El pozo Wytch Farm M-2 fue perforado en el año Durante la cementación, la lechada de cemento fraguó dentro del revestidor y no se pudo bombear al espacio anular para aislar el yacimiento de arenisca en forma efectiva. Tampoco se pudo extraer la tubería corta de pulgadas, por lo cual se decidió cañonear esta tubería para la puesta en producción del pozo. Cuando el corte de agua subió rápidamente, se pudieron considerar otras opciones. Un factor clave fue el límite interno para el costo de levantamiento artificial. Por lo tanto, durante el análisis, se tuvo en cuenta el impacto de la completación a lo largo de la vida útil del pozo, en lugar de concentrarse en su costo inicial. Alrededor de la misma época, en el campo Troll se había instalado con todo éxito el dispositivo de control de flujo desarrollado por Camco. Motivado por este hecho, el equipo de operaciones de Wytch Farm decidió aplicar esta nueva tecnología, con una adaptación del dispositivo de control de flujo utilizado en el campo Troll. Los costos de una completación de avanzada con válvulas de control de flujo resultaban conve- nientes, de manera que se estudiaron formas de incorporar la nueva tecnología en el pozo M-2. Finalmente, el grupo decidió cementar el pozo M-2 y convertirlo en un pozo con dos tramos laterales y un nuevo nombre, pozo M Un pozo con dos tramos laterales con una completación de avanzada funciona prácticamente como dos pozos, pero sin duplicar los gastos de construcción (arriba). El yacimiento primario de arenisca Sherwood sería explotado por medio de una simple completación a hueco abierto. Otro lateral penetraría la porción fallada del yacimiento Sherwood que presentaba un alto potencial de producción de agua, y el levantamiento artificial se suministraría por medio de una bomba electrosumergible (abajo). 11 Vástago de la bomba electrosumegible WFRC-H de pulg. Empacador Válvula protectora de la formación Empacador sumidero Cañería corta de 7 pulg. Medidor de flujo Sensor múltiple Empacadores de la bomba electrosumergible Pozo M-2 original cementado y taponado Bomba electrosumergible Desconexión hidráulica Lateral de pulg. > Solución de control de flujo. Un pozo con múltiples tramos laterales con tres válvulas de control de flujo WRFC-H, resultó ser una solución viable desde el punto de vista económico y técnico ya que permitió el control individual de cada tramo lateral, así como también la prueba individual de cada hueco. El pozo M-15 es el primer pozo en el que válvulas de control operadas en forma remota se han instalado debajo de las bombas electrosumergibles. Otoño de

9 El diseño del pozo M-15 se concentró en tres aspectos principales: Control de flujo Caída de presión Pruebas de pozos Control de flujo para confrontar la producción de agua esperada desde un lateral El equipo de operaciones estimó que el control de flujo permitiría la recuperación de 1 millón de barriles adicionales [ m 3 ] de crudo que, de otra forma, no se podrían recuperar. Control de la caída de presión para evitar el colapso del hoyo en la completación a hueco abierto Se suponía que el yacimiento de arenisca drenado por el lateral primario no presentaría fallas y sería relativamente firme, por lo cual revestir este lateral hubiera resultado poco conveniente en términos económicos. La capa de esquisto fue penetrada casi en forma horizontal, por lo que existía la posibilidad de que colapsara si se producía una caída de presión superior a un cierto nivel especificado. Por otro lado, el colapso del hoyo podía dañar la bomba electrosumergible. Pruebas de pozo y obtención de datos BP Amoco deseaba profundizar sus conocimientos acerca de los perfiles de producción en pozos de alcance extendido, aprovechando el equipamiento de monitoreo que planeaba instalar en el pozo M-15. Además, la completación con control de flujo subterráneo permitiría probar los dos ramales en forma independiente. La posibilidad de observar la dinámica del yacimiento por medio de equipamientos subterráneos, en lugar de limitarse a interpretar mediciones ambiguas tomadas en la superficie, constituyó un punto de interés fundamental para el equipo de operaciones. Una vez evaluados los dispositivos de control de flujo disponibles en ese momento, los responsables de la completación decidieron instalar tres dispositivos de control WRFC-H de operación hidráulica y recuperables por cable, dos de ellos en el lateral primario y un tercero en el segundo lateral. Estos equipos permitirían cegar la producción de agua prevista desde el yacimiento fallado mientras se producía desde el otro lateral (abajo). Además de los dispositivos de control, el equipamiento del pozo M-15 incluye un medidor de flujo provisto por un tercer proveedor y un sensor ubicado inmediatamente por debajo de la bomba electrosumergible. El medidor de flujo mide el flujo total que pasa por la bomba, la presión de descarga de la misma y la presión aguas arriba de la válvula de control ubicada en el lateral sur. El sensor múltiple colocado en la parte inferior de la bomba electrosumergible, mide las temperaturas del fluido y de la bobina del motor, la vibración y la presión de entrada en el lateral desnudo y utiliza el cable de la bomba para transmitir señales. El sensor múltiple y el medidor de flujo se instalaron para poder estudiar el comportamiento de cada lateral, pero el medidor de flujo superior dejó de funcionar poco después de comenzadas las operaciones, lo cual dificultó la investigación de la interacción de los dos huecos. Afortunadamente, se pudo establecer la integridad de la instalación y el nivel de la caída de presión antes de que el instrumento dejara de funcionar. La instalación continuó de acuerdo con lo programado. El equipamiento de control de flujo aún permite controlar los dos laterales en forma individual desde la superficie. Al igual que otros pozos de alcance extendido pertenecientes al campo Wytch Farm, el pozo M- 15 estableció varios récords: en primer lugar, este pozo tiene el mayor alcance de todos los pozos con múltiples tramos laterales; además presenta 3400 m [ pies] de hoyo horizontal de pulgadas en uno de los laterales, 2600 m [8530 pies] de cañería corta de 7 pulgadas flotando en posición, recuperación de la cuchara desviadora a 5300 m [ pies] y 85 grados, y 1800 m [5905 pies] de cañones bajados hasta los 8000 m [ pies] (este récord fue superado luego en el pozo M-16). Por otra parte, es el primer pozo en el mundo en el que se instaló un dispositivo de control de flujo controlado desde la superficie por debajo de una bomba electrosumergible. > Cegado del agua. Ambos laterales producen petróleo (izquierda). Si el agua avanza en el lateral inferior, se puede cerrar la válvula de control para impedir la producción de agua (derecha). 26 Oilfield Review

10 El ejemplo del pozo M-15 confirma que los dispositivos de control de flujo funcionan de acuerdo con lo esperado, de manera que en el futuro la decisión de utilizarlos se basará en el aspecto económico del proyecto y en la confiabilidad de su funcionamiento a largo plazo. Para la instalación de este tipo de equipos se requiere un equipo de trabajo debidamente capacitado; una cuidadosa preparación es un elemento clave para el éxito del proyecto. Una completación similar a la realizada en el pozo M-15 del campo Wytch Farm podría resultar apropiada en otras áreas para controlar la caída de presión o la producción de agua en yacimientos multicapa y en yacimientos con altos contrastes de presión, de permeabilidad y de corte de agua. En la actualidad, las completaciones de avanzada se utilizan en áreas en las que las intervenciones son muy costosas aguas profundas, ubicaciones en zonas árticas y sensibles a los riesgos ambientales, las que por lo general incluyen pozos más complicados. Hasta el momento, en el campo Troll se han instalado cinco válvulas y otras tres en el campo Wytch Farm, todas las cuales continúan en funcionamiento. Existen otras aplicaciones para las válvulas de control de flujo y las sondas permanentes. Por ejemplo, en un campo que produce por drenaje gravitacional, producción de gas en el fondo y autoinyección, se puede eliminar la necesidad de perforar pozos de producción de gas e inyección de gas, y de reemplazar costosos dispositivos en la superficie (abajo). Esta represurización en el fondo del pozo no sólo resulta efectiva en términos económicos, sino que también es menos dañina para el medio ambiente. Otra aplicación es la relacionada con la producción simultánea en yacimientos apilados con posibilidades de flujo transversal, o bien en áreas en las que las regulaciones gubernamentales exigen cuentas separadas para la producción proveniente de zonas de hidrocarburos separadas. 12 En los campos que se encuentran bajo recuperación secundaria por inyección de agua, los dispositivos de control de flujo y las sondas permanentes pueden ayudar a mantener tasas de inyección críticas, lo cual contribuye a evitar una invasión pre- Inyector matura causada por la inyección de fluido demasiado rápida. Además, contribuyen a prevenir el desplazamiento ineficiente de los fluidos del yacimiento debido a una tasa de inyección demasiado baja. 13 Resulta claro que tanto el monitoreo como el control de flujo a distancia pueden resolver las complicaciones que se pueden presentar en casos especiales, como yacimientos múltiples, flujo multifásico, formaciones sensibles a las caídas de presión y configuraciones complejas de pozos. 12. Véase Jalali et al, referencia Véase Jalali et al, referencia 3. Producción de petróleo libre de gas. En general, la separación del gas requiere instalaciones de superficie para quitar el gas de pozos de petróleo y de pozos inyectores de gas. El pozo de la izquierda produce gas. El pozo que se encuentra en el centro es un pozo inyector de gas. La producción de gas subterránea y la autoinyección utilizando tecnología de control de flujo, que aparece a la derecha, pueden reemplazar costosas instalaciones de superficie y pozos de inyección de gas. > Productor Autoinyector Otoño de

11 Futuro del monitoreo y el control de flujo remotos El monitoreo y el control de flujo desde la superficie constituyen los primeros pasos en el proceso de optimización de las tuberías del yacimiento. En forma ideal, en el futuro, el manejo de yacimientos incluirá como operaciones de rutina la observación y la recolección de datos y su interpretación, y la intervención (abajo). La actualización dinámica del modelo de yacimiento utilizando los resultados del monitoreo en tiempo real, maximiza el valor de los datos y le permite al operador realizar ajustes inteligentes en las válvulas subterráneas, que controlan el flujo proveniente del yacimiento, determinando el nivel óptimo de flujo. El grupo de Dinámica y Control de Yacimientos del Centro de Investigación de Schlumberger-Doll con sede en Ridgefield, Connecticut, diseñó un experimento de laboratorio para determinar el impacto de la recolección de datos en tiempo real y del control del flujo sobre la recuperación. El aparato experimental simula un pozo desviado en un yacimiento de petróleo cercano a un contacto agua-petróleo (arriba). En el experimento, el yacimiento de arenisca Berea fue saturado con agua dulce para representar el petróleo en un yacimiento real. 14 El "petróleo" fue desplazado por el agua salada, que representa el agua de formación en el yacimiento real. El "pozo" tiene tres válvulas de control. Cuando las válvulas se abrieron completamente, la producción de "petróleo" fue seguida por una invasión temprana de "agua" en la completación más profunda del hueco, ya que ésta es la parte más cercana al contacto "agua-petróleo" y es el trayecto de menor resistencia. En consecuencia, el barrido fue inadecuado. A continuación, se delineó una estrategia óptima de producción utilizando el modelo preparado para el yacimiento de laboratorio. Se realizó un enlace de una simulación efectuada con el programa ECLIPSE de simulación de yacimientos, con un algoritmo de optimización que incorporaba una función objetivo de recuperación máxima y restricciones prácticas, como la presión del yacimiento en cada lugar del hueco, una tasa total de producción fija y el corte de agua máximo. Delineación de una estrategia de optimización a través del monitoreo, la simulación y el control. El elemento crítico en la tarea de monitorear y controlar un yacimiento es la actualización dinámica. Los objetivos de producción varían de acuerdo con el campo y el operador. En un campo, el objetivo principal puede ser maximizar la tasa de flujo, mientras que en otros casos puede ser más importante maximizar la recuperación final o el valor actual neto. Una vez definidos los objetivos, los equipos de control de flujo y los sensores se pueden ubicar correctamente en el pozo. A medida que se obtienen más datos, se actualiza el modelo del subsuelo compartido. La simulación del yacimiento y un algoritmo de optimización incorporan las restricciones económicas y prácticas dentro del modelo del subsuelo compartido. Los valores de las variables de control de simulación y optimización, como la tasa de flujo y la presión, le permiten al operador ajustar los dispositivos de completación en forma adecuada. > > Aparato experimental. La instalación en el laboratorio (derecha) representa un pozo desviado con tres válvulas que controlan el flujo proveniente de las zonas productivas (izquierda). En un principio, el yacimiento se satura de agua dulce, la que luego se desplaza inyectando agua salada desde abajo, para simular un acuífero subyacente. La simulación mostró que al variar la toma de fluidos en los diferentes segmentos del pozo se podía recuperar mayor cantidad de petróleo. Al ajustar las válvulas en la próxima etapa del experimento, se recuperó efectivamente mayor cantidad de "petróleo," ya que el frente de "agua" se acercó al hueco en forma pareja en lugar de invadir prematuramente una zona de la completación. En este experimento, el ajuste de flujo en cada una de las válvulas se realizó sobre la base de las observaciones del movimiento del frente de agua Monitoreo y control del yacimiento -Tipo y ubicación del sensor -Equipamiento de control de flujo y su ubicación Actualización dinámica utilizando barridos tomográficos asistidos por computadora (próxima página, arriba). En el caso de los yacimientos subterráneos también será necesario contar con una imagen del movimiento del frente de agua para diseñar una estrategia de control; en efecto, se está tratando de desarrollar sensores confiables para tal propósito. El experimento demostró claramente que el hecho de producir cada zona con su tasa óptima mejora la recuperación de los hidrocarburos del pozo (próxima página, abajo). Cuando las válvulas Algoritmo de simulación y optimización Modelo del subsuelo compartido Objetivos y restricciones del proyecto - Maximizar la recuperación - Maximizar el valor actual neto - Tasa de producción - Presión - Corte de agua 28 Oilfield Review

12 se abrieron por completo, sólo se desplazó el 75% del "petróleo." Cuando las tres válvulas se ajustaron correctamente en el aparato de experimentación, la eficiencia de barrido aumentó al 92%. Los últimos avances en la tecnología de monitoreo y control de flujo minimizan la necesidad de realizar intervenciones en los pozos y aquellas que son necesarias resultan más económicas, ya que se simplifican o se efectúan en los momentos más oportunos. Como ya quedó demostrado en los ejemplos de los campos Troll y Wytch Farm, es más probable que se recuperen más reservas cuando las zonas o los huecos individuales se operan en forma independiente, producen con tasas precisas para evitar la conificación de agua o de gas o una caída de presión excesiva, y son asistidos por sistemas de levantamiento artificial. Las completaciones inteligentes también afectan el modo de trabajo de las personas involucradas en el proyecto. El diseño de estos sistemas implica una mayor interacción desde el punto de vista técnico entre los operadores y los proveedores de servicios y equipamientos, para garantizar completaciones más seguras y más eficientes. Una completación inteligente operada remotamente puede reducir el número de personas necesarias en la locación del pozo, de manera que se reduce el costo de las operaciones de campo y una mayor cantidad de gente puede permanecer en sus oficinas de trabajo. La aplicación de esta tecnología todavía se encuentra en una etapa inicial en este momento existen menos de 20 completaciones de avanzada en todo el mundo. Hoy en día, resultan más efectivas en áreas de altos costos operativos, pero a medida que se simplifiquen y se prueben en otros escenarios llegarán también a mercados menos costosos. El desafío del futuro será construir equipamientos para completaciones inteligentes para revestidores de diámetros inferiores a 7 pulgadas. La combinación de la experticia de Camco en válvulas de control de flujo con el historial de Schlumberger en el desarrollo de dispositivos electrónicos subterráneos, ofrece condiciones exclusivas para el monitoreo y el control de flujo. El esfuerzo conjunto de los especialistas en yacimientos y los expertos en completaciones, permitirá realizar una difusión más amplia de este tipo de dispositivos de control. GMG 14. La arenisca Berea 500, una arenisca rica en cuarzo del Carbonífero Menor proveniente de Ohio, es apreciada por su durabilidad y se utiliza ampliamente para ensayos en la industria petrolera. Para obtener información adicional sobre la arenisca Berea, conéctese a: Sin control Con control > El impacto del control del flujo. Las imágenes tomográficas obtenidas en el experimento demuestran el impacto del control de flujo. Las fotografías superiores, tomadas durante la etapa inicial del experimento con las válvulas totalmente abiertas, muestran la migración despareja del contacto de agua en dirección al pozo. La fotografía del extremo derecho presenta una invasión prematura de agua en la válvula inferior. En las fotografías inferiores se observa una mayor eficiencia de barrido, ya que las válvulas han sido ajustadas durante la producción. El contacto de "agua" se acerca al pozo en forma pareja. Sin control 180 cm 3 /hr Tasa de producción 180 cm 3 /hr cm 3 /hr Inyección Con control 75% 92% 180 cm 3 /hr > Resultados de la estrategia de optimización. Sin ningún control de flujo, la invasión prematura de agua en la válvula inferior y un barrido deficiente producen un desplazamiento del 75% del "petróleo" (izquierda). Los cuidadosos ajustes efectuados en las tres válvulas permitieron mantener la misma tasa de flujo, pero se logró una mayor eficiencia de barrido y una recuperación del "petróleo" del 92% (derecha). En ambas ilustraciones, la curva blanca representa el contacto "agua-petróleo." En este experimento, el objetivo consistía en maximizar la eficiencia de barrido mientras se mantenía constante el flujo total y el corte de agua inferior al 30%. Otoño de

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