3. DESARROLLO DIVIDIDO EN CAPITULOS 4. CONCLUSIONES 5. BIBLIOGRAFIA 6. ANEXOS

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1 INDICE 1. SINOPSIS DIVULGATIVA 2. RESUMEN TECNICO 3. DESARROLLO DIVIDIDO EN CAPITULOS 4. CONCLUSIONES 5. BIBLIOGRAFIA 6. ANEXOS

2 3. DESARROLLO 3.1 REGISTROS DE TEMPERATURA. La temperatura desempeña un rol importante en diversos procesos de fondo de pozo, y sus mediciones se utilizan hace mucho tiempo para monitorear el desempeño de los pozos de producción. De hecho, desde la década de 1930, los ingenieros han utilizado los datos de temperatura de pozos para el cálculo de las contribuciones del flujo, la evaluación de los perfiles de inyección de agua, el diagnostico de la efectividad de las operaciones de fracturamiento, la detección de tapones de cemento detrás del revestimiento y la detección de flujo cruzado entre zonas. Durante muchos años, la popularidad de esta medición muy básica fue eclipsada en gran medida por otras mediciones más exóticas obtenidas a través de conjuntos sofisticados de herramientas de adquisición de registros, por lo que estos registros tienen muy poca importancia en la actualidad. No obstante, el desarrollo de la tecnología de fibra óptica ayudó a que resurgiera el interés en las mediciones de temperatura APLICACIONES DE LA FIBRA OPTICA EN REGISTROS DE TEMPERATURA PARA PERFILES DE PRODUCCIÓN. Si bien en el ámbito petrolero se utilizó inicialmente como medio de transmisión de datos y comandos, la fibra óptica ha evolucionado para convertirse en un sensor intrínseco de fondo de pozo. Durante la década de 1980, los investigadores de la tecnología de fibra óptica desarrollaron una forma de medir la temperatura a lo largo de un tramo de fibra óptica y, para comienzos de la década de 1990, esta tecnología ya se había integrado en ciertos tipos de terminaciones de pozos de petróleo y gas sin requerir panes móviles o componentes electrónicos de fondo de pozo, la tecnología de medición de la distribución de la temperatura (DTS) emplea un rayo laser y un filamento continuo de fibra óptica para recolectar datos de la distribución espacial de la temperatura. En lugar de efectuar un registro instantáneo de la temperatura durante las carreras ocasionales e infrecuentes de adquisición de registros, un sistema DTS de fibra óptica obtiene mediciones extremadamente sensibles de la temperatura del pozo a intervalos de tiempo regulares y a lo largo de cada metro [3.3 pies] de un pozo. Este proceso de muestreo uniforme posibilita que el sistema DTS señale la hora y la posición de los cambios de temperatura a medida que se produce, mejorando la comprensión de los procesos que ocurren dentro del pozo FUNDAMENTOS DE LOS SISTEMAS DTS (Tecnología de medición de la distribución de la temperatura).

3 Figura 1. Proceso DTS. El sistema laser DTS emite estallidos de luz a lo largo de la fibra 6ptica. Parte de esa luz regresa en forma de retro-dispersión. La luz dispersa de retorno se separa de los pulsos incidentes y se filtra en longitudes de onda discretas. Dado que la velocidad de la luz es constante, se puede generar un registro de la luz dispersa de retorno por cada metro de fibra. En su forma más básica, un sistema DTS comprende un filamento de fibra óptica, una fuente de luz laser, un divisor óptico, una unidad de procesamiento de señales optoelectrónicas y una consola de visualización (Figura 1). El filamento de fibra óptica se encuentra alojado efectivamente dentro de un tubo de protección o conductor. Un filamento es delgado como un cabello mide tan solo unos 100 micrones y posee un núcleo central de vidrio silíceo, de aproximadamente 5 a 50 micrones de diámetro. El núcleo se encuentra rodeado por una capa externa de sílice, que se conoce como recubrimiento. La composición silícea del recubrimiento mejora con el agregado de otros materiales tales como el germanio o el flúor para modificar su índice de refracción y las propiedades de dispersión de la luz. Un rayo laser envía pulsos de luz de 10 ns (un intervalo equivalente a casi 1 m) por el filamento de la fibra. A medida que cada pulso de entrada viaja a través del filamento, la luz se refleja a lo largo del límite existente entre el núcleo de la fibra y su revestimiento mediante un fen6meno conocido como reflexión interna total. El núcleo posee un índice de refracción más elevado que el revestimiento mejorado, y la luz que se desvía de la línea central del núcleo finalmente chocara con el límite existente entre el núcleo y el revestimiento formando un ángulo que fuga el haz de luz nuevamente hacia el centro. No obstante, una fracción de esa luz se dispersa a medida que el pulso viaja por la fibra. La luz puede dispersarse mediante fluctuaciones de la densidad o por variaciones composicionales mínimas del vidrio a través de un proceso conocido como dispersi6n

4 Rayleigh o mediante vibraciones acústicas que modifican el índice de refracción de la fibra óptica lo que se conoce como dispersión Brillouin. A los fines del sistema DTS, el modo más importante de dispersión de la luz es un tercer tipo denominado dispersión Raman, que surge de las colisiones inelásticas de fotones con moléculas en el medio constituido por la fibra. Estas colisiones modifican los estados de energía de vibración molecular. Un fotón disperso puede entregar energía a la molécula y elevarla a un estado de energía vibracional más alta o bien ganar energía mediante el desplazamiento de la molécula a un estado de energía vibracional más bajo, denominado estado de dispersión anti-stokes (Figura 2). Una porción de esta luz dispersa se refleja a través de la fibra en dirección hacia la fuente laser. A lo largo del camino, un acoplador direccional separa el pulso de luz de entrada de la señal de retro-dispersión. La señal de retorno es enviada luego a un receptor sumamente sensible, donde las longitudes de onda Raman son filtradas a partir de la retro-dispersión dominante de Rayleigh y Brillouin. La energía transferida en la dispersión Raman entre la molécula de dispersión y el fotón, depende de la temperatura. La señal Raman comprende dos componentes; las longitudes de onda Stokes y anti-stokes. La señal Stokes, de longitud de onda más larga, es muy levemente sensible a la temperatura; sin embargo, la luz dispersa de retorno a la longitud de onda anti-stokes, más corta, es intensamente sensible a la temperatura. La relación de estas dos señales es directamente proporcional a la temperatura del medio de dispersión. La luz dispersa de retorno se analiza además para determinar a que distancia se originó dentro de la fibra. Dado que cada pulso de entrada posee una longitud de 10 ns, el intervalo desde el cual se originó la luz dispersa de retorno corresponderá directamente a un segmento específico de la fibra de un metro de largo. En consecuencia, se puede calcular un registro de temperatura a lo largo de toda la fibra mediante la sola utilización de la fuente laser, el analizador y una temperatura de referencia en el sistema de superficie. No existe la necesidad de puntos de calibración a lo largo de la fibra o de calibración de la fibra antes de la instalación.

5 Figura 2. Espectro de retro-dispersión. Para obtener mediciones de temperatura, el sistema DTS analiza las señales Raman. La relación señal Stokes - señal anti- Stokes es proporcional a la temperatura DESVIACIONES RESPECTO A LA GRADIENTE. Cuando se opera un sistema DTS por primera vez en el pozo, los ingenieros utilizan sus mediciones de temperatura para determinar el gradiente geotérmico de un pozo sobre la base de los cambios de temperatura que se producen naturalmente con la profundidad. Si bien los gradientes de temperatura pueden resultar de utilidad en ciertas correcciones de registros de pozos, no es necesariamente el gradiente lo que interesa a la mayoría de los ingenieros. Por el contrario, son las desviaciones con respecto al gradiente lo que atrae su atención. A partir de estas desviaciones, pueden inferir ciertas características acerca de los fluidos que fluyen desde un yacimiento. El perfil de temperatura de un pozo cambia a medida que se extraen o se inyectan fluidos. La magnitud de este cambio varía entre una formación y otra, dependiendo del tiempo y la tasa de inyección o producción, la permeabilidad de la formación y las propiedades térmicas del fluido y de la roca. Un sistema DTS puede monitorear las perturbaciones producidas en el equilibrio térmico con el tiempo para detectar dichos eventos. Si bien en un principio los procesos de producción o inyección pueden introducir en el pozo fluido de temperatura diferente, otros cambios térmicos notables se producen como resultado del flujo de fluido. Estos cambios se explican a través del efecto Joule- Thomson, que se asocia directamente con la caída de presión experimentada por los fluidos conforme pasan del yacimiento al pozo. Este tipo de cambio de temperatura tiene lugar cuando los fluidos fluyen hacia el interior del pozo, donde a menudo se produce una gran reducción de la presión, y cuando fluyen hacia la superficie donde habitualmente tiene lugar una caída de presión más gradual (Figura 3). La caída de presión genera un cambio correspondiente en el volumen del líquido o el gas, que es acompañado por un cambio de temperatura. Debido a este fenómeno, es común observar un calentamiento en los puntos de ingreso de petróleo o agua al pozo, o un enfriamiento en los lugares de ingreso de gas al pozo. El gradiente geotérmico y el

6 efecto Joule-Thomson pueden ser modelados utilizando herramientas sofisticadas de modelado térmico de la presión nodal y modelado térmico por elementos finitos, tales como el software de análisis THERMA, para pozos con sistemas de medición de la distribución de la temperatura. Figura 3. Desviaciones respecto del gradiente geotérmico. El gas reside en un yacimiento a una temperatura que corresponde a la del gradiente geotérmico local (Línea de guiones verdes). En un pozo típico que produce por flujo natural, el gas se enfría cuando se expande en el punto de ingreso en el pozo, en respuesta al efecto Joule- Thomson. Luego, el gas fluye hacia la superficie intercambiando calor con su entorno por el proceso de conducción a través de la tubería de revestimiento (perdiendo calor si la temperatura del gas es superior a la del gradiente geotérmico y absorbiendo calor si su temperatura es inferior a la de dicho gradiente). El perfil de temperatura resultante es una función de la tasa de flujo y el fluido, y de las propiedades térmicas del pozo y la formación. Este proceso continúa a medida que el gas fluye hacia la superficie, hasta que la curva de temperatura finalmente se vuelve paralela al gradiente geotérmico. Un pozo de gas en surgencia natural ilustra toda la gama de información que puede inferirse a partir de las mediciones DTS (Figura 4). Tres instantáneas tomadas durante un período de 25 horas hacen posible la comparación de las temperaturas a lo largo de múltiples intervalos de terminación. Este tipo de comparación revela que ciertas zonas, incluyendo la zona más grande a aproximadamente 2,680 m exhiben temperaturas inalteradas, lo cual indica que no son productivas. La tecnología de medición de la distribución de la temperatura fue utilizada para diagnosticar la causa de una caída de la producción de un pozo ubicado en el área peninsular marina de Malasia, en el Mar del Sur de China. Cuando Talisman Malaysia Ltd. observo un problema de producción en un pozo del Campo Bunga Raya, el

7 operador respondió con un tratamiento químico para remover las emulsiones y los polímeros dejados previamente por los fluidos de perforación. Inmediatamente después del tratamiento, el pozo terminado en agujero descubierto con una tubería de revestimiento corta (liner) ranurada - experimentó un incremento de la producción, que pasó de 200 a 2,200 bbl/d [32 a 350 m 3 /d]. No obstante, la producción se redujo de la misma forma drástica a las cinco horas de efectuado el tratamiento, para estabilizarse finalmente al alcanzar los regímenes previos al tratamiento. Los ingenieros de Talisman sospechaban que se habían formado emulsiones y asfaltenos en el pozo durante el cierre, al desmontar el equipo después del tratamiento. El operador necesitaba más información sobre las características del pozo en cuanto a su trayectoria así como también de la formación, para comprender la causa de la declinación de la producción posterior al tratamiento y determinar donde y como se habían formado las emulsiones y los asfaltenos. Otra preocupación era como disolver las emulsiones y los asfaltenos, y prevenir su recurrencia. Talisman recurrió a Schlumberger para implementar un programa de limpieza del pozo. Durante una bajada de la tubería flexible (TF) en el pozo, se obtuvo un perfil de temperatura DTS ACTive (para obtener más información sobre el sistema de mediciones de desempeño activo en el pozo. Este levantamiento proporcionó una lectura de temperatura por punto único, en el cabezal de la herramienta ACTive, y lecturas de distribución de la temperatura a lo largo de la fibra óptica bajada dentro de la tubería flexible. Utilizando los datos recién adquiridos, los ingenieros seleccionaron la localización óptima para recolectar muestras representativas de hidrocarburos de fondo de pozo y de ese modo determinar el mejor intervalo de tratamiento. Los datos DTS indicaron que la temperatura se había reducido a lo largo del intervalo entero, pero era más baja en la punta (Figura 4). Los datos de temperatura, junto con los datos del sensor de presión ACTive, implicaron que el soporte de presión insuficiente de un pozo inyector de agua cercano era el elemento responsable de la expansión del casquete de gas en este pozo productor en proceso de declinación. El motivo del efecto de enfriamiento era la producción de gas de la sección correspondiente a la punta, resultante de la expansión del casquete de gas, que a su vez limitó la producci6n de líquidos. La combinación de los gastos (tasas de flujo, velocidades de flujo, caudales, ratas) de gas con la producci6n de petróleo y agua creó una emulsión viscosa compacta que finalmente obstaculizó la producción de este pozo.

8 Figura 4. Mediciones DTS obtenidas en el pozo del Campo Bunga Raya. La reducción de la temperatura, de 116 C [240 F] en el talón a 107 C [225 F] en la punta, fue causada por el enfriamiento resultante de la producción de gas LA INCORPORACIÓN DE OTRA DIMENSIÓN. Los avances producidos en la tecnología DTS están proporcionando a los operadores una selección de sistemas de sensores de temperatura de pozos permanentes o temporarios. Si se instala como un componente permanente de un sistema de terminación, el sistema de monitoreo DTS Pro - datos de temperatura valiosos, en tiempo real, lo que permite a los operadores responder a los cambios producidos en la producción. Durante las operaciones de reparación u otras intervenciones, un sistema DTS se puede bajar en un pozo con línea de acero o dentro de una tubería flexible; una vez concluida la operación, la fibra óptica se extrae del pozo. Un tubo de acero flexible y delgado protege y aloja a la fibra óptica, lo que hace posible que la fibra de vidrio serpentee a lo largo de la trayectoria del pozo. Este capacidad permite a los ingenieros y geocientificos localizar y graficar con precisión la posición de los eventos térmicos de fondo de pozo. Dichos datos son valiosos en sí. No obstante, mediante la obtención de una serie de levantamientos térmicos durante un período dado, un ingeniero puede compilar una visualización 3D para rastrear el avance de un evento térmico en el espacio y el tiempo (Figura 5). Pueden utilizarse programas especiales, tales como el software de modelado y análisis THERMA, para los pozos con sistemas de medición de la distribución de la temperatura con el fin de cargar múltiples trazas de temperatura y evaluar el desempeño del pozo. La visualización de los datos DTS como una serie de trazas permite identificar las propiedades del desempeño del pozo a través del tiempo en aplicaciones de producción, inyección y estimulación acida. Los avances producidos en la tecnología de fibra óptica también están ayudando a expandir la gama de aplicaciones de la tecnología DTS. Ahora, se están instalando sistemas de medición de la distribución de la temperatura en pozos con recuperación asistida de petróleo pesado en Canadá. Estos pozos, denominados pozos de drenaje gravitacional asistido por vapor (SAGD), son agresivos para los sistemas de fibra óptica. La mayoría de las fibras ópticas se degradan si se exponen a los niveles de hidrogeno presentes en estos pozos de petróleo pesado. La velocidad de la degradación se acelera a las temperaturas elevadas típicas de los pozos SAGD, y este deterioro con el tiempo puede impedir la transmisión de los pulsos laser a través de la fibra. Gracias al desarrollo de la fibra óptica WellWatcher BriteBlue para ambientes rigurosos, los sistemas DTS pueden tolerar mejor el calor y resistir más la degradación por hidrógeno. Los datos de

9 fondo de pozo, registrados con estas fibras instaladas en forma permanente, ayudan a los operadores a evaluar los perfiles de las cámaras de vapor SAGD para comprender mejor el proceso de inyección de vapor. Este conocimiento está ayudando a los operadores a prolongar la vida productiva de los pozos e incrementar el proceso general de recuperación de hidrocarburos. Figura 5. Seguimiento de la temperatura con el software de análisis THERMA 3D. Las mediciones DTS se obtuvieron en un pozo de gas horizontal (A). Cuando se registran levantamientos consecutivos, se puede generar una representación 3D (B). El sistema DTS registró la respuesta del intervalo de yacimiento comprendido entre 1,340 y 2,200 m, que había sido estimulado con nitrógeno inyectado a través de tubería flexible. Los intervalos fríos (azul) indican zonas prospectivas que admitieron nitrógeno a la hora 00:02. Posteriormente, cuando el pozo comienza a fluir (de 00:32 a 02:22), los datos DTS rastrean los eventos calientes y fríos causados por el proceso de conducción desde el yacimiento, a medida que los fluidos se desplazan a lo largo del pozo, mostrando de este modo que intervalos estimulados estén fluyendo. Los datos identifican dos intervalos principales en los que el tratamiento resulto exitoso y revelan que la punta del pozo no fue estimulada en grado suficiente como para fluir.

10 3.1.5 PRINCIPALES APLICACIONES DE LA FIBRA OPTICA EN PERFIL DE TEMPERATURA. Las mas importantes aplicaciones de la fibra óptica en la detección del perfil de temperatura distribuida en un pozo petrolero son: la identificación grafica cualitativa y cuantitativa de los flujos de gas y liquido en zonas localizadas, estimación de la producción en las zonas de disparos; identificación del flujo cruzado entre zonas; monitoreo de la inyección de agua por zonas; monitoreo del bombeo neumático basándose en el comportamiento de sus válvulas. Teoría del análisis con fibra óptica en pozos con flujo de gas y líquido. La identificación grafica cualitativa y cuantitativa de los flujos de gas y líquido en zonas localizadas se la puede observar en la siguiente figura. Figura 6. Cuando hay dos o más yacimientos produciendo, el flujo de aceite del yacimiento superior entra al pozo a su temperatura geotermal, que será menor a la del yacimiento mas profundo. La adición de este aceite más frío a la corriente fluyente causa un decremento en la temperatura de la corriente, identificando claramente el punto de entrada del fluido. La respuesta termal de la anomalía es una función de la combinación del gasto de flujo sobre el yacimiento superior y el gasto de flujo por debajo del yacimiento inferior a la anomalía, Figura 7. Por lo tanto, teniendo el gradiente geotermal y la medición del estado estático del perfil de temperaturas, la contribución proporcional de dos o más yacimientos fluyendo puede ser calculada.

11 Figura 7. La temperatura en el punto de confluencia de las dos corrientes de fluido refleja el porcentaje de flujo entre el flujo del yacimiento inferior y el fluido total producido. El principio de funcionamiento esta basado en la propiedad física de cada espectro de luz dispersada, la cual es directamente proporcional a la longitud de la fibra óptica en que se engendra, Figura 8. Consecuentemente, un registro de temperatura se puede calcular por cada metro por toda la longitud de la fibra óptica usando una fuente de rayos láser, un analizador y una temperatura de referencia en la superficie, no hay necesidad de calibración de la señal por la fibra o para calibrar la fibra antes de la instalación. Los tiempos de adquisición del espectro pueden variar desde apenas 7 segundos hasta más de una hora, y esto define la exactitud y la resolución del registro la temperatura. Típicamente una exactitud y resolución de 0.1 grado centígrado se usa para la observación de un yacimiento que requiere de un tiempo de adquisición de ½ hora o más. Debido a que la medición es estadística, la adquisición por más tiempo proporciona medidas más exactas.

12 Figura 8. Teoría del análisis con fibra óptica en pozos con inyección de agua La supervisión de la temperatura distribuida puede ser usada para monitorear el comportamiento de los inyectores de agua mediante una técnica llamada calentamiento, o Warm Back por sus siglas en ingles. Esto involucra cerrar el pozo por un periodo y grabar la respuesta de la temperatura mientras el pozo se calienta nuevamente hasta el gradiente geotérmico. Bajos condiciones normales de inyección el agua fría inyectada al pozo enfriara toda la roca adyacente al pozo incluyendo los intervalos no permeables por arriba del yacimiento, por lo que la única información que se puede obtener durante la inyección es la del intervalo inferior del fluido de inyección. Una vez que la inyección termina la roca adyacente comienza a recalentarse hasta el gradiente geotérmico durante un periodo de tiempo. Pero si un intervalo permeable ha aceptado agua esto enfriara la roca en un radio mayor que el del pozo. La magnitud este efecto esta en función del gasto de inyección, la permeabilidad del intervalo, el tiempo y las propiedades térmicas de los fluidos y de la roca, Un ejemplo hipotético de la respuesta del recalentamiento en 100 días se muestra en la Figura 9, en donde hay que enfatizar la respuesta térmica al contraste de permeabilidad.

13 Figura 9. Para la medición de la velocidad del bache caliente de agua cuando se realiza un cierre en el pozo, el agua en la tubería arriba del yacimiento se calentara rápidamente, debido a la conducción del calor de la formación, y un volumen de agua caliente será producido en la tubería justo arriba del intervalo del yacimiento. Una vez que reinicia la inyección este bache de agua caliente puede ser monitoreado por la fibra DTS (grabando a un cierto ritmo de adquisición) mientras se mueve a hacia abajo a través del. La velocidad del bache viajando hacia abajo y a través del yacimiento puede ser determinada y representa el perfil del flujo dentro del yacimiento, Figura 10. Figura 10.

14 Teoría de la optimización por bombeo neumático. El DTS puede ser usado para monitorear el desempeño de los mandriles de Bombeo Neumático. El efecto Joule Thompson de enfriamiento de gas fluyendo a través del mandril identifica su localización y enfría el flujo de producción, dando una indicación cualitativa de la eficiencia del mandril. Un mandril que esta bacheando gas, en vez de operar normalmente, será identificado usando un sistema de monitoreo termal dependiente del tiempo, Figura 11. Figura EJEMPLO DE APLICACIÓN. El segundo caso corresponde a una aplicación en un pozo de la región Sur. El objetivo principal del análisis de temperatura es verificar la funcionalidad de las válvulas del sistema de bombeo neumático de este pozo y asegurar la detección de posibles anomalías. Adelantamos el comentario que después de registrar y analizar la información adquirida con fibra óptica se pudo constatar que el sistema de BN esta funcionando adecuadamente. Se utilizó la unidad de -Línea de Acero con Registro de Temperatura Distribuida- la cual se corrió dentro del pozo de tal forma que se alcanzó la mayor profundidad para poder registrar los eventos de temperatura que ocurren en las 4 válvulas de BN con que cuenta este pozo. Funcionalidad de las válvulas de bombeo neumático. Durante el monitoreo de este pozo, se notaron eventos termales en la válvula 4, localizada a 3283m. Además, un

15 pequeño efecto de enfriamiento se observó a una profundidad de aproximadamente 3100m, entre las válvulas 3 y 4. Estos eventos pueden ser claramente observados en la Figura 12 que representa el gráfico de la temperatura vs. tiempo de las 4 válvulas (situadas a 1668m, 2329m, 2939m & 3283m) y el efecto de enfriamiento a aproximadamente 3100m. La cantidad del efecto de enfriamiento es representado por el color impreso a través del eje del tiempo. Figura 12. Adicionalmente, la Figura 13 contiene una gráfica de perfiles de temperatura seleccionados vs. Profundidad, con una rápida vista de los tiempos de los eventos de enfriamiento observados. En la Figura 14 se muestra una gráfica en 3D de todos los perfiles de temperatura vs. Tiempo.

16 Figura 13 Figura 14 Los análisis termales revelan constante actividad en la válvula 4 y ninguna actividad en otras, sugiriendo una buena operación del sistema de bombeo neumático. El evento

17 de enfriamiento entre las válvulas 3 y 4 sugiere una fuga menor en la tubería de producción aproximadamente a una profundidad de 3100m. Se debe notar que este efecto de enfriamiento es relativamente pequeño y la gráfica que representa el efecto de enfriamiento no mostró el evento. Esta apreciación en relación con el estado de la TP puede requerir un estudio más a fondo para diagnosticar el problema. Flujos del Yacimiento. Se realizó el intento de registrar con la línea de fibra óptica a través del yacimiento frente a los disparos, sin embargo no fue posible pasar la línea a través del intervalo productor para registrar los flujos debido a obstrucciones en el fondo del pozo. Consecuentemente, los datos parcialmente reunidos no fueron suficientes para proveer de un análisis de la contribución de flujo. Como conclusiones de este segundo caso se puede mencionar: a) El análisis térmico revela actividad únicamente en la válvula 4, localizada a 3283m, sugiriendo buenas condiciones de operación del sistema de bombeo neumático del pozo estudiado. b) Las otras 3 válvulas del sistema de bombeo neumático reportadas no muestran ninguna actividad a lo largo del registro. c) El evento de enfriamiento entre las válvulas 3 & 4 puede indicar una fuga en la tubería de producción aproximadamente a una profundidad de 3100 m. Esta apreciación en relación con el estado de la TP puede requerir de estudios adicionales para definir su estado. d) No fue posible bajar la línea de acero con fibra óptica a través del intervalo productor para monitorear los flujos debido a obstrucciones de fondo. e) El monitoreo de los perfiles de temperatura a través del sistema de fibra óptica claramente detectó eventos térmicos en el pozo, dando así información esencial sobre la funcionalidad de las válvulas del sistema de bombeo neumático y la hermeticidad de la TP.

18 3.2 SISTEMA MWD (MEASUREMENT WHILE DRILLING) El sistema MWD se ha diseñado con el propósito de obtener información en tiempo real durante la perforación de un pozo mediante la utilización de un dispositivo electromagnético localizado en el BHA, información que se envía a superficie a través de un sistema de telemetría (figura 15).El sistema MWD tiene los siguientes componentes: Sistema de potencia Sistema de telemetría Sensores direccionales SISTEMA DE POTENCIA. Figura 15. Sistema MWD. Los sistemas de potencia de las herramientas MWD pueden ser: Baterías, proporcionan potencia a la herramienta sin necesidad de fluido de perforación, se utilizan si el registro de datos se hace durante el viaje de salida de la herramienta fuera del pozo. Las baterías de litio tiene un excelente rendimiento a altas temperaturas, proporcionan una fuente estable de voltaje hasta el final de su vida útil y no requieren elementos electrónicos complejos. Son seguras a bajas temperaturas, sin embargo a temperaturas superiores a 180 o C pueden tener una reacción violenta y explotar con gran fuerza.

19 Turbinas, van en la herramienta y requieren se fluidos de perforación para mover un rotor que es colocado dentro del collar, el fluido se canaliza a través del rotor por medio de un estator y la fuerza rotacional generada se transmite a un alternador a través de un eje. La potencia generada por el alternador es una corriente alterna trifásica de frecuencia variable la cual requiere de un circuito eléctrico para convertir la corriente alterna a corriente continua. Los rotores para las turbinas de este equipo deben tener capacidad para trabajar bajo varios niveles de tasas de flujo para acomodarse a las condiciones de perforación del pozo SENSORES DIRECCIONALES. Los sensores direccionales se muestran en un arreglo de 3 magnetómetros y 3 acelerómetros. Los acelerómetros miden la componente G en sus tres ejes para calcular la inclinación, los magnetómetros miden el campo eléctrico B, esta medida combinada con las de los acelerómetros es usas para calcular el azimut (Figura 16). En algunas localizaciones geográficas donde la componente horizontal del campo magnético terrestre es pequeña se puede afectar la exactitud de las lecturas y contribuir al error cumulativo en posicionamiento. Se presentan casos típicos al perforar pozos horizontales a 90 o C de inclinación con 90 o C de azimut, en esos casos es necesario incrementar la cantidad de material no magnético en el BHA para corregir el error en azimut. Existen numerosos métodos para corregir las lecturas por interferencia. Las primeras correcciones asumían que toda la interferencia era axial, los métodos más recientes analizan ambos: interferencia permanente e inducida de los tres ejes TLEMETRÍA. Figura 16. Sensores direccionales

20 La telemetría constituye un sistema de medición, transmisión y recepción de información a distancia. La medición de datos se realiza a través de sensores p transductores que codifican para transmitir, a la estación rectora. La información obtenida a través de los sistemas de telemetría es diversa y se pueden mencionar datos de velocidad, presión, temperatura, intensidad de flujo o móviles que incluyen receptores, grabadores y equipo adecuado para el análisis y despliegue de datos. Los datos obtenidos pueden transmitirse en formato análogo o digital, un sistema de telemetría consta de un sensor de medición, un codificador que permite llevar las lecturas del sensor a impulsos eléctricos y un radiotransmisor modulado con una antena. Existen diversos sistemas de telemetría. Telemetría eléctrica Telemetría con fibra óptica Telemetría acústica Telemetría mediante pulsos de lodo Telemetría electromagnética Con el propósito de sustentar de manera adecuada el estudio a realizarse entre herramientas acimutales y convencionales el sistema de telemetría con pulsos de lodo será descrito con mayor detalle TELEMETRÍA POR PULSOS DE LODO El sistema por pulsos de lodo utiliza para su funcionamiento un collar no magnético en el que se sitúa una sonda electrónica equipada con sensores que miden los diferentes parámetros codificados en sistema binario luego son enviados a superficie a través del lodo mediante una onda continua de pulsos de presión. a) Sistema de telemetría de pulso de lodo positivo. Este sistema se fundamenta en la generación de un incremento de presión en la columna de lodo extendido hidráulicamente el poppet hacia un orificio, generando una restricción momentánea al flujo de lodo. La presión positiva resultante es detectada en la superficie por un transductor de presión en línea de flujo, ubicado cerca de la tubería. Cada pulso de presión es decodificado como un bit binario de información. Dependiendo del tamaño de la herramienta esta se montará en un collar no magnético. Las comunicaciones entre la superficie y el fondo son provistas por el fluido de perforación. Los surveys y registros eléctricos se graban en una memoria de fondo y pueden ser obtenidos en los viajes a superficie. Los surveyvs se obtienen entre las conexiones de tuberías, antes o después de ellas, circulando las bombas y sosteniendo la tubería por unos segundos con las bombas encendidas. También pueden ser

21 tomados con las bombas apagadas y retransmitirse cuando se restablece la circulación. (ver Figura 17). Figura 17. Sistema de telemetría por pulsos de lodo b) Sistema de telemetría de pulso de lodo negativo. El diseño simple del pulser basa su funcionamiento en el movimiento de una válvula que libera momentáneamente fluido desde el interior de la sarta de perforación hacia el anular, creando una caída de presión lo cual se propaga hacia la superficie como un pulso negativo (ver Figura 18). La amplitud de la señal del pulso negativo es función del diferencial de presión ( psi) existente entre la sarta de perforación y el anular. El pulser se coloca sobre la herramienta LWD y utiliza una batería de litio.

22 Figura 18. Funcionamiento de la válvula de pulso negativo. Los diámetros comercialmente conocidos son de 6 (171mm), 8 (203mm), y 9 ½ (241mm) a una rata de 5 bps. El diseño simple del pulsador emplea una parte movible en una válvula deslizante de asiento y tapón. Durante 100 milisegundos la válvula se abre para cada pulso, en este tiempo se pueden quedar restos del lodo en el intake de la válvula. Sin embargo, una vez que la válvula se cierra el flujo del lodo lava parte sucia del intake. L a rápida acción de la válvula crea pulsos muy exactos y discretos. El pulsador negativo se coloca al tope de la herramienta LWD para alcanzar el mínimo espaciamiento entre el sensor y la broca. Se utiliza un dispositivo denominado float sub encima del pulsador para prevenir que el flujo se regrese a través de la válvula mientras se hacen los viajes. Se utiliza varios sensores para detectar la circulación y activar el pulsador. El sistema puede ser programado con dos formatos de datos, el operador puede manipular los parámetros del contenido de cada formato en cada cambio de sección. Uno de los formatos puede contener actualizaciones frecuentes de toolface para el modo perforando o deslizando y el otro de los formatos puede permitir mas actualizaciones en la evaluación de formaciones al pasar zonas de interés.

23 3.2.4 TIPOS DE MWD.- El significado de esta abreviación es Measurement While Drilling que significa medición durante la perforación. Se tienen de varios tipos, pero se puede agrupar de la siguiente manera: - Recuperables.- TENSOR - QDT - Fijos.- BAKER, NAVITRAK. La ubicación de esta herramienta es dentro de un portamechas antimagnético, conocido con el nombre de Monel, que protege al MWD de todo el magnetismo e interferencia que pueda ser creado por otra herramienta y por el magnetismo natural de la tierra FUNCIONES DEL MWD La principal función del MWD es la de medir: - La inclinación del ángulo. - El azimut. - El Tool Face. Además permite mediciones de: - Temperatura. - Rayos Gamma. - Prueba de integridad de la formación (LOT). El tiempo que tarda el MWD en proporcionar toda esta información es de aproximadamente 2 minutos. Las lecturas del MWD son efectuadas a partir de los 17 metros sobre del trepano. El MWD consta de 3 partes principales: Pulser.- Su función es la de transmitir la información del fondo hacia la superficie. Es la parte mecánica del MWD que transmite pulsos y ondas que son recibidos por el sensor de presión en la superficie.

24 Baterías.- Son celdas que contienen 18 pilas de Canión - Litium, cada pila tiene 1.5 voltios, con un total de 35 voltios por Batería. Electrónico.- Transmite la información por telemetría en el lodo que luego es codificada y enviada al computador. Alignment Sub El MWD de Baker consta de las siguientes partes: - Pulser. - PDM. - DAS. - SFS. - Batería. Lifting Sleeve Pulser Driver Module Transmitter Battery Pack Pulser.- Su función es similar al del QDT, transmitir información desde el fondo hacia la superficie. PDM.- Controla el movimiento del Pulser, mediante una frecuencia de ondas electrónicas que indican cuando abre o cierra una válvula para crear los pulsos. Batería.- esta parte es la que proporciona la energía al sistema. (150 horas de funcionamiento continuo). DAS.- Es el cerebro de todo el sistema, que tiene sensores magnéticos de tres ejes y acelerómetros de tres ejes y un sensor de temperatura. Estos sensores tienen la capacidad de determinar el campo magnético y gravitacional de la tierra con gran presión y determina la temperatura de fondo del pozo SFS.- O también conocido como flow Switch, cuya función es la de detectar el flujo del lodo de perforación y producir una señal lógica al DAS. El SFS es un dispositivo acústico activo por el sonido o vibración. 4. CONCLUSIONES. Flow Switch End Cap Digital Attitude Sensor Gamma Module Los perfiles de temperatura son registros antiguos que hoy en día no son muy utilizados. La fibra óptica aplicada en la registración de temperatura realzo la importancia de estos perfiles. El Sistema de Temperatura Distribuida DTS con Fibra Óptica es de utilidad en pozos petroleros para registrar la temperatura con respecto al tiempo y la profundidad. Cambios en el flujo del fluido en razón de sus eventos térmicos Non-Magnetic Drill Collar

25 son reconocidos a lo largo del pozo. Esta tecnología ha demostrado en los casos de estudio, utilidad para monitorear tanto el perfil de producción de aceite con gas, así como el perfil de inyección de agua. De igual forma ha presentado utilidad en el monitoreo de los efectos térmicos para registrar el desempeño de los mandriles de Bombeo Neumático, dando una adecuada indicación de la eficiencia de trabajo de la válvula neumática. Los datos adquiridos en tiempo real mediante la unidad de línea de acero con fibra óptica proporcionan una económica alternativa para este tipo de estudios en comparación con los costos y los tiempos de registro que requieren los comunes sistemas de registro de temperatura con sensores de memoria, tiempo real o PLT bajados al pozo con cable eléctrico o línea de acero convencional; originando ahorros en servicio de registros y en tiempo de equipos. El sistema MWD es utilizada para realizar mediciones utiles para la registración de datos importantes durante la perforación. El MWD es generalmente usada en pozos horizontales y direccionales y no asi en pozos verticales, ya que la información brindada es de mayor utilidad en dichos pozos. Puede mejorar la eficiencia de perforación al proporcionar información exacta en la prueba de integridad de la formación (LOT).