SISTEMA DE ADQUISICIÓN DE DATOS Y MONITOREO EN TIEMPO REAL (RTM) CON LEVANTAMIENTO HIDRÁULICO PARA LA OPTIMIZACIÓN DE CAMPOS PETROLEROS

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1 SISTEMA DE ADQUISICIÓN DE DATOS Y MONITOREO EN TIEMPO REAL (RTM) CON LEVANTAMIENTO HIDRÁULICO PARA LA OPTIMIZACIÓN DE CAMPOS PETROLEROS Byron López, Freddy Córdova, Leonardo Mena, Jorge Soria, SERTECPET S.A. Resumen En este trabajo se presenta los resultados de la implementación de un sistema de monitoreo en tiempo real, en un pozo petrolero explorador con bombeo hidráulico jet como sistema de levantamiento artificial. El equipo de monitoreo incorporó sensores para registrar los parámetros de operación en el fondo del pozo y en las facilidades de producción temprana. La información obtenida se trasmitió vía satélite hacia una un servidor que almacena la información, e incorpora una aplicación en línea para su visualización y análisis. Se registró la información desde el disparo de la formación hasta los ocho meses de producción inicial. Durante esta etapa se realizaron pruebas de restauración de presión para obtener inmediatamente información de las propiedades de la formación. El resultado de implementar esta tecnología al sistema de levantamiento artificial hidráulico tipo jet generó ventajas que contribuyeron a la reducción de costos de producción y tiempo, así como a la toma de decisiones acertadas para optimizar el desarrollo del campo. Introducción El monitoreo de un yacimiento y sus facilidades tempranas de superficie es una gran oportunidad para las empresas de servicio, ya que esta actividad brinda a la operadoras la información que buscan para mejorar e incrementar la vida útil de su campo. La ingeniería de sensores electrónicos aplicados a la industria petrolera ha hecho importantes progresos, desde que en la década de los años 60 se instalaron sensores permanentes para monitoreo continuo de presión en el ensamblaje de fondo [2], hasta la transmisión de información con sistemas satelitales de comunicación, bases de datos y software integrado. El bombeo jet es uno tipo de levantamiento artificial flexible y adaptable a cualquier medio. La bomba jet logra su acción de bombeo a través de la transferencia de momentum y energía entre el fluido motriz y el fluido producido del reservorio. [1] La ausencia de partes móviles internas hace que la bomba tenga una larga vida útil trabajando en ambientes corrosivos o abrasivos, siendo ésta una de las principales ventajas del este sistema de producción. El bombeo jet puede adaptarse a casi cualquier completación de fondo, incluyendo completaciones submarinas, con altas inclinaciones y desviaciones severas. A pesar de los avances de la tecnología de sensores y registros de información, y su uso común en otros sistemas de levantamiento artificial, la aplicación del monitoreo electrónico en el levantamiento artificial tipo jet alrededor del mundo es muy limitada. Por esta razón el objetivo de este trabajo es presentar los resultados

2 2 de un estudio técnico de monitoreo en tiempo real en pozos con levantamiento hidráulico tipo jet, en donde se obtuvieron datos del subsuelo y en la superficie. Los sensores de subsuelo miden las variables de presión y temperatura. Están instalados en un mandril especial, que forma parte de la completación, y protege a los sensores del ambiente hostil del fondo del pozo. Los sensores están conectados a un cable capilar que se instala en conjunto con la tubería, el cable atraviesa el cabezal hasta los equipos receptores, de esta forma se transmite la información desde el fondo del pozo hasta la superficie. A este sistema se integran dispositivos que monitorean los parámetros de operación de las facilidades de producción en superficie: presión, flujo de petróleo, agua y gas, niveles de fluido, temperatura, y densidad. Monitoreo en tiempo real en pozos exploradores Con el agotamiento de reservas en todo el mundo, cada vez disminuye la probabilidad de que se descubran nuevos campos petroleros. En Colombia, 15% de pozos perforados han resultado exitosos, es decir, tan solo en uno de cada siete pozos se han identificado reservas comerciales. [3] Los campos recién descubiertos tienen yacimientos con estructuras heterogéneas y esto dificulta la ingeniería de producción. Adicionalmente, la falta de datos para analizar de forma adecuada estas estructuras profundiza el problema, lo cual influye de manera directa en la toma de decisiones al realizar un proyecto de desarrollo del campo. Cuando no se realiza un well testing efectivo la incertidumbre en los datos impide un buen diagnóstico del reservorio. Una alternativa para cubrir la falta de datos es basarse en el conocimiento de campos cercanos, sin embargo, esta técnica implica asumir un riesgo con impactos negativos en los proyectos de desarrollo primario y de recuperación mejorada en el futuro. Además, la incertidumbre en el comportamiento del reservorio afecta la selección y dimensionamiento óptimo del sistema de levantamiento artificial. En el año 2009 uno de los problemas operativos más comunes en el Ecuador era el daño de las bombas electrosumergibles (BES). [4] Estos problemas podrían originarse en la fase de dimensionamiento de la bomba. El impacto de estos daños abarca la pérdida de millones de dólares en las tareas de recuperación y workover del pozo, rediseños o reposiciones de los equipos de levantamiento artificial averiados, además de la pérdida o disminución de la producción. En la cuenca oriente ecuatoriana se ha identificado el campo Auca con las formaciones del Cretácico inferior, a profundidades que varían entre 8950 ft y ft. Adyacente a este campo, en el 2012 mediante un pozo explorador, se descubrió una nueva estructura denominada CH-E con formaciones que van desde los 9332 ft hasta los ft. En el pozo explorador CH-E1 se instaló un sistema de monitoreo en tiempo real. Los sensores se colocaron a ft de profundidad, las formaciones fueron disparadas con la técnica de bajo balance, esta operación fue monitoreada para obtener datos desde el inicio de la instalación, validando el daño de formación y garantizando el incremento de la producción. Los sensores ubicados en el fondo del pozo

3 explorador, detectaron el incremento gradual de la presión del reservorio posterior al disparo, venciendo la presión hidrostática y elevando los fluidos de manera natural. Figura 1. 3 Fig 1. Monitoreo en tiempo real (RTM) durante el disparo a la formación Monitoreo en tiempo real de facilidades tempranas de producción Las facilidades tempranas de producción provisionales, EPF por sus siglas en inglés, es un conjunto de equipos que incluye: recipientes a presión (separadores, scruber, bota de gas), tanques de almacenamiento, bombas, manifold de válvulas, desarenadores, etc. Estas instalaciones son desarmables y móviles, sirven para producir de manera provisional antes de la construcción de las facilidades de producción definitivas. No se recomienda la instalación de sistemas SCADA * en facilidades tempranas de producción provisionales debido a su alto costo, bajo rendimiento en condiciones de trabajo inestables, y por la incertidumbre en la producción de los hidrocarburos en un pozo explorador. Los sensores de las facilidades tempranas de producción del CH-E1 determinaron un caudal de 637 bls/día (petróleo, agua y gas) a flujo natural, con un GOR de 35 scf/stb, el petróleo tuvo un gravedad de 33.5 API con un BSW de 0.1%, y presión de cabeza de hasta 37 psi. Monitoreo en tiempo real de well testing Para el well testing del pozo explorador en la estructura CH-E1 se utilizó la técnica de bombeo hidráulico tipo jet con una unidad móvil de producción (MTU por sus siglas en inglés). Las presiones originales de este yacimiento superaron los 4437 psi al inicio de la producción. La presión de fondo fluyente registrada durante * Supervisory Control And Data Acquisition

4 la producción con bombeo hidráulico fue 3688 psi, produciendo un promedio de 1427 bl/día. El índice de productividad correspondiente fue stb/día/psi. Figura 2. 4 Fig 2. Monitoreo en tiempo real de la producción a flujo natural y bombeo hidráulico tipo jet Los datos adquiridos en tiempo real indicaron de manera temprana que la estructura estaba conformada por un yacimiento con empuje por gas en solución. Estas observaciones fueron corroboradas posteriormente mediante el análisis de pruebas de presión transitoria, no se requirió de pruebas extensas para identificar el comportamiento del reservorio. Algunas pruebas fueron ejecutadas mientras el pozo estaba cerrado por mantenimiento operativo planificado, confirmando que existía un mínimo de daño de formación del pozo (skin) de 2.5 a 3.0. Figura 3. Fig. 3. Izquierda: Cierre de un pozo por 2.2 horas analizado en tiempo real. Derecha: resultados preliminares del análisis del reservorio: skin = 2.58, permeabilidad promedio=185 md

5 5 Con la evaluación realizada mediante cierres transitorios se observó una inclinación drástica inicial del reservorio, sin embargo, no se podían determinar las fronteras del yacimiento. Por esta razón se programó un cierre controlado durante 34 horas. En esta prueba se identificó un reservorio homogéneo con fallas paralelas. Figura 4. Fig. 4. Izquierda: Build Up Test Programado de 34 horas. Derecha: resultados del análisis: reservorio homogéneo, frontera de fallas paralelas, permeabilidad promedio 178md, skin 3.3 La presión del reservorio fue monitoreada durante 8 meses con los sensores instalados en el fondo del pozo. Figura 5. Las declinaciones durante los primeros meses fueron muy pronunciadas, el IP del pozo estaba entre 0.55 a 0.45 stb/día/psi, el caudal del fluido del pozo declinó de 1427 bl/día a 630 bl/día, hasta llegar a 420 bl/día. Con estos datos se generó el proyecto de desarrollo y se dimensionó las reservas de la estructura. Durante los meses siguientes perforaron los pozos de desarrollo y se diseñó el sistema de levantamiento artificial idóneo. Figura 6. Fig. 5. Monitoreo de presiones del reservorio y presiones de fondo fluyente

6 6 Fig. 6. Desarrollo del nuevo campo CH- E con los nuevos pozos perforados El futuro del monitoreo en tiempo real El sistema de monitoreo integral de pozos y campos petroleros avanza hacia la adopción de tecnología con servidores en la nube (cloud computing). Esto implica que los datos en tiempo real pueden ser observados y analizados directamente desde cualquier lugar del planeta, a través de un dispositivo móvil con acceso a internet. La computación en la nube abre espacios para que todo el personal autorizado por la operadora del campo petrolero tenga acceso a la base de datos del yacimiento, y a los programas requeridos para analizar los pozos desde cualquier lugar. Esto trae grandes ventajas como la disminución de costos en inversión de infraestructura, software, tiempos de respuestas, trabajo en equipo, y mejora en la comunicación. Contribuciones técnicas y económicas. Los datos adquiridos de un pozo explorador son muy importantes para desarrollar un campo. El análisis de esta información en tiempo real contribuye a optimizar la perforación de los pozos de avanzada. Los datos obtenidos del fondo de un pozo ayudan a: Planificar el desarrollo de proyectos a mediano plazo para mantener la presión del campo.

7 7 Analizar las pruebas de presión en tiempo real. Monitorear pozos inyectores de agua y gas, para evaluar el grado de aporte de presiones al yacimiento, y el comportamiento de los programas de inyección. Ejecutar simulaciones del modelo del yacimiento mediante datos reales de presión, esto permite ajustar y calibrar los modelos de simulación matemática. Monitoreo de las operaciones antes, durante, y después de trabajos de fracturamiento, estimulación, limpieza o mantenimiento de pozos. Los datos obtenidos en tiempo real en las facilidades tempranas de superficie contribuyen a: Optimizar la ingeniería de producción mediante el monitoreo constante de las tasas de producción de petróleo agua y gas. Optimización en la operación del campo generando alertas que reduzcan el tiempo de respuesta ante contingentes por mal funcionamiento de equipos de fondo o de superficie. Esto ayuda a disminuir la necesidad de supervisión con personal en el sitio sobre todo en lugares de difícil acceso. Conclusiones El sistema de monitoreo en tiempo real permite visualizar el comportamiento de los yacimientos, para la gestión y optimización de los sistemas de producción. Proporciona ventajas que incrementan la eficiencia y la vida productiva de los campos petroleros. El monitoreo del pozo explorador CH-E1 introdujo por primera vez el concepto de monitoreo en tiempo real en línea mediante una infraestructura en la nube, utilizando una bomba jet como método de levantamiento artificial. Al analizar los costos de la implementación de esta tecnología deben considerarse todos los elementos del proceso. La inversión puede ser significativa pero hay que tomar en cuenta que el sistema obtiene un diagnostico temprano de los problemas y de las intervenciones requeridas en los pozos, y esto conlleva la mayor recuperación de reservas, que deben ser cuantificadas con la finalidad de evaluar objetivamente los beneficios del monitoreo en tiempo real.

8 8 Bibliografía [1] B. Kermit and H. Petrie. The University of Tulsa (1980). Jet Pumping, The Technology of artificial lift methods [Book]. Volume 2b. Available: Biblioteca-Figempa, Universidad Central del Ecuador [2] W.A.Nestlerode, The Use of Pressure Data from Permanently Installed Bottom Hole Pressure Gauges, SPE paper, Society of Petroleum Engineers, Mayo, [3] Ecopetrol. (2003, july-agosto). Carta Petrolera: Edición 109. Comunicación bimensual [Online]. Hoja de Ruta, Available: [4] Petroamazonas. (2009, Abril). Revista Corporativa: Edición 2. Comunicación trimestral [Online], Available: