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Terminaciones inteligentes: Manejo automatizado de pozos

Stephen DyerDhahran, Arabia Saudita

Yasser El-KhazindarÁngel ReyesRosharon, Texas, EUA

Michael HuberBaden, Austria

Ian RawStavanger, Noruega

David ReedAberdeen, Escocia

Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Marco Pellicer y Michael Steelman, Lagos,Nigeria; T.S. Ramakrishnan, Cambridge, Massachusetts,EUA; Emmanuel Rioufol y Adam Vasper, Rosharon; y aMikhail Zakharov, Stavanger.DECIDE!, ECLIPSE 100, FloWatcher, Intellitite, InterACT,MultiPort, PhaseTester, PIPESIM, PressureWatch,QUANTUM, USI (generador de Imágenes Ultrasónicas) y WellNet son marcas de Schlumberger.

Concebidos inicialmente como alternativas a las intervenciones costosas o técni ca -

mente difíciles, los pozos inteligentes que pueden ser monitoreados y controlados en

forma remota, han evolucionado para convertirse en una herramienta poderosa de

manejo de yacimientos. Hoy, los pozos inteligentes y los campos instrumentados

apuntan a incrementar las reservas y acelerar la producción. Como resultado, después

de un proceso de asimilación inicialmente lento a través de toda la industria, las

proyecciones indican que su número se quintuplicará en los próximos cinco años,

siempre que estas instalaciones sigan demostrando su confiabilidad.

La industria de exploración y producción (E&P)sigue desconcertando acerca de las prediccionesde una declinación inminente de la producciónde petróleo mediante el reemplazo continuo delas reservas producidas. Y muchas de estas nue-vas re servas son el resultado de la innovación.Entre los adelantos tecnológicos recientes, capa-ces de incorporar reservas, algunos especialistasconsideran que los pozos inteligentes—aquellospozos cuyas zonas de producción pueden sermonitoreadas y controladas en el fondo del pozosin intervención física alguna—son probable-mente los más importantes.

Como señalan quienes sostienen que el mundose está quedando sin petróleo, fuera de algunos des-cubrimientos considerables en aguas profundas yultra profundas, y en otras áreas remotas, las for-maciones recién descubiertas tienden a ser más pe-queñas y más difíciles de producir que las delpasado. En consecuencia, la tasa de recuperaciónde reservas de la industria—la porción del petró-leo original en sitio que puede llevarse económica ytécnicamente a la superficie—se cierne obstinada-mente alrededor del 35%.1 A través del monitoreo yel control de los yacimientos en tiempo real, lospozos inteligentes aprovechan el máximo contactocon los yacimientos y la ubicación precisa de lospozos, provistos por las innovaciones recientes enmateria de perforación y terminación de pozos, paragenerar tasas de recuperación significativamentemás altas y una producción acelerada.

En este artículo, analizamos el caso del valoragregado para las terminaciones inteligentes y es-tudiamos su evolución desde una forma de evitarlas opera ciones de intervención utilizando equiposde terminación/reparación de pozos, hasta conver-tirse en una alternativa que incluye el manejo me-jorado de los yacimientos. Algunos estudios decasos del Golfo de México, el Mar del Norte, ArabiaSaudita y África ilustran cómo pueden utilizarse lospozos inteligentes para incrementar la recupera-ción en forma menos costosa, comprobar el poten-cial de los nuevos descubrimientos y reducirsignifi ca ti va mente la producción de agua. Además,examinamos el alcance en expansión de las termi-naciones inteligentes a medida que se aplican he-rramientas de monitoreo y control en tiempo realen pozos inyectores de agua y en pozos que produ-cen por levantamiento artificial por gas.

De las intervenciones sin equipo de termina-ción/reparación al manejo de los yacimientosEn el corazón de la tecnología de pozos inteli-gentes se encuentran las válvulas de fondo depozo accionadas desde la superficie, que se utili-zan para regular el flujo proveniente de zonasindividuales o tramos laterales, y los sensores detemperatura y presión de fondo de pozo, instala-dos en forma permanente. Conceptualmente,tales válvulas provienen de las tradicionales vál-vulas de control de flujo, accionadas con cable ocon tubería flexible. Esas versiones anteriores

1. Gao C, Rajeswaran T y Nakagawa E: “A LiteratureReview on Smart Well Technology,” artículo SPE 106011,presentado en el Simposio de Producción y Operacionesde la SPE, Oklahoma City, Oklahoma, EUA, 31 de marzo al3 de abril de 2007.

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utilizan mandriles con perfiles internos ajustadosal perfil externo de una herramienta de servicio.Cada una de las válvulas instaladas dentro delpozo posee un perfil único, que permite que laherramienta de servicio se asiente solamente enuna válvula específica mientras atraviesa lasotras. Mediante la modificación del perfil de laherramienta de servicio, el operador especialistaen maniobras con cable puede escoger la válvulaespecífica a abrir o cerrar (izquierda).

Cuando los cabezales de los pozos son de fácilacceso, estas válvulas de corredera constituyenun método relativamente simple, de bajo riesgo ybarato, para el manipuleo de zonas de produc-ción múltiples a las que se accede a través de unsolo pozo. Pero a medida que las operaciones determinación de pozos submarinos y de alcance

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> Válvulas de control de flujo accionadas concable y con tubería flexible. Estos dispositivosutilizan camisas internas con orificios paraecualizar la presión entre una formación aisladay la sarta de tubería de producción, para lacolocación precisa de un bache de ácido y paradirigir el flujo de la tubería de revestimiento a latubería de producción en terminaciones selec ti -vas. Las camisas pueden configurarse con perfilesúnicos de asiento de tubería para permitir suapertura y cierre selectivos, utilizando una he rra -mienta de servicio operada con cable estándar y tubería flexible. La camisa de deslizamiento (o corredera) forma parte de la sarta de tuberíade producción.

Camisa internacon orificios

> Válvulas de control de flujo recuperables con la tubería de producción y con cable. Estas válvulasde control de flujo inteligentes, a diferencia de sus predecesoras, no requieren la intervención concable o tubería flexible para cerrarse, abrirse o ajustar infinitamente el área de flujo. Por el contrario,se accionan en forma remota a través de un tubo capilar hidráulico (izquierda) o, en el caso de lossistemas eléctricos, a través de una señal eléctrica transmitida a los accionadores electromecánicos(derecha). Las dos válvulas mostradas son recuperables con la tubería de producción.

Tubo capilarhidráulico

Camisa deprotección

Cartucho de suministrode energía

Camisa de deslizamiento(corredera)

Componentes electrónicos del motory de las comunicaciones

Accionador electromecánico

Cartuchodel resorte

Estrangulador

Cabezal del cable de la herramienta

Transmisión de doble brazo

Medidores de presión ytemperatura

extendido comenzaron a proliferar en la décadade 1990, la solución tradicional con cable se vol-vió económica y técnicamente problemática.Posicionadas dinámicamente, las embarcacionesde apoyo de aguas profundas, que deben actuarcomo plataformas de trabajo desde las cualeshan de efectuarse las tradicionales intervencio-nes de pozos en estos ambientes, poseen uncosto elevado. Además, introducir cable o tuberíaflexible en los pozos, a través de los cabezalesinstalados en el fondo del mar, quizá a miles demetros por debajo de la superficie del océano, esmucho más complejo e implica mucho másriesgo que un ingreso tradicional a través de laparte superior de un cabezal de producción seco.De un modo similar, el acceso a una válvula quese encuentra a miles de metros de un cabezal depozo, a lo largo de un pozo de alto ángulo y contubería flexible o línea de acero, plantea sus pro-pios desafíos llenos de riesgos.

Una respuesta obvia para estos problemas esel cambio de la intervención mecánica por elcontrol hidráulico o eléctrico accionado desde lasu perficie. No obstante, para que ese tipo deesquema cumpla con su cometido—es decir,impedir las intervenciones—las válvulas debenposeer esperanzas de vida extraordinariamentelargas y un alto grado de confiabilidad, midién-dose en años la frecuencia de mantenimiento.

Desafortunadamente, cuatro meses despuésde su instalación en 1998, el primer prototipo deválvula accionada en forma remota falló. No obs-tante, el proyecto logró demostrar a la industriasubmarina la factibilidad del sistema y su poten-

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cial para ofrecer un valor significativo.2 Alentadospor este éxito parcial, los fabricantes co men zarona producir dispositivos cada vez más confiables.Por ejemplo, Schlumberger ahora da cuenta deuna tasa de confiabilidad del 97% para sus válvu-las de segunda generación. Hoy, las válvulas decontrol de flujo de fondo de pozo incluyen desdelas válvulas que poseen controles simples—con-

troles de cierre o apertura—hasta los estrangula-dores de ajuste infinitamente variable, acciona-dos hidráulicamente y controlados eléctricamente(página anterior, abajo). Estas innovaciones per-miten a los ingenieros diseñar válvulas que pue-den ajustarse en forma remota, dentro de unrango de secciones transversales de flujo equipa-radas al perfil de producción de una zona.

Si bien el objetivo inicial de la tecnología depozos inteligentes—extender la vida productivadel pozo—resultó efectivo, no fue la aplicaciónmás eficiente de la tecnología. Por el contrario,la industria se ha percatado de que la verdaderapromesa de la tecnología se concreta mejor silos pozos inteligentes son utilizados como herra-mientas para maximizar la recuperación de lasreservas. Este cambio de identidad de los pozosinteligentes—de herramienta destinada a evitarintervenciones a herramienta de manejo de yaci-mientos—ha sido mejorado en forma sustancialgracias al surgimiento de los robustos sensoresde presión y temperatura, instalados en el fondode pozo en forma permanente, que son capacesde funcionar en ambientes rigurosos duranteperíodos largos (izquierda). Su nuevo rol tam-bién ha sido consolidado por el incremento de lalongevidad, resultante de la disponibilidad deconexiones eléctricas más confiables, que en elpasado habían constituido un punto débil de loscomponentes electrónicos de fondo de pozo.Hoy, los conectores y empalmes mecánicos total-mente soldados, completamente redundantes yverificables en forma independiente, han produ-cido una mayor confiabilidad (derecha).

Debido a estas nuevas tecnologías, actual-mente el monitoreo incluye mucho más quedatos de presión y temperatura. Se han incluidomedidores de flujo multifásico, sensores sísmi-cos y electrodos instalados en el fondo del pozoen forma permanente, para generar imágenes delas formaciones a cierta distancia de la pareddel pozo. Todos estos sensores están conectadosa centros de control que facilitan la emisión derespuestas casi instantáneas a las condicionescambiantes del pozo. Los datos de estas termi-naciones inteligentes se utilizan además paramejorar y actualizar continuamente los modelosde producción y las simulaciones, efectuar einterpretar pruebas de producción en zonasindividuales y tramos laterales, predecir la intru-sión de arena y la irrupción de agua, así comomedir la tasa de flujo y el corte de agua.

La opción inteligenteLas ventajas de los métodos de monitoreo y con-trol de yacimientos son obvias. Por ejemplo, dadoque los pozos raramente atraviesan una sola zonacon hidrocarburos, los especialistas en termina-

ciones de pozos a menudo se ven obligados a de-cidir entre mezclar la producción de múltipleszonas o explotar cada zona en forma secuencial.Históricamente, la explotación de más de unazona a la vez ha constituido una al ternativa viablesólo cuando las zonas son compatibles en tér -minos de presión y composición de fluidos, y noexisten regulaciones ambientales o de otro tipo.También es posible explotar simultáneamentedos, tres y a veces cuatro intervalos disparados através de terminaciones en las que cada zona seaísla mecánicamente de las otras y se hace fluir ala superficie mediante sartas de producción inde-pendientes.

La producción secuencial habitualmente re -quiere explotar una zona hasta su límite econó-mico, antes de taponarla y abandonarla paraascender por el pozo con el fin de completar lazona siguiente. Este ciclo se reitera luego hastaque todas las zonas se han agotado. En casi todoslos casos, esta estrategia deja atrás volúmenesconsiderables de reservas y se traduce en perfilesde producción pobres debido a la extensión de losperíodos de agotamiento de cada zona.

2. Konopczynski M y Nielsen VJ: “Intelligent Completions: A Decade of Innovation Revolutionizes the Industry,”World Oil 228, no. 5 (1º de mayo de 2007): 55–56.

> Sistemas de monitoreo de yacimientos yproducción en tiempo real, instalados en formapermanente. Este sistema de comunicaciónentre la superficie y el fondo del pozo WellNetpara pozos de petróleo y gas con seis medi do res,fue diseñado para su utilización en un proyectode aguas ultra profundas del área marina deÁfrica Occidental. Con fines de redundancia, losmedidores miden la presión en la zona inferior yla zona superior, y la presión interna de la tube ríade producción. Los medidores de cuarzo, ins ta -lados en forma permanente, de Schlumbergerincluyen opciones de conectores de cabezal de cable soldados para prolongar el período deservicio mediante la protección contra líquidoscorrosivos, golpes, vibración y cargas detracción. Un cabezal no soldado provee tressellos metal a metal independientes. Ambostipos de medidores están construidos para unavida útil de 10 años.

> Conexiones mejoradas. Históricamente, la ma -yoría de las fallas de los sis temas de monitoreose atribuyeron al ingreso de fluido en el en sam -blaje de fondo de pozo a través de las conexionesdel cable, habitualmente en el cabezal del cabledel medidor. El conector eléctrico de acople secoIntellitite de Schlumberger, que se muestra enesta figura, reduce la probabilidad de que seproduzca este tipo de evento. Este conector utilizauna técnica estan darizada de diseño y desplie -gue para las conexiones—empalmes de cablesen línea, cabezales de cables de me di do res,conectores en “Y” con un solo medidor y co -nectores en “T” y “W” con dos medidores—endiseños sol da dos y no soldados. El conector nosoldado tiene incorporados sellos metal a metalindependientes y redundantes, y ambos tipos deconectores se prueban en la localización del pozoutilizando un dispositivo de detección acústica.Esto elimina la dependencia del operador conrespecto a una lectura visual del medidor paraverificar la integridad del sello de presión.

Por el contrario, la utilización de terminacio-nes inteligentes en un esquema de producciónsecuencial, que implica abrir y cerrar cada zonaen forma remota desde la superficie, mejora laproducción mediante la eliminación tanto de loscostos de intervención como de los perfiles deproducción pobres (arriba). También puedenutilizarse válvulas de configuración variable paraeliminar la producción secuencial en favor de laproducción mezclada, mediante el manejo delflujo proveniente de zonas de alta presión paraprevenir el flujo cruzado. Por ejemplo, en el PozoFourier-3 del desarrollo Na Kika de Shell, en elGolfo de México, la mezcla de la producción detres zonas se tradujo en un 28% más de recupe-ración que el correspondiente a una terminaciónsecuencial.3

Esto no significa que la tecnología de termi-naciones inteligentes garantice el valor agregadodondequiera que se aplique. La experiencia hademostrado que el grado en que la producciónmejora con las terminaciones inteligentes de -pende de factores tales como la distribución dela porosidad y la permeabilidad dentro de eseyacimiento. La decisión de utilizar pozos inte -ligentes no requiere que todos los pozos de uncampo inteligente incluyan una terminacióninteligente. El operador debe verificar primeroque el tipo de yacimiento se adecue a la tecnolo-gía de pozos inteligentes y luego debe efectuaruna determinación similar para cada pozo pro-yectado para el campo.

Los procesos de selección de candidatos in clu -yen desde un enfoque analítico simple hasta losmodelos complejos de simulación de yacimientos.Dada las incertidumbres que se presentan en

cuanto a las características de los yacimientos, lacomposición de los fluidos producidos, el desem-peño de los pozos y la eficiencia de la recuperación,es importante utilizar un enfoque estocástico enel proceso de selección.4

A lo largo del tiempo, han surgido guías sobrela base de la experiencia general para la selec-ción de una estrategia de pozos inteligentes. Porejemplo, en un yacimiento con permeabilidad uni-forme, las válvulas accionadas en forma remotaparecerían a primera vista una herramienta efec -tiva para el manejo de la irrupción de agua y, porconsiguiente, para incrementar la vida produc-tiva de los pozos y la recuperación final. Pero sila terminación ha de instalarse a lo largo de unintervalo relativamente corto dentro de ese yaci-miento, quizá no se justifique desde el punto devista económico una terminación inteligente yaque probablemente no se desarrolle un frente defluido suficientemente irregular.5 En otras pala-bras, las corrientes de petróleo y agua quizá nosean suficientemente distintas para permitir elcontrol de una corriente de flujo de fluido sinafectar la otra, y una terminación inteligenteconstituiría una pérdida de dinero.

Si bien las terminaciones inteligentes puedenser efectivas en los yacimientos estratificados,por razones obvias son decididamente más efi-cientes cuando la zona de lutitas que separa alas areniscas es continua y el sello impermeable.Por lo tanto, dentro del mismo yacimiento estra-tificado, las terminaciones inteligentes resultanadecuadas para algunos pozos que atraviesancapas selladas en forma segura.

Un conjunto de modelos matemáticos, desa-rrollados para la selección de candidatos, utiliza

técnicas de simulación de yacimientos y simulaciónde pozos para generar un modelo comparativo delos beneficios de las terminaciones inteligentes.Se crean escenarios para generar variancias en eldesempeño de los yacimientos que afectan la se-cuencia cronológica de los eventos que requierenprocesos de intervención, monitoreo de yacimien-tos o manejo de yacimientos, a menudo inducidospor el grado de incertidumbre geológica y por laheterogeneidad de los yacimientos.6

En los yacimientos de canales heterogéneos,los beneficios de las terminaciones inteligentesdependen del desempeño de los pozos, lo que a suvez depende de la posición de los pozos con res-pecto a la permeabilidad de la formación y la co-nectividad de los canales. Eso se debe a que laefectividad de las válvulas de control de flujo de-pende del estrangulamiento, lo cual es una funciónde la capacidad de producción alta.7 No obstante,por su naturaleza, la mayoría de los yacimientosheterogéneos se benefician con las terminacionesinteligentes dado que su permeabilidad y su poro-sidad variables tienden a crear precisamente eltipo de frente de fluido que mejor explotan las vál-vulas de configuración variable.

Haciendo que los datos funcionenUna vez tomada la decisión de utilizar pozos inte-ligentes, los ingenieros de yacimientos deben opti-mizar la forma en que utilizan la abundantecantidad de datos nuevos para maximizar el valorde la tecnología. Las estrategias para reducir elnúmero de intervenciones y las estrategias de ma-nejo básico de control de flujo, destinadas a com-batir los procesos de conificación de agua eirrupción de gas, utilizan sólo una fracción de losdatos generados por los sofisticados sensores ac-tuales de fondo de pozo y de superficie, instalados

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>Producción mezclada versus producción secuencial. Los beneficios de unaestrategia de producción mezclada (rojo) con respecto a una estrategia deproducción secuencial (azul), quedan demostrados en estas curvas de pro -duc ción de un operador del Golfo de México. En este pozo se instalaron dosválvulas de control de flujo para controlar las zonas productivas superior einferior. En este ejemplo, el operador utilizó controles de cierre y apertura para aislar la producción de una zona, cuando su corte de agua ame nazó laproduc ción neta; el resultado fue un incremento de aproxima da mente un 28%con respecto a las estimaciones de la producción secuencial.

125

100

75Pe

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%

Tiempo, meses

50

25

0 10 20 30 40 50 60 70

Yacimiento B

Yacimientos C, B y A

Yacimiento C

Yacimiento A

3. Glandt CA: “Reservoir Aspects of Smart Wells,” artículoSPE 81107, presentado en la Conferencia sobre IngenieríaPetrolera para América Latina y el Caribe de la SPE, PuertoEspaña, Trinidad y Tobago, 27 al 30 de abril de 2003.

4. Arashi A, Konopczynski M, Nielson VJ y Giuliani C:“Defining and Implementing Functional Requirements ofan Intelligent-Well Completion System,” artículo SPE107829, presentado en la Conferencia sobre IngenieríaPetrolera para América Latina y el Caribe de la SPE,Buenos Aires, 15 al 18 de abril de 2007.

5. Ebadi F, Davies DR, Reynolds M y Corbett PWM:“Screening of Reservoir Types for Optimisation ofIntelligent Well Design,” artículo SPE 94053, presentadoen la Conferencia Anual de las SPE Europec/EAGE,Madrid, España, 13 al 16 de junio de 2005.

6. Sharma AK, Chorn LG, Han J y Rajagopalan S: “QuantifyingValue Creation from Intelligent Completion TechnologyImplementation,” artículo SPE 78277, presentado en laConferencia Europea del Petróleo de la SPE, Aberdeen,29 al 31 de octubre de 2002.

7. Ebadi et al, referencia 5.8. Holland J, Oberwinkler C, Huber M y Zangl G: “Utilizing

the Value of Continuously Measured Data,” artículo SPE90404, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Houston, 26 al 29 deseptiembre de 2004.

Primavera de 2008 9

Los ingenieros de Schlumberger implementaronun sistema ARS para transferir automáticamentelos datos de alta frecuencia, desde la plataformaspar a sus oficinas en tierra firme. Se controló lacalidad de los datos y se agregaron en incremen-tos de 15 minutos para su exportación a otras apli-caciones de software. Además, se hizo que lascomparaciones automáticas entre los datos medi-dos y los datos calculados, a partir de tendencias,modelos o umbrales, establecieran parámetros dealarma con los cuales alertar a los ingenierosacerca de las discrepancias.

El software DECIDE!, de optimización de laproducción en base a datos de minería, fue utili-zado como columna vertebral del sistema ARS(abajo). Entre la base de datos de alta frecuen-cia, correspondiente a las áreas marinas, y elescritorio del ingeniero, el distribuidor de datosconecta las diversas bases de datos a través delos enlaces almacenados, independientementedel incremento de tiempo. A medida que los datosse limpian y se agregan, los parámetros de cortede agua, producción acumulada, relaciones gas/pe -tróleo y de otro tipo se calculan auto má ti camenteen el fondo y se almacenan en el distribuidor dedatos. El sistema ARS además asigna los volúme-nes totales producidos nue vamente a los pozosindividuales en forma automática, utilizando redes neuronales que calculan permanente-mente las tasas de petróleo, gas y agua. En basea los parámetros de entrada de su arquitectura,es posible modelar los parámetros de salida; en

Distribuidor dedatos DECIDE!

Otras basesde datos

Otras basesde datos

Simulador

Prueba de pozo

Software DECIDE!

BD marina entiempo real

BD terrestre entiempo real

Datos de alta frecuencia sin procesar

Escritorio del ingeniero

Plataforma tipo spar del Campo Medusa

Más de 3,000etiquetas

Tiempo real600 etiquetas

15 minutos

> Abundancia de datos. Los ingenieros estaban ansiosos por monitorear y controlar seis pozos submarinoscomplejos conectados a una plataforma de aguas profundas tipo spar en el Campo Medusa del Golfo deMéxico. Las cantidades significativas de diferentes datos de alta frecuencia habrían hecho imposible esosprocesos sin un sistema automatizado de vigilancia de yacimientos (ARS). Utilizando el módulo DECIDE! de Schlumberger dentro del software de simulación de yacimientos ECLIPSE, como columna vertebral delsistema ARS, se creó un distribuidor de datos para conectar las diversas bases de datos (DB) medianteenlaces almacenados independientes del incremento de tiempo.

en forma permanente. De hecho, los instrumen-tos modernos generan datos a un ritmo tan acele-rado que los ingenieros habitualmente dependende sistemas de alarma diseñados especialmentepara detectar cambios en las condiciones defondo de pozo que ellos no pueden percibir.

En el pasado, el software disponible se puso aprueba para manejar esta abundancia de datos deun modo acorde con un concepto tan vasto comoel de la optimización de la producción. Comoresultado, históricamente las decisiones han sidotomadas de un modo fragmentado que aborda losdiversos elementos del campo, pero sin una estra-tegia global cohesiva. La solución consiste enconvertir los datos abundantes en formas utiliza-bles, a través de los sistemas automatizados desupervisión de yacimientos (ARS).8 Los sistemasARS preparan los datos almacenados en un distri-buidor para que sean utilizados por los ingenierosen sus escritorios, a través de los procesos de lim-pieza, agregación y detección de datos.

El proceso de limpieza utiliza los límites su -perior e inferior para remover los picos no realistaspresentes en los datos, y puede remover aproxi-madamente un 80% de estas anomalías de la ma-yoría de los conjuntos de datos. El proceso deagregación transforma los datos de alta frecuen-cia que arriban en incrementos de segundos o mi-nutos, en intervalos manejables de 15 minutos. Elproceso de detección compara los datos frente aumbrales establecidos por los ingenieros o por losvalores modelados. Si un valor está fuera del um-bral, el sistema ARS activa una alarma.

Además de los datos de alta frecuencia, losdatos diarios y mensuales pueden integrarse enun distribuidor en el que se desarrollan las mis-mas acciones de limpieza y detección, si bien en

este caso, debido a su infrecuencia, no se requiereningún proceso de agregación. Estos datos debaja frecuencia pueden incluir variables talescomo el volumen de ventas de petróleo y gas, laspruebas de pozos y las asignaciones de la pro-ducción. La recolección de todos los datos en undistribuidor de fácil acceso, permite la determi-nación de incrementos de tiempo adecuadospara los diferentes paquetes de software.

Por consiguiente, la automatización en estesentido no debería confundirse con un sistema quemaneja un yacimiento sin la intervención humana.Aquí, la automatización apunta al ma nipuleo deprocesos de nivel bajo que, de lo contrario, reque-rirían una cantidad significativa de tiempo de uningeniero pero agregarían relativamente pocovalor al proceso de manejo de los activos. Una vezestablecidos los parámetros de limpieza, agrega-ción y detección, el proceso transfiere los datos alsoftware adecuado en el momento designado, sinla intervención humana (véase “Optimización dela producción desde el yacimiento hasta la plantade proceso,” página 18).

La segunda parte de este proceso de automa-tización consiste en la comparación de los datosmedidos y calculados en tendencias, modelos oumbrales; algunos ejemplos incluyen, entre otros,las tendencias de las curvas de declinación, los mo-delos de datos, los modelos numéricos de yaci-mientos o los valores umbrales de la relacióninyección/extracción. La estrategia ARS fue apli-cada recientemente en el Campo Medusa delGolfo de México, en los Bloques 538 y 582 delCañón del Mississippi. Operado por Murphy E&P,este desarrollo en tirantes de aguas de 671 m[2,200 pies] está diseñado para seis pozos de pro-ducción conectados a una plataforma tipo spar.

Tubería de revestimiento de 103⁄4 pulgadas

Tubería de producción de 51⁄2 pulgadas

Empacador recuperableMultiPort XMP premium de 95⁄8 pulgadas x 51⁄2 pulgadas

Mandril de medidor doble de 51⁄2 pulgadas

Tubería de producción de 7 pulgadas

Tubería de revestimiento de 95⁄8 pulgadas

Tubería de revestimiento corta de 7 pulgadas

Válvula de control de flujo TRFC-HN-AP de 31⁄2 pulgadas

Válvula de control de flujo TRFC-HN-LP de 31⁄2 pulgadas

Mandril de un medidor de 31⁄2 pulgadas

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daeste caso, las tasas de producción.9 Las redesneuronales pueden ser utilizadas para compararla producción de petróleo correspondiente a laspruebas de pozos con la producción de petróleoasignada. Las ventajas de este enfoque son lavelocidad y la precisión.10

El valor más importante de un sistema ARSproviene de su capacidad para simplificar el tra-

magra, de 2.4 millones de m3 [15.1 millones de bbl]de petróleo, inmediatamente después de la puestaen marcha del campo. Las expectativas se reduje-ron cuando la formación objetivo demostró serestructuralmente comple ja, con numerosos seg-mentos de fallas e indicaciones de contactos defluidos localmente variables.11

Los datos de desempeño de los pozos tambiénindicaron al operador, Statoil, ahora StatoilHydro,que la formación Statfjord de 300 m [985 pies] deespesor no exhibía la alta conectividad que en unprincipio creyeron los ingenieros, sino que se tra-taba de un yacimiento heterogéneo con tenden-cia a la irrupción de gas. En respuesta a estarealidad, la compañía puso en marcha un proyectode recuperación incrementada de petróleo (IOR).Después de efectuar una simulación con el soft-ware de simulación de yacimientos ECLIPSE 100,los ingenieros de Statoil terminaron tres pozos in-teligentes submarinos horizontales: G-01, F-02 yD-03. Schlumberger instaló el instrumental defondo de pozo y los sistemas de válvulas de con-trol en los tres pozos (izquierda).

Con la incorporación de los sensores de pre-sión y temperatura de fondo de pozo en tiemporeal, el proyecto IOR de Statoil logró una eficien-cia de barrido considerablemente mayor, creó unmejor drenaje del yacimiento y redujo los costosde intervención. Con todo, para el año 2006, laestrategia de los tres pozos incrementó en más dedos veces la nueva estimación de 2.4 millones de m3

de reservas recuperables calculadas en 2001; éstapasó a 5.4 millones de m3 [34 millones de bbl].Además, el éxito proporcionó al operador infor-mación considerable acerca de un yacimientocomplejo y ayudó a justificar la construcción depozos inteligentes adicionales en el campo.

Los pozos multilaterales y la tecnología de ter-minaciones inteligentes, como las diseñadas parael Campo Gullfaks South, constituyen un ajuste na-tural. Las terminaciones inteligentes proporcio-nan a los operadores la capacidad para aislar,probar y regular fácilmente cada tramo lateral de

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9. Oberwinkler C y Stundner M: “From Real-Time Data toProduction Optimization,” artículo SPE 87008, presentadoen la Conferencia de la Región del Pacífico Asiático dela SPE sobre Modelado Integrado para el Manejo deActivos, Kuala Lumpur, 29 al 30 de marzo de 2004.

10. Dado que las redes neuronales aprenden de los datosrecolectados y detectan las relaciones subyacentes, elhecho de contar con más datos mejora su capacidad de éxito. Una vez establecida la relación subyacente, las redes neuronales pueden ser utilizadas parapredecir eventos específicos, lo que proporciona tiempo al ingeniero para adoptar medidas de prevención pro-activas.

11. Haugen V, Fagerbakke A-K, Samsonsen B y Krogh PK:“Subsea Smart Multilateral Wells Increase Reserves atGullfaks South Statfjord,” artículo SPE 95721, presentadoen el Simposio sobre Recuperación Mejorada de Petróleo,de las SPE/DOE, Tulsa, 22 al 26 de abril de 2006.

> Incremento de la producción. En un esfuerzo por incrementar la recuperación final, los ingenieros deStatoil terminaron tres pozos inteligentes submarinos horizontales. El pozo multilateral Gullfaks F-02,que aparece en la gráfica, utiliza las válvulas de control de flujo recuperables con la tubería de pro -duc ción TRFC-HN de Schlumberger para controlar los dos pozos. La válvula de producción anularTRFC-HN-AP controló el flujo del tramo lateral y la válvula de producción en línea TRFC-HN-LPcontroló el flujo del pozo principal. Las válvulas poseen 11 posiciones—cerrada, completamenteabierta y nueve posicio nes de estrangulamiento intermedias—para permitir máxima flexibilidad deproducción y de ese modo lograr máxima recuperación.

bajo de un ingeniero, lo que ahorra tiempo ymano de obra. En el Campo Medusa, los resulta-dos fueron típicos e incluyeron un proceso devisualización de datos mejor y más rápido, un tra-bajo de manejo de datos mínimo para el in ge niero petrolero, una colaboración más estrechafacilitada por el acceso a los mismos datos, unproceso más rápido de presentación de informes,la percepción mejorada del proceso, respuestasmás rápidas, y más tiempo para el análisis y laoptimización.

Incremento de las reservasEn ciertos casos, en vez de un volumen abruma-dor de datos, es la escasez de datos lo que causaproblemas. La información pobre o insuficiente,particularmente en ambientes geológicos com-plejos, ha dejado a los operadores con tasas deproducción inicial decepcionantes, sobre todoen los campos nuevos que se basan fundamen-talmente en datos sísmicos y en algunos pozosexploratorios. En ocasiones, la diferencia entrelas expectativas y la realidad ha sido suficientepara obligar a los ingenieros a reducir su estima-ción original de las reservas recuperables. Noobstante, se ha demostrado que este tipo desituación se puede revertir, o al menos remediarsignificativamente, a través de una combinaciónde contacto máximo con los yacimientos y termi-naciones inteligentes.

Por ejemplo, en el Campo Gullfaks South,situado en el sector noruego del Mar del Norte,las reservas recuperables originales se estima-ron en aproximadamente 12.6 millones de m3

[79.3 millones de bbl], a partir de una estima-ción de 35 millones de m3 [220.3 millones de bbl]de petróleo original en sitio. Fue necesario re-esca-lar la tasa de recuperación proyectada, de casi 36%,para terminar con una cifra comparativamente

Camisa de deslizamientoa 6,915 pies de profundidad

medida (MD)

Empacador de producciónQUANTUM MultiPort 3 a6,943 pies MD

Válvula TFRC-H 3 a 6,943 pies MD

Válvula TFRC-H 2 a 7,512 pies MD

Zapata de la tubería de revestimientode 95⁄8 a 6,975 pies MD

Tubería derevestimiento cortade 41⁄2 pulgadas a 11,622 pies MD

Mandril PressureWatcha 6,880 pies MD

Empacador de producción QUANTUM MultiPort 1 a 9,223 pies MD

Tramo lateral 1Profundidad total (TD) a 13,588 pies MD

Tramo lateral 2TD a 14,500 pies MD

Tramo lateral 1-1TD a 13,000 pies MD

Tubería de revestimientocorta de 7 pulgadas a 11,008 pies MD

Válvula TFRC-H 1 a 9,234 pies MD

Empacador de producciónQUANTUM MultiPort 2a 7,501 pies MD

>Multilateral inteligente. El Pozo A12 del Campo Haradh incluye una tubería de revestimiento corta de 7 pulgadas colocada en forma horizontal, unasección horizontal de agujero descubierto y una tubería de revestimiento corta de 41⁄2 pulgadas. Se perforaron dos tramos laterales más desde la tuberíade revestimiento corta de 7 pulgadas, que se dejaron como terminaciones “desnudas” o en agujero descubierto. Sumados a las ventajas que ofrecen lostramos laterales como consecuencia del mayor área de contacto con los yacimientos, la medición y el control de flujo de fondo de pozo redujeron enforma drástica la producción de agua en el Campo Haradh.

Primavera de 2008 11

la misma forma que lo hacen con las zonas indivi-duales en un solo pozo. Esta flexibilidad permite alos ingenieros determinar el perfil de flujo de cadatramo lateral y, a la vez, utilizar los modelos de ya-cimientos y los medidores multifásicos con el finde determinar la tasa óptima y la contribución ala producción general, evitando al mismo tiempolos fenómenos de conificación de agua o de irrup-ción de gas. El monitoreo continuo de cada tramolateral a lo largo de toda la vida productiva delpozo, permite entonces que los operadores ajustencada ramal en tiempo real, y de ese modo manten-gan la producción pico, prolonguen la vida econó-mica del pozo, o aceleren la producción.

Un esfuerzo de equipo en Arabia SauditaEn el año 2004, los ingenieros de Saudi Aramcoperforaron y terminaron un pozo con el métodode máximo contacto con los yacimientos (MRC);esto como un proyecto de prueba del concepto.El pozo se encuentra ubicado en el Campo Haradh,designación que se da a la porción sudoeste delgigantesco Campo Ghawar de Arabia Saudita. Elárea Haradh fue puesta en producción en tresincrementos sucesivos a lo largo de casi 10 años,entre mayo de 1996 y enero de 2006. Mientrasque el Incremento I fue desa rrollado utilizandopozos con terminaciones convencionales, laexperiencia condujo a los ingenieros de Saudi

Aramco a incluir finalmente el método MRC, lospozos multilaterales y las terminaciones in -teligentes en los Incrementos II y III finales(derecha).

El Pozo A12, del área Haradh, fue terminadooriginalmente a partir de una tubería de revesti-miento corta de 7 pulgadas, colocada en formahorizontal. Luego se perforó una sección hori-zontal de 61⁄8 pulgadas, desde la parte inferior dela tubería de revestimiento corta, y se colocó unatubería de revestimiento corta de 41⁄2 pulgadas enuna sección en la que se habían producido pér-didas de fluido intensas durante la perforacióndel pozo principal. A partir de la tubería derevestimiento corta de 7 pulgadas se perforarondos tramos laterales más de 61⁄8 pulgadas, que sedejaron como terminaciones “desnudas” o enagujero descubierto (abajo).

Con esta terminación multilateral estándar,inicialmente no se registró producción de agua;sin embargo, en menos de un año el corte de aguahabía alcanzado aproximadamente un 23%.Como resultado, la caída de presión disponible yla producción general se redujeron y los costosde tratamiento y eliminación se elevaron, lo queinstó al operador a considerar imperativo el con-trol de la producción de agua.

En respuesta, Schlumberger diseñó y des-plegó un sistema de terminación inteligente, conválvulas de control de flujo de fondo de pozo deposiciones múltiples, y mediciones de tasas deflujo de superficie para manejar selectivamentela producción de agua de cada una de las treszonas. A través de la optimización de las válvulasde control de flujo de fondo de pozo, el corte deagua se redujo de 23% a casi cero.

> Estructura del área Haradh. Esta porción su do -este del gigantesco Campo Ghawar, en ArabiaSaudita, fue puesta en producción en tres incre -mentos sucesivos, aproximadamente equivalentesen cuanto a reservas, en mayo de 1996, abril de2003 y enero de 2006. La capacidad de produccióntotal es de 900,000 bbl/d [143,000 m3/d]. El CampoHaradh cubre un área de 75 km [46 mi] de largopor 26 km [16 mi] en su porción más ancha. En elsegundo incremento, los ingenieros incluyeron latecnología de pozos horizontales, máximo contac -to con los yacimientos y pozos inteligentes. Losresultados positivos, evidenciados en el manejoglobal de los yacimientos con estas estrategias,instaron a la compañía a desarrollar el tercerincremento mediante pozos multilaterales ysistemas de terminación inteligentes.

10 km

6 mi

La aplicación exitosa de los sistemas de pozosinteligentes en el Campo Haradh fue el resul-tado de la adopción de un procedimiento demanejo de proyectos para los procesos de di se -ño, planeación e instalación. Cinco segmentosde Schlumberger formaron equipos con losdepartamentos de instalaciones, producción,perforación y reparación de pozos, manejo deyacimientos y descripción de yacimientos deSaudi Aramco. Schlumberger y los departamen-tos de manejo de yacimientos y descripción de

yacimientos de Saudi Aramco construyeron unmodelo de pozos multilaterales en el software deanálisis de sistemas de producción PIPESIMpara calcular las presiones, frente a cada tramolateral, con diversos cortes de agua. La simula-ción estimó el desempeño de los tamos lateralesa lo largo de las válvulas para un rango de pre-siones y tasas de flujo dado.

Previo a la puesta en marcha del proyecto,más de 30 miembros del equipo multidisciplinariode Schlumberger y Saudi Aramco participaronde un foro de dos días para planificar el pro-yecto, efectuar la terminación en papel, acordarlos criterios de diseño y los procedimientos deoperación, y definir las responsabilidades. Losparticipantes desarrollaron en forma conjuntaun listado de 28 puntos de acción en un esfuerzopara garantizar una operación sin problemas.

El equipo de campo estuvo compuesto por unabrigada a cargo de la instalación de terminación,una brigada de evaluación de yacimientos conherramientas operadas con cable, una brigada acargo de las operaciones con tubería flexible, yuna brigada de pruebas de flujo multifásico, diri-gidas por el gerente de proyectos avanzados determinación de pozos de Schlumberger. En vistade la historia de reparación del pozo, y la posiblepresencia de deformaciones de la tubería de re-vestimiento capaces de afectar la instalación delsis tema de terminación inteligente, los segmentosde servicios al pozo y de evaluación de yacimien-tos corrieron un registro de corrosión utilizandoel generador de Imágenes Ultrasónicas USI ope-rado con tubería flexible. Los registros confirma-ron la integridad de la tubería de revestimiento yla adecuación de los empacadores de empaque degrava QUANTUM y de derivación MultiPort conorificios múltiples. Utilizando un sistema portátilde monitoreo de la producción de pozos multifási-cos PhaseTester y el sistema de monitoreo y trans-misión de datos en tiempo real InterACT, elequipo de técnicos optimizó el desempeño del sis-tema de terminación inteligente (arriba, a la iz-quierda). Esto permitió a los ingenieros de SaudiAramco ajustar las configuraciones de las válvu-las de control de flujo de fondo de pozo en tiemporeal para maximizar la producción de petróleo yminimizar el corte de agua. Todo esto desde susoficinas centrales.

Durante las pruebas y la instalación del equipo,y la subsiguiente prueba de flujo del pozo, cada unade las válvulas se accionó a través de más de 10 ci-clos completos; 110 cambios de posición, o el equi-valente a varios años de operación habitual. El pozofue sometido a pruebas de flujo extensivas y se pusoen producción con un nivel mínimo de producciónde agua. Los ingenieros de Saudi Aramco llegarona la conclusión de que de no ser por la terminación

inteligente, el pozo habría sido invadido por el aguay la producción habría cesado.12

Sin reservas pasadas por altoComo sucede con los pozos multilaterales, lamez cla de la producción de yacimientos apiladosa menudo permite que los operadores reduzcanel número de pozos requeridos para explotar for-maciones diferentes, reduciendo de ese modo laserogaciones de capital y el riesgo. Esta estrate-gia ha sido incentivada en los últimos años porlos arreglos de perforación direccional cada vezmás sofisticados, los cuales permiten que losoperadores perforen pozos exploratorios de altoángulo y de alcance extendido. Las terminacionesinteligentes, dentro de estos pozos complejos,facilitan por lo tanto la optimización de la pro-ducción aunque se produzcan cambios dinámicosdurante la producción.

Los sensores que retransmiten la informaciónen tiempo real permiten a los ingenieros detec-tar y reaccionar a los cambios ocurridos en laformación a medida que éstos se producen,mediante el accionamiento remoto de las válvu-las de control de flujo. La capacidad paraajustarse a un cambio ocurrido en el régimen deflujo—tal como una irrupción de una segundafase en una zona—cuando se produce, es impor-tante porque ese es el momento óptimo paraajustar la estrategia de producción de los pozoscon el fin de maximizar la producción de petró-leo y minimizar la producción de gas o agua.13

Fueron precisamente esas capacidades las quepermitieron que un operador determinara la viabili-dad económica de un nuevo descubrimiento distantede la infraestructura establecida. En aguas someras,en el área marina de Nigeria, Mobil ProducingNigeria Unlimited (MPN) perforó un pozo de al-cance extendido en el Campo Usari desde una pla-taforma existente. El Campo Usari se encuentraubicado en el área marina, a unas 16 millas [25 km]de la costa, donde el tirante de agua es de aproxi-madamente 22 m [72 pies]. El desarrollo delcampo en ese momento incluía 25 pozos perfora-dos desde dos plataformas satélites conectadas auna plataforma principal. El campo contiene 35 ya-cimientos descubiertos, que están subdivididos entres categorías sobre la base de las propiedades delos fluidos, los regímenes de presión y la geología.Las categorías se conocen como somera, interme-dia y profunda, con 18, 15 y 2 yacimientos, respec-tivamente. Actualmente, se están explotandocuatro yacimientos en el grupo somero, 10 en lacategoría intermedia, y dos en la profunda.

En el año 2001, siete yacimientos nuevos fue-ron descubiertos en el área Graben del CampoUsari por un pozo exploratorio cercano. Debido ala presencia de gas somero, que enmascara la

12 Oilfield Review

12. Mubarak SM, Pham TR, Shamrani SS y Shafiq M: “UsingDown-Hole Control Valves to Sustain Oil Production fromthe First Maximum Reservoir Contact, Multilateral andSmart Well in Ghawar Field: Case Study,” artículo IPTC11630, presentado en la Conferencia Internacional deTecnología del Petróleo de Dubai, Emiratos ÁrabesUnidos, 4 al 6 de diciembre de 2007.

13. Graf T, Graf SP, Evbomoen P y Umadia C: “A RigorousWell Model to Optimize Production from Intelligent Wellsand Establish the Back-Allocation Algorithm,” artículoSPE 99994, presentado en la Conferencia y ExhibiciónAnual de las SPE Europec/EAGE, Viena, Austria, 12 al 15de junio de 2006.

14. Un empacador de diámetro escalonado provee undiámetro pulido con el diámetro interno completo de latubería de producción. El arreglo de sello se combinacon el calibre grande del empacador para admitir eldiámetro interno completo de la tubería de producción.Se adecua especialmente para opciones o zonas de tipoterminación múltiple. Las configuraciones de lasterminaciones simples se benefician con el diámetrointerno grande del empacador, lo que resulta esencialpara las aplicaciones de producción a alto régimen.

15. Brock WR, Oleh EO, Linscott JP y Agara S: “Applicationof Intelligent-Completion Technology in a Triple-ZoneGravel Packed Commingled Producer,” artículo SPE101021, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, 24 al 27 de septiembre de 2006.

> Optimización en tiempo real. Para registrar latasa de flujo en la superficie, se utilizó el equipoportátil de monitoreo de la producción de pozosmultifásicos PhaseTester, además de las medi -ciones de presión y temperatura de fondo depozo, junto con el sistema de monitoreo y trans -misión de datos en tiempo real InterACT a fin deproveer a los ingenieros de Saudi Aramco lainformación y la conectividad para ajustar lasconfiguraciones de la válvula de control de flujode fondo de pozo en tiempo real. El resultado fueun grado máximo de producción de petróleo conmínimo corte de agua.

Primavera de 2008 13

iluminación sísmica del área, el nivel de confia-bilidad asociado con la configuración estructurallejos de la zona con control de pozo era bajo. Porlo tanto, fue necesario mitigar en la mayor me -dida posible las incertidumbres relacionadascon la compartimentalización potencial de losyacimientos, su extensión areal y su capacidad

de producción antes de comprometer platafor-mas adicionales para explotar el descubrimiento.

Con este fin, los ingenieros de Schlumberger yMPN perforaron un pozo de alcance extendido de4,572 m [15,000 pies]—el Pozo 32B del CampoUsari—con un pozo de delimitación de 2,672 m[8,620 pies] de extensión y 75 grados de desvia-ción. El pozo fue perforado desde una plataformaexistente y atravesó tres de los siete yacimientos,en un intento por resolver las inquietudes del ope-rador en cuanto a la capacidad de producción ylas características productivas de los yacimientos.El aislamiento por zonas a lo largo del pozo, esprovisto a través de empacadores de diámetro es-calonado (stepbore) para empaque de grava, de95⁄8 pulgadas por 71⁄8 pulgadas por 6 pulgadas, y unaserie de arreglos concéntricos de sello en el diá-metro del empacador de 6 pulgadas.14 Se prevéndos terminaciones similares en yacimientos dife-rentes para ayudar a encarar las incertidumbresgeológicas asociadas con la compartimentaliza-ción y la extensión areal (arriba, a la izquierda).

El plan, consistente en combinar tres in -tervalos con empaque de grava, controlando ymonitoreando al mismo tiempo cada zona enforma individual, posee la atracción adicional deahorrar potencialmente un pozo de cada tresperforados, ya que un solo pozo de este tipo puedeexplotar tres zonas en lugar de dos, como sucedeen las terminaciones más tradicionales.

Las regulaciones prohíben las operacionesde mezcla de la producción en Nigeria. No obs-tante, los ingenieros lograron superar estaprohibición demostrando, a satisfacción delDepartamento de Recursos Petroleros (DPR) deNigeria, que las mediciones indirectas de flujo,derivadas de datos de presión y temperatura defondo de pozo, podían combinarse con las prue-bas de rutina para obtener la reasignación de laproducción por zonas. El hecho de que los datossean transmitidos directamente a los escritoriosde los ingenieros a través del sistema InterACT,reforzó la seguridad de las autoridades encuanto a la eficacia del esquema.

Como resultado, MPN recibió una exenciónpor la que se le permitió mezclar la producciónde tres yacimientos mediante terminaciones conempaque de grava de 95⁄8 pulgadas, provistas encada caso de estranguladores de configuraciónvariable y sensores de presión y temperatura. Losdos estranguladores inferiores son válvulas denueve posiciones (incluyendo la posición comple-tamente abierta y completamente cerrada) conun área máxima de flujo equivalente a un diáme-tro de 27⁄8 pulgadas (arriba). La tercera válvulaes una válvula de 11 posiciones que regula en lazona superior, más prolífica, y posee un área deflujo equivalente a un diámetro de 31⁄2 pulgadaspara dar cabida al flujo mezclado proveniente detodas las zonas.15

Empacador de derivaciónMultiPort de 95⁄8 pulgadas

Empacador GP de diámetro escalonado de 95⁄8 pulgadas x 71⁄8 pulgadas x 6 pulgadas

Empacador GP de diámetro escalonado de 95⁄8 pulgadas x 71⁄8 pulgadas x 6 pulgadas

Empacador GP de diámetro escalonado de 95⁄8 pulgadas x 71⁄8 pulgadas x 6 pulgadas

Arreglo de sello concéntrico deflujo continuo y restricción interior

Válvula TRFC de 31⁄2 pulgadas

Medidor de cuarzo instaladoen forma permanente

Medidor de cuarzo instaladoen forma permanente

Medidor de cuarzo instaladoen forma permanente

VálvulaTRFC de 27⁄8 pulgadas

Válvula TRFC de 27⁄8 pulgadas

Zona 3

Zona 2

Zona 1

Zapata de la tubería derevestimiento de 95⁄8 pulgadas

Arreglo de sello concéntrico de flujo continuo y restricción interior

Arreglo de sello concéntrico de flujo continuo y restricción interior

> Comprensión del control. La mezcla de la producción proveniente de zonas múltiples requiere quelos ingenieros diseñen con precisión los estranguladores de control de flujo y comprendan bien losefectos de cada zona sobre las otras. La región beige del gráfico representa la contribución esperadade la Zona 7-US1G al accionar por pasos la válvula de control de flujo de 31⁄2 pulgadas, a través de sus11 posiciones de estrangulamiento predeterminadas. Esto se modela con las válvulas de las otras doszonas, 8-US1G (púrpura) y 9-US1G (rosa), completamente abiertas y produciendo según las condi cio nesque figuran en el cuadro de la gráfica correspondiente a la leyenda. La gráfica muestra que la pro duc -ción total del pozo oscila entre aproximadamente 9,800 bbl/d [1,557 m3/d] y 10,700 bbl/d [1,700 m3/d] defluido, mientras se hace producir la zona intermedia y la zona inferior con los estranguladores com -pletamente abiertos y se pasa la válvula de la zona 7-US1G de la posición completamente cerrada ala posición completamente abierta. La sensibilidad con respecto a la producción de la zona 7-US1Ges de aproximadamente 500 bbl/d [79 m3/d] por paso del estrangulador, de acuerdo con la precisiónrequerida para el control de la producción potencial de agua y gas. La zona 8-US1G contribuye con la mayor parte de la producción en esta simulación, debido a su presión de yacimiento y el índice deproductividad (PI) estimado de 50 bbl/lpc-d [1.15 m3/kPa-d].

12,000

11,000

10,000

9,000

8,000

7,000

6,000

5,000

4,000

3,000

2,000

1,000

0

Tasa

de

flujo

líqu

ido,

bbl

/d

Posición de la válvula

54 76 8 10910 32

PIGORPresión de flujo en el cabezal de la tubería de producción 700 lpcTemperatura de yacimiento Presión de yacimiento

Valores nominales

50 bbl/lpc-d (caso básico)770 pies3/bbl 173°F (7-US1G) 2,660 lpc

> Como parte del plan, tres intervalos con em pa -que de grava (GP) fueron combinados en el Pozo32B del Campo Usari, mientras que los sensoresy las válvulas de control de flujo de fondo depozo, recuperables con la tubería de producción(TRFC), proporcionaron el control y el monitoreode cada zona individual.

El pozo fue probado después de la puesta enservicio y nuevamente al cabo de tres meses. Losdatos de presión de fondo de pozo indicaron in-crementos continuos en la productividad zonal, de-bido a la limpieza posterior del pozo durante laproducción (arriba). Los datos de presión y tasasde producción se ingresaron en el modelo parapredecir las tasas de producción zona por zona.

Con el éxito de la terminación inteligente delPozo 32B del Campo Usari, MPN posee una visiónsignificativamente mejorada de las reservas quese hallan justo fuera del alcance de la infraes-tructura existente. Se tiene previsto perforar dospozos para responder a las peguntas restantessobre compartimentalización, extensión areal ycapacidad de producción de los yacimientos.

Método más inteligente de recuperación incrementada de petróleoLos especialistas pronostican que hasta un 40%de las terminaciones inteligentes futuras seránutilizadas en pozos de inyección de agua. Larazón del enlace de las dos tecnologías es clara:históricamente, el punto en que se abandonan

los proyectos de inyección de agua ha estadorelacionado con un nivel máximo aceptable decorte de agua en el pozo productor. Este están-dar tiende a traducirse en cantidadessignifi cativas de petróleo pasado por alto.

Los esfuerzos para reducir la producción deagua durante mucho tiempo se centraron en lasterminaciones cementadas, los empacadores, losquímicos adecuados, y los disparos selectivos paramodificar la distribución del influjo a lo largo delpozo. La manipulación de las tasas de flujo de in-yección a través de las válvulas de control defondo de pozo, logra el mismo cometido en formamás eficaz y a un costo más bajo. Los frentes deinundación en los pozos actuales altamente des-viados y con alto grado de contacto con los yaci-mientos, son especialmente sensibles al ajuste dela distribución del flujo en las diversas capas delpozo. Esta práctica equilibra la tendencia naturalde los fluidos a migrar preferentemente a travésde las zonas de alta permeabilidad.16

Las tasas de flujo de inyección en la formaciónse establecen de conformidad con los paráme-tros de presión o de control de flujo. Cuando el

bombeo se efectúa en diversas zonas separadaspor barreras impermeables, las válvulas inteli-gentes sirven como obturadores para mantenerlas presiones adecuadas en cada punto de inyec-ción. Esto permite a los operadores utilizar unasola bomba. Las alternativas son: una bombaindependiente para cada zona o una sola presiónpara todas las zonas. La primera es más costosa,la segunda menos eficiente. La opción de controldel flujo puede utilizarse para conformar elfrente de inundación cuando no existe ningunabarrera impermeable en el intervalo de flujo.Nuevamente, las alternativas implican utilizarbombas independientes con tasas de flujo fijaspara cada zona o emplear una sola bomba conlas tasas de flujo medidas y reguladas, segúnniveles prefijados, utilizando válvulas de controlde fondo de pozo.

Los sistemas de inyección de agua con válvulasde fondo de pozo accionadas en forma remota seadecuan particularmente para las operaciones determinación de pozos submarinos, en las que laopción de cambiar las zonas de inyección sin unaintervención basada en el empleo del equipo determinación sigue siendo una atracción clave.Como sucede con otros ámbitos de la industria deE&P, más allá del costo y las cuestiones técnicasde las operaciones de intervención submarinas, seencuentra el manejo atinado de los yacimientos.Las formaciones de aguas profundas tienden a serestratificadas y a poseer cientos de pies de espe-sor. La inyección de agua constituye su principalmecanismo de recuperación y a menudo se utilizapara mantener la presión. En este tipo de am-biente, las válvulas de fondo de pozo accionadasen forma remota se consideran una herramientaeficiente para controlar la distribución del aguade inyección. Estas válvulas pueden ayudar a pre-venir la irrupción prematura de agua, a la vez quelogran un proceso efectivo de barrido y recupera-ción de petróleo.17

En combinación con los pozos inteligentes, lospozos inyectores también pueden utilizarse paradeterminar ciertas características de los yacimien-tos. En un ejemplo de un área marina, se utilizarondos pozos inyectores—uno correspondiente a unaterminación inteligente dual y el otro, un solo in-yector—con el fin de efectuar una prueba de inter-ferencia para determinar la conectividad a lo largode una falla, en una zona situada entre los pozos.18

14 Oilfield Review

16. Ramakrishnan TS: “On Reservoir Fluid-Flow Control withSmart Completions,” artículo SPE 84219, presentado enla Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Denver, 5 al 8 de octubre de 2003.

17. Bussear T y Barrilleaux M: “Design and Qualification ofRemotely-Operated, Downhole Flow Control System forHigh-Rate Water Injection in Deepwater,” artículo SPE88563, presentado en la Conferencia y Exhibición del

Petróleo y el Gas del Pacífico Asiático de la SPE, Perth,Australia, 18 al 20 de octubre de 2004.

18. Una prueba de interferencia registra la variación de la presión con el tiempo causada en los pozos deobservación como resultado de los cambios inducidosen las tasas de flujo de los pozos de producción o deinyección. En los yacimientos comercialmente viables,para que la producción de un pozo afecte en forma

medible la presión de un pozo adyacente se necesita untiempo considerable. En consecuencia, las pruebas deinterferencia han sido poco frecuentes, debido al costoy la dificultad que implica mantener tasas de flujo fijasdurante un tiempo prolongado. Con el número crecientede instalaciones de medidores permanentes, esprobable que las pruebas de interferencia se vuelvanmás comunes en el futuro.

> Gráfica de los primeros seis meses de producción del Pozo 32B del Campo Usari. Todas las válvulasde control de flujo se encuentran completamente abiertas. Las curvas de desempeño del yacimiento—una gráfica de la tasa de producción del pozo en función de la presión de flujo de fondo de pozo—,generadas a partir de las pruebas del pozo, fueron utilizadas para calcular las tasas de flujo de cadauna de las zonas. La gráfica muestra que la producción de la zona superior 7-US1G (rojo) es dominante,con un PI de aproximadamente 50 bbl/lpc-d, comparado con 10 a 15 bbl/lpc-d [0.23 a 0.35 m3/kPa-d]de las otras zonas de la región, 9-US1G (verde) y 8-US1G (azul).

15,00014,00013,00012,00011,00010,000

9,0008,0007,0006,0005,0004,0003,0002,0001,000

06/0

1/05

06/1

5/05

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Prom

edio

de

prod

ucci

ón d

iaria

est

imad

a, b

bl/d

Fecha

9-US1G 8-US1G 7-US1G

Primavera de 2008 15

Para la prueba de interferencia se utilizó un cableprovisorio, conectado entre el productor y el inyec-tor, lo que permitió la adquisición simultánea dedatos de presión y temperatura de cada pozo(arriba).

No obstante, el costo elevado de la construc-ción de pozos en aguas profundas impone que losoperadores minimicen el número de pozos de

inyección. Eso significa que unos pocos pozosdeben cubrir áreas de formaciones considera-bles, requiriendo tasas de inyección y presionesde más de 40,000 bbl/d [6,360 m3/d] de agua y18,000 lpc [124 MPa]; es decir, tasas y presionessignificativamente más altas que las de las con -figuraciones de inyección más tradicionales.Durante las aplicaciones restringidas, en las que

las presiones diferenciales y, en consecuencia,las velocidades de flujo son elevadas, el chorrode inyección impacta el diámetro interno (ID)de la tubería de revestimiento. A menudo, el diá-metro externo (OD) de la válvula y el interior dela tubería de revestimiento no están muy separa-dos, y la erosión de la pared de la tubería de

> Inyección submarina. El pozo de inyección de esta configuración submarina fue equipado con un monitor de producción integrado, instalado en formapermanente por debajo de la válvula de control de flujo. Esto posibilitó la medición de la tasa de inyección en tiempo real en la zona inferior (inserto delextremo superior derecho). Simultáneamente, se midieron la presión y la temperatura de fondo de pozo en el pozo productor, y se representó gráficamentesu tasa de flujo (inserto del extremo inferior derecho). Además de los datos de la prueba de caída de presión durante el cierre (falloff ), fue posible efectuaruna prueba de presiones transitorias durante el proceso de inyección, analizable ésta última mediante técnicas de convolución. Los datos FloWatcherindicaron además una tasa de inyección más alta que la medida en la salida de la bomba del sistema flotante de producción, almacenamiento y descarga(FPSO) durante la prueba. Después de las pruebas de calibración efectuadas en las instalaciones de Schlumberger en Rosharon, Texas, se determinó queera más exacto utilizar el monitor FloWatcher que la salida de la bomba para la asignación de las tasas de inyección del pozo.

Time

Flow

rate

Oil ProducerTime

Flow

rate

Intelligent Water Injector

Tubo ascendente

MonitorFloWatcher

Medidor de presióny temperaturaOnda de presión

Pozo de inyecciónde agua inteligente

Pozo productor de petróleo

Cable umbilical del sistema de controlde instalación y reparaciones

Sistema deadquisición

de superficie

Tiempo

Tasa

de

flujo

Pozo productor de petróleo

Tiempo

Tasa

de

flujo

Pozo de inyección de agua inteligente

revestimiento frente a la válvula se convier te enun problema importante (derecha).

El abordaje de los efectos de la erosión se com -plica por el hecho de que la trayectoria del flujo através y alrededor de una válvula de inyección esdiferente a la de una válvula de producción. En lasoperaciones de producción, la energía generadapor las múltiples corrientes de flujo en forma dechorro a través de los orificios de flujo se disipadentro de la válvula de control de flujo a medidaque éstas chocan. Por el contrario, cuando el flujose dirige desde la tubería de producción hacia elespacio anular, el chorro impacta la pared internade la tubería de revestimiento—a menudo si-tuada muy cerca de la salida de la válvula—librede obstáculos.

Una solución para la creación de una válvulade inyección menos proclive a producir erosiónconsistió en cubrir una válvula de control de flujode producción para desviar el chorro y proteger latubería de revestimiento. Este enfoque posee tresgrandes desventajas. En primer lugar, dado quelos orificios de inyección en sí no están optimiza-dos para reducir la erosión (reducción de las lon-gitudes de los chorros y de las velocidades desalida en los orificios), esto sencillamente puedeproducir la erosión rápida de la cubierta. En se-gundo lugar, la válvula se vuelve mucho más caraque la cubierta y el cuerpo de la válvula debe serde un material de calidad superior. Por último, eldiámetro externo de la válvula se vuelve conside-rablemente más grande y, en consecuencia, re-quiere una tubería de revestimiento más grandepara la instalación.

Schlumberger ha respondido a estas inquietu-des con una válvula de inyección de agua que poseeorificios de estrangulamiento excéntricos o angu-lares para asegurar la distancia máxima entre eldiámetro externo de la válvula y el diámetro in-terno de la tubería de revestimiento. Las válvulasde control de flujo TRFC-HD-AI (excéntrica) yTRFC-HM-AI (angular) incluyen además un diseñoúnico del tamaño de las boquillas, lo que se traduceen chorros cuyas características reducen los efec-tos de la erosión (próxima página, a la izquierda).

Más allá de la gama altaCuando se introdujeron, los pozos inteligentes eranpercibidos como una opción cara y a la vez riesgosa.Esta percepción fue el resultado de los bajos preciosdel petróleo vigentes en ese mo mento, y del objetivooriginal de la tecnología como alternativa a las inter-venciones basadas en el empleo de equipos de ter-

minación/reparación de pozos. Como resultado, lospozos inteligentes desarrollaron una imagen comosolución que resulta adecuada exclusivamente en elcaso de pozos y campos complejos o de alto costo;imagen que en ciertos lugares aún se conserva. Noobstante, hoy, el método de monitoreo y control deyacimientos en tiempo real es cada vez más evidenteen los campos maduros en los que se están emple-ando sensores y válvulas, monitoreados y accionadosen forma remota, para ayudar a mejorar la eficienciade los sistemas de levantamiento por gas, de las bom-bas eléctricas sumergibles y de los pozos que produ-cen por medio de bombeo mecánico.

Las terminaciones inteligentes son de par ti -cular interés en áreas en las que el gas provenientede una zona puede mezclarse con el petróleo pro-veniente de otra zona en lo que se conoce como le-vantamiento natural por gas. El concepto es elmismo que el del levantamiento artificial por gas; elgas introducido en la tubería de producción desdeel espacio anular de la tubería de revestimiento, re-duce la carga hidrostática de la columna de petró-leo hasta un punto que permite que la presión delyacimiento lleve los fluidos producidos a la super-ficie (próxima página, a la derecha).

En los sistemas convencionales, el gas prove-niente de una fuente remota o de otros pozos delcampo se inyecta por el espacio anular. Estos sis-temas requieren una infraestructura considera-ble. En las áreas marinas, este requerimientopuede resultar especialmente oneroso ya que amenudo obliga a los productores a utilizar plata-formas más grandes para soportar los pesadosequipos de superficie, tales como los compresoresy las conexiones del tubo ascendente.

El método de levantamiento natural por gas, aveces aludido como sistemas de levantamientopor gas en sitio, no requiere una erogación de ca-pital tan importante. Sólo son necesarias válvulasde control de flujo de fondo de pozo para asegurarque un volumen suficiente de gas ingrese en la co-lumna de fluido para levantarlo, a la vez que seevita el ingreso de un volumen excesivo de gas querestrinja severamente la pro ducción de petróleoo, en el peor de los casos, induzca condiciones deflujo cruzado entre las capas de la formación.19

Los sistemas convencionales también utilizanválvulas para regular el flujo del gas entre el es-pacio anular y la tubería de producción. No obs-tante, a diferencia de las válvulas inteligentes, lasválvulas tradicionales de levantamiento artificialpor gas poseen un tamaño de orificio fijo y, porconsiguiente, requieren intervenciones con líneade acero o tubería flexible para extraerlas, redi-mensionarlas y volverlas a correr cuando cambianlas condiciones de los yacimientos o de los fluidos.Y, como sucede en otras terminaciones inteligen-tes, el flujo de gas hacia el interior del pozo puedeser monitoreado y controlado.

Como se mencionó previamente, los avancesen materia de pozos inteligentes incluyen los sen -sores de presión y temperatura de cuarzo, alta-mente sofisticados, y los estranguladores deconfiguración variable operados en forma remota.Pero dado que su costo es significativamente in -ferior, los medidores de deformación simples y lasválvulas de control de flujo operadas en forma re-mota, con posiciones de apertura y cierre so -lamente, siguen siendo las herramientas porexcelencia para las terminaciones inteligentes en

16 Oilfield Review

19. Para obtener más información sobre tecnología delevantamiento artificial por gas, consulte: Bin Jahid M,Lyngholm A, Opsal M, Vasper A y White T: “La presiónaumenta: Innovaciones en sistemas de levantamientoartificial por gas,” Oilfield Review 18, no. 4 (Primavera de 2007): 50–59.

> Daño producido por la erosión. Las tasas de inyección de agua altas, aunque atraviesen boquillas re -lativamente pequeñas, pueden erosionar rápidamente la tubería de revestimiento frente a los orificiosde inyección. Las boquillas más pequeñas producen menos daño a lo largo del mismo tiempo, perotambién reducen significativamente los volúmenes inyectados por unidad de tiempo por pozo. Aliviarla situación con más pozos no constituye una alternativa en las áreas marinas, donde cada pozorepresenta una erogación de capital considerable.

Daño erosivo debido al impacto del fluido que salepor una boquilla de 1⁄8 de pulgada de diámetro

Daño erosivo debido al impacto del fluido que sale por una boquilla de 3⁄32 pulgadas de diámetro

Cuerpo de la válvula

ID de la tuberíade revestimiento

Alojamiento de la válvulapara proporcionar separación

Inserto deboquilla excéntrica

(TRFC-HD-AI)

Boquilla angular (TRFC-HM-AI)

Chorro deinyecciónVe

ntana

del

alojam

iento

Primavera de 2008 17

pozos que producen mediante levantamiento arti-ficial por gas en activos maduros.

Utilizados en combinación con las bombaseléctricas sumergibles (ESP), por ejemplo, estossistemas simples posibilitan el aislamiento zonalselectivo cuando se anticipa la irrupción de agua;la prevención de la pérdida de fluidos cuando labomba está desconectada; o la configuración dela bomba ESP en tándem para el refuerzo o la re-dundancia de los equipos de bombeo (véase“Bombas eléctricas sumergibles para sistemas delevantamiento artificial inteligentes,” página 32).

Campos inteligentesEl objetivo del campo inteligente es automatizartantas tareas como sea posible para mejorar elvalor actual neto de un activo, a través del in -cremento de la producción y la reducción de loscostos. Para muchos, el campo inteligente por ex-celencia es, por consiguiente, aquel en que la in-tervención física se elimina del proceso deproducción en todas las actividades, salvo las ta-reas de mantenimiento esenciales o la ocurrenciade eventos inusuales e imprevistos. Con esa visión,los sistemas recolectan y procesan grandes volúme-

nes de datos provenientes de numerosos nodos,ubi cados dentro de cada pozo e instalación de su -perficie. El sistema luego organiza toda esta infor-mación en forma racional, toma decisiones lógicaspara optimizar la producción de todo el campo ypone en práctica esas decisiones por control re-moto. Dentro de la visión final, el monitoreo y la ac-ción resultante tienen lugar en tiempo real y en unciclo continuo (véase “La gran visión de conjunto:Manejo integrado de activos,” página 36).

La industria en su totalidad aún debe decidirsi dichos sistemas automatizados son factibles yconvenientes. Entretanto, el valor máximo de lasterminaciones inteligentes radica en el mejor ma-nejo de los yacimientos, que aplica procesos detransmisión de datos y control en tiempo real aherramientas tradicionales de ingeniería de yaci-mientos, tales como el análisis de las curvas dedeclinación, los cálculos de balances de materia-les, las curvas de desempeño y la simulación deyacimientos. Pero, por encima de todo, el valor delos pozos inteligentes reside en su capacidad paraposibilitar a los operadores el control activo desus yacimientos con el fin de maximizar la recupe-ración y optimizar la producción. —RvF

> Reducción de la erosión. Durante las aplicaciones restringidas, en las que las presiones diferen cia lesson elevadas, el chorro de inyección puede impactar significativamente la pared interna de la tuberíade revestimiento. A menudo, la válvula y la pared de la tubería de revestimiento no están muy sepa ra das,de manera que las características erosivas del chorro deben ser bien comprendidas para minimizarla erosión de la tubería de revestimiento. Una inquietud adicional, en relación con las apli caciones deinyección, es la erosión producida por rebote, en la que el chorro de inyección rebota en la tuberíade revestimiento (o en la cubierta) y erosiona la válvula. Las válvulas de inyección de Schlumbergerhan sido diseñadas de manera de proteger la tubería de revestimiento de la erosión durante una vidaproductiva del pozo de 20 años, con inyección de agua sostenida a alta presión diferencial. Especí fi -camente, las válvulas incluyen una boquilla fija, de menor superficie, diseñada para asegurar unalongitud de chorro constante y reducida que garantice que la velocidad sea mínima en la pared internade la tubería de revestimiento. El cuerpo de las válvulas de control de flujo TRFC-HD-AI (excéntrica) yTRFC-HM-AI (angular) y los orificios del estrangulador maximizan la separación de la boquilla conrespecto a la pared de la tubería de revestimiento, lo que incrementa la distancia existente entre laválvula y la pared de la tubería de revestimiento. El diseño de la entrada y la salida de la boquillagarantiza un chorro cuyas características reducen los efectos de la erosión.

> Levantamiento natural por gas. A veces aludi -dos como sistemas en sitio, los sistemas delevanta miento natural por gas utilizan sensores y vál vulas de control de flujo de fondo de pozopara asegurar que un volumen suficiente de gas,producido a través del espacio anular de la tu -bería de revestimiento, ingrese en la columna de fluido de la tubería de producción paralevantarla a la vez que se impide el ingreso deun volumen de gas excesivo que pueda producirflujo cruzado. Los ahorros con respecto a lossistemas tradicionales provienen del hecho deque los sistemas de levantamiento natural porgas no necesitan infraestructura de superficiepara transportar y suministrar el gas a través delespacio anular hasta la formación objetivo. Lacapacidad para controlar los volúmenes deinyección en forma remota, a través de una líneahidráulica proveniente de la superficie, cons ti -tuye una ventaja adicional con respecto a lossistemas del pasado. Las válvulas tradicionalesde levantamiento artificial por gas, recuperablescon cable, deben ser extraídas y recalibradascuando los cambios producidos en las carac te -rísticas del fluido incrementan o reducen elvolumen de gas requerido para llevar los fluidosde formación a la superficie. El mandril de levan -tamiento por gas (azul), que aloja a la válvula,forma parte de la sarta de tubería de producción.

Línea hidráulica

Petróleo Gas

Petróleo y gas inyectado