COMPLETACIONES INTELIGENTES

Introducción

En los adelantos recientes en la industria de exploración y producción se encuentran los pozos inteligentes - Aquellos pozos cuyas zonas de producción pueden ser monitoreadas y controladas en el fondo del pozo - son probablemente los más importantes.

A través del monitoreo y control de los yacimientos en tiempo real, los pozos inteligentes aprovechan el máximo contacto con los yacimientos y la ubicación precisa de los pozos, para generar tazas de recuperación alta y una producción aceleradas.

Si bien el objetivo de la Completacion inteligente era extender la vida productiva de un pozo, no fue la aplicación más eficiente, por lo contrario la industria se ha percatado que la verdadera ventaja de estas completaciones es maximizar la producción.

El corazón de la tecnología de los pozos inteligentes se encuentran los sensores de control de presión, temperatura de fondo y las válvulas de fondo de pozo accionadas desde la superficie, que se utilizan para regular el flujo de zonas individuales o tramos laterales, estas válvulas vienen de las tradicionales accionadas con cable o tubería flexible, pero a medida que la operación de terminación de pozos se volvía extendida o submarina esta solución tradicional se vuelve problemática. No obstante para que este tipo de terminación cumpla su cometido, las válvulas deben poseer esperanzas de vida muy largas y mucha confiabilidad.

Hoy en día las válvulas de control de flujo de fondo de pozos incluyen desde las válvulas que poseen controles simples (controles de cierre y apertura), hasta los estranguladores de ajuste infinitamente variable, accionados hidráulicamente y controlados eléctricamente.

Aplicaciones

• Pozos Fluyentes

• Sencillos selectivos

• Multilaterales Selectivos

• Pozos con Sistema de levantamiento Artificial:

*Gas lift*Bombeo Electrosumergible*Pozos inyectores

Herramientas usadas en una completación inteligente

La siguiente figura muestra los componentes de una completación inteligente habitual:

1. Empacaduras o packers

Sirven como sello o tapón entre el casing y el tubing con el propósito de evitar el paso del fluido a través del espacio anular desde la formación hasta la superficie. Además cumple con otra serie de funciones como soportar el peso de la sarta de tubería en el fondo del pozo, proteger al casing de altos diferenciales de presión, control de la formación en el fondo del pozo.Uno de los factores más importantes para un buen diseño de completación es la correcta selección del packer, tomando en cuenta los siguientes aspectos:

Diseño de la operación Presión y temperatura de los yacimientos Configuración del pozo (diámetros y tamaños de las herramientas) Peso de la tubería

Packer modelo QPMFUENTE: Schlumberger

2. Camisas deslizables (reguladores de flujo)Proporcionan un control de circulación inteligente con ranuras que pueden ser abiertos o cerrados desde la superficie por líneas de control hidráulicas como en las válvulas de seguridad estándares y permiten un control selectivo de la producción sin necesidad de intervenir el pozo. Mediante el uso de varios reguladores de flujo se aíslan las zonas productivas favoreciendo además una productividad conjunta de las zonas.

3. Sensores de fondoEstos sensores brindan datos de temperatura, presión y caudal del yacimiento facilitando el control del pozo.Su importancia radica al observar si las condiciones del pozo superan o amenazan el funcionamiento de las herramientas. Además de conocer a tiempo las diferentes condiciones que presente el pozo durante toda su vida útil y tomar decisiones donde influyen el corte de agua y gas, aislamiento de zonas, comportamiento del levantamiento artificial utilizado, integridad del pozo.También proporciona datos de producción en tiempo real sin necesidad de intervenir el pozo.

4. Líneas de controlEs la encargada del suministro de energía eléctrica hacia el motor. Para su diseño deben tomarse en cuenta los parámetros de voltaje, temperatura y

fluidos utilizados en el pozo.

5. Tubo de expansión Estos tubos se colocan entre dos ensamblajes localizados en el fondo del pozo con el fin de contrarrestar la expansión o contracción de las herramientas, ocasionada debido al cambio de presión y temperatura al cual son sometidas.

6. No-GoBásicamente es un tubo liso y perfectamente pulido, contiene unas cavidades de reducido diámetro interno y una ranura de seguridad los cuales permiten colocar o asentar dispositivos secundarios como son los tapones, standing valves, elementos de presión, etc.Cuando estos dispositivos son soltados en caída libre desde la superficie o son bajados con wireline, las cavidades actúan como asientos y la ranura de seguridad les atrapa formando un sello.

No-GoFUENTE: Schlumberger

Alternativas de una completación inteligenteCabe recalcar que el diseño final de la completación inteligente dependerá de las condiciones del pozo y del tipo de levantamiento que se desee utilizar.

Completación Inteligente con Bombeo Electro Sumergible: El uso de esta completación y del tipo de bomba está sujeto primeramente a un análisis nodal, basado en el índice de productividad de las arenas, el caudal, la presión de reservorio, la presión de fondo fluyente, el GLR, el tamaño de la sarta y del revestimiento. Todos estos factores influyen en la selección del equipo en lo que respecta a poder, capacidad, número de etapas, presión de carga y descarga de la bomba, permitiendo así asegurar que la presión con la que se llegará a superficie.

VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE COMPLETACIÓN  VENTAJAS  

Completación para ser  corrida en un solo viaje para su recuperación.   Para aplicaciones de altas presiones y altas temperaturas (10. 000 pie y  525 ⁰F).  Incremento producción y recuperación final.  Hace posible el alcance de reservas marginales.  Reduce invasión de agua.  Produce de dos zonas simultáneamente bajo respectivas regulaciones.  Es posible producir más de dos arenas con una sola bomba.  Si falla la bomba electrosumergible esto puede ser recuperado

independientemente realizando un reacondicionamiento normal sin necesidad de sacar toda la completación.  

Únicamente trabaja con una bomba electrosumergible (BES).  La producción conjunta de las dos arenas ocurre por choque de la arena

superior.  Durante los trabajo de reacondicionamiento no hay daños en la formación.  La producción y corte de agua la zona inferior se mide con un medidor de

flujo de fondo y la zona superior se calcula por diferencia en superficie.  Durante el trabajo de reacondicionamiento, se cierran las dos camisas y el

pozo es intervenido sin necesidad de dañar la zona.  La transmisión de datos de fondos de pozo se obtiene en tiempo real.  Las camisas hidráulicas son controladas desde la superficie a través de líneas

de control  hidráulico.   La tecnología moderna de las camisas reducen los costos del pulling.  Eliminar shut down de producción y pérdidas de tiempo de Pig. 

 No requiere de shifting tool,  la bomba electrosumergible es removida por medio de presión hidráulica. 

Es posible realizar Build Up de dos arenas por separado.  Posee equipo de superficie solamente para una bomba electrosumergible.  Control de flujo sin intervenciones mecánicas (slickline).  Operación sencilla, recuperación de la inversión incurrida para su instalación

y bajo costo de mantenimiento.   DESVENTAJAS 

Costo inicial.  No pueden controlar ni medir los caudales por separado de las dos

zonas productoras.  Presiones estáticas y fluyentes de dos arenas no se pueden medir ni

controlar.  No es posible contabilizar los acumulados de cada formación

(únicamente acumulador de una sola zona)  No se consigue un manejo adecuado de la medición de los reservorios.  Existe un mal funcionamiento y operación de los sensores de fondo.  Existen flujos cruzados de las zonas durante la producción.  El apagado de la BES y/o las intervenciones del pozo en caso de que

falle el Standiny valve de la completación afecta a los dos yacimientos.   Se requieren cálculos de IPR conjunto de las arenas productoras.  La presencia de escala produce que el pistón que abre y/o cierra las

camisas se trabe y opere adecuadamente.  Cuando los sensores dan un dato erróneo no se resetean

automáticamente y se queman.  En pozos horizontales hay probabilidad que el localizador no entre en

el packer permanente de producción.   Limitaciones de tratamientos y estimulaciones.  

     

Completacion InteligentesEstas se caracterizan como se ha mencionado anteriormente por la integración de herramientas de medición como de control a la completacion convencional. El petróleo en el yacimiento es monitoreado y controlado para alargar la producción según el pozo vaya evolucionando con los años.A pesar de ser una técnica relativamente nueva es la que extensamente se está usando en estos años a pesar de los costos, sin embargo a lo largo de la producción se tendrán menos problemas e intervenciones, ahorrando importantes sumas para las empresas. Pero aun así, no siempre es factible utilizar este tipo de completacion por eso se podrá usar en los siguientes casos:pozos de flujo naturalPozos multilaterales y selectivosPozos con levantamiento artificial

-Gas Lift -BES (bomba electro sumergible) -Bombeo de Cavidad Progresiva -Pozos inyectores

Todo esto debe haber sido analizado previamente y haber escogido los instrumentos necesarios para optimizar la toma de datos, por ejemplo existen diferentes sensores de temperaturas que miden con diferentes métodos basados en el costo y el condiciones del pozo, igualmente ocurre con los sensores de presión, las válvulas de control de fondo, que pueden ser hidráulicas, eléctricas, mecánicas e incluso individuales a cada zona a producir. Con las herramientas y el plan de producción se continúa a insertar la tubería de producción al nivel deseado con los niveles de producción deseados, una vez insertados se continúa hasta llegar a la posición y se activan los packers para actuar como aislamiento y anclaje al espacio anular. Con todo preparado y dependiendo de la completacion inteligente usada, ejemplo de una válvula de control se abre y empezara a producir todas las zonas al mismo tiempo; mientras en las válvulas individuales se puede controlar el flujo de cada zona independientemente de las otras sin ningún problema.Para que estas herramientas puedan funcionar se requieren de cables especiales, líneas de presión, cables tensores o fibra óptica según sea el caso. Mayormente se usan conexiones eléctricas por la practicidad y costo, sin embargo este cable tiene que ser protegido por aislantes que soporten altas temperaturas y presiones, recubiertas de un protector metálico que las conserve al realizar la instalación o el retiro de la herramienta. En zonas sensibles se usa fibra óptica por motivos de interferencia que algunas zonas geológicas puedan causar magnetismo, eso podría causar interferencia y perdida de datos, a lo que los cables ópticos no sufren, aparte de la mejora en la calidad de la comunicación y latencia.

RESULTADOS DE COMPLETACIONES INTELIGENTES EN EL MUNDO

México

POZO FOURIER 3 DEL GOLFO DE México

En el gráfico de la derecha se muestra la producción mezclada (producción de dos zonas al mismo tiempo)

vs la producción secuencial (producción de una zona después de que la anterior ha dejado de producir). Los beneficios de una estrategia de producción mezclada (rojo) con respecto a una de producción secuencial fueron que el incremento de la producción se dio en aproximadamente un 28% con respecto a las estimaciones de la producción secuencial, para ello se utilizó controles de cierre y apertura para aislar la producción de una zona cuando su corte de agua amenazó la producción neta. Estos resultados se logran cuando la completación inteligente se realice en pozos que se adecuen a esta tecnología para lo cual se debe tener en cuenta factores como porosidad, permeabilidad, espesor, composición de los fluidos, etc.

Arabia Saudita. Pozo A 12 del Campo Haradh.

En la gráfica anterior se muestra el diagrama de un pozo multilateral inteligente, incluye una tubería de revestimiento corta de 7 pulgadas colocada en forma horizontal, una sección horizontal de agujero descubierto y una tubería de revestimiento corta de 4 1/2 pulgadas. Se perforaron dos tramos laterales más desde la tubería de revestimiento corta de 7 pulgadas, que se dejaron en agujero descubierto. Sumados a las ventajas que ofrecen los tramos laterales debido a la mayor área de contacto con los yacimientos, la medición y el control de flujo de fondo de pozo redujeron en forma drástica la producción de agua en este campo (de un 23% a casi 0)

NIGERIA

Pozo 32B Campo Usari

Se combinó tres intervalos con empaque de grava, controlando y monitoreando al mismo tiempo cada zona en forma individual a través de sensores y válvulas de control de flujo, se ahorró la perforación de un pozo, ya que en un

solo poso se puede explotar de tres zonas en lugar de dos como sucede en las terminaciones más tradicionales.

En la gráfica de la izquierda se muestra el incremento de la producción en los primeros 6 meses de producción. Zona 3(roja), zona 2(azul) y zona 1 (verde).

ARGENTINA

Ecuador

PozoFormación productora

Completación

EY D-11 Arena T 2003/12EY D-15 Arena T 2004/01EY C-18 Arena U inferior 2004/11EY C-29 Arena U inferior 2005/03EY C-26 Arena U inferior 2005/09EY D-39 Arena T 2006/02EY D-13 Arena T 2006/10EY A-24 Arena U inferior 2007/02EY D-14 Arena U inferior 2007/02

Durante los años 2003 hasta 2007 se realizaron 9 completaciones inteligentes en pozos del campo Edén Yuturi del bloque 15 actualmente bloque 12, fueron realizadas por la compañía OXY para producir de las arenas T y U; sin embargo por problemas operativos en la adquisición y transmisión de datos que no permitían una correcta

fiscalización de la producción de hidrocarburos de cada arena, se tomó la decisión de dejar de utilizar este tipo de completaciones