4 Oilfield Review

Una edad dorada es un tiempo de prosperidad yfelicidad. En el campo petrolero, los tiempos deímpetu exploratorio podrían parecer una épocadorada, pero la realidad cambia de repentecuando comienzan las erogaciones masivas decapital para el desarrollo de campos. Quizás laverdadera edad dorada para un campo productorllegue tarde en su vida, cuando modestas inversio-nes puedan traducirse en grandes retornos. Unamanera eficaz de capitalizar el dinero ya invertidoconsiste en diseñar óptimas estrategias de produc-ción y operaciones de remediación. Los registrosde producción que identifican los puntos deentrada del fluido y diagnostican los problemas enpozos productores constituyen las claves para elmanejo exitoso del campo petrolero.

En los pozos verticales o casi verticales, el com-portamiento del fluido es relativamente simple, ylos sensores convencionales de los registros de pro-ducción son razonablemente precisos para medirlos parámetros del flujo de fluido zona por zona.1

La situación puede ser bastante diferente en pozoshorizontales y sumamente desviados, donde eluso de registros de producción para medir el perfilde entrada del fluido y las contribuciones de cadauna de las fases provenientes de cada zona ha signi-ficado un reto mucho mayor. Los experimentos delaboratorio de flujos multifásicos en varios tamañosy desviaciones de pozos revelan perfiles y regíme-nes de flujo complejos, incluyendo la estratificaciónde fases, el flujo en bache, el flujo tapón, el flujocon burbujas dispersas y el flujo anular (abajo).2

Perfilaje y cuantificación de flujos multifásicos complejos

John BaldauffTrevor RungeGulf of Suez Petroleum CompanyCairo, Egipto

John CadenheadMarian FaurRemi MarcusClamart, Francia

Cholid MasCairo, Egipto

Rob NorthPekín, China

Gary OddieCambridge, Inglaterra

La medición del flujo multifásico complejo en pozos desviados y horizontales ha

representado siempre un verdadero reto. La nueva tendencia para comprender y

diagnosticar estos regímenes de flujo consiste en combinar el diseño de materiales,

la metodología de interpretación y la visualización de datos.

> Principales regímenes de flujo para sistemas líquido-gas. Los factores que influyen en los regímenesde flujo incluyen la desviación del pozo y la proporción de cada fase; las diferencias relativas en lasdensidades de las fases, la tensión superficial y viscosidad de cada fase; y la velocidad promedio. Enun sistema líquido-gas, cuando las pequeñas burbujas de gas están uniformemente distribuidas, el ré-gimen de flujo se denomina flujo con burbujas dispersas. Cuando algunas de estas burbujas se agreganpara formar burbujas más grandes, conduce a flujo tapón o flujo en bache. El flujo anular es caracte-rístico del flujo de gas a altas velocidades en el centro del pozo con el fluido confinado a una fina pelícu-la en las paredes del pozo. El flujo estratificado ocurre en pozos horizontales cuando dos o más fasesse separan debido a la atracción gravitatoria. El flujo ondulante resulta en sistemas estratificados cuandose produce interferencia entre las dos fases viajando a diferentes velocidades.

Flujo estratificado Flujo estratificado ondulante

Flujo tapón Flujo en bache

Flujo con burbujas dispersas Flujo anular

Por su colaboración en la preparación de este artículo seagradece a François Besse y Dat Vu-Hoang, Clamart, Francia; Alan Monsegue, Houston, Texas, EUA; AntoineElkadi, Abu Dhabi, EAU; y Chris Lenn, Dubai, EAU.BorFlow, FloScan (herramienta de generación de Imágenesde Flujo), FloView, GHOST (herramienta con Sensor Ópticopara Determinar la Fracción Volumétrica del Gas), MapFlo,MaxTRAC, NODAL, PIPESIM, PL Flagship, PLA (Asesor deRegistros de Producción), PS Platform y RSTPro (herra-mienta de Control de Saturación del Yacimiento) son marcasde Schlumberger.ANSYS es una marca registrada de SAS IP, Inc., una subsi-diaria enteramente propia de ANSYS, Inc.1. Bamforth S, Besson C, Stephenson K, Whittaker C, Brown

G, Catala G, Rouault G, Théron B, Conort G, Lenn C y Roscoe B: “Revitalizing Production Logging,” OilfieldReview 8, no. 4 (Invierno de 1996): 44–60.

2. Catala G, Théron B, Conort G y Ferguson J: “Fluid FlowFundamentals,” Oilfield Review 8, no. 4 (Invierno de 1996):61–64.

Invierno de 2004/2005 5

6 Oilfield Review

Aún más importante, estos experimentosdemuestran una sensibilidad extrema del régi-men de fluido con respecto a la desviación delpozo, particularmente en o cerca de la orienta-ción horizontal. En tales casos, una herramientade adquisición de registros de producción con-vencional puede conducir a una interpretaciónambigua y resultados menos que óptimos.

Para encarar este problema, los investigadoresdel Centro de Investigaciones de Schlumbergeren Cambridge, Inglaterra y del Centro de Pro-ductos Riboud de Schlumberger en Clamart,Francia, (SRC y SPRC, por sus siglas en inglésrespectivamente), llevaron a cabo cientos depruebas en el circuito de flujo y simulacionescomputarizadas de la dinámica del flujo paracomprender más profundamente los mecanismosdel flujo multifásico en pozos desviados y hori-zontales. Estos experimentos y simulacionesproveyeron a los ingenieros y científicos la infor-mación necesaria para optimizar la arquitectura

de la herramienta y la instalación de los senso-res, para minimizar la perturbación del fluidocomo resultado de la presencia de la herra-mienta en el pozo, para entender la respuesta dela herramienta, y para proporcionar una metodo-logía efectiva de interpretación de datos.

Esta amplia investigación condujo al desarro-llo del sistema de registros de producción depozos horizontales y desviados con la herramientade generación de Imágenes de Flujo FloScan,que incorpora múltiples minimolinetes que abar-can la sección transversal de un pozo, junto consondas ópticas y eléctricas ubicadas muy cerca delos molinetes (abajo). La herramienta FloScanmide la velocidad del fluido en cinco puntos dis-tribuidos a través del diámetro vertical de unpozo, y ofrece una estimación de la fracción volu-métrica (holdup) del agua, del gas y del petróleocon una única herramienta.3 Se trata del primerdispositivo que ofrece una medición directa de lavelocidad del gas en un flujo multifásico.4

En este artículo, se describe rápidamente ladinámica del flujo multifásico y los métodos deregistros de producción para medir las entradasde fluidos en presencia de complejos regímenesde flujo de pozo. También se tratan los avancestécnicos que condujeron al desarrollo de la tec-nología de la herramienta FloScan. Ejemplos decampo de Medio Oriente realzan la versatilidadde esta novedosa tecnología en aras de la efecti-vidad operacional y el mayor retorno de lainversión en campos maduros.

Comprensión del flujo multifásico complejoEl flujo de fluidos en el pozo está influenciadopor varios factores, incluyendo el diámetro de latubería, la velocidad de flujo, el tipo de fluido ylas características del mismo—densidad y visco-sidad—y la desviación del pozo. En SCR sellevaron a cabo varios experimentos en el cir-cuito de flujo con un diámetro de tuberías de 6pulgadas con dos fases de fluido—petróleo yagua—fluyendo con la misma velocidad.

Con la tubería perfectamente horizontal, elflujo se estratifica naturalmente, ocupando elpetróleo la parte superior la tubería, y el agua, laparte inferior. Ambas fases viajan a velocidadessimilares, y la fracción volumétrica está cerca de50:50 (próxima página). Bajo estas condiciones,una herramienta de adquisición de registros deproducción convencional mediría la velocidad defase promedio de la combinación de las fases.Multiplicando la fracción volumétrica medidapor la velocidad de la combinación de las fases esposible deducir la velocidad de flujo de cada fase,pero es difícil hacer esto en forma exacta si elpozo no es perfectamente horizontal.

Los pozos rara vez son perfectamente hori-zontales. Una inclinación de 2º provoca unadistribución del fluido diferente al de un casohorizontal, y el flujo varía en gran manera depen-diendo de la dirección de la inclinación de latubería. A una inclinación de 88º, los fluidos fluyenen forma ascendente. El agua, el fluido más denso,experimenta un incremento de fracción volumé-trica y se moviliza más lentamente que en un casode inclinación de 90º. El petróleo se mueve en unabanda más estrecha en la parte superior, y conuna mayor velocidad. A una desviación de 92º,pasa lo contrario: la fase de petróleo queda detrásde la del agua, y la fracción volumétrica del aguadecrece considerablemente. En ambos casos, elmayor deslizamiento entre las fases incrementa lacombinación en la interfase y también conduce auna interfase no tan bien definida.5 Inclusive des-viaciones más pequeñas, de menos de 1º conrespecto a la horizontal, también causan esteefecto dramático en el comportamiento del flujo,particularmente a velocidades de flujo bajas.

> Ubicación de los minimolinetes y sondas. La herramienta de generación deImágenes de Flujo FloScan incorpora 17 sensores: cuatro minimolinetes en unbrazo, cinco sondas eléctricas y cinco sondas ópticas en otro brazo, y unjuego de sensores incluyendo un molinete y sondas eléctricas y ópticas en elcuerpo de la herramienta que se asienta en el fondo del pozo. La herramientase transporta dentro del pozo con los brazos retraídos dentro del cuerpo de la misma. El cuerpo de la herramienta se asienta en el fondo de la tuberíadurante la adquisición de registros y el brazo motorizado se extiendecubriendo el diámetro completo del pozo.

Sonda óptica GHOST

Sonda eléctrica FloView

Cartucho de minimolinetes condetector integrado de un cable

> Efecto de la desviación en la fracción volumétrica y el flujo. Se condujeron ex-perimentos en el circuito de flujo en una tubería de 6 pulgadas de diámetro con dos fases defluido—petróleo y agua—cada una fluyendo a 240 m3/d [1,500 B/D]. Se inyectó una tintura roja soluble enpetróleo desde la parte superior de la tubería, y se inyectó una tintura azul soluble en agua desde la parteinferior. En una tubería perfectamente horizontal, las fracciones volumétricas del petróleo y el agua son iguales, y ambasfases viajan a la misma velocidad. Una pequeña desviación con respecto a la horizontal, provoca un dramático impacto en lafracción volumétrica y la velocidad. A 92º, el agua se mueve más rápido que el petróleo, con la fracción volumétrica del agua descendiendoa cerca del 20%. A 88º de desviación, las diferencias en densidad hacen que el petróleo se mueva más rápido que el agua, y la fracción volumétricadel agua aumenta a cerca del 80%. A 70º, el petróleo viaja a una velocidad mucho mayor y el agua cae detrás, provocando la recirculación.

Invierno de 2004/2005 7

A una desviación de 70º, el petróleo viaja a lolargo de la parte superior de la tubería a unavelocidad aún más alta que la del caso de 88º y elagua cae detrás hacia el fondo del pozo, condu-ciendo a la recirculación del agua y a unavelocidad del agua negativa en la parte baja dela tubería. Estos experimentos de laboratorioilustran cuán desafiante es obtener una veloci-dad de fase representativa con la presencia dedos fases.

La presencia de gas en el pozo agrega unacomplejidad aún mayor en los patrones de flujo;aparecen flujos tales como flujo en bache, flujotapón, flujo disperso y flujo anular. Una he-rramienta de adquisición de registros deproducción convencional con un molinete de diá-metro completo responde tanto a la velocidadcomo a la cantidad de movimiento de la fase en la

porción central del pozo a una profundidad ytiempo determinado, haciendo que la velocidaddel gas no se detecte. Cuando vuelve a circular elflujo, un molinete de diámetro completo puedevariar en la dirección de rotación o no girar deltodo.6 En tales casos, el flujo de fluido provenientede diversos intervalos no puede ser cuantificado,distorsionando severamente los resultados de losregistros.

Las soluciones, tales como el servicio avan-zado de diagnóstico del flujo de pozo PLFlagship, se desarrollaron para evaluar los perfi-les de flujo entrante en regímenes de flujocomplejos en pozos horizontales y sumamentedesviados.7 Presentado en 1996, este juego inte-grado de herramientas para la adquisición deregistros de producción consiste en una sonda depresión y temperatura, un detector de rayosgamma, una herramienta de activación de pulsosde neutrones, dos herramientas alineadas degeneración de imágenes del fluido, un inyectorde marcador de fluido, y uno o dos molinetes cen-tralizados. Cada uno de estos dispositivos mideuna parte específica de la información del flujo.La información se combina e interpreta luegopara derivar el tipo y velocidad de fluido prove-niente de cada intervalo de producción.

Este juego de medición de flujo abarca desde30.5 hasta 42.7 m [100 a 140 pies] de largo,dependiendo de la configuración de la herra-mienta. En un régimen de flujo no estacionariocomplejo, tal como aquellos ilustrados por losexperimentos de laboratorio, los sensores podríanestar posicionados en diferentes regímenes deflujo al variar la desviación del pozo. La situacióndinámicamente cambiante puede hacer difícil lainterpretación de los registros de producción.Otra dificultad con las herramientas de adquisi-

ción de registros de producción convencionaleses la incapacidad para medir directamente lavelocidad del gas. Una nueva herramienta especí-ficamente diseñada para pozos sumamentedesviados y pozos horizontales encara estos retosen los regímenes de flujo complejos.

Tecnologías avanzadas de registros de producciónEl dispositivo FloScan es la primera herramientade adquisición de registros de producción desarro-llada utilizando simulaciones computarizadas dela dinámica del fluido para optimizar su forma ypara estudiar la perturbación del fluido en flujosascendentes y descendentes, con diferentes diá-metros de pozos y distintas viscosidades del fluido.El diseño de la sonda fue sujeto a simulaciones yexperimentos cinemáticos. Las simulaciones deresistencia mecánica utilizando el programa decomputación ANSYS verificaron la compatibilidadde la herramienta para las operaciones con tube-ría flexible.

La herramienta ha sido diseñada para operardescentralizada, lo cual simplifica su transporteen pozos horizontales y sumamente desviados, ygarantiza la instalación correcta de los sensoresa través del eje vertical del pozo. Las medicionesde la orientación de la herramienta y el calibra-dor permiten el cálculo de la posición de lossensores en tiempo real.

Un aspecto único de la herramienta es que elarreglo de los sensores permite ubicar los mis-mos lo suficientemente cerca entre sí paramedir el mismo régimen de fluido a la mismaprofundidad y tiempo. Por lo tanto, a una pro-fundidad determinada, se obtiene un perfil deflujo de tres fases completo con velocidad y frac-ción volumétrica en tiempo real.

3. La fracción volumétrica es la porción del área de la tube-ría ocupada por cada fase en un flujo multifásico.

4. “Complex Flows in Nonvertical Wells Pose Logging-ToolChallenges,” Journal of Petroleum Technology 54, no. 4(Abril de 2004): 26–27.

5. El deslizamiento ocurre en el flujo multifásico cuando unafase fluye más rápido que otra, o, en otras palabras, seadelanta. Debido a este fenómeno, existe una diferenciaentre las fracciones volumétricas (secciones transversa-les) y los cortes (tasas de flujo volumétrico) de las fases.

6. En los pozos desviados a velocidades de flujo medias abajas, la fase más liviana viaja a lo largo de la parte altade la tubería y arrastra algo de la fase pesada, impartien-do un corte al cuerpo del flujo. Esto, a su vez, genera unarecirculación en la fase más pesada. Luego existe unperfil de velocidad no lineal, desde el fondo de la tuberíahacia el tope, con fluidos viajando más rápidamente a lolargo del tope y más lentamente o inclusive hacia abajoen la parte baja. Bajo estas condiciones, el molinete dediámetro completo promediará las velocidades y regis-trará flujo descendente; velocidad negativa, o a vecesausencia de flujo.

7. Akhnoukh R, Leighton J, Bigno Y, Bouroumeau-Fuseau P,Quin E, Catala G, Silipigno L, Hemingway J, Horkowitz J,Hervé X, Whittaker C, Kusaka K, Markel D y Martin A:“Keeping Producing Wells Healthy,” Oilfield Review 11,no. 1 (Primavera de 1999): 30–47.

90°

92°

88°

70°

> Respuesta de la sonda óptica. La sonda de la herramienta con Sensor Óptico para Determinar la Fracción Volumétrica del Gas GHOST discrimina el gasdel petróleo o el agua por la cantidad de luz que refleja la punta de la sonda. Para la herramienta, la reflectividad es una función del índice refractivo. La fracción volumétrica del gas se determina por la longitud de tiempo de alta reflectancia sobre un umbral predeterminado.

01.11 1.3

Índice refractivo1.2 1.4 1.61.5

20

40

60

Luz r

efle

jada

, %

80

100

120

Aire

Gas (n = 1.1)

Agua (n = 1.33)

Condensado (n = 1.4) Petróleo(n = 1.5)

TiempoUmbral

Flujo

Fracción volumétrica del gas = Tiempo por encima del umbralTiempo total

GasAgua Petróleo

Schlumberger ha desarrollado sensores derotación de baja energía que presentan mínimafricción. Los molinetes poseen un diámetroaproximado de 2.5 cm [1 pulgada]. La optimiza-ción de los molinetes, llevada a cabo por variosmeses, incluyó pruebas en flujos arenosos, flui-dos corrosivos y fluidos de alta velocidad.Numerosas pruebas muestran una respuesta develocidad precisa cuando el brazo se extiendedentro de tuberías con diámetros internos deentre 27⁄8 y 9 pulgadas.

Mientras los molinetes determinan las velo-cidades del fluido, las sondas determinan lasfases del fluido y sus fracciones volumétricas.Las sondas eléctricas en la herramienta demedición de la fracción volumétrica FloView dis-

criminan el agua de los hidrocarburos utilizandouna medición de resistencia eléctrica del fluido,mientras que la herramienta con Sensor Ópticopara Determinar la Fracción Volumétrica delGas GHOST distingue el gas del líquido utili-zando una medición óptica del índice derefracción.8 Las herramientas GHOST y FloViewson tecnologías probadas en el campo, y sus sen-sores han sido integrados en el diseño de laherramienta FloScan.

Al pasar el fluido por la punta de las sondaseléctricas en la herramienta FloScan, la herra-mienta mide la conductividad en el agua o laconductividad debajo de cierto umbral en elpetróleo o gas (arriba). La fracción volumétricadel agua se calcula a partir de la cantidad de

tiempo que toma completar el circuito en compa-ración con el tiempo total de medición.

La fracción volumétrica del gas se obtieneópticamente. El petróleo y el agua poseen índi-ces de refracción altos, mientras que el gasposee un índice de refracción bajo, y refleja másdel 80% de luz (abajo). Cuando la reflectividadexcede un umbral predeterminado, la sondaindica gas. Ahora bien, con sondas en la herra-mienta FloScan indicando la posición del gas ypequeños molinetes midiendo el flujo a travésdel diámetro del pozo, es posible determinar lavelocidad del gas en forma precisa.

Las mediciones se toman mientras se muevela herramienta, con los brazos extendidos paratocar el tope de la tubería mientras que elcuerpo de la herramienta yace en el fondo.Resortes de flejes operan la abertura de los bra-zos, y un activador hidráulico motorizado operasu cierre. La posición de cada sensor se deter-mina en tiempo real en base a la posiciónrelativa de los brazos y las mediciones del cali-brador. Cuando se desea, se pueden obtenerdatos con la sonda sujeta a una estación (pró-xima página, arriba). En flujos estratificados, laubicación de las interfases del fluido se puededeterminar precisamente haciendo medicionesmientras se cierra el brazo utilizando la funciónde escaneo con el brazo en una posición determi-nada, con resultados disponibles en tiempo real.

La sonda básica FlowScan es de 3.4 m [11 pies]de largo e idealmente adaptada para pozos noverticales. A diferencia de la sarta de adquisi-ción de registros de producción típica de 100pies, la longitud total de la sarta es aproximada-mente de 7.6 m [25 pies] cuando se hallacombinada como la típica sarta de adquisición

8 Oilfield Review

> Operación de la sonda eléctrica. La sonda FloView posee una punta conductiva separada de la tierra.Cuando se halla rodeada por un medio conductivo, como el agua, fluye la corriente. Cuando la puntaencuentra gas o petróleo, el circuito se rompe. La fracción volumétrica del agua se calcula en base altiempo en que se completa el circuito.

Fracción volumétrica del agua = Tiempo en circuito corto

Tiempo total

GasAgua Petróleo

Tiempo

Flujo

Conector Brazo de soporte de la sonda

Extremo conductivo

Aislante cerámico

Electrodo de tierra (para fases continuas de petróleo)

Invierno de 2004/2005 9

de registros de producción, incluyendo sensoresde presión y temperatura. La herramienta sepuede operar en pozos con diámetro interno de27⁄8 a 9 pulgadas y puede transportarse mediantetubería flexible, cable de acero o con un sistemade tractor de fondo de pozo MaxTRAC. Opera atemperaturas por encima de 149ºC [300ºF] y bajopresiones de 103 Mpa [15,000 lpc].

Perfil de flujo en tiempo realCuando la sonda FloScan está operando, losdatos en tiempo real emanan de 17 sensores, elcalibrador y el dispositivo de orientación relativaen la sarta. Una novedosa tendencia hacia lainterpretación de datos incorpora un programade computación especializado para la visualiza-ción en tiempo real de la velocidad de la fase ylas fracciones volumétricas a lo largo del diáme-tro vertical de la sección del pozo. Otro paquetede computación ofrece un fácil despliegue dedatos no procesados durante las operaciones deadquisición de registros o más tarde durante sureproducción.

El programa de computación de visualizaciónemplea una moderna técnica de modelado utili-zando una calibración del molinete que tiene encuenta la inclinación teórica del mismo y losvalores del umbral de rotación en el petróleo,agua y gas. Esta técnica automatizada provee

procesamiento de datos en tiempo real en unasola pasada durante la adquisición de registros.La precisión del molinete se puede verificar com-parando los resultados del procesamiento depasadas a diferentes velocidades de adquisiciónde registros, y los valores predeterminados pue-den ser reemplazados, si es necesario, porvalores derivados subsecuentemente de un grá-fico de calibración del molinete tradicional. Lacalibración mediante múltiples pasadas de losmolinetes generalmente conduce a resultadosmás precisos que los valores predeterminados.9

Este programa de computación también sepuede utilizar para convertir los datos de la herra-mienta FloScan en datos promedios a cadaprofundidad de medición, y como valor de entradaal algoritmo de inversión del programa de compu-tación de la herramienta de adquisición deregistros de producción BorFlow. El programa deinterpretación BorFlow realiza calibraciones delmolinete y cálculos del flujo multifásico en estado

estacionario, respaldando las nuevas medicionesde registros de producción incluyendo la herra-mienta FloScan.

El método de procesamiento es secuencial.Los perfiles de las fases de la fracción volumé-trica del gas y la fracción volumétrica del agua segeneran en base a las lecturas de la sonda eléc-trica y óptica. El perfil de la fracción volumétricadel petróleo se deduce luego de aquellas del gas ydel agua. Los límites superiores e inferiores de lasinterfases del flujo se definen como las regionesdonde el flujo es localmente multifásico. Las velo-cidades de cada fase se derivan después de unacalibración del molinete (abajo). La velocidad decada fase se multiplica por la fracción volumé-trica para determinar la velocidad de flujo.

Se llevaron a cabo experimentos de laboratorioadicionales en SCR y SRPC con la herramientaFloScan con flujo trifásico y con la tubería adiferentes desviaciones para verificar la res-puesta de la herramienta en flujos complejos.

> Brazo de la herramienta FloScan escaneando a través de la interfase del fluido. La herramienta FloScan provee una función de escaneo de estación parala determinación precisa de las ubicaciones y velocidades de la interfase. El calibrador y dispositivo de orientación relativa provee las posiciones del sensordurante el escaneo. La herramienta se posiciona en una zona de interés, y los sensores graban las fracciones volumétricas continuas y las respuestas delmolinete a través de toda la sección transversal del pozo al irse cerrando el brazo.

Gas

Petróleo

Agua

8. Théron B, Vu-Hoang D, Rezgui F, Catala G, McKeon D ySilipigno L: “Improved Determination of Gas Holdup UsingOptical Fiber Sensors,” Transcripciones del 41 SimposioAnual sobre Registros de la SPWLA, Dallas, 4 al 7 dejunio de 2000, artículo GG.

9. La calibración del molinete de múltiple pasada es una téc-nica para interpretar los resultados de un medidor de flujoa molinete utilizando varias corridas de registro sobre lazona de interés a diferentes velocidades hacia arriba yhacia abajo. La velocidad del molinete es una función casilineal de la velocidad efectiva del fluido. Si bien esta fun-ción se puede medir en superficie, varía con el fluido y elpatrón del fluido, y es mucho más confiable determinadaen sitio. Luego de varias pasadas, se puede calibrar lafunción para determinar la inclinación local y los valoresdel umbral para cada molinete. Las mediciones localesde la fracción volumétrica asociadas se pueden utilizarpara discriminar la inclinación individual y los valores delumbral para cada fase. La velocidad del molinete se con-vierte a velocidad de fase local. La velocidad de flujo sedetermina multiplicando la velocidad de la fase por lafracción volumétrica.

> Flujo de procesamiento en tiempo real. La secuencia de tareas del procesamiento utiliza unalgoritmo secuencial (izquierda). El perfil de la fracción volumétrica y el perfil de velocidad se estánactualizando y mostrando continuamente en tiempo real (derecha). La pantalla muestra el cálculode la fracción volumétrica, velocidad y tasa de flujo del agua, petróleo y gas, dentro de la cajanegra en la parte inferior derecha. Los datos desplegados provienen de una prueba efectuada en elcircuito de flujo equipado con una tubería de 6 pulgadas, a 88º de desviación, con petróleo y aguafluyendo a 240 m3/d y gas fluyendo a 352 m3/d [12.4 Mpc/D].

Identificar la fase del fluido

Calcular las fracciones volumétricas

Localizar la interfase del fluido

Aplicar la calibración del minimolinete

Calcular las velocidades

Calcular la tasa de flujo

Los datos no procesados son continuamenteactualizados en la caja del monitor de desplie-gue, ofreciendo una toma en cualquier instantede tiempo. El programa de procesamiento cal-cula la distribución del fluido a través deldiámetro de la tubería en tiempo real (abajo).

Optimización de los programas de reparaciónUna nueva secuencia de tareas de procesa-miento—el Asesor de Registros de Producción

PLA—ha sido diseñada por el Centro de Geo-ciencia de Schlumberger en Pekín para evaluarel comportamiento del flujo en el fondo del pozode terminaciones de múltiples horizontes y paraguiar las decisiones de reparación de maneraoportuna. Esta secuencia de tareas incorporaherramientas interactivas para tener en cuentavarios parámetros de terminación y del yaci-miento, así como para visualizar sus efectos enel perfil de producción. Los resultados gráficos

permiten obtener una rápida selección de posi-bles escenarios y mostrar el perfil pronosticadodespués de la intervención (próxima página,arriba). La entrega de datos combina la produc-tividad del yacimiento definida por lasmediciones de los registros de producción con elanálisis de sistemas de producción NODAL.

Las técnicas del análisis NODAL proveen unmétodo para modelar los efectos de las caracte-rísticas del fluido y la configuración de laterminación del pozo al producir los fluidos a lasuperficie. La combinación de las respuestas delos registros de producción con el análisisNODAL ofrece un panorama único para entendermejor el comportamiento de la terminación delyacimiento y el potencial para introducir mejo-ras. Se puede modelar rápidamente el impactode modificar una terminación para pronosticarlos cambios resultantes en el perfil de produc-ción. Cuando los costos de la intervención sonaltos, la capacidad para evaluar el posible resul-tado de una reparación y para tomar decisionessensatas de manera oportuna, se vuelve crucial.

Retos en pozos desviados y horizontalesLos campos petroleros del Golfo de Suez presen-tan una variedad de retos para las mediciones delos registros de producción. Esta madura regiónproductora contiene cerca de 100 plataformas en45 campos con más de 300 pozos de producción y100 inyectores de agua.10 Los registros de produc-ción ayudan a mantener la producción corrientede petróleo de 20,657 m3/d [130,000 B/D]. Losyacimientos viejos que producen petróleos visco-sos con altos cortes de agua, combinados conterminaciones desviadas u horizontales que se

10 Oilfield Review

< Experimentos efectuados en el circuito de flujoutilizando la sonda FloScan con procesamientoen tiempo real. El despliegue muestra la fracciónvolumétrica y las velocidades en tiempo real enun flujo de tres fases. El petróleo y el agua estánfluyendo en una tubería de 6 pulgadas a 240 m3/d,y el gas está fluyendo a 352 m3/d. Los cincominimolinetes atraviesan la sección transversalvertical de la tubería. A 92º, el agua tiene una ve-locidad mayor que el petróleo y el gas, y la frac-ción volumétrica del agua es baja (arriba). Lasfases del fluido aparecen bien separadas con elgas y el petróleo ocupando la mayor parte de latubería. A 88º de desviación, el agua se retardadebido a la atracción gravitatoria mientras el flujose mueve en forma ascendente (centro). El petró-leo y el gas ocupan la mitad superior de la tuberíay se mueven mucho más rápido que el agua. A 70ºde desviación del pozo, el flujo es complejo (abajo)El agua que se muestra en azul, es una fase do-minante, con gotitas de petróleo (verde) disper-sas en todas partes y el gas (rojo) principalmenteen la parte superior. El agua queda atrás, movién-dose mucho más lento que el petróleo y el gas.Los dos molinetes del fondo leen una velocidadnegativa, indicando recirculación de agua.

88°

92°

70°

Invierno de 2004/2005 11

encuentran típicamente en ambientes marinos,conducen a regímenes de flujo complicados. Enmuchos casos, les resulta difícil proveer las res-puestas necesarias bajo estas condiciones conlas herramientas de adquisición de registros deproducción convencionales.

Un campo del Golfo de Suez que se puso enproducción en 1978 tiene una estructura anticli-nal inclinada, caracterizada por areniscashomogéneas bien conectadas. La permeabilidaddel yacimiento generalmente aumenta con laprofundidad, y abarca desde 200 hasta 1,000 mDen la base. En 1996, se inició un programa deinyección de agua para proveer el influjo limi-tado del acuífero con mantenimiento de lapresión. Cuando el campo se va aproximando asu límite económico, los registros de producciónjuegan un rol importante en el reconocimientode las áreas para el aislamiento del agua (WSO,por sus siglas en inglés) para maximizar la recu-peración del petróleo.

Uno de los pozos en este campo consideradopara un posible WSO posee una inclinación de37º y produce con la ayuda de levantamiento arti-ficial por gas a través de seis intervalos abiertos.Las pruebas de pozos efectuadas a fines de 2003indicaron un gasto total de producción de 327m3/d [2,058 B/D] con un corte de agua del 97%.Fue necesario adquirir registros de producciónpara evaluar las contribuciones del intervaloindividual y para identificar las fuentes de pro-ducción de agua. La utilización de registros deproducción convencionales para determinar lascontribuciones del intervalo, produjo resultadosambiguos, debido a los regímenes de flujo com-plejos asociados con alto corte de agua ydesviación relativamente alta. En un intento porsuperar estas limitaciones y proveer un análisisde flujo cuantitativo, se puso en funcionamientola herramienta FloScan el 29 de enero de 2004utilizando cable de acero para transportar laherramienta dentro del pozo.

Los datos de la fracción volumétrica obtenidoscon las herramientas FloScan y FloView indicanclaramente estructuras de flujo complejas a lolargo del pozo (derecha). Los resultados de la ima-gen de velocidad muestran varias áreas de aguarecirculante en la parte baja del pozo. Los datosde la herramienta FloView demuestran claramenteque el petróleo está fluyendo en una pequeñaárea en la parte superior del pozo. Los datos de laherramienta GHOST indican que no se detectógas a lo largo de la sección entera.

> Secuencia de tareas de interpretación del sistema Asesor de Registros de Producción PLA. Utili-zando la información de la presión de la formación (izquierda) como punto de partida, el programa decomputación define los parámetros zonales del yacimiento en términos del índice de productividad, elcorte de agua y la relación gas/petróleo (arriba al centro). Estos datos se pasan al paquete deanálisis del sistema de producción NODAL, al programa de análisis del sistema de producciónPIPESIM (derecha), que crea un modelo para aparejar las velocidades medidas y las presiones tancercanamente como sea posible. El modelo resultante se utiliza para evaluar varias actividades demodificación de terminación en términos de los resultados de producción. La interfase incluyeherramientas interactivas para ingresar datos de varias modificaciones de terminación y parámetrosdel yacimiento, permitiendo la visualización de los efectos en el perfil de producción. Los resultadosson entregados en despliegues de registros gráficos y datos tabulares.

Interpretación de registros de producción Análisis NODAL PIPESIM

Asesor de Registrosde Producción PLA

Resultados de producción

10. Borling DC, Powers BS y Ramadan N: “Water Shut-offCase History Using Through Tubing Bridge Plugs; October Field, Nubia Formation, Gulf of Suez, Egypt,” artículo de la SPE 36213, presentado en la 7a Exhibición y Conferencia Internacional del Petróleo de Abu Dhabi,EAU, 13 al 16 de octubre de 1996.

> Respuesta de los minimolinetes individuales y de la fracción volumétrica del agua con la herramientaFloView. Las respuestas del molinete para ocho pasadas a cinco velocidades diferentes del cable sepueden observar a la izquierda. Las curvas sólidas representan cinco pasadas descendentes y lascurvas punteadas indican tres pasadas ascendentes. La respuesta del molinete aumenta desde elmolinete #0 en el lado inferior del pozo desviado a 37º al molinete #4 en el lado superior del pozo. Demodo similar, los valores de la fracción volumétrica del agua decrecen desde la sonda #0 a la sonda#5 (derecha). Se despliegan las imágenes de velocidad y fracción volumétrica para una de las pasa-das con la parte baja a la izquierda y la parte alta a la derecha. La imagen de velocidad del molinetemuestra una velocidad positiva en la parte superior del pozo desde el fondo del levantamiento. Laimagen de la fracción volumétrica con FloView (bien a la derecha) muestra claramente algo de petró-leo presente en la parte alta del pozo desde el fondo del levantamiento. El petróleo más liviano quefluye a lo largo de la parte superior del pozo establece áreas de recirculación local, corroboradas porvalores bajos y negativos en la imagen de velocidad.

Imag

en d

e la

frac

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l agu

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mie

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FloV

iew

Imag

en d

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olin

ete

pies/min

Prof

undi

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pie

s

9010API

Rayo

s ga

mm

a

Datos de la fracción volumétricadel agua de la herramienta FloView

Datos de los minimolinetes

#5#4#3#2#1#0#4#3#2#1#0rps

X350

X400

Parte baja Parte alta Parte baja Parte alta

-40 40-10 10 0.8 1.0 0.8 1.0 0.8 1.0 0.8 1.0 0.8 1.0 0.8 1.0rps

-10 10rps

-10 10rps

-10 10rps

-10 10 0.92 1.0

El perfil de flujo derivado de la combinaciónde los datos de la fracción volumétrica y la velo-cidad, obtenidos con la herramienta FloScan,muestra que cerca del 25% del petróleo y el 85%del agua son producidos de los disparos ubicadosdebajo de los X400 pies de profundidad(izquierda). El resto del agua y alguna contribu-ción de petróleo provienen de disparos ubicadosa 390 pies de profundidad. Los disparos superio-res están produciendo petróleo limpio con másde la mitad de la producción del petróleo prove-niente del disparo menos profundo.

Los sensores de los registros de producciónconvencionales pierden la entrada significantede petróleo de los disparos superiores debido alefecto de recirculación del agua en el molinete.La baja resolución del gradiomanómetro paradeterminar la densidad del fluido resulta en unapobre determinación de las contribuciones depetróleo.11 Esto lleva a una interpretación erró-nea que atribuye el 90% de la entrada depetróleo a los disparos más profundos.

En base a los resultados de la herramientaFloScan, se planificó una operación de repara-ción de pozo para optimizar la producción depetróleo. El intervalo entre X375 y X400 pies deprofundidad fue evaluado para una posible colo-cación de tapón para aislar la mayoría de laszonas con alto corte de agua. La excelentecorrespondencia entre los resultados del regis-tro de producción con la información geológicarespecto de la ubicación de la arcilla sellante,motivó al operador a colocar el tapón a X400pies de profundidad.

Se utilizó un programa de computación espe-cializado para pronosticar los resultados de laoperación de remediación (izquierda). Losresultados pronosticaron una producción depetróleo de 97 m3/d [609 B/D] y una producciónde agua de 389 m3/d [2,447 B/D]. Estos valoresestán muy cerca de los resultados reales de 88m3/d [556 B/D] para el petróleo y 402 m3/d[2,532 B/D] para el agua. Un incremento denueve veces más en la producción de petróleo yuna recuperación de la inversión en menos de

12 Oilfield Review

> Comparación de las herramientas de adquisición de registros de producción convencionales (PL) ylos perfiles del flujo de la herramienta FloScan. Cada carril muestra la parte baja del pozo a la izquierday la parte alta del pozo a la derecha. La imagen de velocidad generada por la herramienta FloScanmuestra el rango de color desde el azul al rojo, con el rojo indicando la velocidad negativa (Carril 2). Elperfil de flujo resultante (Carril 6) de la combinación de la imagen de velocidad y fracción volumétrica(Carril 4) obtenidas con la herramienta FloScan, muestra que cerca del 25% de petróleo y el 85% deagua se producen de los disparos ubicados debajo de X400 pies de profundidad. El resto del agua yalgo de petróleo provienen de los disparos localizados a X390 pies de profundidad. Los dos disparossuperiores están produciendo petróleo seco, y más de la mitad de la producción de petróleo del pozoproviene del disparo superior. El molinete de diámetro completo está fuertemente influenciado por larecirculación del agua en la parte baja del pozo. Las estaciones del molinete en el tope del intervalomuestran gran evidencia de ello. El resultado es que las velocidades del molinete de diámetro completoson insensibles a las pequeñas entradas de petróleo que se mueve a lo largo de la parte alta del pozo.De modo similar, la densidad del fluido obtenida con el gradiomanómetro (Carril 3) posee una pobreresolución para detectar los pequeños cambios en la fracción volumétrica del agua, que son detecta-dos por la sonda FlowView ubicada en la parte alta.

Velocidad delmolinete de

diámetro completo

PL Convencional

Estaciones delmolinete

rps pies/min0 3 -40 40 0.92 1.0

FloScan

Densidad del fluidoobtenida con el

gradiomanómetro

PL Convencional FloScan

Perfil de flujo

FloScan

Diag

ram

aes

quem

átic

o de

l poz

o

Prof

undi

dad,

pie

sPerfil de flujo

PL Convencional

X350

X400

Velocidad

Imagen de velocidadImagen de la fracción volumétrica del agua

pies/min0 40

Estaciones de la densidad

g/cm30.9 1.2

Densidad del fluidog/cm30.9 1.2 Flujo de agua

Flujo de petróleo

Flujo de agua

Flujo de petróleo

< Resultados pronosticados del registro para laoperación de remediación planificada. Un tapón(cuadrado azul en el diagrama esquemático delpozo) colocado a X400 pies de profundidad eliminala producción de los tres disparos más profundos.El Carril 4 despliega la presión de flujo inicial juntocon el pronóstico del análisis NODAL de la presiónde flujo luego de colocar el tapón (presión de re-paración). Al no requerirse que el pozo levanteartificialmente la producción de agua de las zonasmás profundas, se observa una presión de flujodecreciente a través de las zonas más altas. Estaincrementada caída de presión en las zonas másaltas provee un aumento nueve veces mayor enla producción de petróleo.

Gas

Petróleo

Agua

Gas

Petróleo

Agua

Flujo inicialde agua

Rayos gamma

APIRayos gamma

0 100

Flujo inicialde petróleo

Temperaturay presión

Perfil de flujo inicial

Perfil de flujopronosticado

Diag

ram

a es

quem

átic

o de

l poz

o

Prof

undi

dad,

pie

s

X350

X400

B/D0.0 2,500

Agua

B/D0.0 100

Petróleo

lpcPresión de reparación1,625 2,497

lpcPresión del pozo

1,625 2,497

grados FTemperatura del pozo249 250

B/DFlujo total inicial

0 4,000

B/DFlujo de líquido inicial0 4,000

B/DFlujo de agua inicial

Flujo total estimado

Flujo de líquido estimado

Flujo de agua estimado0 4,000

B/D0 4,000

B/D0 4,000

B/D0 4,000

> Un ejemplo de un pozo horizontal del Golfo de Suez. Las imágenes de velocidad y fracción volumétri-ca obtenidas con la herramienta FloScan se despliegan para una de las pasadas de la herramienta enla parte superior del pozo a 15.3 m/min [50 pies/min]. El perfil de velocidad muestra poca actividad hastaY120 pies de profundidad, donde la velocidad aumenta en la parte baja del pozo y el agua aparece enla imagen de la fracción volumétrica. A pesar de que la mayor parte de la velocidad se atribuye al aguaen la parte baja, los niveles de la fracción volumétrica indican que algo de petróleo está también flu-yendo en este punto. El molinete de diámetro completo convencional indica un leve flujo ascendenteen este intervalo, posiblemente atribuido a alguna recirculación reversa del petróleo que está siendoarrastrado abajo del pozo y luego circula de vuelta hacia arriba. El perfil de flujo derivado de la herra-mienta FloScan (arriba) resulta de la combinación de los perfiles de velocidad y fracción volumétrica.La herramienta convencional de adquisición de registros de producción no detecta la entrada de pe-tróleo más significante proveniente del disparo ubicado cerca de los Y100 pies de profundidad (abajo).

DisparosContacto agua/petróleo

X300

rps

-46

Z442

Z400

Frac

ción

volu

mét

rica

TVD

Velo

cida

d TV

DZ4

42Z4

00

Profundidad medida, pies

Molinete de diámetro completo

Y500Fracción

volumétrica0 1

Velocidadpies/min-120 100

Perfi

l de

flujo

B/D

05,

000

Fluj

o de

agu

a

Fluj

o de

pet

róle

o

Profundidad medida, pies

X300

X400

X500

X600

X700

X800

X900

Y000

Y100

Y200

Y300

Y400

Y500

Invierno de 2004/2005 13

una semana, demuestran la efectividad de laherramienta FloScan.

En otro campo en el Golfo de Suez, la presióndel yacimiento declinó de una presión inicial de17.9 MPa [2,600 lpc] a una presión muy baja,cercana a 7.6 MPa [1,100 lpc] en algunos pozos.La columna de 37 m [120 pies] de petróleo dealta viscosidad queda entre la capa de gas y unacuífero bastante activo, y existe conificación degas y agua. Las lecturas de la prueba muestranque el corte de agua puede abarcar desde 70%hasta 98%. Esto significa que la producción depetróleo varía entre el 2% y el 30% del flujo total;un factor de 15 en la variación.

El operador corrió la herramienta FloScanpara obtener una evaluación precisa del corte deagua y localizar los puntos de entrada del fluidopara el petróleo y el agua. El costo de interven-ción del pozo es típicamente cercano a US$250,000; por lo tanto, es vital evitar una interven-ción innecesaria o ineficaz.

Las terminaciones de pozos de gran diámetro,los regímenes de flujo multifásico y los pozoshorizontales con perfiles desafiantes representanuna complicación para obtener una estimaciónexacta de qué es lo que está fluyendo en el pozo.Para planificar una intervención eficaz, el opera-dor bajó la herramienta FloScan con tuberíaflexible, equipada con cable eléctrico junto con laherramienta de adquisición de registros de pro-ducción de nueva generación PS Platform parapoder efectuar comparaciones. Las pasadasascendentes y descendentes se condujeron a tresvelocidades distintas del cable. En otra pasada deregistro, se corrió la herramienta de Control deSaturación del Yacimientos RSTPro con unasonda FloScan para determinar los contactospetróleo/agua y gas/petróleo.

El perfil del pozo muestra un punto bajo en latrayectoria; más allá del talón del pozo, el pozosube nuevamente. Las zonas perforadas están enla sección horizontal del pozo (abajo). La imagen

de velocidad muestra un aumento en velocidaden el lado bajo del pozo cerca de los Y120 pies deprofundidad. Mientras que el incremento envelocidad se atribuye en gran medida al agua, laimagen de la fracción volumétrica muestra clara-mente algo de petróleo a esta profundidad. Elmolinete convencional de diámetro completomuestra poca actividad con pequeñas indicacio-nes de recirculación a la misma profundidad y nopuede detectar la zona de producción más impor-tante. Los datos de la herramienta FloScanindicaron que los disparos ubicados a una pro-fundidad vertical verdadera más profunda (TDV,por sus siglas en inglés) producen la mayorcantidad de agua. El contacto agua/petróleo deter-minado por la medición de la herramienta RSTProconfirmó este resultado. En base a estos resulta-dos, el programa de reparación recomendadoimplicó cerrar las zonas más bajas y volver a dis-parar cerca de 244 a 305 m [800 a 1,000 pies]menos profundo sobre el talón del pozo a cerca de70º de desviación. La producción total de petróleoaumentó de 48 m3/d [300 B/D] a 79 m3/d [500B/D]. El aumento de producción pagó las inter-venciones en otros dos pozos.

Prolongación de la vida de un campoSiendo que el 70% de la producción actual depetróleo proviene de los campos maduros, losavances tecnológicos cumplen un rol siemprecreciente en prolongar la vida de los campos yen maximizar el retorno de las inversiones.Estos campos tienen la capacidad de aumentarsu producción en el futuro con una mínimainversión. Como lo demuestran estos ejemplosde Medio Oriente, la herramienta FloScan iden-tifica correctamente los puntos de entrada delfluido en regímenes de flujo complejos en pozosdesviados y horizontales. Los aumentos en pro-ducción y los retornos rápidos ilustran laefectividad operacional y en costos de esta tec-nología. Es a través de este tipo de innovación,que tiende a integrar el diseño de herramientas,el procesamiento de datos y los programas decomputación de interpretación, que la industriapuede resolver los retos para incrementar la pro-ductividad en los campos maduros. —RG

11. Un gradiomanómetro mide la densidad promedio del fluidoa diferentes profundidades, para producir un registro dedensidad del fluido. El conocimiento de la densidad de lasfases individuales permite determinar sus fracciones volu-métricas directamente en el caso de flujo bifásico, y encombinación con otras mediciones para el flujo trifásico.Presentado a fines de 1950, el dispositivo mide la diferen-cia de presión entre dos sensores de presión, colocadosaproximadamente a 0.6 m [2 pies] de distancia entre sí.La diferencia de presión refleja la densidad promedio delfluido a través del pozo dentro de aquel intervalo de pro-fundidad.