18 Oilfield Review

El ser humano por naturaleza quiere experimen-tar todo aquello que le parece inalcanzable. Elplaneta Marte nos fascina, si bien quizás por sulejanía, las bajas temperaturas y las condicionesde la atmósfera que no permiten la vida del serhumano. Resulta difícil estudiar el planeta Martedirectamente. Del mismo modo sucede con losyacimientos de hidrocarburos. Desde la superfi-cie terrestre no podemos visualizar en formadirecta todas las complicadas interacciones quese producen dentro del mismo.

En el caso del lejano planeta Marte, la sondaespecial Sojourner logró explorar lugares a los

que el hombre no pudo llegar. Dado que laexcavación de un hueco en el subsuelo para intro-ducir un ser humano resultaría sumamente cos-tosa, se ha recurrido a herramientas conducidaspor cables, tuberías flexibles o sartas de per-foración, durante la construcción del pozo o aposteriori, con el objeto de medir y registrar todoaquello que no podemos observar en formadirecta.

En el caso de los yacimientos de hidrocar-buros, ya no se trata sólo de satisfacer nuestracuriosidad natural: es económicamente impres-cindible comprender y controlar lo que ocurre en

Control remoto de yacimientos

John AlgeroyA.J. MorrisMark StrackeRosharon, Texas, EE.UU.

François AuzeraisIan BryantBhavani RaghuramanRuben RathnasinghamRidgefield, Connecticut, EE.UU.

John DaviesHuawen GaiBP Amoco plcPoole, Inglaterra

Orjan JohannessenNorsk HydroStavanger, Noruega

Odd MaldeJarle ToekjeStavanger, Noruega

Paul NewberryLasalle Project ManagementPoole, Inglaterra

Se agradece a Joe Eck, Houston, Texas, EE.UU.; StephanieHiron y Younes Jalali, Clamart, Francia; y Mike Johnson,David Malone y Tony Veneruso, Rosharon, Texas, por suvaliosa colaboración en la preparación de este artículo.ECLIPSE, TRFC-E (válvula eléctrica de control de flujo recuperable por tubería), Variable Window y WRFC-H(válvula hidráulica de control de flujo recuperable porcable) son marcas de Schlumberger.

El funcionamiento de un yacimiento resulta bastante difícil de comprender, pero

controlarlo constituye un desafío aún mayor. Hoy en día, la tecnología que permite

el control remoto del flujo hace posible el máximo aprovechamiento de todo lo que

se conoce sobre el yacimiento y el aumento de la eficacia de la producción.

Otoño de 199919

el yacimiento. Ignorarlo podría resultar suma-mente costoso. Se pueden perder irremediable-mente importantes reservas, por ejemplo, si elagua se adelanta a los hidrocarburos e invade unpozo en producción. Del mismo modo, puedeocurrir que en un yacimiento los fluidos noprovengan del lugar que nosotros anticipamos oque nos resulta más conveniente, especialmenteen desarrollos complejos que incluyen pozos conmúltiples tramos laterales y completaciones conmúltiples zonas productivas.

Afortunadamente, hoy en día existe la posi-bilidad de instalar dispositivos subterráneos quenos permiten monitorear los pozos desde lasuperficie, además de efectuar un control remotodel flujo que proviene de zonas específicas y sedirige al pozo y a la tubería de producción. Amedida que los pozos producen el fluido que seencuentra en los yacimientos, los sensores ubi-cados en el fondo del pozo realizan medicionesen tiempo real o prácticamente en tiempo real,las que se pueden ingresar a los programas decomputación para realizar un análisis delyacimiento y de las operaciones de producción.Los ingenieros pueden entonces determinar dequé modo deberán ajustar las válvulas de fondopara optimizar la producción.

Gracias a estos avances en la tecnología delas completaciones, la industria petrolera puedeincrementar o acelerar la recuperación de losyacimientos al mismo tiempo que se minimizanlos riesgos, los costos de levantamiento artificialy las intervenciones de los pozos. En esteartículo, se examinan las mediciones de fondo ylas soluciones de control que permiten optimizarla producción y la recuperación de las reservas.

Panorama generalEl objetivo final de toda completación de un pozoconsiste en producir los fluidos desde elyacimiento y transportarlos hasta la superficie enforma segura, eficiente y económica.1 Si bien laperforación de un pozo hasta la profundidaddeseada podría parecer un objetivo en sí mismo,es necesario realizar muchas otras operaciones ytomar otras tantas decisiones antes de iniciar laproducción (derecha). Hay que diseñar y selec-cionar el revestidor y el resto de las tuberías e

Desarrollo de objetivos para el diseño de la completación •Seguridad •Eficiencia •Economía

Consideración de la locación, la ubicación del pozo y lasregulaciones ambientales

Establecimiento del diseño conceptual de completación

•Construcción del pozo, evaluación y consideraciones de estimulación

•Requerimientos del taladro de completación

Revisión del diseño dentro del contexto del pozo y vida del campo (cuestiones de largo plazo)

Desarrollo del diseño detallado de completación •Tuberías •Cañoneos •Estimulación •Fluidos de completación

Perforación y ensayos del pozo Cementación del revestidor Instalación de las tuberías del pozo

Completación del pozo Instalación del cabezal del pozo Iniciación del flujo

Monitoreo y evaluación de la producción

Estimulación si fuese necesario Instalación del sistema de levantamiento artificial si fuese necesario

Reacondicionamiento Reevaluación de la completación Optimización de la producción

Acceso al rendimiento esperado del pozo•Parámetros del yacimiento

- Tipo de roca y sus propiedades- Estructura, límites

y dimensiones•Propiedades de los fluidos

• Mecanismo de drenaje

> Pasos necesarios para realizar la completación de un pozo y optimizar la producción.

1. Si se desea obtener más información sobre completaciones de pozos consultar a: Economides MJ,Dunn-Norman S, Watters LT: Petroleum Well Construction.Nueva York, Nueva York, EE.UU., John Wiley y Sons, 1998.Hall LW: Petroleum Production Operations. Austin, Texas,EE.UU.: Servicio de Extensión Petrolera de la Universidadde Texas, Austin, 1986.Van Dyke K: A Primer of Oilwell Service, Workover, andCompletion. Austin, Texas, EE.UU.: Servicio de ExtensiónPetrolera de la Universidad de Texas, Austin, en cooperación con la Association of Energy ServiceCompanies, 1997.

20 Oilfield Review

Consideraciones mecánicas

Pozos submarinosPozos en aguas profundasPozo de alcance extendidoPozos horizontalesPozos con múltiples tramos lateralesPozos de pequeño diámetro

Diámetro de las tuberíasConfiabilidadSimplicidad SeguridadConfiguraciones del revestidor y de la tubería de producción

Mecanismos de drenaje y uso de levantamiento artificial

AcuíferoCasquete de gasGas disuelto

Tipos de yacimientos

Yacimientos que producen arenaYacimientos con una pata de aguaYacimientos fracturadosYacimientos con casquete de gas

Complicaciones en la producción

Producción de arenaNecesidad de estimulaciónNecesidad de recuperación secundaria

Escenarios operativos

Areas remotasEn tierra o marinosAguas profundas o submarinos

Fluidos de yacimientos

GasPetróleoAgua

Prácticas de completación

> En el diseño de una completación se deben tener en cuenta todos los aspectos del yacimiento y del pozo.

Sensores Activadores Completación inteligente

Software

> Elementos de una completación inteligente.

instalarlas en el hoyo junto con otras herramien-tas y equipamientos necesarios para conducir,bombear o controlar la producción o la inyecciónde fluidos. La integridad de una completacióndepende de que se haya realizado un buen tra-bajo de cementación ya que, de lo contrario, esprobable que surjan inconvenientes desde unprincipio. Es evidente que el diseño de la com-pletación deberá estar de acuerdo con el tipo deyacimiento, el mecanismo de drenaje, laspropiedades del fluido, la configuración del pozo ycualquier otra complicación que pudiera existir,como por ejemplo la producción de arena o eldepósito de parafinas (arriba).

Por varias décadas, la industria petrolera seha beneficiado considerablemente con la tec-nología convencional de las completaciones, queconsiste en cementar el revestidor en el hueco,instalar la tubería de producción, losempacadores y el resto del equipamiento de pro-ducción, y luego cañonear las zonas de interéspara permitir el flujo desde el yacimiento hacia elcabezal del pozo. Para poder avanzar hacianuevos ambientes de operación y pozos de dise-ños más complejos, se debe contar con mejoresmétodos para optimizar la producción de lospozos sin necesidad de intervenciones mecánicas

2. La intervención de un pozo podría significar un aumentodel 30% en el costo de construcción de un pozo submarino,que oscila entre 6 y 8 millones de dólares, mientras que lacompletación inteligente inicial podría costar menos,además de proporcionar mejores resultados a lo largo dela vida útil del pozo. Véase: Greenberg J: "IntelligentCompletions Migrating to Shallow Water, Lower CostWells," Offshore 59, no. 2 (Febrero de 1999): 63-66.

3. Para conocer ejemplos del aspecto económico de las completaciones inteligentes, consultar a: Jalali Y, BussearT y Sharma S: "Intelligent Completion Systems—TheReservoir Rationale," artículo de la SPE 50587, presentadoen la Conferencia Anual Europea de la SPE, llevada a caboen La Haya, Holanda, Octubre 20-22, 1998.

4. Robinson MC y Mathieson D: "Integration of an IntelligentCompletion into an Existing Subsea Production System,"artículo de la OTC 8839, presentado en la OffshoreTechnology Conference de 1998, Houston, Texas, EE.UU.,Mayo 4-7, 1998.Otras fuentes indican que la primera instalación de unacompletación inteligente tuvo lugar en septiembre de 1997.Véase Greenberg, referencia 2.von Flatern R: "Smart Wells Get Smarter," Offshore Engineer (Abril de 1998): 45-46.

riesgosas o imprevistas. Las intervenciones en lasuperficie pueden resultar sumamente dificul-tosas y, por lo general, las intervenciones depozos en aguas profundas o submarinas son cos-tosas.2 Las completaciones basadas exclusiva-mente en válvulas de superficie para el control deflujo no permiten la producción selectiva prove-niente de múltiples unidades de flujo en un pozo,o de un lateral en un pozo con varios tramos late-rales. Como consecuencia de ello, hasta haceunos años no se podía controlar la producción deunidades con flujo simultáneo, flujo transversal oproducción por debajo del nivel óptimo. La faltade tecnología para controlar el flujo en el fondodel pozo puede retardar la producción y afectaren forma negativa el valor actual neto si cadazona se explota en forma secuencial.3

La ausencia de equipos de monitoreo defondo en las completaciones tradicionales "pocosensatas," que constituyen la gran mayoría de lascompletaciones, da como resultado una cantidadlimitada de datos del yacimiento. La tasa total deflujo, la presión en el cabezal del pozo y la com-posición del fluido se podrían obtener a partir demediciones de superficie, pero las condicionesreales de una zona en producción y el aporte indi-vidual de cada zona no se pueden conocer con

certeza, a menos que se cuente con dispositivos"inteligentes" de medición instalados en el fondodel pozo, que brinden información más completasobre la contribución de cada parte del hoyo.Existen otras opciones, como las pruebas de pre-sión transitoria y los registros de producción, queofrecen datos para distintos momentos en eltiempo, en lugar de una historia continua. Estasopciones implican costos y riesgos. Por ejemplo,para efectuar una prueba de pozo es necesariointerrumpir la producción.

Cualquiera sea la tecnología y las opera-ciones utilizadas en la completación, losyacimientos se comportan de maneras inespera-das, en especial los yacimientos nuevos conescasa información. La capacidad de ajustar losequipamientos de fondo en función de los datosadquiridos en tiempo real, hace que las sorpre-

Otoño de 1999 21

yacimiento o no registrar hechos que requieranacciones correctivas. En el caso de las configura-ciones complejas de pozos, como en los pozos conmúltiples tramos laterales, el perfilaje de produc-ción se hace difícil. El simple hecho de llegarhasta el yacimiento para obtener los datos puederesultar riesgoso, además de insumir un alto costode tiempo y dinero. Las operaciones de reacondi-cionamiento subsiguientes, como el cegado yabandono de una zona, pueden implicar riesgos ycostos ya que es necesario disponer de un taladrode reacondicionamiento en el cabezal del pozo einstalar los equipos de remediación en el hoyo.

En las completaciones inteligentes, se incorpo-ran sondas subterráneas permanentes que per-miten la adquisición de datos en forma continua.En la década del 60, los ingenieros de yacimientosde las compañías petroleras comenzaron a pensaren monitorear las condiciones de fondo en pozosterrestres en los Estados Unidos de Norteamérica.Las primeras instalaciones de sondas permanenteseran, en realidad, versiones modificadas deequipos operados a cable. Desde entonces, muchose ha avanzado en la tecnología del monitoreo per-manente. Hoy en día, las sondas permanentescuentan con un formidable historial establecido enel mundo entero en cuanto a su capacidad de mo-nitorear en forma confiable la presión, la tempera-tura y la tasa de flujo en el fondo del pozo.6 Estosdatos, obtenidos en tiempo real o prácticamenteen tiempo real, muestran las continuas variacionesque se producen en el comportamiento de losyacimientos. Si bien la obtención de datossegundo a segundo puede parecer exageradadurante las operaciones de producción de rutina, laabundancia de datos garantiza que se puedarealizar un análisis de alta calidad en el momentoen que esto resulte necesario.

El valor de los datos obtenidos con las sondaspermanentes reside en que el equipo de trabajodel yacimiento ya no necesita especular acerca delo que está ocurriendo en el subsuelo. Con sóloobtener y analizar los datos del yacimiento, sepuede decidir si es necesario realizar modifica-ciones en la completación, o cuándo podrían resul-tar apropiadas. Una vez evaluado cuidadosamenteel comportamiento del yacimiento, el equipo puedevolcar los datos reales en los modelos de simu-lación, en lugar de utilizar valores supuestos, ycontinuar las operaciones o ajustar las condicionesde fondo, utilizando válvulas controladas en formaremota y operadas desde la superficie.

Las válvulas de control de flujo probadas en elcampo son válvulas de ventana variable activadashidráulicamente, que permiten ajustes gradualespara controlar el área de flujo con mayor pre-cisión. Por el contrario, las versiones anteriores

eran menos confiables, ya que se trataba decamisas corredizas que sólo admiten dos posi-ciones: totalmente abiertas o completamentecerradas, y no se pueden ajustar en posicionesintermedias. Al poder variar el ancho de la ranurade las válvulas de ventana variable, se puedeajustar la tasa de flujo en cada válvula de controlde acuerdo con cada zona individual.

La válvula de control de flujo está montada enuna cavidad lateral de un mandril, o una seccióncilíndrica separada de la tubería de producción,de manera tal que la válvula se pueda recuperarpor cable de acero o línea de arrastre si fueranecesario (abajo). Al aplicar presión hidráulica,una válvula de ventana variable puede adoptaruna de seis posiciones consecutivas paraestablecer la tasa de producción de los fluidos

5. Se pueden encontrar otras descripciones de completaciones inteligentes en: Beamer A, Bryant I,Denver L, Saeedi J, Verma V, Mead P, Morgan C, Rossi Dy Sharma S: "From Pore to Pipeline, Field-ScaleSolutions," Oilfield Review 10, no. 2 (Verano de 1998): 2-19.Huck R: "The Future Role of Downhole Process Control,"Orador invitado a la Offshore Technology Conference,Houston, Texas, EE.UU., Mayo 3, 1999.

6. Baker A, Gaskell J, Jeffery J, Thomas A, Veneruso T yUnneland T: "Permanent Monitoring—Looking at LifetimeReservoir Dynamics," Oilfield Review 7, no. 4 (Invierno de1995): 32-46.8.Las operaciones de monitoreo permanente y el manejode la confiabilidad que sustenta la generación actual desondas permanentes será el tema central de un artículode próxima aparición en Oilfield Review.

sas en la producción resulten menos compli-cadas. La primera instalación de una com-pletación inteligente, realizada por SagaPetroleum en agosto de 1997, marcó el inicio deuna etapa interactiva en la optimización de laproducción.4 Dos años más tarde, contamos conpoco menos de veinte completaciones de avan-zada en todo el mundo, las que han permitidoaumentar la recuperación de las reservas ydemostrado su valor económico y operativo.

Tecnología de avanzada para las completacionesEl propósito de los dispositivos de las completa-ciones inteligentes consiste en lograr una inte-gración segura y confiable entre el aislamientozonal, el control del flujo, el levantamiento artifi-cial, el monitoreo permanente y el control de laproducción de arena. Una completación inteli-gente se define como aquella que cuenta con lacapacidad de monitorear y controlar por lo menosuna zona de un yacimiento (página previa, abajo).5

Existen varios nombres diferentes para referirse alas completaciones inteligentes, o de avanzada, ytodas implican un impacto significativo sobre elmanejo de los activos. La adquisición y la inter-pretación de los datos y la capacidad de optimizarla producción a través de un ajuste remoto de lasválvulas subterráneas, marcan la diferencia entrelas completaciones de avanzada y las tradi-cionales y ofrecen la posibilidad de enfrentar unasituación en forma interactiva antes de que seconvierta en un problema.

La base del uso exitoso de los equipos sub-terráneos de control de flujo operados desde lasuperficie, consiste en contar con los datos delyacimiento que posibilitan la toma de decisionessobre la producción eficiente de las reservas. Enuna completación común, el monitoreo del yaci-miento se realiza sólo en momentos específicos.Las pruebas de pozo, los registros de produccióny los levantamientos sísmicos proporcionan unavisión instantánea del yacimiento y bien podríanno representar el comportamiento normal del

Sección B-B

AA

Sección A-A

B B

Válvula recuperable

Activadorhidráulico

Tubería deproducción

Líneas de control hacia la superficie y zonas más profundas

> Válvulas de control de flujo. El dispositivoWRFC-H es una válvula de control de flujo activada hidráulicamente, recuperable por cabley que se puede ajustar en seis posiciones, unade las cuales es cerrada. La posición central seestablece conforme a requisitos anticipados. A partir de este punto medio, se pueden realizardos ajustes hacia arriba o hacia abajo para controlar la producción o la inyección de fluidos.

22 Oilfield Review

La confiabilidad de los dispositivos de controldel flujo constituye un aspecto de fundamentalimportancia, dado que, como ocurre en el caso delas sondas permanentes, se espera que durentoda la vida útil del pozo y, con excepción de losdispositivos recuperables por cable, por lo gene-ral no se extraen para efectuar reparaciones, ser-vicios de mantenimiento o análisis de fallas unavez que dejaron de funcionar.7 Por esta razón, es

HELIKOPTER SER V

ICE

Mar del Norte

Noruega

GranBretaña

Campo Troll

Campo Troll. En una primera etapa, laplataforma Troll C producirá petróleo de la TrollOil Gas Province. Todos los pozos del campo Trollposeen completaciones submarinas, cinco de lascuales cuentan con dispositivos para control deflujo.

Sondas permanentes

Activador eléctrico

Orificio

Desarrollo de las válvulas de control de flujo. El dispositivo TRFC-E es una válvula eléctrica de control de flujo, recuperable con la tubería de producción y que se puede ajustar a un númeroinfinito de posiciones, lo cual brinda mayor controlque la válvula hidráulica. Este avanzado sistematotalmente eléctrico, contiene un único cable parael suministro de energía y para la telemetría. Aúnse encuentra en una etapa experimental.

desde la formación hacia la tubería, o bien de losfluidos inyectados desde la tubería hacia la for-mación. El manejo del yacimiento requierecapacidad de producción y de inyección. Lasválvulas de retención impiden el flujo transversalentre yacimientos.

Actualmente, una nueva válvula con controleléctrico se encuentra en su etapa de desarrollo(derecha). La versión eléctrica permite ajustesinfinitos entre las posiciones abierta y cerrada,en lugar de los ajustes graduales de la versiónhidráulica. Tanto los controladores de flujo recu-perables a cable, como los controladores eléctri-cos e hidráulicos que todavía se encuentran enuna fase experimental, no tienen prácticamentelimitaciones de profundidad y pueden incluirinstrumentos de medición de la temperatura y lapresión de la formación y el flujo.

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Otoño de 1999 23

7. Veneruso AF, Sharma S, Vachon G, Hiron S, Bussear T y Jennings S: "Reliability in ICS* Intelligent CompletionsSystems: A Systematic Approach from Design toDeployment," artículo de la OTC 8841, presentado en laOffshore Technology Conference en Houston, Texas,EE.UU., Mayo 4-7, 1998.

lación de yacimientos para comparar los resulta-dos previstos con los reales.

El control de flujo en acciónEn dos campos sumamente conocidos, la uti-lización de los dispositivos de control de flujoestá permitiendo la recuperación de reservasque, de lo contrario, habrían quedado abandona-das en el subsuelo. Por ejemplo, en el campoTroll se está explotando una zona delgada depetróleo por medio de pozos de alcance exten-dido o de pozos horizontales que hacen contactocon un área más extensa del yacimiento en com-paración con los pozos verticales, con lo cual sereduce la caída de presión por unidad de área yse evita la conificación de gas prematura. En elcampo Wytch Farm, un novedoso pozo con múlti-ples tramos laterales permite la produccióndesde dos secciones diferentes de un yacimientode petróleo.

El campo Troll, operado por Norsk Hydro yStatoil, contiene la mayor cantidad de reservasde gas marinas en todo el mundo. Existe una zo-na delgada de petróleo que subyace al enorme

Conificación de gasCompletación tradicionalConificación de agua

Gas

Petróleo

Agua

> Conificación de gas. La tecnología de completaciones convencional (centro) habría provocadola recuperación limitada del petróleo debido a una conificación prematura de gas (derecha). Actualmente se produce petróleo y agua (izquierda).

esencial la identificación de los riesgos a travésde otras técnicas. Es fundamental contar conequipamientos simples, resistentes y probadosen el trabajo de campo; por lo cual las válvulas decontrol de flujo incorporan tecnología compro-bada, como los motores hidráulicos que se uti-lizan en las válvulas de seguridad subterráneas.Los componentes de reciente introducción hansuperado rigurosas pruebas de calificación.

En una primera instancia, podría resultar difí-cil hacer una selección entre la gran variedad deopciones disponibles para completar un pozo enun yacimiento nuevo. Hasta tanto el equipo deoperaciones no se encuentre totalmente satisfe-cho con la caracterización del yacimiento, losespecialistas en completaciones recomiendangarantizar la flexibilidad, la adquisición continuade datos y luego utilizar herramientas de simu-

casquete de gas. Cuando el campo fue descu-bierto en la década del 70, y aún en 1985, losavances tecnológicos disponibles no permitíanrecuperar las reservas de petróleo. Hoy en día, lastécnicas de perforación horizontal hacen posibleperforar secciones de 3000 a 4000 m [9840 a13.120 pies] en forma horizontal a través de unyacimiento de arenisca relativamente uniforme ysin fallas. La plataforma Troll C, cuya produccióncomenzó durante el último trimestre de 1999, enuna primera etapa producirá crudo de unyacimiento de arenisca de alta permeabilidad, quese halla a una profundidad de 1580 m [5184 pies]en la Troll Oil Gas Province (página previa, abajo).

El aspecto técnico clave para los 40 pozosplaneados a partir de la plataforma Troll C con-siste en recuperar petróleo desde la extensa pa-ta petrolera ubicada entre los 2 y los 18 m [6,5 a59 pies] de profundidad sin conificación de gas.Las completaciones, que en este caso son sub-marinas, producen petróleo en presencia de agua cercana con mayor facilidad que en pre-sencia de gas. El uso de tecnología de avanzadafue considerado desde el principio, antes de co-menzar a perforar el primer pozo desde laplataforma.

En esta región, el enfoque tradicional hubierasido perforar un pozo en forma direccional conuna completación con malla ranurada (arriba), encuyo caso existe el riesgo de conificación de gaso de agua. Se optó entonces por perforar el pozoen forma direccional hasta la parte más profundade la zona de petróleo e instalar una válvula decontrol de flujo recuperable por cable, como

Ciclo de levantamiento artificial por gas

Sin levantamiento artificial por gas durante este ciclo

Cañoneos

Gas

Petróleo

Agua

24 Oilfield Review

Poole

Poole Harbor

Bournemouth

Irlanda GranBretaña

PooleLondres

Yacimiento de areniscas Sherwood

Poole Harbor

Poole

Locación dela plataforma M

Purbec

Bournemouth

Locación en el fondo del Pozo M-2

> Campo Wytch Farm. Importantes reservas de petróleo se encuentran debajo de la Bahía de Poole yse drenan por pozos de alcance extendido. El pozo M-2, que aparece en color negro, fue rebautizadoM-15 y convertido en un pozo con múltiples tramos laterales, el que contiene válvulas de control deflujo de operación hidráulica.

8. Para obtener más información sobre pozos de alcanceextendido en el campo Wytch Farm, véase: Allen F, ToomsP, Conran G, Lesso B y Van de Slijke P: "Extended-ReachDrilling: Breaking the 10-km Barrier," Oilfield Review 9, no. 4 (Invierno de 1997): 32-47.McKie T, Aggett J y Hogg AJC: "Reservoir Architecture of the Upper Sherwood Sandstone, Wytch Farm Field,Southern England." in Underhill JR (ed): Development,Evolution and Petroleum Geology of the Wessex Basin,Special Publication 133. Londres, Inglaterra: GeologicalSociety, 1998: 399-406.Smith GS y Hogg AJC: "Integrating Static and DynamicData to Enhance Extended Reach Well Design," artículode la SPE 38878, presentado en la Conferencia Anual de laSPE, llevada a cabo en San Antonio, Texas, EE.UU.,Octubre 5-8, 1997.

9. Gai H, Davies J, Newberry P, Vince S, Miller R y Al-Mashgari A: "World’s First Down Hole Flow ControlCompletion of an ERD Multilateral Well at Wytch Farm,"sinopsis propuesta para la IADC/SPE Drilling Conference,Nueva Orleans, Louisiana, EE.UU., Febrero 23-25, 2000.

10. Para mayor información sobre pozos con tramos laterales múltiples, véase: Bosworth S, El-Sayed HS,Ismail G, Ohmer H, Stracke M, West C y Retnanto A: "KeyIssues in Multilateral Technology," Oilfield Review 10, no. 4 (Invierno de 1998): 14-28.

11. Para obtener más información sobre levantamiento artificial: Fleshman R, Harryson y Lekic O: "Artificial Lift for High-Volume Production," Oilfield Review 11, no. 1(Primavera de 1999): 48-63.

Solución preferida. El pozose condujo con sumo cuidado hastala parte más profunda de la zona delgada de petróleo. Así se logróproducir reservas de petróleo juntocon agua (arriba). Se suceden ciclos periódicos de levantamientoartificial por gas (abajo a laizquierda).

> complemento al sistema de levantamiento artifi-cial por gas intermitente (izquierda). Este pozoproduce en la actualidad petróleo y agua, perofinalmente producirá gas. Hasta entonces, sesuceden alternativamente ciclos de produccióncon o sin levantamiento artificial por gas a travésde la válvula de control, lo cual permite la pro-ducción de crudo sin conificación de gas.

El rendimiento económico del proyecto se viobeneficiado por la combinación de varios factores:la técnica de perforación horizontal para alcanzarla zona de petróleo, la tecnología de levantamien-to artificial por gas subterráneo en lugar de la in-yección desde la superficie para acelerar laproducción, todo ello sumado a la instalación deválvulas de control subterráneas. La eliminaciónde sistemas de acumulación de gas y de distribu-ción de alta presión ayudó a reducir los costos, enparte porque se pudo utilizar una plataforma máspequeña, menos costosa y sin instalaciones paraoperaciones de compresión. De no haber contadocon la tecnología de control de flujo, en el campoTroll se habrían perdido importantes cantidades depetróleo, pero las completaciones de avanzadapermitirán aumentar la recuperación en alrededorde 60 millones de barriles de crudo [9,4 millonesde m3]. Hoy en día, cinco pozos de este campocuentan con completaciones inteligentes, y ya sehan planeado otras cuatro o cinco para el año 2000y siete nuevas instalaciones para el año 2001.

Veamos otro ejemplo del uso de completa-ciones inteligentes en el campo Wytch Farm deDorset, Inglaterra, operado por BP Amoco (abajo).8 En este caso, los pozos de alcance exten-dido establecieron un récord al drenar partes del

Otoño de 1999 25

Petróleo

Agua

Petróleo

Agua

Petróleo

Petróleo

Agua

Agua

> Soluciones poco convenientes. La perforación de dos pozos hubiera resultado sumamente costosa (izquierda), mientras que con un solo pozo se habríaperdido parte de las reservas (derecha).

yacimiento de areniscas Triassic Sherwood ubi-cado en las profundidades de la Bahía de Poole.Dado que no existen antecedentes de estospozos, el equipo de operaciones de BP Amocooptó por considerar y desarrollar nuevas tec-nologías, lo cual dio como resultado enfoquespioneros en materia de construcción de pozos ydiseño de completaciones.9

El pozo Wytch Farm M-2 fue perforado en elaño 1994. Durante la cementación, la lechada decemento fraguó dentro del revestidor y no sepudo bombear al espacio anular para aislar elyacimiento de arenisca en forma efectiva.Tampoco se pudo extraer la tubería corta de 51⁄2pulgadas, por lo cual se decidió cañonear estatubería para la puesta en producción del pozo.

Cuando el corte de agua subió rápidamente, sepudieron considerar otras opciones. Un factorclave fue el límite interno para el costo de levan-tamiento artificial. Por lo tanto, durante el análi-sis, se tuvo en cuenta el impacto de lacompletación a lo largo de la vida útil del pozo, enlugar de concentrarse en su costo inicial.

Alrededor de la misma época, en el campoTroll se había instalado con todo éxito el disposi-tivo de control de flujo desarrollado por Camco.Motivado por este hecho, el equipo de opera-ciones de Wytch Farm decidió aplicar esta nuevatecnología, con una adaptación del dispositivo decontrol de flujo utilizado en el campo Troll. Loscostos de una completación de avanzada conválvulas de control de flujo resultaban conve-

Medidor de flujo

Vástago de la bomba

electrosumegibleVálvula

protectorade la formación

Sensor múltiple Pozo M-2 originalcementado y taponado

Empacadoresde la bomba

electrosumergible

Bomba electrosumergible

Desconexiónhidráulica Lateral de 81⁄2 pulg.

EmpacadorCañería corta de 7 pulg.Empacador

sumidero

WFRC-Hde 41⁄2 pulg.

nientes, de manera que se estudiaron formas deincorporar la nueva tecnología en el pozo M-2.

Finalmente, el grupo decidió cementar el pozoM-2 y convertirlo en un pozo con dos tramos late-rales y un nuevo nombre, pozo M-15.10 Un pozocon dos tramos laterales con una completaciónde avanzada funciona prácticamente como dospozos, pero sin duplicar los gastos de construc-ción (arriba). El yacimiento primario de areniscaSherwood sería explotado por medio de una sim-ple completación a hueco abierto. Otro lateralpenetraría la porción fallada del yacimientoSherwood que presentaba un alto potencial deproducción de agua, y el levantamiento artificialse suministraría por medio de una bomba elec-trosumergible (abajo).11

> Solución de control de flujo. Un pozo con múltiples tramos laterales con tres válvulas de control de flujo WRFC-H, resultó ser una solución viable desde elpunto de vista económico y técnico ya que permitió el control individual de cada tramo lateral, así como también la prueba individual de cada hueco. Elpozo M-15 es el primer pozo en el que válvulas de control operadas en forma remota se han instalado debajo de las bombas electrosumergibles.

26 Oilfield Review

El diseño del pozo M-15 se concentró en tresaspectos principales:• Control de flujo• Caída de presión• Pruebas de pozos

Control de flujo para confrontar la producciónde agua esperada desde un lateral—El equipo deoperaciones estimó que el control de flujo permi-tiría la recuperación de 1 millón de barriles adi-cionales [158.900 m3] de crudo que, de otraforma, no se podrían recuperar.

Control de la caída de presión para evitar elcolapso del hoyo en la completación a huecoabierto—Se suponía que el yacimiento dearenisca drenado por el lateral primario no pre-sentaría fallas y sería relativamente firme, por locual revestir este lateral hubiera resultado pococonveniente en términos económicos. La capa deesquisto fue penetrada casi en forma horizontal,por lo que existía la posibilidad de que colapsarasi se producía una caída de presión superior a uncierto nivel especificado. Por otro lado, el colapsodel hoyo podía dañar la bomba electrosumergible.

Pruebas de pozo y obtención de datos—BPAmoco deseaba profundizar sus conocimientosacerca de los perfiles de producción en pozos dealcance extendido, aprovechando el equipa-miento de monitoreo que planeaba instalar en elpozo M-15. Además, la completación con controlde flujo subterráneo permitiría probar los dos

ramales en forma independiente. La posibilidadde observar la dinámica del yacimiento por mediode equipamientos subterráneos, en lugar de limi-tarse a interpretar mediciones ambiguas tomadasen la superficie, constituyó un punto de interésfundamental para el equipo de operaciones.

Una vez evaluados los dispositivos de controlde flujo disponibles en ese momento, los respon-sables de la completación decidieron instalar tresdispositivos de control WRFC-H de operaciónhidráulica y recuperables por cable, dos de ellosen el lateral primario y un tercero en el segundolateral. Estos equipos permitirían cegar la produc-ción de agua prevista desde el yacimiento falladomientras se producía desde el otro lateral (abajo).Además de los dispositivos de control, elequipamiento del pozo M-15 incluye un medidorde flujo provisto por un tercer proveedor y un sen-sor ubicado inmediatamente por debajo de labomba electrosumergible. El medidor de flujo mideel flujo total que pasa por la bomba, la presión dedescarga de la misma y la presión aguas arriba dela válvula de control ubicada en el lateral sur. Elsensor múltiple colocado en la parte inferior de labomba electrosumergible, mide las temperaturasdel fluido y de la bobina del motor, la vibración y lapresión de entrada en el lateral desnudo y utilizael cable de la bomba para transmitir señales. Elsensor múltiple y el medidor de flujo se instalaronpara poder estudiar el comportamiento de cada

Petróleo

Agua

Petróleo

Agua

Petróleo

Agua

Petróleo

Agua

> Cegado del agua. Ambos laterales producen petróleo (izquierda). Si el agua avanza en el lateral inferior, se puede cerrar la válvula de control paraimpedir la producción de agua (derecha).

lateral, pero el medidor de flujo superior dejó defuncionar poco después de comenzadas las opera-ciones, lo cual dificultó la investigación de la inte-racción de los dos huecos. Afortunadamente, sepudo establecer la integridad de la instalación y elnivel de la caída de presión antes de que el instru-mento dejara de funcionar.

La instalación continuó de acuerdo con lo pro-gramado. El equipamiento de control de flujo aúnpermite controlar los dos laterales en forma indi-vidual desde la superficie.

Al igual que otros pozos de alcance extendidopertenecientes al campo Wytch Farm, el pozo M-15 estableció varios récords: en primer lugar, estepozo tiene el mayor alcance de todos los pozoscon múltiples tramos laterales; además presenta3400 m [11.155 pies] de hoyo horizontal de 8 1⁄2pulgadas en uno de los laterales, 2600 m [8530pies] de cañería corta de 7 pulgadas flotando enposición, recuperación de la cuchara desviadora a5300 m [17.390 pies] y 85 grados, y 1800 m [5905pies] de cañones bajados hasta los 8000 m [26.248pies] (este récord fue superado luego en el pozoM-16). Por otra parte, es el primer pozo en elmundo en el que se instaló un dispositivo de con-trol de flujo controlado desde la superficie pordebajo de una bomba electrosumergible.

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El ejemplo del pozo M-15 confirma que los dis-positivos de control de flujo funcionan de acuerdocon lo esperado, de manera que en el futuro ladecisión de utilizarlos se basará en el aspectoeconómico del proyecto y en la confiabilidad de sufuncionamiento a largo plazo. Para la instalaciónde este tipo de equipos se requiere un equipo detrabajo debidamente capacitado; una cuidadosapreparación es un elemento clave para el éxito delproyecto. Una completación similar a la realizadaen el pozo M-15 del campo Wytch Farm podríaresultar apropiada en otras áreas para controlar lacaída de presión o la producción de agua enyacimientos multicapa y en yacimientos con altoscontrastes de presión, de permeabilidad y de cortede agua.

En la actualidad, las completaciones de avan-zada se utilizan en áreas en las que las interven-ciones son muy costosas—aguas profundas,ubicaciones en zonas árticas y sensibles a los ries-gos ambientales—, las que por lo generalincluyen pozos más complicados. Hasta elmomento, en el campo Troll se han instalado cincoválvulas y otras tres en el campo Wytch Farm,todas las cuales continúan en funcionamiento.

Existen otras aplicaciones para las válvulas decontrol de flujo y las sondas permanentes. Porejemplo, en un campo que produce por drenajegravitacional, producción de gas en el fondo yautoinyección, se puede eliminar la necesidad deperforar pozos de producción de gas e inyecciónde gas, y de reemplazar costosos dispositivos en

12. Véase Jalali et al, referencia 3.13. Véase Jalali et al, referencia 3.

la superficie (abajo). Esta represurización en elfondo del pozo no sólo resulta efectiva en términoseconómicos, sino que también es menos dañinapara el medio ambiente.

Otra aplicación es la relacionada con la pro-ducción simultánea en yacimientos apilados conposibilidades de flujo transversal, o bien en áreasen las que las regulaciones gubernamentales exi-gen cuentas separadas para la producción prove-niente de zonas de hidrocarburos separadas.12 Enlos campos que se encuentran bajo recuperaciónsecundaria por inyección de agua, los dispositivosde control de flujo y las sondas permanentespueden ayudar a mantener tasas de inyección críti-cas, lo cual contribuye a evitar una invasión pre-

Productor Autoinyector

Inyector

Producción de petróleo libre de gas. En general, la separación del gas requiere instalaciones de superficie para quitar el gas depozos de petróleo y de pozos inyectores de gas.El pozo de la izquierda produce gas. El pozo quese encuentra en el centro es un pozo inyector degas. La producción de gas subterránea y laautoinyección utilizando tecnología de control de flujo, que aparece a la derecha, pueden reemplazar costosas instalaciones de superficiey pozos de inyección de gas.

matura causada por la inyección de fluido dema-siado rápida. Además, contribuyen a prevenir eldesplazamiento ineficiente de los fluidos del yaci-miento debido a una tasa de inyección demasiadobaja.13 Resulta claro que tanto el monitoreo comoel control de flujo a distancia pueden resolver lascomplicaciones que se pueden presentar en casosespeciales, como yacimientos múltiples, flujo mul-tifásico, formaciones sensibles a las caídas depresión y configuraciones complejas de pozos.

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Delineación de una estrategia de optimización a través del monitoreo, la simulación yel control. El elemento crítico en la tarea de monitorear y controlar un yacimiento es laactualización dinámica. Los objetivos de producción varían de acuerdo con el campo yel operador. En un campo, el objetivo principal puede ser maximizar la tasa de flujo,mientras que en otros casos puede ser más importante maximizar la recuperación finalo el valor actual neto. Una vez definidos los objetivos, los equipos de control de flujo ylos sensores se pueden ubicar correctamente en el pozo. A medida que se obtienenmás datos, se actualiza el modelo del subsuelo compartido. La simulación delyacimiento y un algoritmo de optimización incorporan las restricciones económicas yprácticas dentro del modelo del subsuelo compartido. Los valores de las variables decontrol de simulación y optimización, como la tasa de flujo y la presión, le permiten aloperador ajustar los dispositivos de completación en forma adecuada.

Modelo del subsuelocompartido

Objetivos y restriccionesdel proyecto - Maximizar la recuperación - Maximizar el valor actual neto - Tasa de producción - Presión - Corte de agua

Actualización dinámica

Algoritmo desimulación yoptimización

Monitoreo y controldel yacimiento -Tipo y ubicación del sensor -Equipamiento de control de flujo y su ubicación

Futuro del monitoreo y el control de flujoremotosEl monitoreo y el control de flujo desde la superfi-cie constituyen los primeros pasos en el procesode optimización de las tuberías del yacimiento. Enforma ideal, en el futuro, el manejo de yacimientosincluirá como operaciones de rutina la observacióny la recolección de datos y su interpretación, y laintervención (abajo). La actualización dinámica delmodelo de yacimiento utilizando los resultados delmonitoreo en tiempo real, maximiza el valor de losdatos y le permite al operador realizar ajustesinteligentes en las válvulas subterráneas, que con-trolan el flujo proveniente del yacimiento, determi-nando el nivel óptimo de flujo.

El grupo de Dinámica y Control de Yacimientosdel Centro de Investigación de Schlumberger-Dollcon sede en Ridgefield, Connecticut, diseñó unexperimento de laboratorio para determinar elimpacto de la recolección de datos en tiempo realy del control del flujo sobre la recuperación. Elaparato experimental simula un pozo desviado enun yacimiento de petróleo cercano a un contactoagua-petróleo (arriba). En el experimento, elyacimiento de arenisca Berea fue saturado conagua dulce para representar el petróleo en unyacimiento real.14 El "petróleo" fue desplazado porel agua salada, que representa el agua de forma-ción en el yacimiento real.

El "pozo" tiene tres válvulas de control. Cuandolas válvulas se abrieron completamente, la pro-ducción de "petróleo" fue seguida por una invasióntemprana de "agua" en la completación más pro-funda del hueco, ya que ésta es la parte más cer-cana al contacto "agua-petróleo" y es el trayectode menor resistencia. En consecuencia, el barridofue inadecuado.

A continuación, se delineó una estrategiaóptima de producción utilizando el modelopreparado para el yacimiento de laboratorio. Serealizó un enlace de una simulación efectuada conel programa ECLIPSE de simulación de yacimien-tos, con un algoritmo de optimización que incor-poraba una función objetivo de recuperaciónmáxima y restricciones prácticas, como la presióndel yacimiento en cada lugar del hueco, una tasatotal de producción fija y el corte de agua máximo.

La simulación mostró que al variar la toma de flui-dos en los diferentes segmentos del pozo se podíarecuperar mayor cantidad de petróleo. Al ajustarlas válvulas en la próxima etapa del experimento,se recuperó efectivamente mayor cantidad de"petróleo," ya que el frente de "agua" se acercó alhueco en forma pareja en lugar de invadir prema-turamente una zona de la completación.

En este experimento, el ajuste de flujo en cadauna de las válvulas se realizó sobre la base de lasobservaciones del movimiento del frente de agua

utilizando barridos tomográficos asistidos porcomputadora (próxima página, arriba). En el casode los yacimientos subterráneos también seránecesario contar con una imagen del movimientodel frente de agua para diseñar una estrategia decontrol; en efecto, se está tratando de desarrollarsensores confiables para tal propósito.

El experimento demostró claramente que elhecho de producir cada zona con su tasa óptimamejora la recuperación de los hidrocarburos delpozo (próxima página, abajo). Cuando las válvulas

> Aparato experimental. La instalación en el laboratorio (derecha) representa un pozo desviado contres válvulas que controlan el flujo proveniente de las zonas productivas (izquierda). En un principio, elyacimiento se satura de agua dulce, la que luego se desplaza inyectando agua salada desde abajo,para simular un acuífero subyacente.

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14. La arenisca Berea 500, una arenisca rica en cuarzo delCarbonífero Menor proveniente de Ohio, es apreciadapor su durabilidad y se utiliza ampliamente para ensayosen la industria petrolera. Para obtener información adicional sobre la arenisca Berea, conéctese a:http://www.amst.com/red_sandstone-products.html.

se abrieron por completo, sólo se desplazó el 75%del "petróleo." Cuando las tres válvulas se ajusta-ron correctamente en el aparato de experimen-tación, la eficiencia de barrido aumentó al 92%.

Los últimos avances en la tecnología de moni-toreo y control de flujo minimizan la necesidad derealizar intervenciones en los pozos y aquellas queson necesarias resultan más económicas, ya quese simplifican o se efectúan en los momentos másoportunos. Como ya quedó demostrado en losejemplos de los campos Troll y Wytch Farm, esmás probable que se recuperen más reservascuando las zonas o los huecos individuales seoperan en forma independiente, producen contasas precisas para evitar la conificación de aguao de gas o una caída de presión excesiva, y sonasistidos por sistemas de levantamiento artificial.

Las completaciones inteligentes tambiénafectan el modo de trabajo de las personas involu-cradas en el proyecto. El diseño de estos sistemasimplica una mayor interacción desde el punto devista técnico entre los operadores y los provee-dores de servicios y equipamientos, para garanti-zar completaciones más seguras y más eficientes.Una completación inteligente operada remota-mente puede reducir el número de personas nece-sarias en la locación del pozo, de manera que sereduce el costo de las operaciones de campo y unamayor cantidad de gente puede permanecer ensus oficinas de trabajo.

La aplicación de esta tecnología todavía seencuentra en una etapa inicial—en este momentoexisten menos de 20 completaciones de avanzadaen todo el mundo. Hoy en día, resultan más efec-tivas en áreas de altos costos operativos, pero amedida que se simplifiquen y se prueben en otrosescenarios llegarán también a mercados menoscostosos. El desafío del futuro será construirequipamientos para completaciones inteligentespara revestidores de diámetros inferiores a 7 pul-gadas. La combinación de la experticia de Camcoen válvulas de control de flujo con el historial deSchlumberger en el desarrollo de dispositivoselectrónicos subterráneos, ofrece condicionesexclusivas para el monitoreo y el control de flujo.El esfuerzo conjunto de los especialistas enyacimientos y los expertos en completaciones,permitirá realizar una difusión más amplia de estetipo de dispositivos de control. —GMG

Sin control

Petróleo

Agua

Con control

> El impacto del control del flujo. Las imágenes tomográficas obtenidas en el experimento demuestran el impacto del control de flujo. Las fotografías superiores, tomadas durante la etapa inicial del experimento con las válvulas totalmente abiertas, muestran la migración despareja del contacto de agua en dirección al pozo. La fotografía del extremo derecho presenta una invasión prematura de agua en la válvula inferior. En las fotografías inferiores se observa una mayor eficiencia de barrido, ya que las válvulas han sido ajustadas durante la producción. El contacto de "agua" se acerca al pozo en forma pareja.

180 cm3/hrInyección

180 cm3/hr

180 cm3/hr cm3/hr27 49.5 103.5

Sin controlTasa de producción

Con control

75% 92%

> Resultados de la estrategia de optimización. Sin ningún control de flujo, la invasión prematura deagua en la válvula inferior y un barrido deficiente producen un desplazamiento del 75% del "petróleo"(izquierda). Los cuidadosos ajustes efectuados en las tres válvulas permitieron mantener la mismatasa de flujo, pero se logró una mayor eficiencia de barrido y una recuperación del "petróleo" del 92%(derecha). En ambas ilustraciones, la curva blanca representa el contacto "agua-petróleo." En esteexperimento, el objetivo consistía en maximizar la eficiencia de barrido mientras se mantenía constante el flujo total y el corte de agua inferior al 30%.