Perfilaje y cuantificación de flujos multifásicos complejos 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.

John Baldauff Trevor Runge Gulf of Suez Petroleum Company Cairo, Egipto John Cadenhead Marian Faur Remi Marcus Clamart, Francia Cholid Mas Cairo, Egipto Rob North Pekín, China Gary Oddie Cambridge, Inglaterra Por su colaboración en la preparación de este artículo se agradece a François Besse y Dat Vu-Hoang, Clamart, Francia; Alan Monsegue, Houston, Texas, EUA; Antoine Elkadi, Abu Dhabi, EAU; y Chris Lenn, Dubai, EAU. BorFlow, FloScan (herramienta de generación de Imágenes de Flujo), FloView, GHOST (herramienta con Sensor Óptico para Determinar la Fracción Volumétrica del Gas), MapFlo, MaxTRAC, NODAL, PIPESIM, PL Flagship, PLA (Asesor de Registros de Producción), PS Platform y RSTPro (herramienta de Control de Saturación del Yacimiento) son marcas de Schlumberger. ANSYS es una marca registrada de SAS IP, Inc., una subsidiaria 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,” Oilfield Review 8, no. 4 (Invierno de 1996): 44–60. 2. Catala G, Théron B, Conort G y Ferguson J: “Fluid Flow Fundamentals,” Oilfield Review 8, no. 4 (Invierno de 1996): 61–64.

Una edad dorada es un tiempo de prosperidad y felicidad. En el campo petrolero, los tiempos de ímpetu exploratorio podrían parecer una época dorada, pero la realidad cambia de repente cuando comienzan las erogaciones masivas de capital para el desarrollo de campos. Quizás la verdadera edad dorada para un campo productor llegue tarde en su vida, cuando modestas inversiones puedan traducirse en grandes retornos. Una manera eficaz de capitalizar el dinero ya invertido consiste en diseñar óptimas estrategias de producción y operaciones de remediación. Los registros de producción que identifican los puntos de entrada del fluido y diagnostican los problemas en pozos productores constituyen las claves para el manejo exitoso del campo petrolero.

En los pozos verticales o casi verticales, el comportamiento del fluido es relativamente simple, y los sensores convencionales de los registros de producción son razonablemente precisos para medir los parámetros del flujo de fluido zona por zona.1 La situación puede ser bastante diferente en pozos horizontales y sumamente desviados, donde el uso de registros de producción para medir el perfil de entrada del fluido y las contribuciones de cada una de las fases provenientes de cada zona ha significado un reto mucho mayor. Los experimentos de laboratorio de flujos multifásicos en varios tamaños y desviaciones de pozos revelan perfiles y regímenes de flujo complejos, incluyendo la estratificación de fases, el flujo en bache, el flujo tapón, el flujo con burbujas dispersas y el flujo anular (abajo).2

Flujo estratificado

Flujo estratificado ondulante

Flujo tapón

Flujo en bache

Flujo con burbujas dispersas

Flujo anular

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

4

Oilfield Review

Invierno de 2004/2005

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Aún más importante, estos experimentos demuestran una sensibilidad extrema del régimen de fluido con respecto a la desviación del pozo, particularmente en o cerca de la orientación horizontal. En tales casos, una herramienta de adquisición de registros de producción convencional puede conducir a una interpretación ambigua y resultados menos que óptimos. Para encarar este problema, los investigadores del Centro de Investigaciones de Schlumberger en Cambridge, Inglaterra y del Centro de Productos Riboud de Schlumberger en Clamart, Francia, (SRC y SPRC, por sus siglas en inglés respectivamente), llevaron a cabo cientos de pruebas en el circuito de flujo y simulaciones computarizadas de la dinámica del flujo para comprender más profundamente los mecanismos del flujo multifásico en pozos desviados y horizontales. Estos experimentos y simulaciones proveyeron a los ingenieros y científicos la información necesaria para optimizar la arquitectura

Cartucho de minimolinetes con detector integrado de un cable

de la herramienta y la instalación de los sensores, para minimizar la perturbación del fluido como resultado de la presencia de la herramienta en el pozo, para entender la respuesta de la herramienta, y para proporcionar una metodología efectiva de interpretación de datos. Esta amplia investigación condujo al desarrollo del sistema de registros de producción de pozos horizontales y desviados con la herramienta de generación de Imágenes de Flujo FloScan, que incorpora múltiples minimolinetes que abarcan la sección transversal de un pozo, junto con sondas ópticas y eléctricas ubicadas muy cerca de los molinetes (abajo). La herramienta FloScan mide la velocidad del fluido en cinco puntos distribuidos a través del diámetro vertical de un pozo, y ofrece una estimación de la fracción volumétrica (holdup) del agua, del gas y del petróleo con una única herramienta.3 Se trata del primer dispositivo que ofrece una medición directa de la velocidad del gas en un flujo multifásico.4

Sonda óptica GHOST

Sonda eléctrica FloView

> Ubicación de los minimolinetes y sondas. La herramienta de generación de Imágenes de Flujo FloScan incorpora 17 sensores: cuatro minimolinetes en un brazo, cinco sondas eléctricas y cinco sondas ópticas en otro brazo, y un juego de sensores incluyendo un molinete y sondas eléctricas y ópticas en el cuerpo de la herramienta que se asienta en el fondo del pozo. La herramienta se 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 tubería durante la adquisición de registros y el brazo motorizado se extiende cubriendo el diámetro completo del pozo.

6

En este artículo, se describe rápidamente la dinámica del flujo multifásico y los métodos de registros de producción para medir las entradas de fluidos en presencia de complejos regímenes de flujo de pozo. También se tratan los avances técnicos que condujeron al desarrollo de la tecnología de la herramienta FloScan. Ejemplos de campo de Medio Oriente realzan la versatilidad de esta novedosa tecnología en aras de la efectividad operacional y el mayor retorno de la inversión en campos maduros. Comprensión del flujo multifásico complejo El flujo de fluidos en el pozo está influenciado por varios factores, incluyendo el diámetro de la tubería, la velocidad de flujo, el tipo de fluido y las características del mismo—densidad y viscosidad—y la desviación del pozo. En SCR se llevaron a cabo varios experimentos en el circuito de flujo con un diámetro de tuberías de 6 pulgadas con dos fases de fluido—petróleo y agua—fluyendo con la misma velocidad. Con la tubería perfectamente horizontal, el flujo se estratifica naturalmente, ocupando el petróleo la parte superior la tubería, y el agua, la parte inferior. Ambas fases viajan a velocidades similares, y la fracción volumétrica está cerca de 50:50 (próxima página). Bajo estas condiciones, una herramienta de adquisición de registros de producción convencional mediría la velocidad de fase promedio de la combinación de las fases. Multiplicando la fracción volumétrica medida por la velocidad de la combinación de las fases es posible deducir la velocidad de flujo de cada fase, pero es difícil hacer esto en forma exacta si el pozo no es perfectamente horizontal. Los pozos rara vez son perfectamente horizontales. Una inclinación de 2º provoca una distribución del fluido diferente al de un caso horizontal, y el flujo varía en gran manera dependiendo de la dirección de la inclinación de la tubería. A una inclinación de 88º, los fluidos fluyen en forma ascendente. El agua, el fluido más denso, experimenta un incremento de fracción volumétrica y se moviliza más lentamente que en un caso de inclinación de 90º. El petróleo se mueve en una banda más estrecha en la parte superior, y con una mayor velocidad. A una desviación de 92º, pasa lo contrario: la fase de petróleo queda detrás de la del agua, y la fracción volumétrica del agua decrece considerablemente. En ambos casos, el mayor deslizamiento entre las fases incrementa la combinación en la interfase y también conduce a una interfase no tan bien definida.5 Inclusive desviaciones más pequeñas, de menos de 1º con respecto a la horizontal, también causan este efecto dramático en el comportamiento del flujo, particularmente a velocidades de flujo bajas.

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90°

88°

70° 92°

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

A una desviación de 70º, el petróleo viaja a lo largo de la parte superior de la tubería a una velocidad aún más alta que la del caso de 88º y el agua cae detrás hacia el fondo del pozo, conduciendo a la recirculación del agua y a una velocidad del agua negativa en la parte baja de la tubería. Estos experimentos de laboratorio ilustran cuán desafiante es obtener una velocidad de fase representativa con la presencia de dos fases. La presencia de gas en el pozo agrega una complejidad aún mayor en los patrones de flujo; aparecen flujos tales como flujo en bache, flujo tapón, flujo disperso y flujo anular. Una herramienta de adquisición de registros de producción convencional con un molinete de diámetro completo responde tanto a la velocidad como a la cantidad de movimiento de la fase en la 3. La fracción volumétrica es la porción del área de la tubería ocupada por cada fase en un flujo multifásico. 4. “Complex Flows in Nonvertical Wells Pose Logging-Tool Challenges,” Journal of Petroleum Technology 54, no. 4 (Abril de 2004): 26–27. 5. El deslizamiento ocurre en el flujo multifásico cuando una fase fluye más rápido que otra, o, en otras palabras, se adelanta. Debido a este fenómeno, existe una diferencia entre las fracciones volumétricas (secciones transversales) y los cortes (tasas de flujo volumétrico) de las fases. 6. En los pozos desviados a velocidades de flujo medias a bajas, la fase más liviana viaja a lo largo de la parte alta de la tubería y arrastra algo de la fase pesada, impartiendo un corte al cuerpo del flujo. Esto, a su vez, genera una recirculación en la fase más pesada. Luego existe un perfil de velocidad no lineal, desde el fondo de la tubería hacia el tope, con fluidos viajando más rápidamente a lo largo del tope y más lentamente o inclusive hacia abajo en la parte baja. Bajo estas condiciones, el molinete de diámetro completo promediará las velocidades y registrará flujo descendente; velocidad negativa, o a veces ausencia 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.

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porción central del pozo a una profundidad y tiempo determinado, haciendo que la velocidad del gas no se detecte. Cuando vuelve a circular el flujo, un molinete de diámetro completo puede variar en la dirección de rotación o no girar del todo.6 En tales casos, el flujo de fluido proveniente de diversos intervalos no puede ser cuantificado, distorsionando severamente los resultados de los registros. Las soluciones, tales como el servicio avanzado de diagnóstico del flujo de pozo PL Flagship, se desarrollaron para evaluar los perfiles de flujo entrante en regímenes de flujo complejos en pozos horizontales y sumamente desviados.7 Presentado en 1996, este juego integrado de herramientas para la adquisición de registros de producción consiste en una sonda de presión y temperatura, un detector de rayos gamma, una herramienta de activación de pulsos de neutrones, dos herramientas alineadas de generación de imágenes del fluido, un inyector de marcador de fluido, y uno o dos molinetes centralizados. Cada uno de estos dispositivos mide una parte específica de la información del flujo. La información se combina e interpreta luego para derivar el tipo y velocidad de fluido proveniente de cada intervalo de producción. Este juego de medición de flujo abarca desde 30.5 hasta 42.7 m [100 a 140 pies] de largo, dependiendo de la configuración de la herramienta. En un régimen de flujo no estacionario complejo, tal como aquellos ilustrados por los experimentos de laboratorio, los sensores podrían estar posicionados en diferentes regímenes de flujo al variar la desviación del pozo. La situación dinámicamente cambiante puede hacer difícil la interpretación de los registros de producción. Otra dificultad con las herramientas de adquisi-

ción de registros de producción convencionales es la incapacidad para medir directamente la velocidad del gas. Una nueva herramienta específicamente diseñada para pozos sumamente desviados y pozos horizontales encara estos retos en los regímenes de flujo complejos. Tecnologías avanzadas de registros de producción El dispositivo FloScan es la primera herramienta de adquisición de registros de producción desarrollada utilizando simulaciones computarizadas de la dinámica del fluido para optimizar su forma y para estudiar la perturbación del fluido en flujos ascendentes y descendentes, con diferentes diámetros de pozos y distintas viscosidades del fluido. El diseño de la sonda fue sujeto a simulaciones y experimentos cinemáticos. Las simulaciones de resistencia mecánica utilizando el programa de computación ANSYS verificaron la compatibilidad de la herramienta para las operaciones con tubería flexible. La herramienta ha sido diseñada para operar descentralizada, lo cual simplifica su transporte en pozos horizontales y sumamente desviados, y garantiza la instalación correcta de los sensores a través del eje vertical del pozo. Las mediciones de la orientación de la herramienta y el calibrador permiten el cálculo de la posición de los sensores en tiempo real. Un aspecto único de la herramienta es que el arreglo de los sensores permite ubicar los mismos lo suficientemente cerca entre sí para medir el mismo régimen de fluido a la misma profundidad y tiempo. Por lo tanto, a una profundidad determinada, se obtiene un perfil de flujo de tres fases completo con velocidad y fracción volumétrica en tiempo real.

7

Fracción volumétrica del agua =

Tiempo en circuito corto Tiempo total

Tiempo

Conector

Brazo de soporte de la sonda Electrodo de tierra (para fases continuas de petróleo)

Aislante cerámico Extremo conductivo

Flujo Agua

Petróleo

Gas

> 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 punta encuentra gas o petróleo, el circuito se rompe. La fracción volumétrica del agua se calcula en base al tiempo en que se completa el circuito.

Schlumberger ha desarrollado sensores de rotación de baja energía que presentan mínima fricción. Los molinetes poseen un diámetro aproximado de 2.5 cm [1 pulgada]. La optimización de los molinetes, llevada a cabo por varios meses, incluyó pruebas en flujos arenosos, fluidos corrosivos y fluidos de alta velocidad. Numerosas pruebas muestran una respuesta de velocidad precisa cuando el brazo se extiende dentro de tuberías con diámetros internos de entre 27⁄8 y 9 pulgadas. Mientras los molinetes determinan las velocidades del fluido, las sondas determinan las fases del fluido y sus fracciones volumétricas. Las sondas eléctricas en la herramienta de medición de la fracción volumétrica FloView dis-

criminan el agua de los hidrocarburos utilizando una medición de resistencia eléctrica del fluido, mientras que la herramienta con Sensor Óptico para Determinar la Fracción Volumétrica del Gas GHOST distingue el gas del líquido utilizando una medición óptica del índice de refracción.8 Las herramientas GHOST y FloView son tecnologías probadas en el campo, y sus sensores han sido integrados en el diseño de la herramienta FloScan. Al pasar el fluido por la punta de las sondas eléctricas en la herramienta FloScan, la herramienta mide la conductividad en el agua o la conductividad debajo de cierto umbral en el petróleo o gas (arriba). La fracción volumétrica del agua se calcula a partir de la cantidad de

tiempo que toma completar el circuito en comparación con el tiempo total de medición. La fracción volumétrica del gas se obtiene ópticamente. El petróleo y el agua poseen índices de refracción altos, mientras que el gas posee un índice de refracción bajo, y refleja más del 80% de luz (abajo). Cuando la reflectividad excede un umbral predeterminado, la sonda indica gas. Ahora bien, con sondas en la herramienta FloScan indicando la posición del gas y pequeños molinetes midiendo el flujo a través del diámetro del pozo, es posible determinar la velocidad del gas en forma precisa. Las mediciones se toman mientras se mueve la herramienta, con los brazos extendidos para tocar el tope de la tubería mientras que el cuerpo de la herramienta yace en el fondo. Resortes de flejes operan la abertura de los brazos, y un activador hidráulico motorizado opera su cierre. La posición de cada sensor se determina en tiempo real en base a la posición relativa de los brazos y las mediciones del calibrador. Cuando se desea, se pueden obtener datos con la sonda sujeta a una estación (próxima página, arriba). En flujos estratificados, la ubicación de las interfases del fluido se puede determinar precisamente haciendo mediciones mientras se cierra el brazo utilizando la función de escaneo con el brazo en una posición determinada, con resultados disponibles en tiempo real. La sonda básica FlowScan es de 3.4 m [11 pies] de largo e idealmente adaptada para pozos no verticales. A diferencia de la sarta de adquisición de registros de producción típica de 100 pies, la longitud total de la sarta es aproximadamente de 7.6 m [25 pies] cuando se halla combinada como la típica sarta de adquisición

Fracción volumétrica del gas =

Tiempo por encima del umbral Tiempo total

Tiempo Umbral 120 Aire

Luz reflejada, %

100

Gas (n = 1.1)

80 60 Agua (n = 1.33)

40 20

Petróleo (n = 1.5)

Condensado (n = 1.4) 0

1

1.1

1.2

1.3 1.4 Índice refractivo

1.5

1.6

Flujo Agua

Petróleo

Gas

> Respuesta de la sonda óptica. La sonda de la herramienta con Sensor Óptico para Determinar la Fracción Volumétrica del Gas GHOST discrimina el gas del 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.

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Gas

Petróleo

Agua

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

de registros de producción, incluyendo sensores de presión y temperatura. La herramienta se puede operar en pozos con diámetro interno de 27⁄8 a 9 pulgadas y puede transportarse mediante tubería flexible, cable de acero o con un sistema de tractor de fondo de pozo MaxTRAC. Opera a temperaturas por encima de 149ºC [300ºF] y bajo presiones de 103 Mpa [15,000 lpc]. Perfil de flujo en tiempo real Cuando la sonda FloScan está operando, los datos en tiempo real emanan de 17 sensores, el calibrador y el dispositivo de orientación relativa en la sarta. Una novedosa tendencia hacia la interpretación de datos incorpora un programa de computación especializado para la visualización en tiempo real de la velocidad de la fase y las fracciones volumétricas a lo largo del diámetro vertical de la sección del pozo. Otro paquete de computación ofrece un fácil despliegue de datos no procesados durante las operaciones de adquisición de registros o más tarde durante su reproducción. El programa de computación de visualización emplea una moderna técnica de modelado utilizando una calibración del molinete que tiene en cuenta la inclinación teórica del mismo y los valores del umbral de rotación en el petróleo, agua y gas. Esta técnica automatizada provee 8. Théron B, Vu-Hoang D, Rezgui F, Catala G, McKeon D y Silipigno L: “Improved Determination of Gas Holdup Using Optical Fiber Sensors,” Transcripciones del 41 Simposio Anual sobre Registros de la SPWLA, Dallas, 4 al 7 de junio de 2000, artículo GG. 9. La calibración del molinete de múltiple pasada es una técnica para interpretar los resultados de un medidor de flujo a molinete utilizando varias corridas de registro sobre la zona de interés a diferentes velocidades hacia arriba y hacia abajo. La velocidad del molinete es una función casi lineal de la velocidad efectiva del fluido. Si bien esta función se puede medir en superficie, varía con el fluido y el patrón del fluido, y es mucho más confiable determinada en sitio. Luego de varias pasadas, se puede calibrar la función para determinar la inclinación local y los valores del umbral para cada molinete. Las mediciones locales de la fracción volumétrica asociadas se pueden utilizar para discriminar la inclinación individual y los valores del umbral para cada fase. La velocidad del molinete se convierte a velocidad de fase local. La velocidad de flujo se determina multiplicando la velocidad de la fase por la fracción volumétrica.

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procesamiento de datos en tiempo real en una sola pasada durante la adquisición de registros. La precisión del molinete se puede verificar comparando los resultados del procesamiento de pasadas a diferentes velocidades de adquisición de registros, y los valores predeterminados pueden ser reemplazados, si es necesario, por valores derivados subsecuentemente de un gráfico de calibración del molinete tradicional. La calibración mediante múltiples pasadas de los molinetes generalmente conduce a resultados más precisos que los valores predeterminados.9 Este programa de computación también se puede utilizar para convertir los datos de la herramienta FloScan en datos promedios a cada profundidad de medición, y como valor de entrada al algoritmo de inversión del programa de computación de la herramienta de adquisición de registros de producción BorFlow. El programa de interpretación BorFlow realiza calibraciones del molinete y cálculos del flujo multifásico en estado

estacionario, respaldando las nuevas mediciones de registros de producción incluyendo la herramienta FloScan. El método de procesamiento es secuencial. Los perfiles de las fases de la fracción volumétrica del gas y la fracción volumétrica del agua se generan en base a las lecturas de la sonda eléctrica y óptica. El perfil de la fracción volumétrica del petróleo se deduce luego de aquellas del gas y del agua. Los límites superiores e inferiores de las interfases del flujo se definen como las regiones donde el flujo es localmente multifásico. Las velocidades de cada fase se derivan después de una calibración del molinete (abajo). La velocidad de cada fase se multiplica por la fracción volumétrica para determinar la velocidad de flujo. Se llevaron a cabo experimentos de laboratorio adicionales en SCR y SRPC con la herramienta FloScan con flujo trifásico y con la tubería a diferentes desviaciones para verificar la respuesta de la herramienta en flujos complejos.

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

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

9

Los datos no procesados son continuamente actualizados en la caja del monitor de despliegue, ofreciendo una toma en cualquier instante de tiempo. El programa de procesamiento calcula la distribución del fluido a través del diámetro de la tubería en tiempo real (abajo). Optimización de los programas de reparación Una nueva secuencia de tareas de procesamiento—el Asesor de Registros de Producción

92°

88°

70°

10

PLA—ha sido diseñada por el Centro de Geociencia de Schlumberger en Pekín para evaluar el comportamiento del flujo en el fondo del pozo de terminaciones de múltiples horizontes y para guiar las decisiones de reparación de manera oportuna. Esta secuencia de tareas incorpora herramientas interactivas para tener en cuenta varios parámetros de terminación y del yacimiento, así como para visualizar sus efectos en el perfil de producción. Los resultados gráficos

permiten obtener una rápida selección de posibles escenarios y mostrar el perfil pronosticado después de la intervención (próxima página, arriba). La entrega de datos combina la productividad del yacimiento definida por las mediciones de los registros de producción con el análisis de sistemas de producción NODAL. Las técnicas del análisis NODAL proveen un método para modelar los efectos de las características del fluido y la configuración de la terminación del pozo al producir los fluidos a la superficie. La combinación de las respuestas de los registros de producción con el análisis NODAL ofrece un panorama único para entender mejor el comportamiento de la terminación del yacimiento y el potencial para introducir mejoras. Se puede modelar rápidamente el impacto de modificar una terminación para pronosticar los cambios resultantes en el perfil de producción. Cuando los costos de la intervención son altos, la capacidad para evaluar el posible resultado de una reparación y para tomar decisiones sensatas de manera oportuna, se vuelve crucial. Retos en pozos desviados y horizontales Los campos petroleros del Golfo de Suez presentan una variedad de retos para las mediciones de los registros de producción. Esta madura región productora contiene cerca de 100 plataformas en 45 campos con más de 300 pozos de producción y 100 inyectores de agua.10 Los registros de producción ayudan a mantener la producción corriente de petróleo de 20,657 m3/d [130,000 B/D]. Los yacimientos viejos que producen petróleos viscosos con altos cortes de agua, combinados con terminaciones desviadas u horizontales que se < Experimentos efectuados en el circuito de flujo utilizando la sonda FloScan con procesamiento en tiempo real. El despliegue muestra la fracción volumétrica y las velocidades en tiempo real en un flujo de tres fases. El petróleo y el agua están fluyendo en una tubería de 6 pulgadas a 240 m3/d, y el gas está fluyendo a 352 m3/d. Los cinco minimolinetes atraviesan la sección transversal vertical de la tubería. A 92º, el agua tiene una velocidad mayor que el petróleo y el gas, y la fracción volumétrica del agua es baja (arriba). Las fases del fluido aparecen bien separadas con el gas y el petróleo ocupando la mayor parte de la tubería. A 88º de desviación, el agua se retarda debido a la atracción gravitatoria mientras el flujo se mueve en forma ascendente (centro). El petróleo y el gas ocupan la mitad superior de la tubería y se mueven mucho más rápido que el agua. A 70º de desviación del pozo, el flujo es complejo (abajo) El agua que se muestra en azul, es una fase dominante, con gotitas de petróleo (verde) dispersas en todas partes y el gas (rojo) principalmente en la parte superior. El agua queda atrás, moviéndose mucho más lento que el petróleo y el gas. Los dos molinetes del fondo leen una velocidad negativa, indicando recirculación de agua.

Oilfield Review

10. Borling DC, Powers BS y Ramadan N: “Water Shut-off Case 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.

Invierno de 2004/2005

Asesor de Registros de Producción PLA

Interpretación de registros de producción

Análisis NODAL PIPESIM

Resultados de producción

Datos de los minimolinetes

Imagen de la fracción volumétrica del agua de la herramienta FloView

Imagen de velocidad del molinete

Rayos gamma

> Secuencia de tareas de interpretación del sistema Asesor de Registros de Producción PLA. Utilizando la información de la presión de la formación (izquierda) como punto de partida, el programa de computación define los parámetros zonales del yacimiento en términos del índice de productividad, el corte de agua y la relación gas/petróleo (arriba al centro). Estos datos se pasan al paquete de análisis del sistema de producción NODAL, al programa de análisis del sistema de producción PIPESIM (derecha), que crea un modelo para aparejar las velocidades medidas y las presiones tan cercanamente como sea posible. El modelo resultante se utiliza para evaluar varias actividades de modificación de terminación en términos de los resultados de producción. La interfase incluye herramientas interactivas para ingresar datos de varias modificaciones de terminación y parámetros del yacimiento, permitiendo la visualización de los efectos en el perfil de producción. Los resultados son entregados en despliegues de registros gráficos y datos tabulares.

Profundidad, pies

encuentran típicamente en ambientes marinos, conducen a regímenes de flujo complicados. En muchos casos, les resulta difícil proveer las respuestas necesarias bajo estas condiciones con las herramientas de adquisición de registros de producción convencionales. Un campo del Golfo de Suez que se puso en producción en 1978 tiene una estructura anticlinal inclinada, caracterizada por areniscas homogéneas bien conectadas. La permeabilidad del yacimiento generalmente aumenta con la profundidad, y abarca desde 200 hasta 1,000 mD en la base. En 1996, se inició un programa de inyección de agua para proveer el influjo limitado del acuífero con mantenimiento de la presión. Cuando el campo se va aproximando a su límite económico, los registros de producción juegan un rol importante en el reconocimiento de las áreas para el aislamiento del agua (WSO, por sus siglas en inglés) para maximizar la recuperación del petróleo. Uno de los pozos en este campo considerado para un posible WSO posee una inclinación de 37º y produce con la ayuda de levantamiento artificial por gas a través de seis intervalos abiertos. Las pruebas de pozos efectuadas a fines de 2003 indicaron un gasto total de producción de 327 m3/d [2,058 B/D] con un corte de agua del 97%. Fue necesario adquirir registros de producción para evaluar las contribuciones del intervalo individual y para identificar las fuentes de producción de agua. La utilización de registros de producción convencionales para determinar las contribuciones del intervalo, produjo resultados ambiguos, debido a los regímenes de flujo complejos asociados con alto corte de agua y desviación relativamente alta. En un intento por superar estas limitaciones y proveer un análisis de flujo cuantitativo, se puso en funcionamiento la herramienta FloScan el 29 de enero de 2004 utilizando cable de acero para transportar la herramienta dentro del pozo. Los datos de la fracción volumétrica obtenidos con las herramientas FloScan y FloView indican claramente estructuras de flujo complejas a lo largo del pozo (derecha). Los resultados de la imagen de velocidad muestran varias áreas de agua recirculante en la parte baja del pozo. Los datos de la herramienta FloView demuestran claramente que el petróleo está fluyendo en una pequeña área en la parte superior del pozo. Los datos de la herramienta GHOST indican que no se detectó gas a lo largo de la sección entera.

Datos de la fracción volumétrica del agua de la herramienta FloView

#0 #1 #2 #3 #4 #0 #1 #2 #3 #4 #5 rps rps rps rps rps pies/min -10 10 -10 10 -10 10 -10 10 -10 10 -40 40 0.8 1.0 0.8 1.0 0.8 1.0 0.8 1.0 0.8 1.0 0.8 1.0 0.92 1.0

API 10 90

X350

X400

Parte baja

Parte alta

Parte baja

Parte alta

> Respuesta de los minimolinetes individuales y de la fracción volumétrica del agua con la herramienta FloView. Las respuestas del molinete para ocho pasadas a cinco velocidades diferentes del cable se pueden observar a la izquierda. Las curvas sólidas representan cinco pasadas descendentes y las curvas punteadas indican tres pasadas ascendentes. La respuesta del molinete aumenta desde el molinete #0 en el lado inferior del pozo desviado a 37º al molinete #4 en el lado superior del pozo. De modo 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 pasadas con la parte baja a la izquierda y la parte alta a la derecha. La imagen de velocidad del molinete muestra una velocidad positiva en la parte superior del pozo desde el fondo del levantamiento. La imagen de la fracción volumétrica con FloView (bien a la derecha) muestra claramente algo de petróleo presente en la parte alta del pozo desde el fondo del levantamiento. El petróleo más liviano que fluye a lo largo de la parte superior del pozo establece áreas de recirculación local, corroboradas por valores bajos y negativos en la imagen de velocidad.

11

Profundidad, pies

Velocidad del molinete de diámetro completo 0

Velocidad pies/min 40

FloScan

PL Convencional Densidad del fluido obtenida con el gradiomanómetro

Densidad del fluido 0.9 g/cm3 1.2 Imagen de la fracción Imagen de velocidad Estaciones de volumétrica del agua

Estaciones del molinete 0 rps 3 -40 pies/min 40

la densidad 0.9 g/cm3 1.2 0.92

1.0

PL Convencional

FloScan

Perfil de flujo

Perfil de flujo

Flujo de agua

Flujo de agua

Flujo de petróleo

Flujo de petróleo

Diagrama esquemático del pozo

FloScan

PL Convencional

X350

X400

Profundidad, pies

Rayos gamma

0

X350

X400

12

Rayos gamma API 100 0.0

Flujo inicial de agua

Flujo inicial de petróleo

Temperatura y presión

Temperatura del pozo 249 grados F 250 Presión del pozo Agua Petróleo 1,625 lpc 2,497 Presión de reparación B/D 100 1,625 lpc 2,497 B/D 2,500 0.0

Perfil de flujo inicial

Perfil de flujo pronosticado

Agua

Agua

Petróleo

Petróleo

Gas

Gas

Flujo de agua inicial 0 B/D 4,000 Flujo de líquido inicial 0 B/D 4,000 Flujo total inicial 0 B/D 4,000

Flujo de agua estimado 0 B/D 4,000 Flujo de líquido estimado 0 B/D 4,000 Flujo total estimado 0 B/D 4,000

Diagrama esquemático del pozo

> Comparación de las herramientas de adquisición de registros de producción convencionales (PL) y los perfiles del flujo de la herramienta FloScan. Cada carril muestra la parte baja del pozo a la izquierda y la parte alta del pozo a la derecha. La imagen de velocidad generada por la herramienta FloScan muestra el rango de color desde el azul al rojo, con el rojo indicando la velocidad negativa (Carril 2). El perfil 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% de agua se producen de los disparos ubicados debajo de X400 pies de profundidad. El resto del agua y algo de petróleo provienen de los disparos localizados a X390 pies de profundidad. Los dos disparos superiores están produciendo petróleo seco, y más de la mitad de la producción de petróleo del pozo proviene del disparo superior. El molinete de diámetro completo está fuertemente influenciado por la recirculación del agua en la parte baja del pozo. Las estaciones del molinete en el tope del intervalo muestran gran evidencia de ello. El resultado es que las velocidades del molinete de diámetro completo son 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 pobre resolución para detectar los pequeños cambios en la fracción volumétrica del agua, que son detectados por la sonda FlowView ubicada en la parte alta.

El perfil de flujo derivado de la combinación de los datos de la fracción volumétrica y la velocidad, obtenidos con la herramienta FloScan, muestra que cerca del 25% del petróleo y el 85% del agua son producidos de los disparos ubicados debajo de los X400 pies de profundidad (izquierda). El resto del agua y alguna contribución de petróleo provienen de disparos ubicados a 390 pies de profundidad. Los disparos superiores están produciendo petróleo limpio con más de la mitad de la producción del petróleo proveniente del disparo menos profundo. Los sensores de los registros de producción convencionales pierden la entrada significante de petróleo de los disparos superiores debido al efecto de recirculación del agua en el molinete. La baja resolución del gradiomanómetro para determinar la densidad del fluido resulta en una pobre determinación de las contribuciones de petróleo.11 Esto lleva a una interpretación errónea que atribuye el 90% de la entrada de petróleo a los disparos más profundos. En base a los resultados de la herramienta FloScan, se planificó una operación de reparación de pozo para optimizar la producción de petróleo. El intervalo entre X375 y X400 pies de profundidad fue evaluado para una posible colocación de tapón para aislar la mayoría de las zonas con alto corte de agua. La excelente correspondencia entre los resultados del registro de producción con la información geológica respecto de la ubicación de la arcilla sellante, motivó al operador a colocar el tapón a X400 pies de profundidad. Se utilizó un programa de computación especializado para pronosticar los resultados de la operación de remediación (izquierda). Los resultados pronosticaron una producción de petróleo de 97 m3/d [609 B/D] y una producción de agua de 389 m3/d [2,447 B/D]. Estos valores están muy cerca de los resultados reales de 88 m 3 /d [556 B/D] para el petróleo y 402 m 3 /d [2,532 B/D] para el agua. Un incremento de nueve veces más en la producción de petróleo y una recuperación de la inversión en menos de < Resultados pronosticados del registro para la operación de remediación planificada. Un tapón (cuadrado azul en el diagrama esquemático del pozo) colocado a X400 pies de profundidad elimina la producción de los tres disparos más profundos. El Carril 4 despliega la presión de flujo inicial junto con el pronóstico del análisis NODAL de la presión de flujo luego de colocar el tapón (presión de reparación). Al no requerirse que el pozo levante artificialmente la producción de agua de las zonas más profundas, se observa una presión de flujo decreciente a través de las zonas más altas. Esta incrementada caída de presión en las zonas más altas provee un aumento nueve veces mayor en la producción de petróleo.

Oilfield Review

Las terminaciones de pozos de gran diámetro, los regímenes de flujo multifásico y los pozos horizontales con perfiles desafiantes representan una complicación para obtener una estimación exacta de qué es lo que está fluyendo en el pozo. Para planificar una intervención eficaz, el operador bajó la herramienta FloScan con tubería flexible, equipada con cable eléctrico junto con la herramienta de adquisición de registros de producción de nueva generación PS Platform para poder efectuar comparaciones. Las pasadas ascendentes y descendentes se condujeron a tres velocidades distintas del cable. En otra pasada de registro, se corrió la herramienta de Control de Saturación del Yacimientos RSTPro con una sonda FloScan para determinar los contactos petróleo/agua y gas/petróleo. El perfil del pozo muestra un punto bajo en la trayectoria; más allá del talón del pozo, el pozo sube nuevamente. Las zonas perforadas están en la sección horizontal del pozo (abajo). La imagen

Perfil de flujo 0 B/D 5,000

Flujo de agua

Profundidad medida, pies

Y500

Velocidad TVD Z442 Z400

Velocidad -120 pies/min 100

X300 Fracción volumétrica TVD Z442 Z400

Fracción 0 volumétrica 1

Flujo de petróleo

una semana, demuestran la efectividad de la herramienta FloScan. En otro campo en el Golfo de Suez, la presión del yacimiento declinó de una presión inicial de 17.9 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 de alta viscosidad queda entre la capa de gas y un acuífero bastante activo, y existe conificación de gas y agua. Las lecturas de la prueba muestran que el corte de agua puede abarcar desde 70% hasta 98%. Esto significa que la producción de petróleo varía entre el 2% y el 30% del flujo total; un factor de 15 en la variación. El operador corrió la herramienta FloScan para obtener una evaluación precisa del corte de agua y localizar los puntos de entrada del fluido para el petróleo y el agua. El costo de intervención del pozo es típicamente cercano a US$ 250,000; por lo tanto, es vital evitar una intervención innecesaria o ineficaz.

Disparos Contacto agua/petróleo

Y500

Y400

Y200

Y300

Y100

Y000

X900

X800

X700

X600

X500

X400

X300

-4

rps

6

Molinete de diámetro completo

Profundidad medida, pies

> Un ejemplo de un pozo horizontal del Golfo de Suez. Las imágenes de velocidad y fracción volumétrica obtenidas con la herramienta FloScan se despliegan para una de las pasadas de la herramienta en la parte superior del pozo a 15.3 m/min [50 pies/min]. El perfil de velocidad muestra poca actividad hasta Y120 pies de profundidad, donde la velocidad aumenta en la parte baja del pozo y el agua aparece en la imagen de la fracción volumétrica. A pesar de que la mayor parte de la velocidad se atribuye al agua en la parte baja, los niveles de la fracción volumétrica indican que algo de petróleo está también fluyendo en este punto. El molinete de diámetro completo convencional indica un leve flujo ascendente en este intervalo, posiblemente atribuido a alguna recirculación reversa del petróleo que está siendo arrastrado abajo del pozo y luego circula de vuelta hacia arriba. El perfil de flujo derivado de la herramienta 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 petróleo más significante proveniente del disparo ubicado cerca de los Y100 pies de profundidad (abajo).

Invierno de 2004/2005

de velocidad muestra un aumento en velocidad en el lado bajo del pozo cerca de los Y120 pies de profundidad. Mientras que el incremento en velocidad se atribuye en gran medida al agua, la imagen de la fracción volumétrica muestra claramente algo de petróleo a esta profundidad. El molinete convencional de diámetro completo muestra poca actividad con pequeñas indicaciones de recirculación a la misma profundidad y no puede detectar la zona de producción más importante. Los datos de la herramienta FloScan indicaron que los disparos ubicados a una profundidad vertical verdadera más profunda (TDV, por sus siglas en inglés) producen la mayor cantidad de agua. El contacto agua/petróleo determinado por la medición de la herramienta RSTPro confirmó este resultado. En base a estos resultados, el programa de reparación recomendado implicó cerrar las zonas más bajas y volver a disparar cerca de 244 a 305 m [800 a 1,000 pies] menos profundo sobre el talón del pozo a cerca de 70º de desviación. La producción total de petróleo aumentó de 48 m3/d [300 B/D] a 79 m3/d [500 B/D]. El aumento de producción pagó las intervenciones en otros dos pozos. Prolongación de la vida de un campo Siendo que el 70% de la producción actual de petróleo proviene de los campos maduros, los avances tecnológicos cumplen un rol siempre creciente en prolongar la vida de los campos y en maximizar el retorno de las inversiones. Estos campos tienen la capacidad de aumentar su producción en el futuro con una mínima inversión. Como lo demuestran estos ejemplos de Medio Oriente, la herramienta FloScan identifica correctamente los puntos de entrada del fluido en regímenes de flujo complejos en pozos desviados y horizontales. Los aumentos en producción y los retornos rápidos ilustran la efectividad operacional y en costos de esta tecnología. Es a través de este tipo de innovación, que tiende a integrar el diseño de herramientas, el procesamiento de datos y los programas de computación de interpretación, que la industria puede resolver los retos para incrementar la productividad en los campos maduros. —RG 11. Un gradiomanómetro mide la densidad promedio del fluido a diferentes profundidades, para producir un registro de densidad del fluido. El conocimiento de la densidad de las fases individuales permite determinar sus fracciones volumétricas directamente en el caso de flujo bifásico, y en combinación con otras mediciones para el flujo trifásico. Presentado a fines de 1950, el dispositivo mide la diferencia de presión entre dos sensores de presión, colocados aproximadamente a 0.6 m [2 pies] de distancia entre sí. La diferencia de presión refleja la densidad promedio del fluido a través del pozo dentro de aquel intervalo de profundidad.

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