Un avance significativo en las operaciones de pruebas de pozos En los ambientes de exploración y evaluación, una forma de recolectar datos para determinar la productividad de los pozos y caracterizar los yacimientos es mediante la ejecución de pruebas de pozos o pruebas de formación efectuadas a través de la columna de perforación. La adquisición de datos de pruebas de fondo de pozo ha mejorado recientemente gracias al desarrollo de un sistema acústico de telemetría inalámbrica que permite a los operadores el acceso a estos datos en tiempo real.

Amine Ennaifer Palma Giordano Stephane Vannuffelen Clamart, Francia Bengt Arne Nilssen Houston, Texas, EUA Ifeanyi Nwagbogu Lagos, Nigeria Andy Sooklal Carl Walden Maersk Oil Angola AS Luanda, Angola Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Otoño de 2014: 26, no. 3. Copyright © 2015 Schlumberger. Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Michelle Parker Fitzpatrick, Houston; y a David Harrison, Luanda, Angola. CERTIS, CQG, InterACT, IRDV, Muzic, Quartet, RT Certain, SCAR, Signature y StethoScope son marcas de Schlumberger. 1. El término “factor de daño” se utiliza en la ingeniería de yacimientos para describir la restricción del flujo de fluidos que se dirige desde una formación geológica hacia un pozo. Un valor positivo del factor de daño cuantifica la restricción del flujo, en tanto que los valores de factor de daño negativos cuantifican los mejoramientos del flujo, producidos generalmente por las operaciones de estimulación artificial, tales como los tratamientos de acidificación y fracturamiento hidráulico. 2. Al-Nahdi AH, Gill HS, Kumar V, Sid I, Karunakaran P y Azem W: “Innovative Positioning of Downhole Pressure Gauges Close to Perforations in HPHT Slim Well During a Drillstem Test,” artículo OTC 25207, presentado en la Conferencia de Tecnología Marina, Houston, 5 al 8 de mayo de 2014. 3. Kuchuk FJ, Onur M y Hollaender F: Pressure Transient Formation and Well Testing: Convolution, Deconvolution and Nonlinear Estimation. Ámsterdam: Elsevier, Developments in Petroleum Science 57, 2010.

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Para la época en que Edgar y Mordica Johnston efectuaron la primera prueba comercial de formación a través de la columna de perforación en el año 1926, ya se habían emitido más de veinticuatro patentes de probadores de formaciones. Antes de que de los hermanos Johnston introdujeran sus innovadores métodos, si el petróleo no fluía a la superficie, los pozos de exploración se probaban a través del procedimiento de cuchareo, consistente en la bajada de un tubo hueco con un cable para captar una muestra de fluido de formación, después de colocar y cementar la tubería de revestimiento por encima de la zona de interés. El éxito de estos hermanos condujo a la creación de Johnston Formation Testing Company, adquirida por Schlumberger en 1956. Hoy, las pruebas de formación efectuadas a través de la columna de perforación (DST) más comunes son las terminaciones de pozos temporarias a través de las cuales los operadores producen los fluidos de formación, mientras la unidad de perforación se encuentra en la localización del pozo. Durante las pruebas DST, los fluidos de formación generalmente se extraen y se llevan a través de la columna de perforación o la tubería de producción a un separador de prueba u otra instalación de procesamiento temporaria de superficie, en la que los fluidos se miden, se muestrean y se analizan. Las pruebas de formación efectuadas a través de la columna de perforación se centran en la adquisición de diversos tipos de datos. Una prueba descriptiva puede concentrarse en la adquisición de muestras de fluidos de yacimiento de fondo de pozo y en datos de presión de un pozo cerrado; una prueba de productividad puede enfocarse en la identificación de las tasas de flujo máximas o en

la determinación de la extensión del yacimiento. En los pozos de exploración y evaluación, los objetivos principales de las pruebas de pozos se centran en la capacidad de producción del pozo, el factor de daño, el muestreo de fluidos, las características del yacimiento y la identificación de la extensión del yacimiento y las fallas.1 En los pozos de desarrollo, los objetivos se vinculan generalmente con las mediciones de la presión promedio del yacimiento y el factor de daño, y con la determinación de las características del yacimiento. Las operaciones de pruebas de pozos comprenden ciclos de flujo y cierre del pozo mientras se monitorean las presiones de fondo de pozo (BHP). Los ingenieros de yacimientos aplican estos datos para formular pronósticos anticipados acerca del potencial prospectivo a través de un proceso denominado análisis de presiones transitorias, en el que la tasa de cambio de la presión en función del tiempo durante un ciclo de cierre y abatimiento de presión se representa en una escala logarítmica. Las gráficas resultantes indican los patrones de respuesta del yacimiento, que pueden ser asociados con modelos de yacimientos específicos utilizando curvas tipo generalizadas; las curvas ayudan a determinar las características de los yacimientos, tales como factor de daño, permeabilidad y semilongitud de las fracturas inducidas. El mecanismo de cierre debe estar ubicado lo más cerca posible del punto en el que los fluidos de formación ingresan en el pozo para eliminar la influencia del fenómeno de almacenamiento en el pozo en los datos de fondo de pozo. Por almacenamiento en el pozo se entiende el volumen de fluido presente en el pozo, que puede ser comprimido o expandido, o una interfaz gas-fluido móvil resultante de un cambio en la tasa de producción.

Oilfield Review

El almacenamiento en el pozo puede exhibir un comportamiento complejo por debajo del punto de cierre, tal como la segregación de fases, que puede obstaculizar la respuesta verdadera del yacimiento al combinarse con sus presiones transitorias o producir su enmascaramiento.2 Una parte crucial del análisis de presiones transitorias consiste en distinguir los efectos del almacenamiento en el pozo de la respuesta interpretable del yacimiento en las etapas iniciales de la prueba. En distintos puntos de la prueba, los técnicos pueden captar muestras representativas de los fluidos de formación a través de la sarta de pruebas; la captación del fluido puede efectuarse utilizando transportadores de muestras dedicados en línea con sistemas disparadores o desplegando extractores de muestras bajados con cable a través de la tubería de producción. Luego, las muestras son enviadas a un laboratorio para la ejecución de un análisis PVT detallado en un proceso que puede requerir varios meses. Mediante el despliegue de herramientas de adquisición de registros durante la perforación, tales como el servicio de medición de la presión de la formación durante la perforación StethoScope, los ingenieros pueden determinar la información inicial sobre las propiedades de los yacimientos, los tipos de fluidos de formación y la producibilidad. Esta información se combina a menudo con el análisis de registros adquiridos con herramientas operadas con cable y con los datos de presión de formación y muestreo después de perforar el pozo a través de la sección de interés. En los pozos de exploración y evaluación, estas estimaciones pueden estar asociadas con cierta incertidumbre, y los parámetros del yacimiento sólo pueden confirmarse mediante el monitoreo del yacimiento en condiciones dinámicas, como sucede con las pruebas DST. Las pruebas de formación efectuadas a través de la columna de perforación proporcionan datos complementarios para la caracterización de yacimientos y fluidos de formación y para la predicción de la capacidad de producción del yacimiento. De todos los datos de los que dependen los operadores para diseñar las terminaciones de pozos, éstos son los que se asocian con la menor incertidumbre y con el radio de investigación más profundo.3 La duración, tiempo de producción y tasa de flujo de una prueba DST proporciona una investigación más profunda de un yacimiento que otras técnicas de evaluación de yacimientos. Por consiguiente, las pruebas de pozos proveen la mayor parte de la información que necesitan los ingenieros para diseñar las terminaciones de pozos y las instalaciones de producción.

Volumen 26, no.3

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Aunque más eficientes, confiables y robustos, los componentes principales de los arreglos DST actuales son similares a los que desplegaba la empresa Johnston Formation Testing Company en

Aguijón Mecanismo de desenganche del aguijón Disco de ruptura Mecanismo de fijación hidráulica Traba de trinquete Elemento de sello Derivación Cuñas Anillo de desenganche

Diámetro interno pulido Sello del aguijón

Pistolas (cañones) de disparos

> Sistema de aislamiento. El mecanismo de fijación hidráulica del sistema CERTIS es activado mediante la aplicación de presión en un disco de ruptura; la fijación no requiere la rotación de la sarta o el movimiento mecánico. Para liberar el sistema, una fuerza ascendente desengancha la traba de trinquete y cizalla los pasadores de retención del anillo de desenganche, lo que permite que las cuñas se relajen y liberen el sistema. La continuación de la operación de extracción reabre la derivación, lo que elimina el suaveo durante la extracción del empacador fuera del pozo. El aguijón flota dentro del diámetro interno pulido, lo que compensa los movimientos del aguijón causados por los cambios de temperatura. El sistema permite colocar los medidores por debajo del mismo en la sarta de pruebas. Las pistolas de disparos bajadas con la tubería de producción pueden quedar suspendidas por debajo del cuerpo principal.

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la década de 1930. Estos componentes consisten principalmente en cuatro tipos de dispositivos: • empacadores para proporcionar aislamiento zonal • válvulas de fondo de pozo para controlar el flujo de fluidos • registradores de presión para facilitar el análisis • dispositivos para captar muestras representativas. Los cambios introducidos con el tiempo en los sistemas de pruebas se han limitado principalmente al agregado de componentes auxiliares, tales como válvulas de circulación, percutores, tijeras, juntas de seguridad y otros dispositivos diseñados para reducir el tiempo requerido para la recuperación luego del atascamiento de una sarta de pruebas o para proporcionar opciones de ahogo de un pozo. En los últimos años, las compañías de servicios han hecho mucho para reducir la incertidumbre y los costos asociados con las pruebas de pozos y a la vez incrementar la seguridad y la eficiencia. Un paso significativo de este avance es el sistema de pruebas de yacimientos de fondo de pozo Quartet, que permite a los operadores ejecutar las cuatro funciones esenciales de un arreglo DST —aislar, controlar, medir y extraer muestras— en una sola carrera. Este sistema incluye el sistema de alta integridad de pruebas de aislamiento de yacimiento CERTIS, la válvula dual remota inteligente IRDV, los medidores de cuarzo Signature y la herramienta independiente en línea de muestreo de fluidos de yacimientos SCAR. El sistema de aislamiento CERTIS proporciona el aislamiento del nivel productivo y la recuperación de la herramienta en un solo viaje. Consta de un arreglo de sello flotante para compensar el movimiento de la tubería de producción durante las pruebas de pozos y elimina la necesidad de contar con juntas de deslizamiento y portamechas (lastrabarrenas) (izquierda). La válvula dual IRDV es una herramienta inteligente operada en forma remota que permite a los operadores el control independiente del probador y la válvula de circulación mediante comandos transmitidos por los pulsos anulares de baja presión (derecha). Los medidores Signature que poseen paneles electrónicos de cerámica proporcionan mediciones de presión y temperatura de alta calidad en el yacimiento (próxima página, arriba a la izquierda).4 La herramienta independiente en línea de muestreo de fluidos de yacimientos SCAR recolecta muestras representativas de los fluidos de yacimiento de la corriente de flujo (próxima página, arriba a la derecha).

Válvula de circulación (cerrada)

Válvula de prueba (abierta)

Cámara atmosférica

Cámara hidrostática

Sensor de presión + + + -

Batería

> Válvula dual remota. La válvula dual remota inteligente IRDV combina una válvula de prueba con una válvula de circulación que puede ser ciclada en forma independiente o secuencial. La válvula de prueba, que es la barrera principal durante el período de restauración de presión de la prueba de pozo, es activada a través de comandos inalámbricos o pulsos de baja presión. Los comandos inalámbricos facilitan la operación independiente de ambas válvulas sin interferir con la operación de las otras herramientas de la sarta de pruebas. En la posición abierta, la válvula de circulación permite el flujo entre la tubería de producción y el espacio anular. Los pulsos de baja presión son detectados por el sensor de presión y los componentes electrónicos confirman el comando recibido mediante su comparación con los de la librería almacenada en la memoria de la herramienta. La válvula IRDV puede ser configurada para proporcionar retroinformación inalámbrica, confirmando la recepción de los comandos. La activación de ambas válvulas se inicia con la energía de la batería, que es aumentada luego que un circuito de fluido hidráulico descarga el fluido de la cámara atmosférica en la cámara hidrostática cuando se opera la válvula.

Oilfield Review

Disparador del disco de ruptura

Batería

Fluido tapón

Fluido de compensación de presión

Extractor de muestras de yacimiento monofásico

Fluido de yacimiento

Fluido de compensación de presión Nitrógeno

Componentes electrónicos

Sensor

> El medidor de cuarzo Signature. El medidor Signature consta de un sensor, una sección de componentes electrónicos y una batería. El sensor incluye un módulo multi-chip de cerámica (no mostrado aquí).

La exactitud del análisis de propiedades del yacimiento y el grado de comprensión del yacimiento dependen en gran medida de la calidad de las mediciones de presión adquiridas en el fondo del pozo; la obtención de mediciones exactas depende de la metrología y sus parámetros. Los fundamentos del análisis de presiones transitorias La metrología es la ciencia que se ocupa de las mediciones basadas en la física. Los técnicos utilizan métodos metrológicos para determinar si 4. Para obtener más información sobre los medidores Signature, consulte: Avant C, Daungkaew S, Behera BK, Danpanich S, Laprabang W, De Santo I, Heath G, Osman K, Khan ZA, Russell J, Sims P, Slapal M y Tevis C: “Comprobación de los límites en condiciones extremas,” Oilfield Review 24, no. 3 (Marzo de 2013): 4–19.

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> Extractor de muestras de fluidos de fondo de pozo. La herramienta independiente en línea de muestreo de fluidos de yacimientos SCAR (izquierda) capta muestras representativas de los fluidos monofásicos y libres de contaminantes directamente de la corriente de flujo cerca del yacimiento. La herramienta aloja el extractor de muestras monofásicas de fluidos de yacimientos (derecha). Mediante la utilización de un mecanismo disparador de disco de ruptura, puesto en marcha mediante la aplicación de presión anular o a través de un comando inalámbrico, el extractor de muestras puede ser activado para abrir un canal de flujo a fin de captar una muestra. El extractor de muestras monofásicas de fluidos de yacimientos cuenta con una carga de nitrógeno independiente que asegura que cada muestra se encuentre a presión de yacimiento o a una presión superior. Cuando el mecanismo disparador se activa, el fluido de yacimiento se encauza de manera tal de llenar una cámara para muestras rodeada por un fluido de compensación de presión. El arreglo de compensación comprende la precarga de nitrógeno, el fluido de compensación de presión y el fluido tapón, lo que asegura que la cámara para muestras proporcione lentamente un volumen suficiente para captar el fluido de yacimiento sin alterar sus propiedades.

los sensores se encuentran correctamente calibrados según parámetros técnicos o especificados (abajo). En el caso de la metrología de los medidores de presión, los parámetros estáticos son los siguientes:

• Exactitud es la suma algebraica de todos los errores que influyen en la medición de presión. • Resolución es el cambio de presión mínimo que puede ser detectado por el sensor y equivale a la suma de la resolución del sensor, la

Parámetros metrológicos del medidor Estáticos

Exactitud Resolución Estabilidad Sensibilidad

Dinámicos

Respuesta transitoria durante los cambios de presión Respuesta transitoria durante los cambios de temperatura Respuesta dinámica durante los cambios simultáneos de presión y temperatura

> Parámetros metrológicos del medidor.

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Cambios de pesión, lpc

0,04

0,03

0,02

0,01

0 0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

Tiempo, segundos

Cambios de presión, lpc

10 000

1 000

0 0,0001

0,001

0,01

0,1

1

10

100

1

10

100

Tiempo, segundos 100

Cambios de presión, lpc

10

1

0,1

0,01

0,001 0,0001

0,001

0,01

0,1

Tiempo, segundos

> El impacto de la alta resolución en la calidad de los datos. Los analistas pueden utilizar las mediciones de alta resolución (extremo superior) adquiridas con un medidor Signature para proporcionar una interpretación clara de los datos de presión. Los datos de los cambios de presión de alta calidad (centro, verde) se traducen en una curva de la derivada de los cambios de presión (rojo) fácil de discernir, a partir de la cual los ingenieros pueden identificar los diversos regímenes de flujo existentes durante el período de restauración. Una medición de baja resolución (extremo inferior) puede proporcionar un conjunto de datos que no se puede interpretar.

resolución del digitalizador y el ruido electrónico inducido por la cadena de amplificación. Por consiguiente, a la hora de determinar la resolución del medidor, los ingenieros deben considerar los componentes electrónicos asociados y el tiempo de muestreo específico. La resolución del rango de investigación interpretado, o radio de drenaje transitorio, depende de la

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resolución del medidor. La metrología del medidor podría incidir en las decisiones importantes que toman los operadores a la hora de evaluar el tamaño y la extensión del yacimiento, objetivo clave de la interpretación de las pruebas de pozos.5 • Estabilidad es la capacidad de un sensor para conservar sus características de rendimiento

durante un tiempo relativamente largo y la deriva media del sensor en lpc/d en condiciones especificadas de presión y temperatura. Los niveles de estabilidad incluyen la estabilidad a corto plazo para el primer día de una prueba, la estabilidad a mediano plazo para los seis días siguientes y la estabilidad a largo plazo para un mínimo de un mes. • Sensibilidad es la relación entre la variación de la salida del transductor, inducida por un cambio de presión, y ese cambio de presión; es la pendiente de la curva de salida del transductor representada gráficamente versus la presión. Los parámetros dinámicos son los siguientes: • La respuesta transitoria durante los cambios de presión es la respuesta del sensor registrada antes y después de una variación de presión, mientras la temperatura se mantiene constante. • La respuesta transitoria durante los cambios de temperatura es la respuesta del sensor monitoreada bajo condiciones de temperatura dinámicas, mientras la presión aplicada se mantiene constante. Este parámetro proporciona el tiempo de estabilización requerido para obtener una medición de presión confiable para una variación de temperatura dada. • La respuesta dinámica durante los cambios de presión y temperatura es la respuesta del sensor registrada antes y después de un cambio tanto de presión como de temperatura. Los datos de presión ayudan a los ingenieros a desarrollar la información sobre el tamaño y la forma del yacimiento y su capacidad para producir fluidos. El análisis de presiones transitorias es el proceso utilizado por los ingenieros para convertir estos datos en información útil. Durante este proceso, los ingenieros analizan los cambios de presión producidos con el tiempo, especialmente los cambios asociados con variaciones pequeñas del volumen de fluidos. Durante una prueba de pozo típica, se deja fluir una cantidad limitada de fluido desde la formación mientras se mide la presión en la formación junto con las tasas de flujo de fondo de pozo y de superficie. Después del período de producción, el pozo se cierra mientras continúa la adquisición de los datos de presión de fondo de pozo durante la restauración de presión. Los medidores de fondo de pozo que captan la respuesta del yacimiento durante la prueba de pozo deben poseer una alta exactitud, pero esta alta exactitud es difícil de lograr debido al ambiente complejo del pozo. Durante las pruebas de pozos, la dinámica de los fluidos y los efectos térmicos y mecánicos de la sarta inciden en la respuesta de las herramientas.

Oilfield Review

La tecnología utilizada para captar datos de presión ha evolucionado considerablemente con el tiempo. En la década de 1930, los operadores desplegaban medidores mecánicos que proporcionaban una resolución de aproximadamente 5,1 lpc [35 kPa]. Estos medidores operaban registrando el desplazamiento de un sensor de presión sobre una superficie sensible, girado por un reloj mecánico, lo que proporcionaba una medición de presión versus tiempo. Los datos eran digitalizados manualmente a partir de la relación entre tiempo y presión. Gracias a las mejoras de diseño y confiabilidad de los componentes electrónicos, lideradas por la compañía Hewlett-Packard, en la década de 1970 se introdujeron en la industria petrolera los medidores electrónicos. El desarrollo de medidores electrónicos estables con mayor exactitud evolucionó rápidamente y al cambiar el siglo predominaban en la industria dos tipos principales de medidores. Los medidores de esfuerzo fueron los primeros medidores electrónicos utilizados ampliamente en la industria petrolera. Estos medidores operaban sobre la base del principio de un circuito de resistencia colocado en un diafragma sensible a la presión. El cambio de longitud del diafragma en respuesta a la presión alteraba el equilibrio de un circuito puente de Wheatstone. Estos medidores de esfuerzo poseían una resolución de 0,1 lpc [0,7 kPa], que puede no ser suficiente para resolver las propiedades de los yacimientos. Los sensores de presión de cuarzo vibratorios, desarrollados en la década de 1970, marcaron un cambio significativo en la calidad de las mediciones de fondo de pozo en términos de metrología. Dadas sus características metrológicas superiores, los medidores de cuarzo se han convertido en el estándar para la adquisición de mediciones de presión y temperatura de fondo de pozo, si bien su exactitud puede ser afectada por los cambios repentinos producidos en la presión y la temperatura de fondo de pozo. Los sensores de cuarzo utilizan el efecto piezoeléctrico para medir el esfuerzo causado por la presión impuesta en el mecanismo sensor. La frecuencia de las vibraciones en relación con los cambios de presión se mide y se convierte en mediciones de presión digitales. Las altas frecuencias de los sensores de cuarzo 5. Kuchuk FJ: “Radius of Investigation for Reserve Estimation from Pressure Transient Well Tests,” artículo SPE 120515, presentado en la Muestra y Conferencia del Petróleo y del Gas de Medio Oriente de la SPE, Bahrain, 15 al 18 de marzo de 2009. 6. Onur M y Kuchuk FJ: “Nonlinear Regression Analysis of Well-Test Pressure Data with Uncertain Variance,” artículo SPE 62918, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Dallas, 1º al 4 de octubre de 2000.

Volumen 26, no.3

Tipo de prueba

Objetivos de la prueba

Datos adquiridos

Descriptiva

Características del pozo

Presión y temperatura de fondo de pozo

Características del yacimiento (presión promedio del yacimiento, espesor permeable, relación de almacenamiento y coeficiente de flujo interporoso)

Tasa de flujo de superficie

Comunicación entre pozos y yacimientos (pruebas de múltiples zonas e interferencia) De productividad

Extensión del yacimiento y mecanismo de producción (empuje)

Presión y temperatura de fondo de pozo

Curva de comportamiento del pozo y del yacimiento combinados

Tasa de flujo de superficie

> Tipos de pruebas de pozos, objetivos de las pruebas y datos adquiridos. Dos tipos de pruebas —descriptivas y de productividad— proporcionan una gran diversidad de datos de fondo de pozo. Las pruebas descriptivas buscan obtener información sobre las características de los pozos y los yacimientos, en tanto que los ingenieros generalmente utilizan las pruebas de productividad para conocer la capacidad de producción, la extensión y el mecanismo de producción de un yacimiento. Ambos tipos de pruebas requieren la presión de fondo de pozo, la temperatura de fondo de pozo y las tasas de flujo de superficie. La secuencia y la duración de los períodos de flujo individuales diferencian los tipos de pruebas.

posibilitan tanto la medición de los cambios de presión con una alta resolución como la respuesta rápida del sensor. La resolución típica de los medidores de cuarzo es de 0,01 lpc [0,07 kPa]. Hoy, el medidor CQG Signature de Schlumberger que incluye un medidor de cuarzo compensado patentado —el cristal CQG— es capaz de distinguir mediciones de presión de tan sólo 0,003 lpc [0,021 kPa] (página anterior). Los medidores Signature pueden ser desplegados en pruebas de yacimientos con temperaturas de hasta 210°C [410°F] y presiones que alcanzan 29 000 lpc [200 MPa]. La adquisición de datos puede efectuarse en tiempo real o almacenando los mismos en la memoria de la herramienta, como parte de la sarta de pruebas. Estos medidores están contenidos en mandriles de porta-medidores con capacidad para contener hasta cuatro medidores cada uno. En la sarta de pruebas pueden instalarse numerosos transportadores, por encima y por debajo del sistema de asilamiento CERTIS. El desafío de las mediciones de fondo de pozo no se limita a la rigurosidad de las condiciones ambiente; existen tres fuentes principales de incertidumbre que afectan las mediciones de presión de fondo de pozo durante las pruebas de pozos. Las incertidumbres asociadas con la resolución y la exactitud del medidor, que se caracterizan generalmente como funciones de la magnitud de los cambios de presión y temperatura en el fondo del pozo, pueden introducir errores. La incertidumbre asociada con las condiciones ambientales también puede inducir errores.6 Por ejemplo, durante el período de flujo de la prueba, puede suceder que explote una burbuja de gas cerca del medidor, generando un ruido de alta frecuencia del mismo orden de magnitud que el de la exactitud del medidor y mucho mayor que su resolución. Si la

presión cambia rápidamente, y la velocidad de muestreo es relativamente lenta cuando esto ocurre, la separación del ruido de alta frecuencia de las mediciones se vuelve dificultosa. Una situación similar puede tener lugar, si se produce el fenómeno de segregación de fases de pequeñas cantidades de agua y gas en el efluente del pozo. Con la introducción de los medidores de cuarzo, los parámetros metrológicos de los medidores de presión mejoraron significativamente. No obstante, los expertos reconocieron que el valor de las pruebas de pozos a menudo era afectado por la imposibilidad de acceder a los datos hasta después de su conclusión. Para encarar este inconveniente, estos profesionales desarrollaron un sistema que permite a los operadores monitorear el avance de una prueba de pozo a medida que se desarrolla, mediante la transmisión de los datos de presión y temperatura de fondo de pozo a la superficie en tiempo real. Con los conocimientos proporcionados por estos datos, sumados al control de fondo de pozo en tiempo real, los operadores podrían modificar las pruebas durante su ejecución para satisfacer sus objetivos. Datos en tiempo real, decisiones en tiempo real Para reducir la incertidumbre asociada con ciertos parámetros de pozos y yacimientos, los ingenieros generalmente comienzan a diseñar una prueba de pozo definiendo los objetivos de la prueba (arriba). La adquisición inalámbrica de datos de presión y temperatura de fondo de pozo en tiempo real proporciona a los operadores la capacidad para manejar tanto las incertidumbres asociadas con el pozo como las incertidumbres asociadas con el yacimiento, efectuar ajustes durante la prueba y ejercer una medida de con-

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trol de los desafíos operacionales y económicos asociados con las pruebas DST tradicionales. La secuencia y la duración de las operaciones de pruebas de pozos se basan en los datos iniciales obtenidos de diversas fuentes, incluidos los registros petrofísicos y el análisis de núcleos. Históricamente, las pruebas de pozos se han basado en un ciclo de diseño-ejecución-evalua-

Cabezal de flujo

PC de superficie Bobina Caja de interfaz

1 Colgador

Lecho marino 2 3 4 5 6 7

Tubería de producción

8 Repetidores

9 10 11 12 13 14

ción según el cual los técnicos diseñan y ejecutan las pruebas con el fin de adquirir datos de fondo de pozo para su evaluación y captar muestras de fluidos para su análisis en el laboratorio. Frecuentemente, los datos de fondo de pozo son adquiridos utilizando medidores electrónicos con almacenamiento de datos en la memoria de las herramientas, procedimiento que no proporciona a los operadores retroinformación en tiempo real para validar las suposiciones previas a la prueba con el fin de verificar que se estén cumpliendo los objetivos o bien para modificar las pruebas durante su ejecución. Por consiguiente, los técnicos habitualmente ejecutan el programa de pruebas de pozos sin tener en cuenta la respuesta del yacimiento. Esto puede traducirse en pasos innecesarios, pruebas prolongadas, oportunidades perdidas e incluso daños al yacimiento. El hecho de que las suposiciones previas a la prueba sean erróneas o la prueba no esté cumpliendo con los objetivos a menudo se detecta después de concluir la prueba y analizar los datos almacenados en la memoria de la herramienta. La industria ha hecho grandes esfuerzos para subsanar esta deficiencia mediante la utilización de sistemas de lectura en superficie (SRO). Estos sistemas SRO despliegan herramientas operadas con cable eléctrico para recuperar los datos de fondo de pozo de los sensores electrónicos que se corren como parte de la sarta de herramientas DST. Los datos son descargados habitualmente hacia el final de la prueba, lo que limita cualquier modificación de la operación al control del resto de la prueba de pozo e incide poco en el mejoramiento de la secuencia operacional general. La práctica de desplegar herramientas con cable eléctrico se ha vuelto cada vez menos popular entre los operadores de los costosos proyectos de aguas profundas, preocupados por la posibilidad de que el cable eléctrico se enganche o se

15

16 Porta-medidores, sistema inalámbrico Muzic con medidores Signature Extractor de muestras SCAR Sistema de aislamiento CERTIS

40

17 18

Válvula IRDV

19 20 21 Porta-medidores, sistema inalámbrico Muzic con medidores Signature

, Sistema de pruebas de yacimientos en fondo de pozo habilitado con el sistema de telemetría inalámbrica Muzic. Una red de repetidores acústicos, adosados a la tubería de producción mediante un sistema de grampas, permite la interrogación remota de las herramientas o los medidores de fondo de pozo con retroinformación a través de una terminal de computadora colocada en el equipo de perforación. Dos repetidores instalados en cada nodo numerado suministran la redundancia horizontal; un repetidor se encuentra siempre en espera. La redundancia vertical es proporcionada por repetidores capaces de comunicarse a través del doble del espaciamiento existente entre los repetidores, que normalmente es de 305 m [1 000 pies].

parta cuando atraviesa las válvulas. La eficiencia del manejo de las operaciones de pruebas de pozos a través de la adquisición de datos con cable eléctrico también es limitada porque éstas se ejecutan sólo en los períodos sin flujo; las sartas de herramientas operadas con cable eléctrico corren el riesgo de ser empujadas hacia la superficie cuando el pozo se encuentra fluyendo. Para abordar estas limitaciones, los ingenieros de Schlumberger desarrollaron el sistema de telemetría inalámbrica de fondo de pozo Muzic (izquierda). El sistema Muzic está diseñado para

S

Transductor piezoeléctrico

R

R

R

R

Grampa

R

R

Mensaje acústico

R

R

R

R

R

R

R

R

Tubería de producción

E

E

E

S Repetidor de superficie R Repetidor E

Nodo final Mensaje acústico bidireccional

E

E

E

E

R

R

R

R

R

R

R

R E

E

> Arquitectura de red del sistema inalámbrico Muzic. La red inalámbrica del sistema Muzic se basa en repetidores acústicos de engrampe (izquierda) adosados a la tubería de producción. El transductor genera una señal acústica (rojo) codificada con información digital. La energía acústica bidireccional se propaga a lo largo de la cañería y se transmite desde cada uno de los repetidores a los repetidores adyacentes hasta que la señal llega al usuario en la superficie. Con esta serie de repetidores, se puede establecer una arquitectura de red (derecha) en la que los nodos transmisores (R) envían y reciben información desde los centros de transmisión y los nodos finales de detección o accionamiento (E). Los nodos finales son los puntos de interés para el usuario en la superficie e incluyen los sensores para adquirir las mediciones o los accionadores para controlar los dispositivos.

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8 000

2

Datos almacenados en memoria Presión en tiempo real

7 000

Presión, lpc

6 000 5 000 4 000

1

3 000

4

5

3

4

3

2 000

Tasa de flujo, bbl/d

1 000 0 2 500 1 250 0

0

1

2

5

6

7

8

9

Tiempo, días

> Un conjunto de datos obtenidos en tiempo real superpuesto sobre un conjunto de datos almacenados en la memoria de la herramienta. En este ejemplo, los datos captados en la memoria de la herramienta (verde) y los datos obtenidos en tiempo real (rojo) se alinean perfectamente. El acceso a los datos almacenados en la memoria de la herramienta sólo es posible cuando los mismos se descargan después de concluir la prueba. No obstante, las pruebas de yacimientos, habilitadas en forma inalámbrica, permiten a los operadores observar las presiones en tiempo real y tomar decisiones acorde con las necesidades. La información que los operadores pueden derivar de los datos de las pruebas en tiempo real y utilizar para tomar decisiones incluye las condiciones de la tubería de producción durante la bajada en el pozo (1), las condiciones de bajo balance antes de las operaciones de disparos (2), la conectividad después de las operaciones de disparos (3), el avance de la limpieza y los períodos de flujo (4) y la restauración de la presión (5, sombreado azul). La tasa de flujo (curva azul) resulta visible en tiempo real a lo largo de toda la prueba. Las mediciones obtenidas en tiempo real se interrumpieron cuando el operador procedió a terminar la prueba al cabo de casi siete días.

ser insertado en la sarta DST Quartet. El sistema interactúa con el sistema de pruebas de yacimiento Quartet para facilitar la ejecución de operaciones de pruebas interactivas en las que el operador tiene acceso directo a los datos de fondo de pozo en tiempo real y puede controlar las herramientas de fondo de pozo a través de comandos inalámbricos. El sistema de telemetría inalámbrica digital distribuida utiliza una onda acústica generada en la sarta de pruebas para transmitir la información. La red acústica se compone de una serie de herramientas engrampadas en la parte externa de la tubería de pruebas de fondo de pozo (página anterior, a la derecha). Cada herramienta actúa como un repetidor y puede transmitir o recibir una señal acústica y además permitir el control de las herramientas de fondo de pozo a través de comandos inalámbricos. Mediante la introducción de cambios en tiempo real en el programa de pruebas propuesto, los operadores extraen el máximo valor de cada operación de prueba. Los datos digitales son transmitidos desde un repetidor al siguiente en cualquiera de las dos direcciones en su trayecto hasta el destino final. En el arreglo de fondo de pozo, la red interactúa con los medidores de presión de fondo de pozo para la adquisición de datos o bien con las herramientas

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del probador de fondo de pozo (la válvula del probador, la válvula de circulación y el extractor de muestras) para emitir comandos y verificar el estado de las herramientas. Además, esta plataforma interactiva abre la posibilidad de expandir el alcance de las pruebas de yacimientos para acceder a lugares del pozo previamente inaccesibles para el control de las herramientas y el instrumental. Las técnicas de procesamiento de señales utilizadas para la transmisión de datos digitales de fondo de pozo son similares a los métodos empleados en otras comunicaciones inalámbricas. No obstante, el éxito de la transmisión inalámbrica es afectado por muchos factores, entre los que se encuentran los efectos de las tuberías o de la tubería de producción, el ruido ambiente y los componentes electrónicos, y las limitaciones de las baterías. Para la propagación acústica, la tubería de producción es un medio complejo; su efectividad para propagar las ondas acústicas, es obstaculizada por la presencia de ruido, atenuación y distorsión. Por ejemplo, cada vez que una onda acústica atraviesa una conexión de la tubería de producción, genera un eco. La serie de ecos generados al atravesar múltiples uniones son cancelados con técnicas avanzadas de procesamiento de señales para lograr la comunicación punto a punto. Además, dado que

el sistema de telemetría inalámbrica se basa en la propagación de ondas acústicas, cualquier incremento producido en las condiciones del ruido ambiente en el fondo del pozo puede afectar la transmisión. Los componentes electrónicos de baja potencia requeridos para la operación de la batería de larga duración generan desafíos técnicos adicionales. Este requerimiento de baja potencia limita la elección de los procesadores de fondo de pozo e incide en la potencia de procesamiento disponible. Para abordar estos desafíos, se desarrolló un protocolo de red específico que maneja y optimiza la comunicación a través de una red de repetidores. El sistema Muzic posibilita un nuevo flujo de trabajo para las operaciones de pruebas en tiempo real. Este flujo de trabajo contiene un árbol de decisiones que incluye los procesos de evaluación de riesgos, planificación de pruebas, validación de datos, aseguramiento de la calidad y una validación de datos casi instantánea durante la fase de ejecución. Esto permite la toma de decisiones en tiempo real y la implementación de ajustes del plan de pruebas mientras la prueba se encuentra en ejecución. Un flujo de trabajo de interpretación en tiempo real En las operaciones de pruebas de pozos tradicionales, los ingenieros diseñan, preparan y ejecutan la prueba e interpretan los datos adquiridos en secuencia. En este procedimiento de caracterización de yacimientos de tipo “post-mortem,” los conocimientos adquiridos durante el análisis de los datos no inciden en el diseño original o en las fases de ejecución, y la interpretación en general se lleva a cabo después de concluir las operaciones. La disponibilidad de datos de fondo de pozo y de información sobre el estado de las herramientas en tiempo real, con tecnologías tales como el sistema de telemetría inalámbrica Muzic, representa un cambio significativo respecto del enfoque secuencial. La retroinformación del yacimiento es inmediata y se encuentra disponible durante la fase de ejecución, lo que permite al operador modificar la secuencia de la prueba y la operación mientras la sarta de pruebas aún se encuentra en el pozo. La información en tiempo real sobre la condición del pozo y el estado de las herramientas de fondo de pozo incide significativamente en la eficiencia operacional y proporciona confiabilidad al operador en cuanto a la validez de las mediciones (arriba). La introducción del monitoreo en tiempo real en el flujo de trabajo de pruebas de pozos estándar reduce los costos totales y el tiempo de equipo de perforación porque el proceso se basa en las res-

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1 Modelo geológico

Interpretación final y modelo de validación, verificación e incertidumbre

Operación y adquisición de datos

2

Selección del hardware

4

6

3

Diseño de la prueba

5

Interpretación en el sitio del pozo o en sitios remotos en tiempo real

> Flujo de trabajo para integrar la secuencia de diseño, ejecución e interpretación de la prueba en tiempo real. El sistema de telemetría inalámbrica Muzic y el software de colaboración InterACT posibilitan la interpretación y el análisis en tiempo real para su utilización en la actualización del modelo geológico y en la refinación del análisis de presiones transitorias y en el modelo de yacimiento final. El proceso de integración incluye información derivada del modelo geológico (1) utilizada en la selección del equipo para la prueba (2) y el diseño de la prueba (3). Dado que los datos de fondo de pozo se encuentran disponibles durante la prueba en tiempo real (4), los resultados de la prueba se comparan constantemente con la expectativa del diseño inicial, y estos resultados (5) ayudan a refinar la interpretación final (6). Este proceso continúa iterativamente para cada período de flujo y se traduce en un modelo con una mínima incertidumbre para el ingeniero de yacimiento. (Adaptado de Kuchuk et al, referencia 3.)

Almacenados en memoria Tiempo real Presión y derivada de la presión

Cambios de presión

Derivada de los cambios de presión

Tiempo

> Comparación de los datos obtenidos en tiempo real con el medidor Signature con los datos guardados en la memoria. Los datos de presión obtenidos con un medidor de cuarzo Signature y transmitidos en forma inalámbrica en tiempo real constituyen una equivalencia casi perfecta con respecto a los datos descargados de la memoria de la herramienta durante una prueba de presiones transitorias efectuada en el área marina de Indonesia para Total E&P. Los medidores de cuarzo transmitieron los datos de presión y temperatura de fondo de pozo a la superficie en tiempo real durante casi siete días ininterrumpidos. Estos datos permitieron la ejecución del análisis de presiones transitorias en tiempo real y facilitaron la validación de las operaciones de pruebas de pozo en ejecución, en función de los objetivos de la prueba de Total E&P Indonesia.

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puestas reales del yacimiento y no en prácticas y estimaciones generalmente aceptadas (arriba). Cualquier paso operacional erróneo puede ser identificado y remediado de inmediato, lo que elimina las incertidumbres y los costos de las operaciones reiteradas como resultado de la disponibilidad de datos operacionales inconclusos. Total E&P planificó una prueba para un pozo de exploración con una desviación de 45°, situado en el área marina de Kalimantan Oriental, en Indonesia. La zona objetivo se encontraba a 3 200 m [10 500 pies] de profundidad medida y su presión y temperatura de fondo de pozo eran de 3 600 lpc [25 000 kPa] y 118°C [244°F], respectivamente. Los objetivos del operador eran analizar los datos de presiones transitorias de fondo de pozo y obtener estimaciones iniciales de las propiedades clave del yacimiento, tales como presión, factor de daño, límites y espesor permeable. Para ello, se diseñó una solución en torno al sistema de telemetría inalámbrica Muzic interconectado con los medidores de presión Signature de alta resolución. Los medidores, que demostraron proporcionar

Oilfield Review

Primer período de flujo

Limpieza

Montaje de la Tercer período herramienta de de flujo adquisición de registros de producción

Segundo período de flujo Segundo período de restauración de presión

Primer período de restauración de presión

0

1

2

3

, Mapeo del índice de productividad en tiempo real durante las pruebas de pozos. Mediante la utilización del sistema Muzic, el operador determinó el índice de productividad durante el período de flujo mediante el uso de diversos tamaños de estranguladores.

Tamaño del estrangulador

Tamaño del estrangulador

Índice de productividad

Índice de productividad en tiempo real

4

5

6

7

8

9

Tiempo, días

BHP

Presión de fondo de pozo obtenida en tiempo real Presión de fondo de pozo almacenada en la memoria del sensor Presión anular obtenida en tiempo real Presión anular almacenada en la memoria del sensor Temperatura de fondo de pozo obtenida en tiempo real Temperatura de fondo de pozo almacenada en la memoria del sensor

Tiempo

Detonación de las pistolas de disparos bajadas con la tubería de producción (TCP)

Prueba principal de presiones transitorias

> Obtención de datos críticos en tiempo real. La superposición de los datos obtenidos en tiempo real sobre los datos almacenados en la memoria del sensor demuestra la exactitud de los datos obtenidos en tiempo real y su capacidad para proporcionar conocimientos suficientes acerca de los eventos operacionales, si bien el muestreo de los datos en tiempo real es menos denso que el muestreo de los datos almacenados en memoria. En un inserto de una prueba independiente se muestran los datos de la detonación de las pistolas TCP (izquierda); la reducción pronunciada seguida por un incremento pronunciado de la presión confirma en tiempo real el flujo del fluido de yacimiento hacia el pozo con posterioridad a los disparos. Un inserto de una prueba independiente que exhibe la respuesta de presión durante la prueba principal de presiones transitorias (derecha) demuestra que el volumen de datos captados es adecuado para un análisis detallado, tal como la determinación del índice de productividad y el análisis de presiones transitorias durante los períodos de flujo y de restauración de presión.

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datos en coincidencia casi perfecta con los datos almacenados en memoria, transmitieron los datos de presión y temperatura de fondo de pozo a la superficie en tiempo real durante casi siete días ininterrumpidos (página anterior, abajo). Este flujo continuo de datos permitió a los ingenieros optimizar el flujo y mantener las condiciones de yacimiento por debajo del nivel de agotamiento durante la prueba. El ingeniero de yacimientos también pudo llevar a cabo interpretaciones de los datos de presiones transitorias en tiempo real y de ese modo cumplir los objetivos de la prueba. Dado que los ingenieros lograron los objetivos de la prueba durante su ejecución, pudieron acortar el período de flujo sin temor a perder los valiosos datos de presiones transitorias. Los ingenieros de Petrobras que trabajaban en un ambiente presalino de la cuenca de Santos, en el área marina de Brasil, buscaban obtener datos en tiempo real en la superficie durante una prueba de un pozo de aguas profundas y eliminar la carrera con cable requerida habitualmente para adquirir esos datos. Los ingenieros de Schlumberger y Petrobras optaron por desplegar los medidores Signature, habilitados en forma inalámbrica, en el pozo que se encuentra en un tirante de agua (profundidad del lecho marino) de 2 000 m [6 600 pies] a 250 km [155 mi] frente a la costa de Brasil. En el pozo se bajaron el sistema de telemetría inalámbrica Muzic y los medidores de presión y temperatura habilitados para la comunicación inalámbrica. Esta configuración permitió a los ingenieros recibir los datos durante los períodos de flujo y cierre, monitorear la eficiencia de la limpieza en tiempo real y obtener información clave del yacimiento antes del final de la prueba (izquierda, extremo superior). Como consecuencia de ello, los ingenieros de yacimientos lograron observar las presiones transitorias después de la detonación de las pistolas de disparos para confirmar las condiciones de bajo balance dinámico. Los ingenieros de Petrobras y Schlumberger también pudieron confirmar el estado de las válvulas de fondo de pozo, computar la productividad mientras el pozo se encontraba fluyendo, confirmar la adquisición de datos suficientes durante el período inicial y el período de restauración de presión principal, eliminar una carrera con cable y establecer la presión del yacimiento después del período de flujo inicial posterior a los disparos (izquierda, extremo inferior).

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0

1

2

3

Tiempo, días

Plan Flujo inicial

Período de flujo Plan, horas Flujo inicial 0,5 Restauración inicial 2 Flujo de limpieza 12 Segunda restauración 12 Flujo principal 24 Restauración principal 48 Flujo de muestreo 8 Total 106,5

Flujo de muestreo

Presión

Segunda restauración Restauración inicial

Flujo principal

Restauración principal

Real, horas 0,5 2,4 9,9 10,5 21,7 22,7 10,8 78,5

Tasa de flujo

Limpieza

0

1

2

3

4

5

Tiempo, días Real Flujo de muestreo

Presión

Ahorro de 28 horas Flujo Segunda inicial restauración Restauración inicial

Flujo principal

Restauración principal

Tasa de flujo

Limpieza

0

1

2

3

4

Tiempo, días

> Toma de decisiones en tiempo real. Una prueba de pozo, según lo planificado, habría requerido casi cinco días (extremo superior). Mediante la utilización del sistema de pruebas de fondo de pozo habilitado con el sistema inalámbrico, los ingenieros de Maersk Oil pudieron monitorear los Período flujo Plan, horas Real, horas parámetros del de yacimiento y tomar decisiones en tiempo real, lo que acortó la prueba de pozo en inicial 0,5 en tiempo 0,5real (extremo inferior) permitieron al operador obtener más de Flujo un día. Los datos obtenidos Restauración inicial de pozo2necesaria con 2,4 la cual caracterizar el yacimiento y satisfacer los la información de fondo Flujo 12 menos que 9,9las requeridas en el plan original de la prueba (Tabla). objetivos dede lalimpieza prueba en 28 horas Segunda restauración Flujo principal Restauración principal Flujo de muestreo Total

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12 24 48 8 106,5

10,5 21,7 22,7 10,8 78,5

5

Un desafío común en las operaciones de pruebas de pozos es el manejo de la duración del período de restauración de presión. Los operadores de pruebas a menudo calculan un período de restauración como un múltiplo entero de la duración del período de flujo. Mediante el acceso a la respuesta real de presión de fondo de pozo en tiempo real durante el período de restauración, los ingenieros pueden determinar que la respuesta deseada del yacimiento ha sido lograda y validada antes de lo que hubiera sido posible utilizando el enfoque del múltiplo, lo que implica para el operador un ahorro de varias horas de equipo de perforación. Por el contrario, si no se cumple con el objetivo respecto de la respuesta del yacimiento, la prueba puede extenderse. La eficiencia general de la operación se mejora porque el estado de la herramienta de fondo de pozo puede ser verificado en cada paso del programa. Las decisiones importantes acerca del avance de la prueba pueden ser tomadas con un conocimiento claro de la respuesta del yacimiento a partir de las condiciones de presión de fondo de pozo, lo que hace más segura la operación general. Además, la utilización del mecanismo de activación inalámbrica de las herramientas implica menos tiempo y requiere menos pasos operacionales que los métodos tradicionales de activación por presión.

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Los datos obtenidos en tiempo real son importantes para la caracterización del yacimiento con la menor incertidumbre posible. El sistema Muzic posibilita la interpretación remota a través del intercambio de datos y el software de colaboración. Sobre la base de un modelo geológico, se diseña la prueba de pozo y se seleccionan los medidores y las herramientas DST para satisfacer ciertos criterios operacionales y de adquisición de datos. Durante la operación, los datos de presión de fondo de pozo y tasa de flujo de superficie adquiridos con el sistema son validados en tiempo real y el control de calidad (QA/QC) puede ser efectuado de inmediato. Los ingenieros pueden utilizar estos datos para efectuar interpretaciones casi instantáneas y para determinar los parámetros de pozos y yacimientos. El modelo de yacimiento inicial puede ser actualizado luego en tiempo real con la información proveniente de la prueba de pozo para generar un nuevo modelo de interpretación, verificado con menos incertidumbre. El proceso es multidisciplinario y dinámico; los resultados de la interpretación y del análisis pueden ser utilizados para modificar las suposiciones previas en forma iterativa y generar una imagen cada vez más clara del yacimiento. Maersk Oil perforó un pozo de exploración en el área marina de Luanda para adquirir datos que confirmaran la presencia de hidrocarburos en la formación de interés. El pozo penetró las areniscas petrolíferas; el objetivo principal se encontraba a una profundidad de aproximadamente 5 000 m [16 000 pies] en un tirante de agua de1 462 m [4 797 pies].

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Los medidores de fondo de pozo habilitados con el sistema de telemetría inalámbrica Muzic transmitieron los datos con éxito durante toda la prueba. El operador pudo verificar las condiciones de bajo balance antes de las operaciones de disparos, establecer la presión inicial del yacimiento después de los disparos, verificar el estado de las herramientas de fondo de pozo durante la prueba, optimizar el período de limpieza mediante el monitoreo de la presión de formación, reducir la duración del período de restauración de presión y confirmar que las muestras se estaban extrayendo en condiciones ideales. El servicio de colaboración para pruebas en tiempo real RT Certain reunió a los especialistas en yacimientos en la localización del pozo, en Luanda y Copenhague, Dinamarca, en un ambiente virtual. Una plataforma de software habilitó las herramientas de transmisión e interpretación de datos en el sitio del pozo, lo que permitió a los especialistas tomar las decisiones correctas en el lugar y desde localizaciones remotas. Este sistema integrado ayudó además a asegurar la recolección de datos suficientes para llevar a cabo una prueba de presiones transitorias exitosa. El sistema inalámbrico para pruebas de fondo de pozo posibilitó un ahorro de 28 horas de equipo de perforación, aproximadamente USD 1,5 millones en costos diferenciales de equipo de perforación, y a la vez permitió la adquisición de datos suficientes para la estimación de propiedades clave del yacimiento (página anterior). Una comparación entre los datos almacenados en la memoria de los medidores recuperados en la superficie y los datos obtenidos en tiempo real,

utilizados para la interpretación durante la prueba, permitió validar las decisiones tomadas durante la operación. El futuro de las pruebas de pozos Los ingenieros reconocen el valor de las pruebas DST desde hace mucho tiempo, pero en ciertas circunstancias han tenido que hacer concesiones entre la obtención de datos de calidad, los costos y los riesgos. Los sistemas de telemetría inalámbrica en tiempo real abordan esas concesiones mediante la provisión de mecanismos para captar datos en tiempo real a lo largo de toda la prueba, la activación de las herramientas de fondo de pozo en forma remota y el aislamiento eficiente de las zonas de interés sin empacadores permanentes y sin la necesidad de recolectar muestras de fluidos de yacimientos en tiempos especificados. Más importante aún, a diferencia de lo que ocurría en el pasado, los ingenieros pueden estar seguros de haber logrado los objetivos de la prueba antes de concluirla. El futuro de las pruebas de pozos efectuadas en tiempo real trasciende la transmisión de los datos ya que incluye el accionamiento de los múltiples dispositivos de la sarta DST utilizando esta misma base inalámbrica. La recompensa inmediata para estas capacidades expandidas se medirá en ahorros de tiempo y de costos, y en el mejoramiento de la recuperación final de hidrocarburos como resultado de la implementación de diseños de desarrollo y programas de producción informados con datos de alta calidad y el conocimiento preciso de las características de los yacimientos. —RvF

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