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Nuevos alcances en pruebas de pozos

Hani Aghar In Salah Gas (Asociación, en participación, de las empresas Sonatrach, BP y Statoil)Hassi-Messaoud, Argelia

Mark CarieNueva Orleáns, Luisiana, EUA

Hani ElshahawiShell International Explorationand ProductionHouston, Texas, EUA

Jaime Ricardo GómezJawaid SaeediClay YoungHouston, Texas

Bruno PinguetClamart, Francia

Keith SwainsonChevron CorporationHouston, Texas

Elie TaklaHassi-Messaoud, Argelia

Bertrand TheuvenyCambridge, Inglaterra

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Corey Aures y David Harrison, Houston.ArchiTest, CFA (Analizador de la Composición de los Fluidos),CHDT (Probador de la Dinámica de Formación de Pozo Entubado), CleanSep, CleanTest, CQG (Medidor de Cristal deCuarzo), eFire, E-Z Tree, InterACT, IRIS (Sistema de Implementación Remota Inteligente), LFA (Analizador de Fluidos Vivos para la herramienta MDT), MDT (ProbadorModular de la Dinámica de la Formación), MFE (Herramientade Evaluación de Fluidos Múltiples), OFA (Analizador Óptico deFluidos), Oilphase-DBR, PCT (Probador Controlado a Presión),PhaseTester, PIPESIM, PLT (herramienta de Adquisición deRegistros de Producción), PowerFlow, PVT Express, PVT Pro,Quicksilver Probe, SenTREE y UNIGAGE son marcas de Schlumberger. PhaseWatcher y Vx son marcas conjuntas de Schlumberger y Framo.

Las pruebas de pozos han recorrido un largo camino desde la primera prueba de

formación efectuada a través de la columna de perforación en 1926. Comenzando

simplemente con un empacador compuesto y una válvula operada con la sarta de

perforación, el alcance de las pruebas de pozos se ha expandido para convertirse

en una amplia serie de tecnologías sofisticadas de fondo de pozo y de superficie.

Todas las compañías de E&P quieren saber quétipos de fluidos producirá su pozo, qué tasas deflujo (régimen de producción, velocidad de flujo,gasto, caudal, rata) arrojará, y por cuánto tiempopodrá mantenerse la producción. Con la planea-ción, la tecnología y la implementación correctas,las pruebas de pozos pueden proveer numerosasrespuestas a estas importantes preguntas. Deuna forma u otra, las pruebas de pozos han sidoutilizadas para determinar las presiones delyacimiento, la distancia hasta las barreras deflujo, la extensión areal, las propiedades de losfluidos, la permeabilidad, las tasas de flujo, lascaídas de presión, las heterogeneidades de lasformaciones, la estratificación vertical, la capa-cidad de producción, el daño de la formación, el

índice de productividad, la eficiencia de las ope-raciones de terminación y otros datos.

Mediante la determinación de los fluidos y delas condiciones en sitio de los yacimientos amedida que los fluidos fluyen desde la forma-ción, el proceso de pruebas de pozo permite quelas compañías de E&P accedan a una diversidadde mediciones dinámicas y a menudo únicas.Dependiendo de la escala de una prueba, algu-nos parámetros se miden en puntos múltiples alo largo del trayecto del flujo, lo que permite quelos ingenieros comparen las presiones de fondode pozo, las temperaturas y las tasas de flujo conlas mediciones de los mismos parámetros obte-nidas en la superficie (abajo). A través de laspruebas de pozos, los operadores pueden extraer

> Puntos de medición de datos. Dependiendo de la escala de la prueba, se puede obtener una diver si -dad de mediciones en el fondo del pozo, en la superficie, y en diferentes puntos a lo largo del tra yec -to del flujo. Además de establecer relaciones de tasas de flujo y presión importantes, la informaciónobtenida de estas mediciones ayuda a los ingenieros de proyectos a rastrear los cambios producidosen los fluidos de limpieza, comprender el flujo térmico y las condiciones de formación de hidratos enel sistema, y evaluar el desempeño de sus componentes.

Adquisición en la superficie

Cabezal de pozo Presión y temperatura de la tubería de producción y la tubería de revestimiento

Colector múltiple de estrangulamiento (choke manifold) Presión y temperatura

Calentador Presión y temperatura

Separador Presión y temperatura; presión diferencial a través de la placa orificio en el flujo de gas; tasas de flujo de petróleo, gas y agua; contracción del petróleo; sedimento básico y agua; densidades del petróleo y el gas; muestras de fluidos

Tanques de almacenamiento Temperatura y contracción

Árbol de pruebas submarino Presión anular y temperatura

Adquisición en el fondo del pozo

Registro en el fondo de pozo Presión y temperatura DST; muestras de fluidos recuperadas cuando la sarta de pruebas es llevada a la superficie

Lectura de superficie Datos de presión y temperatura de fondo de pozo almacenados en memoria

Herramientas operadas con cable Presión, temperatura, tasas de flujo, muestras y otras varias mediciones, dependiendo de la serie de herramientas

Puntos de medición de datos

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muestras de fluidos de yacimientos—tanto en elfondo del pozo como en la superficie—paraobservar los cambios producidos en las propie-dades y la composición de los fluidos entre losdisparos (perforaciones, cañoneos, punzados) yel cabezal del pozo. Esta información es vitalpara la predicción del comportamiento futuro deun yacimiento o de la terminación del pozo.

En su forma más básica, una prueba de pozoregistra los cambios producidos en la presión defondo de pozo después de un cambio inducido enla tasa de flujo. A menudo, se obtienen las pre-siones y las temperaturas de fondo de pozo, lastasas de flujo de superficie y las muestras de flui-dos producidos. Con regularidad se llevan a cabovariaciones con respecto a este esquema básico.

Para reconciliar las diferentes necesidades yestrategias de las pruebas, las compañías deservicios han desarrollado una amplia gama deherramientas y técnicas de pruebas innovadoras.Este artículo describe los avances registrados enuna gama de equipos de pruebas de fondo depozo y de superficie. Además, se analizan las

razones de las pruebas de pozos, las estrategiasaplicadas en las diferentes etapas de la vida pro-ductiva de un yacimiento, y las respuestas quepueden proporcionarse mediante la ejecución depruebas correctamente planeadas, preparadas yejecutadas. Algunos ejemplos de un campo degas de Medio Oriente y de una operación delGolfo de México, que batió récords (marcas),demuestran la versatilidad y el alto desempeñoprovistos por los métodos de pruebas de pozosde nuestros días.

El porqué de las pruebasHoy, la mayoría de las áreas prospectivas sonexploradas y luego explotadas sobre la base dedatos geológicos y sísmicos, datos de registrosgeofísicos (perfiles) de pozos, y luego, datos depruebas de pozos. Antes de perforar un áreaprospectiva, los datos sísmicos sirven inicial-mente para delinear la profundidad y el alcancede un yacimiento potencial. Durante la perfora-ción, los datos de registros de pozos se utilizanpara determinar los parámetros estáticos del

yacimiento, tales como porosidad, litología, tipode roca, saturación, y profundidad, espesor yechado (buzamiento) de la formación. Las pro-piedades dinámicas del yacimiento se midenmediante las pruebas de pozos. La presión y lasperturbaciones inducidas en las tasas de flujodurante la prueba proveen indicios importantescon respecto a la naturaleza de un yacimiento ysus fluidos.

Los pozos se prueban para determinar losparámetros de los yacimientos que no puedenmedirse correctamente a través de otras técni-cas, tales como el uso de registros de inyección,la extracción de núcleos, la adquisición de regis-tros geofísicos y los levantamientos sísmicos. Seadmite, en ciertos casos, que podemos obtenermediciones similares a través de estas técnicas,pero la calidad o el alcance probablemente nosean suficientes para satisfacer los objetivos deloperador. Las mediciones de presión y tempera-tura, las tasas de flujo y las muestras de fluidosson clave para comprender y predecir el compor-tamiento del yacimiento y las capacidades de

producción. Los datos de pruebas de pozosproveen información para el modelado de losyacimientos, el diseño de las operaciones de ter-minación de pozos, el desarrollo de estrategiasde producción de campos petroleros y el diseñode las instalaciones de producción.

Los resultados de las pruebas de pozos tam-bién son cruciales para las estimaciones de lasreservas. Muchos países requieren pruebas depozos, con los fluidos llevados a la superficie,para clasificar las reservas como comprobadas.Además de estimar las reservas, estas pruebasproveen una forma de medir directamente larespuesta global de los yacimientos, en grandesescalas, y para detectar los límites de los yaci-mientos.

Uno de los parámetros de yacimientos másimportantes es la permeabilidad. La comprensiónde la permeabilidad y su variabilidad direccionales esencial para el desarrollo de estrategias dedisparos, la evaluación de la conectividad de lasfracturas o las fallas, la predicción del desempeñode los pozos y el modelado del comportamientodel yacimiento bajo mecanismos de producciónprimaria, secundaria o terciaria. La permeabilidades una propiedad tensorial sensible a la escala demedición; su valor depende de la escala y de ladirección a través de la cual se mide. Y comootras propiedades de los yacimientos, la permea-bilidad puede ser heterogénea. En con secuencia,sus características son difíciles de reescalar, de laescala del núcleo a la del ya ci miento, y las me -diciones obtenidas en una posición quizás nocaracterizan correctamente la propiedad en otrolugar del mismo yacimiento. Las pruebas depozos, mediante la medición física de las presio-nes y las tasas de flujo, proveen una mediciónglobal de la permeabilidad de gran escala. Por lotanto, constituyen el recurso final para evaluarla capacidad de transmisión de fluidos de unyacimiento.

Objetivos y estrategias de las pruebasLos objetivos de las pruebas de pozos cambiancon cada etapa de la vida productiva de un pozo ysu yacimiento. Durante la fase de exploración yevaluación, las pruebas de pozos ayudan a lascompañías de E&P a determinar el tamaño de unyacimiento, su permeabilidad y las característi-cas de los fluidos. Esta información, junto con laspresiones y los regímenes de producción, se uti-liza para evaluar la capacidad de producción y laviabilidad comercial de un área prospectiva, y escrucial para los valores en libros de reservas. Lascaracterísticas de los fluidos son particularmenteimportantes durante las primeras etapas de laevaluación de un área prospectiva, en las que lascompañías de E&P necesitan determinar el tipo

de equipo que deben instalar para tratar y trans-portar los fluidos desde el pozo hasta la refinería.

Durante el desarrollo, el enfoque del operadorpasa de la evaluación de la capacidad de pro -ducción y el tipo de fluido, a la evaluación de lapresión y el flujo y la comprobación de la compar-timentalización presente dentro del yacimiento.Esta información es necesaria para refinar elplan de desarrollo de campos petroleros y opti-mizar la ubicación de los pozos subsiguientes.

Durante la fase de producción, las pruebas depozos se efectúan para evaluar la eficiencia de laterminación del pozo y diagnosticar cambios ines-perados en la producción. Estas pruebas ayudan adeterminar si las declinaciones de la producciónson causadas por el yacimiento o por la termina-ción. Más adelante, durante la vida productivadel yacimiento, estos resultados serán crucialespara la evaluación de las estrategias de recupe-ración secundaria subsiguientes.

Las pruebas de pozos pueden clasificarse engeneral como pruebas de productividad o bienpruebas descriptivas. Las pruebas de producti -vidad se llevan a cabo para obtener muestrasrepresentativas de los fluidos de yacimientos ypara determinar la capacidad de flujo de fluidos,con presiones estáticas y de flujo de yacimientosespecíficas. Por otra parte, las compañías de E&Pprograman las pruebas descriptivas cuando nece-sitan estimar la capacidad de flujo y el tamañode un yacimiento, analizar la permeabilidad hori-zontal y vertical, y determinar los límites delyacimiento (arriba). Las pruebas de productividadhabitualmente buscan obtener presiones de fondode pozo estabilizadas para un rango de tasas deflujo diferentes. Las tasas de flujo se cambiansucesivamente mediante el ajuste del tamaño delestrangulador (orificio), pero este paso no seejecuta hasta que las mediciones continuasdeterminan que las presiones y las temperaturasde fondo de pozo se han estabilizado.

A diferencia de las pruebas que se efectúanpara obtener mediciones de fondo de pozo esta-bilizadas, las pruebas descriptivas requierenmediciones de presiones transitorias. Las pre -siones transitorias son inducidas por cambiosradicales en los regímenes de producción desuperficie y pueden medirse con sensores depresión de fondo de pozo, instalados en formatemporal o permanente. Los cambios producidosen la producción causan perturbaciones en lapresión que se propagan desde el pozo hasta laformación adyacente. Estos pulsos de presiónestán afectados por los fluidos y las característi-cas geológicas del yacimiento. Si bien podríanpropagarse directamente a través de una for -mación homogénea, estos pulsos pueden serobstaculizados por zonas de baja permeabilidad odesaparecer por completo cuando ingresan en uncasquete de gas. Mediante el registro de la res-puesta de la presión del pozo conforme avanza eltiempo, el operador puede obtener una curva depresión que es influida por la geometría de losrasgos geológicos y los fluidos especiales conte-nidos dentro del yacimiento.

Las pruebas de pozos pueden llevarse a caboantes o después de terminado un pozo, y en dife-rentes etapas durante la vida productiva delyacimiento; por lo tanto, sus dimensiones y modosson variados (véase “El espectro de las pruebas,”página 48). Los objetivos de un operador dictami-nan el modo y la escala de la prueba (próximapágina). Los modos de las pruebas van desde laspruebas efectuadas con cable en agujero descu-bierto con un Probador Modular de la Dinámicade la Formación MDT, hasta las pruebas realiza-das en pozo entubado con un Probador de laDinámica de Formación de Pozo Entubado CHDT;o desde los levantamientos de la presión de fondode pozo efectuados con línea de acero en pozosen producción hasta el simple monitoreo de lapresión de cierre en boca de pozo.1

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> Objetivos de las pruebas de pozos. El objetivo determina qué tipo de pruebase efectuará y, con frecuencia, se debe alcanzar más de un objetivo.

Pruebas de productividad

Obtener y analizar muestras representativas de los fluidos producidos

Medir la presión y la temperatura del yacimiento

Determinar la curva de rendimiento del pozo y la capacidad de producción

Evaluar la eficiencia de la operación de terminación

Caracterizar el daño del pozo

Evaluar los tratamientos de reparación o de estimulación

Pruebas descriptivas

Evaluar los parámetros del yacimiento

Caracterizar las heterogeneidades del yacimiento

Evaluar el alcance y la geometría del yacimiento

Evaluar la comunicación hidráulica entre los pozos

Objetivos de las pruebas de pozos

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Si bien algunos objetivos de las pruebas depozos se logran a través de pruebas extensivasque insumen varios días o semanas, otros objeti-vos pueden alcanzarse a través de nuevas técni-cas en cuestión de horas. Los nuevos desarrollostecnológicos están cambiando radicalmente laspruebas de pozos, sobre todo en el área de medi-ción del flujo.

Schlumberger desarrolló su capacidad demedición de flujo multifásico a lo largo de muchosaños, probándola en circuitos cerrados de pruebasde flujo y campos de todo el mundo. Una de esasprimeras pruebas fue realizada con el soporte deSonatrach en los pozos del Campo Hassi-Messaoudde Argelia. Los resultados se utilizaron para cali-brar y verificar el desempeño del medidor de flujoantes de su comercialización en el año 2001, comoel equipo portátil de pruebas periódicas de pozosmultifásicos PhaseTester. En el año 2002, fue en -viado al Campo Hassi-Messaoud, y desde entoncesha sido utilizado en otras operaciones de campode Sonatrach.

La tecnología de pruebas de pozos multi fásicosPhaseTester Vx fue probada en forma extensivaen el proyecto In Salah Gas (ISG). Un proyectode desarrollo conjunto de Sonatrach, Statoil y BP,el proyecto ISG comprende el desarrollo de sietecampos de gas en el sector centro-meridional deArgelia y representa uno de los proyectos de gasmás grandes del país. Los servicios de pruebas depozos para los campos Krechba, Teguentour yReg comenzaron con los siguientes objetivos: • limpieza del pozo—reducir el potencial de

daño de la formación entre la terminación delpozo y su conexión con la instalación de pro-ducción y reducir el daño de la instalación,causado normalmente por la producción desólidos durante la puesta en marcha del pozo

• capacidad de producción de flujo—probar laproductividad de los pozos de re-entrada y delos pozos recién perforados

• corrosivos—obtener información sobre el con-tenido de dióxido de carbono [CO2] y ácidosulfhídrico [H2S]

• presión del pozo—adquirir datos de presiónde fondo de pozo durante la producción inicialen cada campo

• productividad del pozo—descargar el pozo yefectuar una prueba a una sola tasa de flujopara determinar la capacidad de producciónglobal.

1. Una línea de acero es un alambre utilizado para lacolocación selectiva y la recuperación de lasherramientas y el equipo de control de flujo en un pozo.Este alambre pasa a través del equipo de control depresión montado en el cabezal del pozo, permitiendo que se efectúen, en forma segura, diversas operacionesde fondo de pozo en los pozos activos.

Proporción de la muestra

MacroescalaPrueba de cámara cerrada

Radio de investigación < 1,000 pies

Escala de yacimientoPruebas de formación efectuadas a través de lacolumna de perforación y pruebas de producción

Proporción de la muestraRadio de investigación < 1,000 pies

Proporción de la muestra

MicroescalaPrueba de presión (caída e incremento) con elprobador de la formación operado con cable

Radio de investigación < 10 pies

Proporción de la muestra

Micro a macroescalaGrandes volúmenes extraídos a través

de la probeta o los empacadores, utilizandobombas de fondo de pozo

Radio de investigación < 100 pies

(continúa en la página 52)

> Modos y escalas de las pruebas. La escala de una prueba es una función del tiempo. Laspruebas en pequeña escala se llevan a cabo con un probador de la formación operado concable, en una cuestión de minutos u horas, obteniendo muestras de fluidos cuyo volumenoscila entre centímetros cúbicos y litros, y produciendo pequeñas perturbaciones de presiónque investigan un radio de varios pies más allá del pozo. En el otro extremo, las pruebas depozos extendidas pueden durar varios meses, producen varios miles de barriles de fluido, ycrean perturbaciones de presión grandes que pueden propagarse a miles de pies del pozo.

48 Oilfield Review

La diversidad de herramientas y servicios rela-cionados con las pruebas de pozos es enorme.Una colección variada de herramientas y téc-nicas ha evolucionado para satisfacer lasnecesidades de las pruebas de pozos de lascompañías de E&P. En esta secuencia evolu-tiva, las pruebas de formación efectuadas através de la columna de perforación (DST)constituyen un eje central a partir del cual sedesarrollaron otras herramientas y técnicas depruebas. La secuencia de productos resultan-tes siguió una progresión natural, que pasó debásica a sofisticada, y se ramificó para incluirdispositivos de superficie, de muestreo, opera-dos con línea de acero y operados con cable.

En 1926, los hermanos E.C. Johnston y M.O.Johnston efectuaron su primera prueba DSTcomercial. Para esta operación se utilizó unempacador compuesto y una válvula bajadosen agujero descubierto con el fin de crear unaterminación temporaria y controlar el flujo.Para el año 1933, Johnston Well Testers habíamodificado sus propuestas para incluir unmedidor de presión destinado a complemen-tar la información de tasas de flujo con lasmediciones de presión de formación.1 Desdeentonces, el negocio de las pruebas de pozosse ha expandido a través de las numerosasinnovaciones realizadas en los dispositivos ymétodos de pruebas.

Los ingenieros especialistas en pruebaspronto reconocieron que se necesitaban equi-pos de superficie para manipular los fluidos deformación producidos a través de la termina-ción temporaria establecida por la sarta DST.Como resultado, un separador de prueba trifá-sico y un tanque amortiguador se convirtieronen el equipo estándar en muchas configura-ciones de pruebas de pozos. El separador deprueba se coloca aguas abajo del colector múl-tiple de estrangulamiento (choke manifold),que se utiliza para controlar el flujo de losfluidos producidos en la superficie.

Un separador recibe los fluidos producidospor un pozo y utiliza la fuerza de gravedad ylas diferencias de densidad de los fluidos para

separarlos en las fases agua, petróleo y gas(abajo). Una vez separadas, las fases indivi-duales se miden cuando salen del recipiente.La fase gas se envía a una línea de gas inde-pendiente o se quema en una antorcha.2 Lasfases líquidas se mezclan y se hacen retornara una línea de flujo o se envían a un tanque dealmacenamiento. En localizaciones remotas,que no pueden dar cabida al almacenamientoy transporte de los líquidos producidos, es pro-bable que los líquidos deban tambiéneliminarse por quemado.

Un tanque amortiguador, colocado aguasabajo del separador, provee un recipiente enel que pueden fluir los líquidos separados para

neutralizar los golpes de presión repentinos.Con una reducción de la presión del petróleoen el tanque amortiguador, el gas se separaráde la solución, produciendo una reducción delvolumen de petróleo. Esta contracción puedeser medida en el tanque amortiguador. Ade-más pueden requerirse equipos auxiliares,tales como un intercambiador de calor convapor o un calentador a fuego indirecto. Elcalentador se coloca aguas arriba del separa-dor para calentar los fluidos producidos y paraimpedir la formación de hidratos, reducir laviscosidad del fluido y romper las emulsiones.Un quemador instalado aguas abajo del tan-que amortiguador elimina el gas producido y,

El espectro de las pruebas

> Separador de prueba. Un separador trifásico portátil (extremo superior) se encuentraalojado en un armazón estructural diseñado para su protección y para soportar las ope -raciones de montaje. La vista recortada (extremo inferior) muestra los deflectores y laspantallas utilizadas para separar los fluidos producidos. Estos fluidos ingresan por la en -trada y contactan una serie de placas, haciendo que los líquidos se condensen despren -diéndose de la corriente de flujo, donde son separados por la fuerza de gravedad en baseal contraste de densidad.

Válvula de aliviode presión

Segundaválvula de

alivio de presiónPlacas de

coalescencia

Placa deflectoradel rompedorde espuma

Salida del gas almedidor (placa orificio)

Extractor de vapores

Puertade acceso

Regulador del nivelde petróleo

Cortador de vórtice

Cortadorde vórtice

Salida del petróleo almedidor mecánico

Placa deflectora de vertedero

Salida del aguaal medidor mecánico

Regulador delnivel de agua

Placasdeflectoras

Salidaadicional

Entrada de efluente

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bajo ciertas circunstancias, elimina tambiénlos líquidos producidos.

En el fondo del pozo, pueden obtenersemediciones de presión y temperatura conherramientas operadas con línea de acero. Enel pasado, los levantamientos adquiridos conlínea de acero utilizaban registradores gráfi-cos mecánicos para medir las presiones defondo de pozo, mientras que un termómetrode máxima medía la temperatura de fondo depozo (BHT). Con la introducción de la tecno-logía de sensores de cristal de cuarzo, losmedidores de presión y temperatura de fondode pozo se han vuelto cada vez más confiablesy precisos. Hasta esta tecnología ha evolucio-nado. Ahora, un solo cristal mide latemperatura y la presión en el mismo punto,eliminando los retrasos en la obtención de latemperatura u otras discrepancias observadasanteriormente, cuando se utilizaba unsegundo cristal para las correcciones terma-les. Los sensores, tales como el Sensor deCristal de Cuarzo CQG y los medidores de pre-sión UNIGAGE, son altamente versátiles ypueden registrar la presión de fondo de pozoen levantamientos con líneas de acero, enoperaciones DST y en sistemas de disparosbajados con la tubería de producción (TCP).En las operaciones DST y TCP, las medicionesse obtienen ya sea por encima o por debajodel empacador y los medidores pueden insta-larse dentro o fuera de la sarta de pruebas.Los datos se registran en el fondo del pozo obien se transmiten a la superficie para su lec-tura en tiempo real.

Las válvulas de los probadores, que consti-tuyen el núcleo de la sarta de pruebas depozos, también han evolucionado. Desde laválvula simple pero efectiva del Probador deFormación Johnston original, el diseño de lasherramientas de pruebas evolucionó para con-vertirse en la herramienta alternativa deciclos múltiples, conocida como herramientade Evaluación de Flujo Múltiple MFE en 1961.Esta herramienta de pruebas MFE fue utili-zada en miles de pruebas DST efectuadas en

agujero descubierto, y todavía se emplea enaplicaciones DST tradicionales en ciertaszonas de rocas duras.

En la década de 1970, la actividad de explo-ración marina se incrementó asombrosamentey, con ese incremento, surgió la necesidad decontar con una válvula de prueba más ade-cuada para la ejecución de pruebas en pozosentubados mucho más profundos y con presio-nes más altas, y en operaciones llevadas acabo desde equipos de perforación (taladros)flotantes. La válvula del Probador Controladoa Presión PCT estableció su nicho en esteámbito, eliminando la necesidad de desplazarla tubería hacia arriba y hacia abajo para ope-rar manualmente la válvula; una inquietudpotencial a la hora de efectuar pruebas desdeequipos de perforación flotantes. En cambio,la herramienta PCT era operada mediante laaplicación de presión en el espacio anularexistente entre la sarta de pruebas y la tube-ría de revestimiento. Los pozos de altorégimen de producción instaron al desarrollode la herramienta PCT de diámetro completoen el año 1981.

En 1989, se introdujo la primera de unanueva generación de herramientas de prueba“inteligentes,” con el desarrollo del Sistemade Implementación Remota Inteligente IRIS.Este sistema de válvula dual combina la vál-vula de prueba con la válvula de circulaciónen una sola herramienta. Los sensores ymicroprocesadores integrales permiten la pro-gramación de la herramienta, lo que proveeflexibilidad en las operaciones de prueba. Lapotencia mecánica para abrir y cerrar tanto laválvula de prueba como la válvula de circula-ción está contenida dentro de la herramienta,en lugar de ser suministrada desde la superfi-cie a través de la manipulación de la tubería ola presión anular.

Ahora, los pulsos de presión codificados,enviados desde la superficie, proporcionan loscomandos a la herramienta en el fondo delpozo. Estos pulsos de presión de baja intensi-dad se transmiten a lo largo del espacio

anular y son detectados en el fondo del pozopor el regulador inteligente de la herra-mienta. El microprocesador analiza cadapulso para diferenciar los comandos de otroseventos de presión producidos durante la ope-ración. Los pulsos reconocidos comocomandos del sistema IRIS son implementa-dos utilizando la presión hidrostáticadisponible en el fondo del pozo para abrir ocerrar la válvula correcta, o incluso para eje-cutar las operaciones de la válvula en formasecuencial. Por ejemplo, la válvula del proba-dor puede ser regulada para cerrarse si seproduce sobrepresión anular, y puede rea-brirse una vez solucionado el problema. Elmicroprocesador almacena un archivo dedatos de presión y enumera todos los coman-dos ejecutados para el posterior análisis de laoperación.

Las áreas prospectivas de aguas profundasson perforadas y terminadas con embarcacio-nes de perforación o equipos de perforaciónsemisumergibles; las pruebas de pozos efec-tuadas desde esas embarcaciones flotantesrequieren una medición adicional de controlde pozo, más allá de la provista por el preven-tor de reventones (BOP) de perforación. Esterequerimiento generó el desarrollo del sis-tema de control de pozo recuperable E-Z Treede Johnston-Schlumberger en 1975. En 1997,se desarrolló otro sistema para proveer másseguridad durante las urgencias, permitiendoel cierre de la tubería y los preventores de cie-rre total con el árbol de pruebas en su lugar.El sistema de control de pozo submarino Sen-TREE provee control hidráulico desde lasuperficie hasta un módulo dual de válvulaesférica y válvula a charnela, a prueba de

1. Johnston Well Testers fue adquirida porSchlumberger en 1956.

2. Atkinson I, Theuveny B, Berard M, Connort G, Lowe T,McDiarmid A, Mehdizadeh P, Pinguet B, Smith G yWilliamson KJ: “Un nuevo horizonte en mediciones deflujo multifásico,” Oilfield Review 16, no.4 (Primaverade 2005): 58–70.

fallas (arriba). El sistema SenTREE sirve ade-más como punto de desconexión para la sartade pruebas en caso de que la posición delequipo de perforación (taladro) quede fuerade tolerancia, obligando al equipo de perfora-ción a desplazarse fuera del BOP submarino.

En la superficie, se ha adoptado un nuevoprocedimiento de mediciones multifásicas. Elequipo de pruebas de pozos periódicas multi-fásicas PhaseTester fue desarrollado paramedir con precisión las tasas de flujo de lasfases petróleo, gas y agua sin necesidad deseparar la corriente de flujo en fases indivi-duales. El dispositivo puede medir cada fasecon precisión, en flujos tipo tapón, en flujoscon espuma y con emulsiones estables.3 Habi-tualmente, durante las pruebas DST, estemedidor de flujo se instala inmediatamenteaguas abajo del cabezal del pozo y aguasarriba del separador de superficie (derecha).

Utilizando la tecnología de pruebas depozos multifásicos Vx, desarrollada por FramoEngineering AS y Schlumberger, la unidadPhaseTester combina un medidor tipo venturi

con un sistema de detección de rayos gammade alta velocidad de energía dual. La presiónse mide cuando el fluido ingresa en el estran-gulamiento de la garganta tipo venturi. Unafuente química radioactiva pequeña, situada aun costado del medidor venturi, emite rayosgamma a lo largo de un rango discreto de nive-les de energía, y la atenuación de los rayos

gamma causada por el fluido se mide en dosniveles diferentes. En sentido transversaldesde la fuente, un detector de centelleo, com-binado con un fotomultiplicador, detecta losrayos gamma que no han sido absorbidos porla mezcla de fluido a medida que fluye a travésdel medidor tipo venturi. La obtención deestas mediciones a razón de 45 veces porsegundo asegura su precisión, sin importar laturbulencia presente en los regímenes de flujo.

La velocidad de conteo de los rayos gammade baja energía está relacionada con la com-posición del fluido; respondiendo por ende ala relación agua-líquido. La velocidad de con-teo de los rayos gamma de alta energía estárelacionada fundamentalmente con la densi-dad de la mezcla. Una computadoradetermina las fracciones relativas de cadafase presente en la tubería. La combinaciónde la densidad de la mezcla y el diferencial depresión existente en el medidor tipo venturida como resultado un flujo másico totalrobusto y de alta resolución. La computadoracombina las propiedades volumétricas PVT delfluido con las fracciones y el flujo másico paraofrecer tasas volumétricas instantáneas depetróleo, gas y agua cada 10 segundos.

Además, se ha desarrollado un programa deinterpretación Vx especial para medir el flujoen los pozos de gas con fracciones de volumende gas (GVF) que varían entre 90% y 100%. Elprograma de interpretación del modo de gasVx permite que el medidor de flujo PhaseTester mida las tasas de flujo de gas entodo el espectro de gases, desde el gas secohasta el gas extremadamente húmedo y el gas

50 Oilfield Review

> Medidor de flujo portátil. El medidor de flujo multifásico PhaseTester se en -cuentra alojado en una estructura modular (izquierda). Con 1,705 kg [3,750 lbm]de peso, el medidor de flujo PhaseTester es lo suficientemente compactocomo para ser transportado por un camión mediano (derecha).

3. Atkinson et al, referencia 2.

> Árbol de pruebas submarino. El árbol de pruebas SenTREE fue diseñado para mejorar el controldel pozo durante las pruebas de pozos efectuadas desde embarcaciones de perforación y semi -sumergibles. Se asienta dentro del conjunto de preventores de reventón en el fondo marino.

Tuboascendente

Embarcación deperforación

Líneade lodo

Unión spanner

Válvula de retención

Adaptador de corteConjunto de cierre

Conjunto de válvula

Unión deslizante

Colgador acanaladoajustable

Válvula de purgaPreventores

de cierre total

Empaquetadoresde cierre total

Obturadoresde cierre sobre

la tubería

Conjunto depreventoresde reventón

Obturadoresde cierre sobre

la tubería

BOP anular

Líneade lodo

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rico en condensado. Con flujos GVF de hastaun 98%, el programa del medidor Vx activadoen modo gas también puede lograr la medi-ción precisa de las tasas de flujo de agua.

Algunos de los conceptos descriptos prece-dentemente han sido integrados en unpaquete liviano y compacto de pruebas depozos para adquirir datos de tasas de flujo pre-cisos durante el procesamiento de los grandesvolúmenes de efluente del pozo producidosdurante las pruebas. El servicio de pruebas depozos CleanTest utiliza un medidor de flujomultifásico, un separador de superficie dise-ñado especialmente para este propósito, unaunidad de tratamiento de agua colocada aguasabajo del separador, y, si se necesita, un que-mador de alta eficiencia para la eliminacióndel efluente sin humo (arriba).

El medidor de flujo PhaseTester Vx insta-lado en la superficie, entre el cabezal del pozoy el separador, monitorea continuamente losfluidos producidos durante la prueba de pozo,eliminando la dependencia del proceso deseparación para las mediciones de flujo. Esto esparticularmente importante durante el períodode limpieza, en el que el pozo se abre inicial-mente al flujo y la zona invadida de la formacióndescarga los filtrados de lodo, las salmueras yotros fluidos bombeados en el fondo del pozodurante la perforación o terminación del pozo.Utilizando el medidor de flujo multifásico paramonitorear las tasas de flujo en la superficie, eloperador puede determinar de inmediato el ins-tante en que el pozo se ha limpiado.

En la plataforma CleanTest, se coloca unseparador de pruebas de pozos ajustable,

aguas abajo del medidor de flujo, para mane-jar los efluentes. Mediante la instalación delmedidor de flujo PhaseTester de alta precisiónaguas arriba, se despoja al separador del ins-trumental que se utiliza normalmente paramedir las fracciones de las fases en la superfi-cie. Esto permite que el separador sea puestoen línea en el momento en que se abre el pozopara el flujo de retorno; la corriente de flujoya no se desvía para sortear el separadordurante el período de limpieza con el fin desalvaguardar el instrumental. Este enfoqueahorra el tiempo de equipo de perforacióninsumido en los programas de pruebas quehabitualmente requieren entre dos y tres díasde ajustes progresivos del estrangulador a finde que el grado de limpieza alcanzado seasuficiente para permitir que los fluidos produ-cidos se envíen a través del separador.

El separador utiliza un vertedor controladoen forma remota que se desplaza hacia arribao hacia abajo con las fluctuaciones producidasen las fracciones de las fases petróleo y agua.Dentro del separador, las fases gas, petróleo yagua de la corriente de producción se separanen sus respectivas fracciones antes de ser des-cargadas.

El agua que sale del separador se envía auna unidad de tratamiento de agua móvil.Esta unidad combina la técnica de separacióncoalescente con la técnica de separación poratracción gravitacional para reducir las con-centraciones de petróleo en agua. Porejemplo, el agua que ingresa en la unidad con20,000 ppm de petróleo disperso contendrámenos de 20 ppm de petróleo en la salida,incluso con petróleos densos de baja densidadAPI. El contenido de petróleo en agua es con-firmado cuando las muestras tomadas en launidad se hacen pasar por un analizador local.Mediante la remoción del petróleo contenidoen el agua, la unidad asiste en el cumpli-miento de las estrictas normas sobre vertidoambiental que permiten la eliminación delagua directamente en el mar. Dicho cumpli-miento proporciona al operador unaalternativa económicamente efectiva con res-pecto al almacenamiento, el transporte y laeliminación del agua. El petróleo se recolectaen una cámara atmosférica de recuperaciónde petróleo, y se dispone de una bomba incor-porada para enviar el petróleo recuperado aun tanque de almacenamiento o al quemador.

> Esquema de corrientes de flujo. Los fluidos del yacimiento son manipulados por la plataformaCleanTest. Los fluidos llevados a la superficie son medidos a través del medidor de flujo multi fá -sico PhaseTester antes de ser enviados aguas abajo a un separador especialmente diseñadopara dicho propósito. Mediante el monitoreo del medidor de flujo, el operador puede afinar losajustes de flujo y calor en el separador, optimizando de ese modo el desempeño del manipuleode los fluidos. El agua que sale del separador pasa a través de una unidad de tratamiento pararemover el petróleo remanente antes de la descarga. Los quemadores de alta eficiencia eliminancualquier fluido para cuyo almacenamiento o transporte el operador no dispone de instalaciones.

Separador

Medidor de flujo

Cabezal del pozo Antorcha

Tanque dealmacenamiento

de petróleo

Unidad de tratamiento de agua

Se esperaba una tasa de flujo promedio de50 MMpc/d [1.4 millón de m3/d]; por lo tanto,por razones de seguridad el equipo debía manipu-lar en forma segura hasta 70 MMpc/d [2 millonesde m3/d]. Durante las pruebas de producción de24 horas, además del gas seco, se esperaban hastaun 9% de CO2, 11 ppm de H2S, y cantidades varia-bles de gas condensado, petróleo, lodo, sedimentoy agua. Por otro lado, se esperaba el contraflujodel diesel utilizado para determinar la presióndiferencial ejercida contra la sarta de pruebas.

Originalmente, el proyecto se basó en la tec-nología convencional, tal como los separadoreshorizontales gravitacionales, los tanques amorti-guadores, los colectores múltiples, las bombasde transferencia y los quemadores. En el año2004, Schlumberger introdujo el modelo de in ter -pretación del modo de gas PhaseTester Vx. Lascapacidades multifásicas del modelo de inter-pretación del modo de gas extendieron el rangocompleto de mediciones de flujo a las condi -ciones de gas húmedo o gas seco. El medidor de

flujo multifásico PhaseTester también propor-cionó lecturas precisas de la tasa de flujo de gasen condiciones estándar y obtuvo los valores dela tasa de flujo de líquido y del corte de agua.

El medidor de flujo PhaseTester simplificó enforma asombrosa la configuración de campo por-que ya no era necesaria la separación de fases, yla extracción de muestras no constituía un obje-tivo crucial (arriba). Esta nueva estructuracióndemostró ser intrínsecamente más segura quelas pruebas de pozos previas. Los tiempos demontaje, transporte y desmontaje del equipo deperforación también generaron un ahorro pro-medio de 11.5 días. La necesidad de personal,camiones y vehículos de soporte se redujo consi-derablemente, lo que se tradujo en un ahorroestimado de costos del 28%, en comparación conlas pruebas de pozos previas.

En otra prueba de pozo, al operador le preo-cupaba la capacidad para resolver las incerti-dumbres asociadas con la producción de la faselíquida. Durante la campaña del Campo Krechba,

en el año 2005, el sistema PhaseTester Vx logródelinear claramente las tasas de flujo de gas ylíquido (próxima página, extremo superior dere-cho). Estas tasas fueron confirmadas subsiguien-temente utilizando la herramienta de Adquisiciónde Registros de Producción PLT. Utilizando la tec-nología PhaseTester Vx, el operador obtuvo datosde alta calidad, incrementando al mismo tiempola seguridad y reduciendo el costo asociado con lalogística, el personal y el tiempo de operación.

Muestreo de fluidos Más allá de la presión, la temperatura y la tasade flujo, el operador también necesita conocer lanaturaleza precisa de los fluidos producidos porel yacimiento. El futuro de un área prospectivadepende del conocimiento que posea el opera-dor de los fluidos contenidos en un yacimiento(próxima página, extremo inferior derecho). Lasconsideraciones económicas importantes, talescomo el factor de recuperación del yacimiento,las estimaciones de reservas y los pronósticos deproducción, están afectadas por las propiedadesde los fluidos. Además de obtener informaciónacerca de la composición química, la densidad,la viscosidad y la relación gas-petróleo (GOR) delfluido, a los operadores les interesa especial-mente determinar las condiciones bajo las cualeslos fluidos producidos formarán parafinas, hidra-tos y asfaltenos. Por lo tanto, el conocimiento delas propiedades de los fluidos es esencial paraevaluar la rentabilidad de un pozo o de un áreaprospectiva.

Las pruebas de pozos ofrecen una oportu -nidad única para la recolección de muestrasrepresentativas de fluidos de yacimientos. Lasmuestras se consideran representativas de losfluidos del yacimiento cuando son monofásicas yhan sido recolectadas en condiciones de presiónde saturación y temperatura crítica, por encimade las cuales los sólidos orgánicos se separaríande la muestra. Los criterios de presión-tempera-tura deben ser observados estrictamente paraque las muestras sean representativas.

Los análisis de muestras representativas cons-tituyen datos de entrada vitales para el diseño yla simulación de los procesos de producción quetienen lugar entre la formación y los ductos deventa. Estas simulaciones se basan en datos deanálisis de la relación presión-volumen-tempera-tura (PVT) y comienzan con la hipótesis de queun yacimiento se desempeña bajo las condicio-nes iniciales antes de ser explotado. Una vezexplotado, las propiedades de sus fluidos cam-bian inevitablemente conforme se reducen laspresiones a lo largo de su vida productiva.

No siempre es posible obtener una muestrarepresentativa del fluido original del yacimiento.

52 Oilfield Review

> Esquema simplificado. Una comparación entre la estructuración de la prueba original (extremo su -perior) y la configuración de una prueba de pozo posterior (extremo inferior) muestra una reducciónsignificativa en cuanto a tuberías y complejidad, obtenida mediante la inclusión del medidor de flujomultifásico PhaseTester.

Cabezal del pozo

Cabezal del pozo

Colector múltiple de derivación Medidor de flujo PhaseTester

Válvula de aislamiento

Colector múltiplede estrangulamiento

Bomba neumáticaColector múltiplede petróleo

A la pileta de lodo

Arrestallamas

Estrangulador

Unidad de bombeoVálvula de aislamiento

SeparadorSeparador

vertical

A la pileta de aguaTanque de

recuperacióndel diesel

Colectormúltiple de

estrangulamiento

Calentador

Quemador

Tanqueamortiguador

Tanqueamortiguador

Tanquemedidor

Fosa de quemado

Compresor de aire

Línea de alivio

Fosa de quemado

Bomba de transferencia

Arrestallamas

Tanquemedidor

Verano de 2007 53

Cuando la presión del yacimiento cae por debajode la presión de burbujeo del petróleo, las frac-ciones más livianas del petróleo se evaporan paraformar una fase gaseosa independiente.2 Se ob -serva el efecto opuesto cuando la presión en unyacimiento de gas condensado cae por debajo desu punto de rocío.3 El líquido se forma a medidaque el gas se condensa. Las composiciones deestos fluidos de yacimientos serán alteradas luegocomo consecuencia de la correspondiente pér-dida de las fracciones livianas o pesadas.

La secuencia cronológica es crucial para laobtención de una muestra representativa delfluido original del yacimiento. Las muestrasdeben tomarse en la etapa más temprana posi-ble de la vida productiva de un yacimiento paraevitar la condición bifásica causada por la caídade presión a medida que el pozo produce. Poreste motivo, los pozos descubridores a menudoson muestreados en forma extensiva, utilizandoprobadores de formación operados con cabledespués de perforar un intervalo, y, nuevamente,mediante pruebas de formación efectuadas através de la columna de perforación (DST).

Además de la presión, un operador debeconsiderar cuán representativa puede ser unamuestra si se extrae de un yacimiento de granextensión areal. Es decir, una sola muestra,tomada en una posición dada, probablemente noincorpore las variaciones o la compartimentali-zación existente en un yacimiento. Del mismomodo, una sola muestra tampoco da cuenta delas gradaciones de los fluidos que se observanentre el tope y la base de las secciones produc -tivas extensas. En consecuencia, los fluidos deyacimientos a menudo son muestreados a medidaque se perforan otros pozos en un yacimiento. Lasmuestras se toman además a distintas profundi-dades en el yacimiento, utilizando habitualmenteun probador de formación operado con cable.

Los fluidos muestreados en la superficie pue-den diferir considerablemente de los fluidosmuestreados en el fondo del pozo. Los asfaltenospueden separarse de los fluidos del yacimientocon la caída de presión que se produce a medidaque los fluidos son llevados desde los disparos ala superficie. Las parafinas también puedensepararse de la solución con una caída de tem-

peratura que acompaña a los fluidos a medidaque son llevados a la superficie. La diferenciaentre las propiedades de los fluidos de fondo depozo y de superficie resulta de gran interés paraun operador y se ha desarrollado una diversidadde técnicas para obtener cada tipo de muestra.

Las muestras de superficie se recolectan en elcabezal del pozo o en el separador. Las muestrasdel separador requieren que se tomen muestrasindividuales de las fases petróleo y gas, ademásde mediciones precisas de sus respectivas tasasde flujo, presiones y temperaturas. Las muestrasde petróleo y gas se combinan luego en un labora-torio para formar una muestra representativa.Estas muestras se extraen cuando el análisisespecial requiere volúmenes que exceden lacapacidad de las herramientas de muestreo con-vencionales o cuando no es posible recolectarmuestras de fluidos de yacimientos en el fondodel pozo. Tales volúmenes pueden requerirsepara los análisis utilizados en los estudios de lasrefinerías o en los estudios de recuperación me -jorada de petróleo.

Las muestras tomadas en el fondo de pozo,normalmente aludidas como muestras de fondode pozo, son las más representativas del fluido deformación original porque se recolectan tan cercade la presión y la temperatura del yacimientocomo lo permiten las condiciones del pozo. Lasmuestras de fondo de pozo se extraen con dispo-sitivos desplegados con cable o con línea deacero, o como parte integrante de la sarta deherramientas DST. Se utilizan cuando la presiónde flujo de fondo de pozo es mayor que la presiónde saturación de petróleo del yacimiento. Lasmuestras de fondo de pozo son esenciales para el

análisis PVT y para la evaluación de los proble-mas potenciales de aseguramiento del flujo, talescomo la precipitación y la depositación de asfal-tenos y parafinas.

Diversos factores inciden en la elección de latécnica de muestreo: las propiedades del yaci-miento, el volumen de muestra requerido, el tipo

2. El punto de burbujeo está definido por la temperatura yla presión a las que parte de un líquido comienza aconvertirse en gas. De este modo, si un volumenconstante de líquido se mantiene a una temperaturaconstante mientras la presión se reduce, el punto en elcual comienza a formarse el gas es el punto de burbujeo.

3. El punto de rocío está definido por la temperatura y lapresión a las que un gas comienza a condensarse. Si semantiene una presión constante sobre un volumen de gasdado mientras la temperatura se reduce gradualmente, elpunto en el cual comienzan a formarse pequeñas gotitasde líquido, es el punto de rocío del gas a esa presión.

> Determinación de los fluidos durante una operación de limpieza del pozo. Este pozo del Campo Krechbafue monitoreado con el medidor de flujo PhaseTester durante un período de limpieza de 24 horas. Luegode cada incremento del tamaño del estrangulador (orificio), prescripto por el programa de limpieza, semidieron la presión en boca de pozo y las tasas de líquido y gas. Los resultados de la herramientaPhaseTester muestran mesetas bien definidas para cada fase, que corresponden a ajustes del tamañodel estrangulador. La curva de presión en boca de pozo indica cuándo se modificó el estrangulador.

2,500

2,000

1,500

1,000

500

0

Tasa

de

flujo

(gas

to) d

e ag

ua, b

bl/d

Pres

ión

en b

oca

de p

ozo,

lpc

Fecha / hora

Tasa de flujo de gas

Tasa de flujo de agua

Presión en boca de pozo

08/24/05–12:00 08/24/05–18:00 08/25/05–0:00 08/25/05–6:00 08/25/05–12:00 08/25/05–18:00

50

40

30

20

10

0

Tasa

de

flujo

de

gas,

MM

pc/d

> Demanda de muestras de fluidos producidos.Se requieren muestras de fluidos repre senta ti -vas y sus análisis, aguas arriba y aguas abajodel cabezal del pozo.

Ingenieros de terminación y producción de pozos

Geólogos

Ingenieros de yacimientos

Ingenieros de instalaciones

Diseños de terminación de pozos

Especificaciones de materiales

Cálculos relacionados con los procesos delevantamiento artificial

Interpretaciones de los registros de producción

Pronósticos de producción

Mitigación del aseguramiento del flujo

Separación y tratamiento de los fluidos producidos

Opciones de medición

Estrategias de transporte

Interpretaciones de pruebas de pozos

Estimaciones de reservas

Cálculos de balances de materiales

Análisis del mecanismo natural de drenaje

Simulaciones de yacimientos

Correlaciones de yacimientos

Estudios geoquímicos

Estudios del origen de los hidrocarburos

¿Quién necesita muestras de fluidos?

de fluido de yacimiento a muestrear, el grado deagotamiento del yacimiento, y el tipo de equipode superficie y subsuelo requerido. Cada modode muestreo requiere su propio equipo especial,aunque ciertos componentes son comunes a lamayoría de los modos de muestreo. El rango delos modos de muestreo puede agruparse enforma aproximada en cinco técnicas básicas:• Extracción de muestras del cabezal del pozo:

Se utiliza un colector múltiple de cabezal depozo, construido a tal efecto, para recolectarmuestras en la superficie (arriba). Estas mues -tras pueden ser recolectadas sólo cuando lapresión de flujo en boca de pozo y la tempera-tura se encuentran por encima de la presiónde saturación del fluido del yacimiento, demanera que el fluido se mantiene en estadomonofásico en el cabezal del pozo. Tales condi-ciones no son habituales pero a veces existen;por ejemplo, en ciertos pozos submarinos enlos que los fluidos producidos pueden mante-nerse monofásicos durante todo el trayectohasta el colector múltiple de estranguladores(manifold) de superficie.

• Extracción de muestras de superficie DST: Lasmuestras de petróleo y gas suelen obtenerse enel separador de prueba. Con mediciones preci-sas de las tasas de flujo, presiones y temperatu-ras del petróleo y el gas, estas muestras puedenrecombinarse en un laboratorio para aproximar-se a la composición de un fluido representativoen profundidad. Tales muestras requieren laexistencia de condiciones de flujo estables den-tro del separador. Las muestras de superficiedeberían recolectarse siempre, como medidaprecautoria, debido a que problemas imprevis-tos podrían impedir la recuperación exitosa delas muestras de fondo de pozo.

• Extracción de muestras de fondo de pozo DST:Las muestras representativas de fluidos seextraen en el fondo del pozo al final del períodode flujo principal de la prueba DST. Se transmi-ten comandos desde la superficie para abrir unacámara para muestras, tal como un tomador demuestras de yacimientos monofásicos (SRS),que se incorpora en un lastrabarrenas (porta-mecha) especial en la sarta DST (derecha).Utilizando un transportador de fondo de pozoSCAR, se pueden obtener hasta ocho muestrasmonofásicas SRS. La herramienta de extracciónde muestras SCAR es activada por un disco deruptura o por transmisión de pulsos de presióna través del lodo de perforación hasta un dispa-rador IRIS. La extracción de muestras de fondode pozo DST se lleva a cabo a la presión y tem-peratura del yacimiento, de modo que el fluidomonofásico se recupera si la presión del yaci-miento se encuentra por encima de su punto deburbujeo.

• Extracción de muestras con línea de acero:Habitualmente corridos en pozos productores,los dispositivos de muestreo SRS pueden sersuspendidos en una línea de acero y bajarse através de la tubería de producción hasta el topede los disparos. Un temporizador instalado en elSRS permite que la cámara para muestras seabra y admita los fluidos después de transcurridoun tiempo suficiente para que la herramientaalcance la profundidad deseada.

• Extracción de muestras con el probador de laformación operado con cable: Las herramientasoperadas con cable, tales como la herramientaMDT, son corridas rutinariamente en agujerodescubierto para medir las presiones del yaci-miento, y con frecuencia miden las presionesen distintas profundidades, abarcando todo elyacimiento para obtener un gradiente de pre-sión del yacimiento, además de recolectarmues tras de fluidos del mismo. La capacidad deextracción de muestras múltiples de la he rra -mienta MDT permite tomar muestras a distin-tas profundidades de un yacimiento para deli-near gradaciones complejas de la columna defluidos. Los resultados del probador de la for-mación operado con cable a menudo se utilizanpara guiar las pruebas de formación subsi-guientes, efectuadas a través de la columna deperforación.

Dentro de la herramienta MDT, la calidad de lamuestra es monitoreada con un Analizador Ópticode Fluidos OFA, un Analizador de Fluidos VivosLFA, o los módulos del Analizador de la Composi-ción de los Fluidos CFA. Estos módulos puedendeterminar si un fluido ha atravesado su presiónde saturación; como sucede cuando una muestrade petróleo cae por debajo de su punto de burbu-

jeo, o cuando una muestra de gas cae por debajode su punto de rocío. Además, ayudan a verificarque el fluido muestreado posea valores suficien -temente bajos de contaminación con filtrado.4

Las muestras adquiridas con la herramientaMDT se almacenan en una cámara para muestrasmúltiples monofásicas (SPMC) para garantizarque los fluidos se mantengan a la presión de for-mación a medida que se llevan a la superficie. Enlos pozos de exploración, las muestras MDT obte-nidas en agujero descubierto a menudo sirvencomo indicador preliminar del tipo de fluido delyacimiento, antes de que se efectúe la prueba depozo en pozo entubado. En ciertos pozos, lasmediciones de presión y la extracción de mues-tras MDT reemplazan a la prueba DST.

54 Oilfield Review

> Tomador de muestras de fluidos de fondo depozo. El tomador de muestras de yacimientosmonofásicas (SRS) utiliza un pistón cargado connitrógeno para ejercer presión sobre la cámarapara muestras de fluidos, de 600 cm3, mante -niendo el fluido por encima de su presión desaturación y en estado monofásico cuando lacámara para muestras es llevada a la superficie.El hecho de mantener la presión alta tambiénimpide que el fluido precipite asfaltenos, lo quepuede hacer que las muestras se tornen norepresentativas.

Temporizador de encendido

Cámara de aire

Válvula del regulador

Dispositivo de cierre

Pistón flotante

Orificios de muestreo

Pistón fijo

Válvula a correa

> Colector múltiple de muestreo del cabezal delpozo. Esta unidad, de fácil transporte, provee loscilindros de muestreo, las válvulas y los medi do resnecesarios para captar los fluidos producidos enel cabezal del pozo.

Verano de 2007 55

Para los lodos a base de aceite (OBM), se hadesarrollado un sistema de muestreo enfocadoespecial para reducir la contaminación de lamuestra de fluido de hidrocarburo con filtrado defluido de perforación miscible a base de aceite.La herramienta de muestreo operada con cableQuicksilver Probe utiliza dos áreas de flujo dife-rentes para guiar al fluido de formación limpio alinterior de la herramienta MDT.5 Un aro perime-tral, o aro “de protección,” que rodea la parteexterna de la probeta, capta el filtrado, mientrasque un aro central aspira el fluido del yacimientolimpio desde el centro del cono de flujo. Sin em -bargo, esta herramienta no se limita al OBM; lamisma probeta de protección provee una opera-ción de muestreo más rápida y más limpia en lospozos perforados con cualquier tipo de lodo.

La extracción de muestras de fondo de pozotambién puede efectuarse en pozo entubado, uti-lizando la herramienta CHDT; una variante de laherramienta MDT. Este probador perfora un agu-jero de 0.28 pulgada de diámetro a través de latubería de revestimiento, el cemento y la forma-ción, luego inserta una probeta para obtenermediciones de presión y muestras. Después deextraída la probeta, se inserta un sello bidirec-cional de 10,000 lpc [69 MPa] para taponar elagujero creado en la tubería de revestimiento.6

Análisis de fluidosLas relaciones de presión-volumen-temperatura(PVT) y la composición de los fluidos producidosson de gran interés para las compañías de E&P yresultan esenciales para la evaluación de la ren-tabilidad de un pozo o un área prospectiva. Lacomposición y las propiedades físicas de losfluidos producidos inciden en los diseños de ter-minaciones críticas y en los diseños de la línea de

flujo y las estaciones de separación y bombeo, eincluso en las plantas de procesamiento y refina-ción; especialmente cuando se producen CO2, H2Su otros elementos corrosivos. El análisis composi-cional provee datos de entrada claves para lasimulación de yacimientos.

El análisis de fluidos se efectúa en los labora-torios PVT, algunos de los cuales pueden serllevados a la localización del pozo. El servicio deanálisis de fluidos de pozos en sitio PVT Expressofrece un laboratorio de análisis PVT dedicadopara la localización del pozo (arriba). Los espe-cialistas del servicio de muestreo y análisis defluidos de Oilphase-DBR realizan los análisis PVTno bien se recolectan las muestras. En su labora-torio independiente, los analistas PVT miden lapresión de saturación, el punto de burbujeo y elpunto de rocío, la relación gas-petróleo, la com-posición del gas hasta C12 y la composición dellíquido hasta C36, la densidad atmosférica y laviscosidad del líquido.7 Los resultados del análi-sis de fluidos específicamente diseñado se envíanal cliente a las pocas horas, posibilitando la tomade decisiones cruciales relacionadas con laspruebas y terminaciones de pozos.

En una prueba de un pozo marino reciente,los especialistas del servicio PVT Express anali-zaron las muestras de fluidos de yacimientosrecolectadas en el cabezal del pozo, junto con lasmuestras de gas y líquidos del separador. El in -geniero de Oilphase-DBR midió la presión desaturación de las muestras de fluidos del cabezaldel pozo, a la temperatura de muestreo y a la tem-peratura del fluido de yacimiento, y la relacióngas-petróleo del fluido y su composición. Estainformación fue transferida al sistema de monito-reo y envío de datos en tiempo real InterAct yluego se transmitió al centro de Análisis de Flui-

dos de Oilphase-DBR en Houston, donde se con-troló la calidad de los datos. Los resultados secargaron luego en el software de simulación PVTPro (que utiliza una ecuación de estado) para elmodelado ulterior. La matriz de presión-tempera-tura resultante se envió nuevamente al equipoperforador, donde fue descargada en un archivode datos PhaseTester. Los datos permitieron quelos ingenieros de pruebas crearan una identi -ficación de fluidos orientada a optimizar lasmediciones del medidor de flujo PhaseTesterobtenidas durante la prueba del pozo.

Planeación de las pruebas de pozosCon la introducción de las aplicaciones de pla-neación asistidas por computadoras, las pruebasde pozos por reglas generalizadas han recorridoel mismo camino que el nomograma. Estas prue-bas requieren objetivos claramente definidos yuna planeación cuidadosa. La mayoría de laspruebas de pozos son diseñadas en torno a obje-tivos tales como la extracción de muestras defluidos para análisis de laboratorio, la mediciónde la presión y la temperatura del yacimiento, ladeterminación de la productividad de los pozos,la evaluación de la eficiencia de las operacionesde terminación de pozos, o la determinación deltamaño, los límites y otros parámetros de losyacimientos. Para alcanzar estos objetivos, elingeniero especialista en pruebas de pozos debeconcebir una secuencia de mediciones dinámi-

4. Andrews RJ, Beck G, Castelijns K, Chen A, Cribbs ME,Fadnes FH, Irvine-Fortescue J, Williams S, Hashem M,Jamaluddin A, Kurkjian A, Sass B, Mullins OC, Rylander E y Van Dusen A: “Cuantificación de la contaminaciónutilizando el color del crudo y del condensado,” OilfieldReview 13, no. 3 (Invierno de 2001/2002): 24–43.Para obtener más información sobre el módulo Analizadorde la Composición de los Fluidos CFA, consulte:Betancourt S, Fujisawa G, Mullins OC, Carnegie A, DongC, Kurkjian A, Eriksen KO, Haggag M, Jaramillo AR yTerabayashi H: “Análisis de hidrocarburos en el pozo,”Oilfield Review 15, no. 3 (Invierno de 2003/2004): 60–69.

5. Para obtener más información sobre la herramienta demuestreo Quicksilver Probe, consulte: Akkurt R,Bowcock M, Davies J, Del Campo C, Hill B, Joshi S,Kundu D, Kumar S, O’Keefe M, Samir M, Tarvin J,Weinheber P, Williams S y Zeybek M: “Muestreo guiadoy análisis de fluidos en el fondo del pozo,” OilfieldReview 18, no.4 (Primavera de 2007): 4–21.

6. Burgess K, Fields T, Harrigan E, Golich GM, MacDougallT, Reeves R, Smith S, Thornsberry K, Ritchie B, Rivero R ySiegfried R: “Pruebas de formación y obtención demuestras de fluidos a través del revestimiento,” OilfieldReview 14, no. 1 (Verano de 2002): 50–63.

7. Oilphase-DBR es la división de muestreo y análisis defluidos de Schlumberger. Oilphase fue fundada enAberdeen, en 1989, con la introducción de la primeraherramienta monofásica de muestreo de fondo en pozoentubado. Oilphase fue adquirida por Schlumberger en1996. DBR fue fundada en 1980 en Edmonton, Alberta,Canadá, por Donald Baker Robinson, coautor de laecuación de estado de Peng-Robinson. DBR diseñó yfabricó el equipo del laboratorio de análisis PVT, libre demercurio y de aseguramiento del flujo, el software queutiliza la ecuación de estado y los servicios de análisisde fluidos de petróleo pesado. En el año 2002, DBR fueadquirida por Schlumberger y se fusionó con Oilphase.

> Laboratorio portátil de análisis de fluidos. El servicio de análisis móvil PVTExpress puede proveer información sobre las características físicas, la com po -sición y el comportamiento de los fluidos de yacimientos. Al disponer del labo -ratorio en la localización del pozo, el operador puede obtener rápi da mente unanálisis detallado de la composición de los fluidos, la presión de burbujeo ola presión de rocío, la compresibilidad, la viscosidad y otros parámetrosimportantes.

cas y seleccionar el equipamiento correcto pararealizar el trabajo. Cualesquiera sean los objeti-vos del operador, todas las pruebas de pozos denuestros días son diseñadas considerando laseguridad y la protección del medio ambientecomo prioridades máximas.

El primer paso del diseño de una prueba depozo efectiva implica la comprensión detalladade los objetivos de la prueba de pozo propuesta.Todas las decisiones relacionadas con el manipu-leo de las tasas de flujo, las duraciones de losperíodos de pruebas, la frecuencia de muestreode los medidores de presión y el protocolo demuestreo de fluidos, requieren una comprensiónsólida de lo que se espera que demuestre laprueba. En ciertos casos, la recolección de lasmuestras constituye una prioridad; algunasrequieren una tasa de flujo o una caída de pre-sión máxima; y otras buscan evaluar la eficienciade las operaciones de terminación o investigarlos límites del yacimiento. Para cada objetivo, sedebe efectuar un análisis cuidadoso y deliberadode costos versus beneficios.

Los objetivos de las pruebas se desarrollandespués de un análisis detallado de la informa-ción geofísica, petrofísica y de perforación. Estosobjetivos deben priorizarse luego para asistir enel proceso de toma de decisiones subsiguiente, enel que deben considerarse los factores económi-cos y operacionales. A partir de este análisis, losgeólogos e ingenieros determinarán qué zonasprobar, el tipo de datos de pruebas que necesitanadquirir para satisfacer los objetivos planteados,y, en consecuencia, el tipo de prueba de pozo quenecesitan efectuar.

Para determinar la gama de objetivos quepueden ser satisfechos por una prueba de pozo,los ingenieros especialistas en pruebas modelanla respuesta del yacimiento a los cambios produ-cidos en el régimen de producción durante laprueba. Las simulaciones efectuadas con com -putadoras permiten que los responsables deldiseño de las pruebas de pozos consideren losefectos de un amplio rango de presiones y tasasde flujo sobre el yacimiento y el sistema de prue-bas. La simulación ayuda además a identificarlos tipos de sistemas capaces de medir la pre-sión, la temperatura y los rangos de tasas deflujo esperados, además de los equipos de prue-bas de fondo de pozo y de superficie que seránrequeridos para ejecutar físicamente el pro-grama de pruebas de pozos.

Los resultados de las simulaciones se revisanpara determinar cuándo aparecerán las caracte-rísticas clave de las presiones transitorias, talescomo el fin de los efectos del almacenamiento ode las operaciones de terminación de pozos, o elinicio y la duración del flujo radial durante el

cual el yacimiento se comporta como si fuera ili-mitado en extensión.8 Estos resultados tambiénpermiten que el personal responsable de laspruebas anticipe la aparición de los efectos delos límites exteriores, causados por las fallas olos límites de presión. Los análisis de sensibili-dad determinan los efectos de los parámetros deyacimientos potenciales sobre la duración de losperíodos de flujo y cierre. En esta etapa, puedeser necesaria una revisión de los objetivos priori-zados de las pruebas de pozos. No es inusualobservar que el tiempo de flujo o de cierre re -querido para lograr un objetivo en particular esprohibitivo a la luz del costo asociado. Estascompensaciones recíprocas constituyen unaparte muy real del proceso de planeación de laspruebas de pozos.

Con los parámetros de las pruebas en lamano, los ingenieros especialistas en pruebas depozos pueden seleccionar los sistemas de adqui-sición de datos y el equipo de pruebas de pozosque se adecuan a la operación. Entre otras con-sideraciones importantes se encuentran lassiguientes:• asegurar que los datos de las pruebas de pozos

requeridas sean suficientes para validar laprueba

• requerir lecturas de superficie para visualizarlas mediciones de datos de presión y tempera-tura de fondo de pozo para tomar decisionesen tiempo real, o simplemente valerse de re gis -tradores de fondo de pozo

• utilizar medidores de alta resolución cuandolos objetivos de las pruebas exigen una descrip -ción detallada del yacimiento

• asegurar la redundancia de las mediciones• requerir la redundancia de las herramientas

de fondo de pozo durante todas las operacio -nes en los pozos marinos para garantizar elcontrol de pozo, en el fondo del pozo y en elfondo marino

• seleccionar el equipo de superficie para ma ni -pular las tasas de flujo y las presiones esperadasen forma segura y eficiente

• eliminar los fluidos producidos sin afectar elmedio ambiente.

El diseño y la especificación del equipo deflujo de superficie poseen una participación muyimportante. Para llevar los fluidos a la superficieen forma segura, los ingenieros especialistas enpruebas de pozos deben diseñar un sistema quepueda tolerar y controlar los flujos intensos delíquidos y gases, desde el cabezal del pozo hastael separador y hasta los tanques de almacena-miento, o, más adelante, hasta la antorcha. Paraprevenir la erosión potencialmente devastadorade la tubería, de los empalmes y del equipo,dichos ingenieros deben tener en cuenta la velo-

cidad del fluido, el arrastre y las caídas de pre-sión, entre un componente y el siguiente.

Una herramienta de planeación importantees el diagrama de disposición del equipo. Estediagrama esquemático muestra el equipo depruebas a utilizar, la disposición general de lastuberías y la ubicación específica de cada equipoen la localización del pozo. Teniendo en cuentalas tasas de flujo y las presiones de boca de pozoesperadas, los responsables del diseño de laspruebas de pozos pueden determinar el tamañoy los rangos operativos de presión para la tube-ría, el cabezal del pozo, el colector múltiple deestrangulamiento, el calentador y el separadorde prueba. El tamaño correcto de la tubería esimportante, en particular, para prevenir veloci-dades de fluido excesivas, pérdidas de presióngrandes y la sobrepresurización del equipo.

Las tasas de flujo altas constituyen una preo-cupación especial con respecto al separador deprueba de superficie. La presencia de demasiadofluido puede abarrotar rápidamente el equipo,provocando el arrastre del líquido hacia la líneade gas del separador, o la formación de espumaen su línea de petróleo. Mediante el diseño deun sistema en el que se tengan en cuenta lostiempos de retención y los perfiles de presión,los ingenieros especialistas en pruebas de pozospueden evitar esos problemas.9 Sus diseños depruebas deben garantizar además el manteni-miento de un régimen de presión y temperaturaque evite la formación de hidratos; de lo con -trario, deben planificar la inyección de glicol ometanol aguas arriba del colector múltiple deestrangulamiento.

El diseño de la prueba considera la seguridaddesde un extremo al otro del sistema. Todo elequipo de pruebas de superficie debe estarconectado a tierra. Las tuberías, las líneas deflujo y las líneas de venteo se codifican en colorpara identificar la presión de operación de latubería y cada una de las líneas debe estaranclada. La disposición se diseña además paradar cabida o combatir los efectos del ruido y elcalor. Las mediciones del ruido, obtenidasdurante las pruebas de pozos, muestran unincremento correlativo de los decibeles en elseparador y la línea de gas conforme aumentan

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8. Conforme se difunde en una formación, la presióntransitoria deja de ser afectada por los efectos del pozoy de la región vecina al pozo, y se vuelve más indicativade las propiedades de la formación. Este período seconoce comúnmente como régimen de flujo radialdurante el cual el yacimiento se comporta como si fuerainfinito, porque la presión transitoria no es afectada porlos límites externos y, en consecuencia, actúa como sisu extensión areal fuera infinita.

9. La tasa de flujo (régimen de producción, velocidad deflujo, gasto, caudal, rata) con que un fluido pasa a travésde un componente es una función de su tiempo deretención.

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las tasas de flujo. La disipación del calor es unapreocupación para el personal y el equipo, demanera que el plan de conjunto del equipo debecontemplar las distancias de aislamiento ade-cuadas entre los diferentes equipos, tales comoel cabezal del pozo, el intercambiador de vapor,el separador o la antorcha. Estas distancias que-dan dictaminadas por las clasificaciones de lasnormas industriales asignadas a cada compo-nente para reducir la probabilidad de que seproduzca combustión accidental.

El software de diseño de pruebas de pozospuede ser de utilidad para especificar el equipode superficie y decidir su disposición. El softwarede diseño de pruebas de pozos ArchiTest fun-ciona con el software de análisis del sistema deproducción PIPESIM para llevar a cabo un análi-sis nodal del sistema de superficie, creando unasimulación realista, en régimen estacionario, delos procesos de superficie. Esta aplicación tieneen cuenta todo el equipo de pruebas de pozos desuperficie; desde el estrangulador, hasta el se -parador y el quemador (derecha). Con datos deentrada tales como la presión de flujo en boca depozo, la temperatura, la tasa de flujo, la composi-ción del fluido, la densidad API del petróleo, y elpeso específico del gas, este software permitemodelar los fluidos a medida que son producidosa través del equipo de superficie; comenzandocon los fluidos de perforación o de terminación ypasando a los fluidos del yacimiento.

La salida de la simulación predice las presionesy tasas de flujo en función del tiempo, y des taca losequipos inadecuados para las condiciones pre -vistas. El sistema puede utilizarse luego paradeterminar la sensibilidad del sistema a los cam-bios producidos en las variables, que van desde lapresión del separador hasta el tamaño del estran-gulador de superficie o de la línea de flujo. Estesoftware se utiliza además para determinar laerosión, a diferentes velocidades, y para calcularlos tiempos de retención requeridos para proce-sar los fluidos a través del separador.

Si el pozo no está conectado a las instala cionesde producción y el cliente requiere la eliminaciónde los fluidos producidos, el software ArchiTestpuede predecir los patrones de ruido y radiacióntérmica que emanan de la antorcha. El softwarepermite además anticipar los riesgos de forma-ción de hidratos, emulsiones o espumas.

La planeación de las pruebas de pozos, losequipos de alto desempeño y el cumplimiento delos requerimientos de seguridad y medio am bienteson sometidos a su prueba más desafiante en elambiente de aguas profundas. Una prueba de pozoreciente destaca algunas de las complejidadesinvolucradas en el proceso de planeación e imple-mentación de una prueba de pozo extendida.

Prueba extendida en aguas profundasEn el Golfo de México (GOM), el 99% de las re -servas comprobadas de petróleo son producidasde rocas de edad Mioceno o más modernas. Enlos últimos años, se han descubierto ya ci mien tos potenciales en formaciones más antiguas, lo queha generado nuevas tendencias en exploración yha abierto corredores más amplios del GOM paralas operaciones de perforación. A medida que lascompañías de E&P se aventuran en aguas másprofundas en busca de estos yacimientos, esnecesario desarrollar nuevas tecnologías y modi-ficar las tecnologías antiguas para adaptarlas alos desafíos que plantea este riguroso ambienteoperativo.

Las incursiones exploratorias en aguas pro-fundas y ultraprofundas destacan la importanciade las pruebas de pozos. Para obtener resultadosválidos, la planeación de estas pruebas de pozoscomplejas y extendidas puede insumir variosmeses, y las pruebas en sí pueden durar variassemanas. Los datos de flujo, presión y propiedadesde los fluidos, obtenidos a través de las pruebasde pozos, son esenciales para desarrollar estrate-gias adicionales de perforación, terminación yproducción de pozos. Estos datos pueden determi-nar si el operador coloca la tubería o abandona unárea prospectiva. Si el operador opta por terminarel pozo, los datos de las pruebas servirán de guíapara el tamaño y el tipo de equipamiento reque-rido para procesar los fluidos producidos.

Para lograr éxito en estas áreas de frontera deaguas profundas, las compañías de exploracióndeben emplear una diversidad de tecnologíassofisticadas que las ayuden a determinar la natu-raleza de sus áreas prospectivas; que puedenencontrarse en tirantes de agua (profundidad dellecho marino) de 1,500 m [5,000 pies], o a una pro -fundidad superior, y quizás a 6,100 m [20,000 pies],o a una profundidad superior, por debajo delfondo del océano. Inicialmente, las ondas de pre-sión en forma de energía sísmica penetran lasprofundidades para definir el área prospectivacon la mayor claridad posible. No obstante, unavez perforado un pozo, se utiliza una onda de pre-sión completamente diferente para determinarsus contenidos.

Chevron Corporation, junto con sus sociosDevon Energy y Statoil ASA, ha estado explo-rando las formaciones de edad Eoceno, másprofundas, del Golfo de México. En el proceso, elPozo Jack 2 de Chevron, perforado en el BloqueWalker Ridge 758, estableció varios récords,logrando al mismo tiempo la prueba exitosa másprofunda de un pozo del Golfo de México. Elpozo se encuentra ubicado a 280 km [175 millas]en el área marina, a unos 435 km [270 millas] alsudoeste de Nueva Orleáns, en una profundidadde agua de 2,123 m [6,965 pies]. Apuntando a lasareniscas Wilcox como objetivo, el Pozo Jack 2

> Esquema de distribución automatizado. El programa ArchiTest asiste en el diseño de la distribuciónareal del equipo de pruebas de superficie. La longitud, el diámetro y las presiones de operación decada componente del diseño se verifican en función de las tasas de flujo, las caídas de presión y lastasas de erosión calculadas para asegurar que el equipo sea capaz de manipular los fluidos produ ci -dos. Los componentes de las pruebas de superficie, que no son aptos para la operación, se resaltanen rojo para su fácil identificación.

File Edit View

Properties

Name ��������Length ��� ��Diameter ���� ��Weir type �����Weir distance ��� ��Minimum working ���� ����Maximum working ��� ����

��� � ����

Working pressure ������� !�Maximum gas flow ���� ""�#�$�Maximum liquid flo �%������ &&�$�Lcv oil #���'�� (��)� *+�

Pcv gas #���'�� (��)� ,- �

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0. 1�����'-#. �����-

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Valve diameter �� ��

Valve diameter ��� ��

Flow character �23�� �'4������

Flow character 5����'

Cv Max ��6

Cv Max �+���Enter name

Minimum work ��� ����Maximum work ����� ����Working press ������� !�

Chemical injection

Flowhead

Surface safety valve

Choke

Cyclone sand controlHeater

SeparatorPhase tester

Tank

Pump

Pressuresafety

valve skid

Pressurecontrol valve

Oil manifold

Gasmanifold

Burner

fue perforado hasta una profundidad total de8,588 m [28,175 pies] (derecha).

Propuesto inicialmente sobre la base de losdatos sísmicos, este yacimiento subsalino debióser exhaustivamente registrado y probado paradeterminar el alcance y la calidad de los hidro-carburos contenidos en el mismo. El programa deevaluación de formaciones en agujero descu-bierto de Chevron, para el Pozo Jack 2, incluyóuna serie LWD consistente en servicios de adqui-sición de registros de rayos gamma, resistividad,presión y direccionales. Chevron requirió ademásuna serie integral de herramientas operadas concable, incluyendo herramientas de adquisiciónde registros de inducción, densidad, neutrón,espectroscopía de captura elemental, espectros-copía de rayos gamma naturales, el generador deimágenes sónicas, la herramienta de resonanciamagnética nuclear, el generador de imágenessísmicas , el probador de la formación y una he -rramienta rotativa de extracción de núcleoslaterales (muestras de pared, testigos laterales).

Si bien la adquisición de registros ayudaría aresponder preguntas sobre profundidad, poro -sidad, y espesores totales y netos de zona produc-tiva presente en el yacimiento, a los ingenieros deproducción les preocupaba particularmente elpotencial petrolero de las areniscas Wilcox debaja permeabilidad, baja densidad API del petró-leo y baja relación GOR, y el impacto de estos fac-tores sobre la capacidad de producción o el poten-cial comercial de esta área prospectiva. Debido aestas inquietudes, se programó una prueba deflujo de larga duración para este yacimiento deareniscas Wilcox, con el fin de definir exhaustiva-mente la capacidad de producción del yacimiento.

Chevron armó un equipo de proyectos respon-sable de planificar y llevar a cabo la prueba depozo. La obtención de resultados de pruebas váli-dos de un yacimiento subsalino ubicado unos20,000 pies por debajo del fondo marino, requirió14 meses de planeación y coordinación extensivasentre Chevron, Schlumberger y otros proveedoresde servicios técnicos. El núcleo del equipo depro yectos de Chevron estaba constituido poringenieros de yacimientos, de operaciones y determinación de pozos, además de asesores deoperaciones de terminación y pruebas de pozos,quienes reportaban al superintendente de prue-bas de pozo del pozo Jack de Chevron.

Para coordinar los esfuerzos de los ocho servi-cios individuales de Schlumberger y los serviciosde otros contratistas de pruebas, se contrató elGrupo de Soporte de Proyectos de Pruebas y Ter-minación de Pozos de Schlumberger. El gerentede proyectos de Schlumberger se instaló con elequipo de pruebas de pozos de Chevron en Hous-ton, y sirvió como único punto de contacto para

todos los servicios de pruebas de Schlumberger.En la base de pruebas de Schlumberger , enHouma, Luisiana, un coordinador de operacionessenior manejó el aspecto logístico y supervisó lapreparación, prueba y calificación de las cantida-des masivas de equipos destinados al Pozo Jack.Este mismo coordinador de operaciones actuaríacomo supervisor de pozo de Schlumberger durantela fase de ejecución de la prueba del Pozo Jack,coordinando los esfuerzos de los 25 miembros delpersonal de servicios de Schlumberger y los 10miembros del personal de servicios de terceros.

Este proceso de planeación integral identificóvarias áreas problemáticas, especialmente conrespecto a las altas presiones de fondo de pozoencontradas en esas grandes profundidades.Schlumberger realizó numerosas modificacionesen sus equipos de terminación y pruebas depozos para permitir una operación extendida conaltas presiones. Hasta este momento, la mayorparte del equipo de fondo de pozo es apto paraoperar con 15,000 lpc [103 MPa]. Entre los equi-pos de fondo de pozo desplegados en el PozoJack se encontraban las herramientas de prue-bas de fondo de pozo IRIS y los registradores depresión y temperatura de alta resolución. Un sis-tema especialmente modificado de pistolas dedisparo bajadas con la tubería de producciónpara agujeros grandes, libres de tapones, Power-Flow de 7 pulgadas, complementó un sistema decabezal de disparo electrónico eFire, diseñadopara esta operación. Todo este equipo fue mejo-rado para tolerar las presiones de trabajo de25,000 lpc [172 MPa]. En la prueba del pozo,estas herramientas se espaciarían por debajo delárbol de control de pozos submarinos de alta pre-sión SenTREE, que se asentó con precisión en elconjunto de preventores de reventón de fondomarino. En la superficie, se proveyó un medidorde flujo multifásico Vx y los servicios de muestreoy análisis de fluidos en sitio PVT Express paraaumentar la serie tradicional de herramientas depruebas de pozos basadas en el separador.

El pozo fue perforado hasta la profundidadtotal (TD), se entubó y disparó utilizando técni-cas de disparo operadas con la tubería de produc-ción (TCP). Se utilizó una secuencia mejorada dedisparo eFire para asegurar que no se produjeraningún error de disparo como consecuencia de lasfluctuaciones de presión producidas en el espacioanular mientras se bajaban las herramientas enel pozo. El pozo fue terminado utilizando tecnolo-gía de fracturamiento y empaque. Posteriormente,se bajó la sarta de pruebas de pozo. Durante laprimera semana de la prueba, un ingeniero deyacimientos de Schlumberger permaneció en lalocalización del pozo para integrar las corrientesde datos e identificar los problemas de comunica-ción entre las líneas de servicio de las herramien-tas suministradas por Schlumberger, Halliburton,ClampOn AS e iicorr Ltd.

La prueba de pozo, de 33 días, consistió en dosperíodos de flujo que totalizaron 23 días y dos perí-odos de cierre que alcanzaron un total de 10 días.Durante la prueba, el personal de Oilphase-DBRrecolectó muestras monofásicas de alta presión,aguas arriba del estrangulador, y muestras delseparador de baja presión. El análisis de los flui-dos se efectuó en tiempo real con el servicio deanálisis PVT Express, y los resultados de este aná-lisis se utilizaron localmente para mejorar lascorrelaciones de fluidos del medidor de flujo Vx.Con la ayuda de los datos de entrada del análisisde fluidos PVT Express, el medidor de flujo multi-fásico Vx proporcionó mediciones de tasas deflujo precisas y discretas, que resultaron vitalespara diversos análisis en tiempo real claves, eje-cutados por el personal de ingeniería de Chevron.

La prueba del Pozo Jack no era una pruebade pozo normal. Bajo condiciones de pruebas depozos normales, la medición y el análisis de pre-sión en tiempo real son ventajosos, pero concostos diarios superiores a US$ 750,000 para estepozo, resultaban indispensables. Las decisionescríticas, asociadas con la regulación del tiempo yla planeación futura, se encaraban en forma

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> Preparativos para la prueba. El Pozo Jack 2, perforado originalmente con la embarcación de perfo -ración Discoverer Deep Seas, fue entubado y suspendido antes de instalar el equipo de perforaciónsemisumergible Cajun Express para efectuar la prueba de pozo extendida. Las barcazas fueron lleva -das al lugar por anticipado para recolectar los fluidos producidos durante la prueba.

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regular en base a la lectura de las presiones defondo de pozo realizada en la superficie. Sinestos datos en tiempo real, se hubieran emple-ado enfoques conservadores, lo que se habríatraducido en una cantidad de días considerable-mente mayor en la localización del pozo.

Una incógnita importante en relación con elPozo Jack era el valor máximo seguro de la caídade presión. A través de estudios preliminares, seestableció un objetivo agresivo, y este objetivo sebasó en el comportamiento de la prueba de pre-sión real obtenido de las lecturas de presión defondo de pozo. Sin esas lecturas de presión, nose habría podido llevar a cabo la representacióngráfica del diagnóstico en tiempo real. La faltade esas lecturas habría obligado a ejecutar unprograma de pruebas más conservador, que sehubiera traducido en tasas probadas más bajas yperíodos de prueba más prolongados.

Un flujo casi constante de presiones de fondode pozo posibilitó además el análisis de presio-nes transitorias en tiempo real. Este análisis eracrucial, no sólo durante las partes de la pruebacorrespondientes al incremento de presión, sinotambién durante los períodos de flujo. Con laspresiones de fondo de pozo obtenidas en tiemporeal y los datos de tasas de flujo instantáneo delmedidor de flujo multifásico Vx, los ingenieros deChevron pudieron correlacionar los cambios pro-ducidos en las tasas de flujo con las lecturas depresión y llevar a cabo el análisis preciso de losdatos utilizando el método de superposición concurvas tipo. Al observar las respuestas de las pre-siones transitorias asociadas con la terminacióndel pozo, resultó útil notar el desarrollo de estastendencias durante los períodos de flujo, comoprecursoras de los incrementos de presión entiempo real. Chevron considera que las duracio-nes de los incrementos se redujeron en un totalde 27 días gracias a la disponibilidad de los datosde presión de fondo de pozo en tiempo real.

Si bien Chevron probó sólo un 40% de los 107 m[350 pies] de zona productiva estimada, el pozoprodujo a razón de 6,000 barriles [954 m3] por día.La prueba de 33 días fue la prueba DST más largarealizada en estas condiciones severas con el equi-po de pruebas en profundidad. En rea lidad, duran-te la prueba del Pozo Jack, se estableció más demedia docena de récords mundiales de presión,profundidad y duración del equipo de pruebas enaguas profundas. Por ejemplo, las pistolas de dis-paro fueron detonadas a profundidades y presio-nes récord a nivel mundial. Además, el árbol depruebas submarino y otras herramientas DST

establecieron récords mundiales, ayudando aChevron y a los copropietarios a efectuar la prue-ba DST extendida más profunda de la historia delárea de aguas profundas del Golfo de México, yofreciendo al mismo tiempo mayores posibilida-des de nuevos descubrimientos en el sector deaguas profundas.

Integración e interpretación de datosEl comportamiento de los fluidos de yacimientos ysus interacciones con la roca yacimiento y los sis-temas de terminación y producción de pozos debenser caracterizados en forma exhaustiva para explo-tar un yacimiento eficientemente. Esta caracteri-zación se realiza a través del modelado de yaci-mientos, y los datos de pruebas de pozos proveenun impulso para correr los modelos de simulación.

Los modelos de yacimientos son desarrolladossobre un marco conceptual de datos geofísicos,geológicos y petrofísicos. Los datos de las pruebasdinámicas de pozos se integran en este marcoconceptual estático para simular y predecir elcomportamiento del yacimiento. Los datos de laspruebas descriptivas de pozos son particularmen-te útiles para la detección de heterogeneidades,barreras de permeabilidad, límites estructurales,fracturas, contactos y gradientes de fluidos, quepueden ser incorporados en el modelo.

Una vez construido, un modelo de yacimientose calibra mediante la comparación de los resulta-dos de una simulación de prueba con los datosmedidos, con el fin de verificar sus parámetros.Para lograr una buena correlación entre los datosreales y los datos modelados, el operador puedenecesitar ajustar ciertas suposiciones del mode-lo, acerca del pozo y su yacimiento, tales como lapermeabilidad o la distancia existente hasta unafalla u otros parámetros de ese tipo.

Las historias de producción de los pozos deeste campo se ingresan luego en el modelo. Otrasi mulación se lleva a cabo para modelar laspresio nes presentes en el pozo y a lo largo delyacimiento. Las relaciones entre los fluidos y laspresiones del pozo, obtenidas de las simulacio-nes, se corren a través de un proceso de ajustehistórico para su comparación con las relacionesy las presiones de producción medidas. No esinusual que los resultados iniciales difieran entresí, en cuyo caso los parámetros del modelo secambian nuevamente. Este procedimiento ite -rativo continúa hasta que se obtiene un buenajuste entre los resultados reales y los resultadossimulados. El modelo de yacimiento puede utili-zarse luego para predecir la producción futura,la ubicación de los pozos futuros y los escenariosde las operaciones de terminación.

Las presiones de las pruebas de pozos, lastasas de flujo y las composiciones de los fluidos

también son criterios importantes para el análisisnodal. Estos datos pueden ayudar al operador aanalizar el movimiento de los fluidos, desde ellímite externo de la producción hasta la formaciónprospectiva, a través de los disparos y de la sarta deproducción, más allá del estrangulador y hasta elseparador. Utilizando el análisis nodal, un operadorpuede evaluar la tasa de flujo en función de la caídade presión a través de cada nodo del sistema, ydeterminar si la producción del pozo es restringidapor el yacimiento, por la terminación de fondo depozo o por el sistema de producción de superficie.

Pero quizás una de las aplicaciones más útilesde los datos de pruebas de pozos se concreta a tra-vés del análisis de presiones transitorias. Mediantela generación de una gráfica doble logarítmica delos cambios de presión medidos en función deltiempo, junto con la derivada de dichos cambios,los analistas pueden estudiar las respuestas depresión en gran detalle. La derivada del cambio depresión provee una respuesta característica de lapresión frente a las pruebas de pozos, que puedeinterpretarse en términos de regímenes de flujo,límites, permeabilidad, daño de la formación, hete-rogeneidades y volúmenes de yacimientos.

Los datos de las pruebas de pozos, si se inte-gran con éstas y otras técnicas de interpretaciónde avanzada, ayudan a los equipos de produccióna conocer sus yacimientos y lograr sus objetivosde ingeniería y de negocios.10

Concepción del futuroEl campo de las pruebas de pozos ha cambiadoasombrosamente desde sus primeros días en ladécada de 1920, y se sigue trabajando con pron-titud en las nuevas técnicas de extracción demuestras y obtención de mediciones.

Con la llegada de la tecnología de pruebas depozos multifásicos Vx, de alta precisión, introdu-cida en el medidor de flujo portátil PhaseTester yel dispositivo fijo de monitoreo de la producciónde pozos multifásicos PhaseWatcher, está comen-zando a cambiar la evaluación dinámica de losyacimientos. Y estos cambios están incidiendo enel resultado final de las pruebas de pozos, a tra-vés de la reducción de los períodos de limpieza yel mejoramiento de la separación y el procesa-miento de efluentes. La tecnología Vx incremen-tará indudablemente el rango de aplicaciones delos medidores de flujo multifásico. Esto abrirá elcamino hacia las diferentes secuencias de prue-bas y el software de interpretación para explotartodo el conjunto de datos adquiridos mediante lanueva tecnología.

La forma y el alcance de las pruebas de pozosseguirá evolucionando a medida que la tecno -logía pugne por satisfacer los objetivos de lasnuevas pruebas. — MV

10. Para obtener más información sobre pruebas de pozos einterpretación de datos de pruebas, consulte: Schlumberger:Fundamentals of Formation Testing. Sugar Land, Texas:Schlumberger Marketing Communications, 2006.