Para la época en que Edgar y Mordica Johnston efectuaron la primera prueba comercial de for-mación a través de la columna de perforación en el año 1926, ya se habían emitido más de veinti-cuatro patentes de probadores de formaciones. Antes de que de los hermanos Johnston introdu-jeran sus innovadores métodos, si el petróleo no fluía a la superficie, los pozos de exploración se probaban a través del procedimiento de cucha-reo, consistente en la bajada de un tubo hueco con un cable para captar una muestra de fluido de formación, después de colocar y cementar la tubería de revestimiento por encima de la zona de interés. El éxito de estos hermanos condujo a la creación de Johnston Formation Testing Company, adquirida por Schlumberger en 1956.
Hoy, las pruebas de formación efectuadas a través de la columna de perforación (DST) más comunes son las terminaciones de pozos tempo-rarias a través de las cuales los operadores produ-cen los fluidos de formación, mientras la unidad de perforación se encuentra en la localización del pozo. Durante las pruebas DST, los fluidos de formación generalmente se extraen y se llevan a tra-vés de la columna de perforación o la tubería de producción a un separador de prueba u otra insta-lación de procesamiento temporaria de superfi-cie, en la que los fluidos se miden, se muestrean y se analizan.
Las pruebas de formación efectuadas a través de la columna de perforación se centran en la adquisición de diversos tipos de datos. Una prueba descriptiva puede concentrarse en la adquisición de muestras de fluidos de yacimiento de fondo de pozo y en datos de presión de un pozo cerrado; una prueba de productividad puede enfocarse en la identificación de las tasas de flujo máximas o en
la determinación de la extensión del yacimiento. En los pozos de exploración y evaluación, los objetivos principales de las pruebas de pozos se centran en la capacidad de producción del pozo, el factor de daño, el muestreo de fluidos, las caracte-rísticas del yacimiento y la identificación de la extensión del yacimiento y las fallas.1 En los pozos de desarrollo, los objetivos se vinculan general-mente con las mediciones de la presión promedio del yacimiento y el factor de daño, y con la deter-minación de las características del yacimiento.
Las operaciones de pruebas de pozos compren-den ciclos de flujo y cierre del pozo mientras se monitorean las presiones de fondo de pozo (BHP). Los ingenieros de yacimientos aplican estos datos para formular pronósticos anticipados acerca del potencial prospectivo a través de un proceso deno-minado análisis de presiones transitorias, en el que la tasa de cambio de la presión en función del tiempo durante un ciclo de cierre y abatimiento de presión se representa en una escala logarítmica. Las gráficas resultantes indican los patrones de respuesta del yacimiento, que pueden ser asocia-dos con modelos de yacimientos específicos utili-zando curvas tipo generalizadas; las curvas ayudan a determinar las características de los yacimien-tos, tales como factor de daño, permeabilidad y semilongitud de las fracturas inducidas.
El mecanismo de cierre debe estar ubicado lo más cerca posible del punto en el que los fluidos de formación ingresan en el pozo para eliminar la influencia del fenómeno de almacenamiento en el pozo en los datos de fondo de pozo. Por almace-namiento en el pozo se entiende el volumen de fluido presente en el pozo, que puede ser compri-mido o expandido, o una interfaz gas-fluido móvil resultante de un cambio en la tasa de producción.
1. El término “factor de daño” se utiliza en la ingeniería de yacimientos para describir la restricción del flujo de fluidos que se dirige desde una formación geológica hacia un pozo. Un valor positivo del factor de daño cuantifica la restricción del flujo, en tanto que los valores de factor de daño negativos cuantifican los mejoramientos del flujo, producidos generalmente por las operaciones de estimulación artificial, tales como los tratamientos de acidificación y fracturamiento hidráulico.
2. Al-Nahdi AH, Gill HS, Kumar V, Sid I, Karunakaran P y Azem W: “Innovative Positioning of Downhole Pressure Gauges Close to Perforations in HPHT Slim Well During a Drillstem Test,” artículo OTC 25207, presentado en la Conferencia de Tecnología Marina, Houston, 5 al 8 de mayo de 2014.
3. Kuchuk FJ, Onur M y Hollaender F: Pressure Transient Formation and Well Testing: Convolution, Deconvolution and Nonlinear Estimation. Ámsterdam: Elsevier, Developments in Petroleum Science 57, 2010.
Volumen 26, no.3 3535
El almacenamiento en el pozo puede exhibir un comportamiento complejo por debajo del punto de cierre, tal como la segregación de fases, que puede obstaculizar la respuesta verdadera del yacimiento al combinarse con sus presiones transitorias o pro-ducir su enmascaramiento.2 Una parte crucial del análisis de presiones transitorias consiste en dis-tinguir los efectos del almacenamiento en el pozo de la respuesta interpretable del yacimiento en las etapas iniciales de la prueba.
En distintos puntos de la prueba, los técnicos pueden captar muestras representativas de los fluidos de formación a través de la sarta de prue-bas; la captación del fluido puede efectuarse uti-lizando transportadores de muestras dedicados en línea con sistemas disparadores o desple-gando extractores de muestras bajados con cable a través de la tubería de producción. Luego, las muestras son enviadas a un laboratorio para la ejecución de un análisis PVT detallado en un pro-ceso que puede requerir varios meses.
Mediante el despliegue de herramientas de adquisición de registros durante la perforación, tales como el servicio de medición de la presión de la formación durante la perforación StethoScope, los ingenieros pueden determinar la información inicial sobre las propiedades de los yacimientos, los tipos de fluidos de formación y la producibilidad. Esta información se combina a menudo con el análisis de registros adquiridos con herramientas operadas con cable y con los datos de presión de formación y muestreo después de perforar el pozo a través de la sección de interés. En los pozos de exploración y evaluación, estas estimaciones pue-den estar asociadas con cierta incertidumbre, y los parámetros del yacimiento sólo pueden confirmarse mediante el monitoreo del yacimiento en condicio-nes dinámicas, como sucede con las pruebas DST.
Las pruebas de formación efectuadas a través de la columna de perforación proporcionan datos complementarios para la caracterización de yaci-mientos y fluidos de formación y para la predicción de la capacidad de producción del yacimiento. De todos los datos de los que dependen los operado-res para diseñar las terminaciones de pozos, éstos son los que se asocian con la menor incertidumbre y con el radio de investigación más profundo.3 La duración, tiempo de producción y tasa de flujo de una prueba DST proporciona una investiga-ción más profunda de un yacimiento que otras técnicas de evaluación de yacimientos. Por consi-guiente, las pruebas de pozos proveen la mayor parte de la información que necesitan los inge-nieros para diseñar las terminaciones de pozos y las instalaciones de producción.
36 Oilfield Review
Aunque más eficientes, confiables y robustos, los componentes principales de los arreglos DST actuales son similares a los que desplegaba la empresa Johnston Formation Testing Company en
la década de 1930. Estos componentes consisten principalmente en cuatro tipos de dispositivos:• empacadores para proporcionar aislamiento
zonal• válvulas de fondo de pozo para controlar el flujo
de fluidos• registradores de presión para facilitar el análisis• dispositivos para captar muestras represen-
tativas. Los cambios introducidos con el tiempo en los
sistemas de pruebas se han limitado principal-mente al agregado de componentes auxiliares, tales como válvulas de circulación, percutores, tijeras, juntas de seguridad y otros dispositivos diseñados para reducir el tiempo requerido para la recuperación luego del atascamiento de una sarta de pruebas o para proporcionar opciones de ahogo de un pozo. En los últimos años, las compa-ñías de servicios han hecho mucho para reducir la incertidumbre y los costos asociados con las pruebas de pozos y a la vez incrementar la seguri-dad y la eficiencia. Un paso significativo de este avance es el sistema de pruebas de yacimientos de fondo de pozo Quartet, que permite a los ope-radores ejecutar las cuatro funciones esenciales de un arreglo DST —aislar, controlar, medir y extraer muestras— en una sola carrera. Este sis-tema incluye el sistema de alta integridad de pruebas de aislamiento de yacimiento CERTIS, la válvula dual remota inteligente IRDV, los medido-res de cuarzo Signature y la herramienta inde-pendiente en línea de muestreo de fluidos de yacimientos SCAR.
El sistema de aislamiento CERTIS propor-ciona el aislamiento del nivel productivo y la recuperación de la herramienta en un solo viaje. Consta de un arreglo de sello flotante para com-pensar el movimiento de la tubería de producción durante las pruebas de pozos y elimina la necesi-dad de contar con juntas de deslizamiento y porta-mechas (lastrabarrenas) (izquierda). La válvula dual IRDV es una herramienta inteligente operada en forma remota que permite a los operadores el control independiente del probador y la válvula de circulación mediante comandos transmitidos por los pulsos anulares de baja presión (derecha). Los medidores Signature que poseen paneles elec-trónicos de cerámica proporcionan mediciones de presión y temperatura de alta calidad en el yaci-miento (próxima página, arriba a la izquierda).4 La herramienta independiente en línea de mues-treo de fluidos de yacimientos SCAR recolecta muestras representativas de los fluidos de yaci-miento de la corriente de flujo (próxima página, arriba a la derecha).
Sello del aguijón
Diámetro interno pulido
Anillo de desenganche
Cuñas
Derivación
Traba de trinquete
Mecanismo de fijación hidráulica
Disco de ruptura
Mecanismo de desenganche del aguijón
Aguijón
Elemento de sello
Pistolas (cañones) de disparos
> Sistema de aislamiento. El mecanismo de fijación hidráulica del sistema CERTIS es activado mediante la aplicación de presión en un disco de ruptura; la fijación no requiere la rotación de la sarta o el movimiento mecánico. Para liberar el sistema, una fuerza ascendente desengancha la traba de trinquete y cizalla los pasadores de retención del anillo de desenganche, lo que permite que las cuñas se relajen y liberen el sistema. La continuación de la operación de extracción reabre la derivación, lo que elimina el suaveo durante la extracción del empacador fuera del pozo. El aguijón flota dentro del diámetro interno pulido, lo que compensa los movimientos del aguijón causados por los cambios de temperatura. El sistema permite colocar los medidores por debajo del mismo en la sarta de pruebas. Las pistolas de disparos bajadas con la tubería de producción pueden quedar suspendidas por debajo del cuerpo principal.
> Válvula dual remota. La válvula dual remota inteligente IRDV combina una válvula de prueba con una válvula de circulación que puede ser ciclada en forma independiente o secuencial. La válvula de prueba, que es la barrera principal durante el período de restauración de presión de la prueba de pozo, es activada a través de comandos inalámbricos o pulsos de baja presión. Los comandos inalámbricos facilitan la operación independiente de ambas válvulas sin interferir con la operación de las otras herramientas de la sarta de pruebas. En la posición abierta, la válvula de circulación permite el flujo entre la tubería de producción y el espacio anular. Los pulsos de baja presión son detectados por el sensor de presión y los componentes electrónicos confirman el comando recibido mediante su comparación con los de la librería almacenada en la memoria de la herramienta. La válvula IRDV puede ser configurada para proporcionar retroinformación inalámbrica, confirmando la recepción de los comandos. La activación de ambas válvulas se inicia con la energía de la batería, que es aumentada luego que un circuito de fluido hidráulico descarga el fluido de la cámara atmosférica en la cámara hidrostática cuando se opera la válvula.
+-+-+-
Válvula de circulación (cerrada)
Cámara atmosférica
Válvula de prueba (abierta)
Cámara hidrostática
Sensor de presión
Batería
Volumen 26, no.3 37
La exactitud del análisis de propiedades del yacimiento y el grado de comprensión del yaci-miento dependen en gran medida de la calidad de las mediciones de presión adquiridas en el fondo del pozo; la obtención de mediciones exac-tas depende de la metrología y sus parámetros.
Los fundamentos del análisis de presiones transitorias La metrología es la ciencia que se ocupa de las mediciones basadas en la física. Los técnicos uti-lizan métodos metrológicos para determinar si
los sensores se encuentran correctamente cali-brados según parámetros técnicos o especifica-dos (abajo). En el caso de la metrología de los medidores de presión, los parámetros estáticos son los siguientes:
• Exactitud es la suma algebraica de todos los errores que influyen en la medición de presión.
• Resolución es el cambio de presión mínimo que puede ser detectado por el sensor y equi-vale a la suma de la resolución del sensor, la
4. Para obtener más información sobre los medidores Signature, consulte: Avant C, Daungkaew S, Behera BK, Danpanich S, Laprabang W, De Santo I, Heath G, Osman K, Khan ZA, Russell J, Sims P, Slapal M y Tevis C: “Comprobación de los límites en condiciones extremas,” Oilfield Review 24, no. 3 (Marzo de 2013): 4–19.
> El medidor de cuarzo Signature. El medidor Signature consta de un sensor, una sección de componentes electrónicos y una batería. El sensor incluye un módulo multi-chip de cerámica (no mostrado aquí).
Batería
Componentes electrónicos
Sensor
> Extractor de muestras de fluidos de fondo de pozo. La herramienta independiente en línea de muestreo de fluidos de yacimientos SCAR (izquierda) capta muestras representativas de los fluidos monofásicos y libres de contaminantes directamente de la corriente de flujo cerca del yacimiento. La herramienta aloja el extractor de muestras monofásicas de fluidos de yacimientos (derecha). Mediante la utilización de un mecanismo disparador de disco de ruptura, puesto en marcha mediante la aplicación de presión anular o a través de un comando inalámbrico, el extractor de muestras puede ser activado para abrir un canal de flujo a fin de captar una muestra. El extractor de muestras monofásicas de fluidos de yacimientos cuenta con una carga de nitrógeno independiente que asegura que cada muestra se encuentre a presión de yacimiento o a una presión superior. Cuando el mecanismo disparador se activa, el fluido de yacimiento se encauza de manera tal de llenar una cámara para muestras rodeada por un fluido de compensación de presión. El arreglo de compensación comprende la precarga de nitrógeno, el fluido de compensación de presión y el fluido tapón, lo que asegura que la cámara para muestras proporcione lentamente un volumen suficiente para captar el fluido de yacimiento sin alterar sus propiedades.
Disparador del disco de ruptura
Extractor de muestras de yacimiento monofásico
Fluido tapón
Nitrógeno
Fluido de compensación de presión
Fluido de compensación de presión
Fluido de yacimiento
> Parámetros metrológicos del medidor.
Estáticos
Parámetros metrológicos del medidor
Exactitud
Dinámicos
Resolución
Estabilidad
Respuesta transitoria durante los cambios de presión
Respuesta transitoria durante los cambios de temperatura
Respuesta dinámica durante los cambios simultáneos de presión y temperatura
Sensibilidad
38 Oilfield Review
resolución del digitalizador y el ruido electró-nico inducido por la cadena de amplificación. Por consiguiente, a la hora de determinar la resolución del medidor, los ingenieros deben considerar los componentes electrónicos asocia-dos y el tiempo de muestreo específico. La reso-lución del rango de investigación interpretado, o radio de drenaje transitorio, depende de la
resolución del medidor. La metrología del medidor podría incidir en las decisiones impor-tantes que toman los operadores a la hora de evaluar el tamaño y la extensión del yaci-miento, objetivo clave de la interpretación de las pruebas de pozos.5
• Estabilidad es la capacidad de un sensor para conservar sus características de rendimiento
durante un tiempo relativamente largo y la deriva media del sensor en lpc/d en condicio-nes especificadas de presión y temperatura. Los niveles de estabilidad incluyen la estabili-dad a corto plazo para el primer día de una prueba, la estabilidad a mediano plazo para los seis días siguientes y la estabilidad a largo plazo para un mínimo de un mes.
• Sensibilidad es la relación entre la variación de la salida del transductor, inducida por un cam- bio de presión, y ese cambio de presión; es la pendiente de la curva de salida del transductor representada gráficamente versus la presión.
Los parámetros dinámicos son los siguientes:• La respuesta transitoria durante los cambios
de presión es la respuesta del sensor registrada antes y después de una variación de presión, mientras la temperatura se mantiene constante.
• La respuesta transitoria durante los cambios de temperatura es la respuesta del sensor monitoreada bajo condiciones de temperatura dinámicas, mientras la presión aplicada se mantiene constante. Este parámetro propor-ciona el tiempo de estabilización requerido para obtener una medición de presión confia-ble para una variación de temperatura dada.
• La respuesta dinámica durante los cambios de presión y temperatura es la respuesta del sensor registrada antes y después de un cambio tanto de presión como de temperatura.
Los datos de presión ayudan a los ingenieros a desarrollar la información sobre el tamaño y la forma del yacimiento y su capacidad para produ-cir fluidos. El análisis de presiones transitorias es el proceso utilizado por los ingenieros para conver-tir estos datos en información útil. Durante este proceso, los ingenieros analizan los cambios de presión producidos con el tiempo, especialmente los cambios asociados con variaciones pequeñas del volumen de fluidos.
Durante una prueba de pozo típica, se deja fluir una cantidad limitada de fluido desde la for-mación mientras se mide la presión en la forma-ción junto con las tasas de flujo de fondo de pozo y de superficie. Después del período de produc-ción, el pozo se cierra mientras continúa la adqui-sición de los datos de presión de fondo de pozo durante la restauración de presión.
Los medidores de fondo de pozo que captan la respuesta del yacimiento durante la prueba de pozo deben poseer una alta exactitud, pero esta alta exactitud es difícil de lograr debido al ambiente complejo del pozo. Durante las pruebas de pozos, la dinámica de los fluidos y los efectos térmicos y mecánicos de la sarta inciden en la respuesta de las herramientas.
> El impacto de la alta resolución en la calidad de los datos. Los analistas pueden utilizar las mediciones de alta resolución (extremo superior) adquiridas con un medidor Signature para proporcionar una interpretación clara de los datos de presión. Los datos de los cambios de presión de alta calidad (centro, verde) se traducen en una curva de la derivada de los cambios de presión (rojo) fácil de discernir, a partir de la cual los ingenieros pueden identificar los diversos regímenes de flujo existentes durante el período de restauración. Una medición de baja resolución (extremo inferior) puede proporcionar un conjunto de datos que no se puede interpretar.
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1
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Tiempo, segundos0,01 0,1 1 10 100
Volumen 26, no.3 39
La tecnología utilizada para captar datos de presión ha evolucionado considerablemente con el tiempo. En la década de 1930, los operadores desplegaban medidores mecánicos que propor-cionaban una resolución de aproximadamente 5,1 lpc [35 kPa]. Estos medidores operaban regis-trando el desplazamiento de un sensor de presión sobre una superficie sensible, girado por un reloj mecánico, lo que proporcionaba una medición de presión versus tiempo. Los datos eran digitaliza-dos manualmente a partir de la relación entre tiempo y presión.
Gracias a las mejoras de diseño y confiabili-dad de los componentes electrónicos, lideradas por la compañía Hewlett-Packard, en la década de 1970 se introdujeron en la industria petrolera los medidores electrónicos. El desarrollo de medi-dores electrónicos estables con mayor exactitud evolucionó rápidamente y al cambiar el siglo pre-dominaban en la industria dos tipos principales de medidores.
Los medidores de esfuerzo fueron los prime-ros medidores electrónicos utilizados amplia-mente en la industria petrolera. Estos medidores operaban sobre la base del principio de un circuito de resistencia colocado en un diafragma sensible a la presión. El cambio de longitud del diafragma en respuesta a la presión alteraba el equilibrio de un circuito puente de Wheatstone. Estos medidores de esfuerzo poseían una resolución de 0,1 lpc [0,7 kPa], que puede no ser suficiente para resol-ver las propiedades de los yacimientos.
Los sensores de presión de cuarzo vibratorios, desarrollados en la década de 1970, marcaron un cambio significativo en la calidad de las medicio-nes de fondo de pozo en términos de metrología. Dadas sus características metrológicas superio-res, los medidores de cuarzo se han convertido en el estándar para la adquisición de mediciones de presión y temperatura de fondo de pozo, si bien su exactitud puede ser afectada por los cambios repentinos producidos en la presión y la tempera-tura de fondo de pozo. Los sensores de cuarzo utilizan el efecto piezoeléctrico para medir el esfuerzo causado por la presión impuesta en el mecanismo sensor. La frecuencia de las vibracio-nes en relación con los cambios de presión se mide y se convierte en mediciones de presión digitales. Las altas frecuencias de los sensores de cuarzo
posibilitan tanto la medición de los cambios de presión con una alta resolución como la res-puesta rápida del sensor. La resolución típica de los medidores de cuarzo es de 0,01 lpc [0,07 kPa]. Hoy, el medidor CQG Signature de Schlumberger que incluye un medidor de cuarzo compensado patentado —el cristal CQG— es capaz de distin-guir mediciones de presión de tan sólo 0,003 lpc [0,021 kPa] (página anterior).
Los medidores Signature pueden ser desplega-dos en pruebas de yacimientos con temperaturas de hasta 210°C [410°F] y presiones que alcanzan 29 000 lpc [200 MPa]. La adquisición de datos puede efectuarse en tiempo real o almacenando los mismos en la memoria de la herramienta, como parte de la sarta de pruebas. Estos medidores están contenidos en mandriles de porta-medidores con capacidad para contener hasta cuatro medidores cada uno. En la sarta de pruebas pueden instalarse numerosos transportadores, por encima y por debajo del sistema de asilamiento CERTIS.
El desafío de las mediciones de fondo de pozo no se limita a la rigurosidad de las condiciones ambiente; existen tres fuentes principales de incer-tidumbre que afectan las mediciones de presión de fondo de pozo durante las pruebas de pozos. Las incertidumbres asociadas con la resolución y la exactitud del medidor, que se caracterizan gene-ralmente como funciones de la magnitud de los cambios de presión y temperatura en el fondo del pozo, pueden introducir errores. La incertidumbre asociada con las condiciones ambientales también puede inducir errores.6 Por ejemplo, durante el período de flujo de la prueba, puede suceder que explote una burbuja de gas cerca del medidor, generando un ruido de alta frecuencia del mismo orden de magnitud que el de la exactitud del medidor y mucho mayor que su resolución. Si la
presión cambia rápidamente, y la velocidad de muestreo es relativamente lenta cuando esto ocu-rre, la separación del ruido de alta frecuencia de las mediciones se vuelve dificultosa. Una situación similar puede tener lugar, si se produce el fenó-meno de segregación de fases de pequeñas canti-dades de agua y gas en el efluente del pozo.
Con la introducción de los medidores de cuarzo, los parámetros metrológicos de los medidores de presión mejoraron significativamente. No obstante, los expertos reconocieron que el valor de las pruebas de pozos a menudo era afectado por la imposibilidad de acceder a los datos hasta des-pués de su conclusión. Para encarar este inconve-niente, estos profesionales desarrollaron un sistema que permite a los operadores monitorear el avance de una prueba de pozo a medida que se desarrolla, mediante la transmisión de los datos de presión y temperatura de fondo de pozo a la superficie en tiempo real. Con los conocimientos proporciona-dos por estos datos, sumados al control de fondo de pozo en tiempo real, los operadores podrían modi-ficar las pruebas durante su ejecución para satisfa-cer sus objetivos.
Datos en tiempo real, decisiones en tiempo realPara reducir la incertidumbre asociada con cier-tos parámetros de pozos y yacimientos, los inge-nieros generalmente comienzan a diseñar una prueba de pozo definiendo los objetivos de la prueba (arriba). La adquisición inalámbrica de datos de presión y temperatura de fondo de pozo en tiempo real proporciona a los operadores la capacidad para manejar tanto las incertidumbres asociadas con el pozo como las incertidumbres asociadas con el yacimiento, efectuar ajustes durante la prueba y ejercer una medida de con-
5. Kuchuk FJ: “Radius of Investigation for Reserve Estimation from Pressure Transient Well Tests,” artículo SPE 120515, presentado en la Muestra y Conferencia del Petróleo y del Gas de Medio Oriente de la SPE, Bahrain, 15 al 18 de marzo de 2009.
6. Onur M y Kuchuk FJ: “Nonlinear Regression Analysis of Well-Test Pressure Data with Uncertain Variance,” artículo SPE 62918, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Dallas, 1º al 4 de octubre de 2000.
> Tipos de pruebas de pozos, objetivos de las pruebas y datos adquiridos. Dos tipos de pruebas —descriptivas y de productividad— proporcionan una gran diversidad de datos de fondo de pozo. Las pruebas descriptivas buscan obtener información sobre las características de los pozos y los yacimientos, en tanto que los ingenieros generalmente utilizan las pruebas de productividad para conocer la capacidad de producción, la extensión y el mecanismo de producción de un yacimiento. Ambos tipos de pruebas requieren la presión de fondo de pozo, la temperatura de fondo de pozo y las tasas de flujo de superficie. La secuencia y la duración de los períodos de flujo individuales diferencian los tipos de pruebas.
Tipo de prueba Objetivos de la prueba Datos adquiridos
Descriptiva Características del pozo Presión y temperatura de fondo de pozo
De productividad Extensión del yacimiento y mecanismo de producción (empuje)
Presión y temperatura de fondo de pozo
Curva de comportamiento del pozo y del yacimiento combinados
Tasa de flujo de superficie
Características del yacimiento (presión promedio del yacimiento, espesor permeable, relación de almacenamiento y coeficiente de flujo interporoso)
Tasa de flujo de superficie
Comunicación entre pozos y yacimientos (pruebas de múltiples zonas e interferencia)
40 Oilfield Review
trol de los desafíos operacionales y económicos asociados con las pruebas DST tradicionales.
La secuencia y la duración de las operaciones de pruebas de pozos se basan en los datos inicia-les obtenidos de diversas fuentes, incluidos los registros petrofísicos y el análisis de núcleos. Históricamente, las pruebas de pozos se han basado en un ciclo de diseño-ejecución-evalua-
parta cuando atraviesa las válvulas. La eficiencia del manejo de las operaciones de pruebas de pozos a través de la adquisición de datos con cable eléctrico también es limitada porque éstas se ejecutan sólo en los períodos sin flujo; las sar-tas de herramientas operadas con cable eléctrico corren el riesgo de ser empujadas hacia la super-ficie cuando el pozo se encuentra fluyendo.
Para abordar estas limitaciones, los ingenie-ros de Schlumberger desarrollaron el sistema de telemetría inalámbrica de fondo de pozo Muzic (izquierda). El sistema Muzic está diseñado para
> Arquitectura de red del sistema inalámbrico Muzic. La red inalámbrica del sistema Muzic se basa en repetidores acústicos de engrampe (izquierda) adosados a la tubería de producción. El transductor genera una señal acústica (rojo) codificada con información digital. La energía acústica bidireccional se propaga a lo largo de la cañería y se transmite desde cada uno de los repetidores a los repetidores adyacentes hasta que la señal llega al usuario en la superficie. Con esta serie de repetidores, se puede establecer una arquitectura de red (derecha) en la que los nodos transmisores (R) envían y reciben información desde los centros de transmisión y los nodos finales de detección o accionamiento (E). Los nodos finales son los puntos de interés para el usuario en la superficie e incluyen los sensores para adquirir las mediciones o los accionadores para controlar los dispositivos.
Repetidor de superficieS
RepetidorR
Nodo finalE
Mensaje acústico bidireccional
S
R R
R R
R R
R R
R R
R R
R R
E EE E
R R
R R
R R
R R
E EE E
E
Grampa
Transductor piezoeléctrico
Mensaje acústico
Tubería deproducción
, Sistema de pruebas de yacimientos en fondo de pozo habilitado con el sistema de telemetría inalámbrica Muzic. Una red de repetidores acústicos, adosados a la tubería de producción mediante un sistema de grampas, permite la interrogación remota de las herramientas o los medidores de fondo de pozo con retroinformación a través de una terminal de computadora colocada en el equipo de perforación. Dos repetidores instalados en cada nodo numerado suministran la redundancia horizontal; un repetidor se encuentra siempre en espera. La redundancia vertical es proporcionada por repetidores capaces de comunicarse a través del doble del espaciamiento existente entre los repetidores, que normalmente es de 305 m [1 000 pies].
Válvula IRDV
Porta-medidores, sistema inalámbrico Muzic con medidores Signature
Porta-medidores,sistema inalámbrico
Muzic con medidoresSignature
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192021
Repetidores
Lecho marino
Extractor demuestras SCAR
Tubería deproducción
Cabezal de flujoBobina
Caja de interfaz
PC de superficie
Colgador
Sistema deaislamiento CERTIS
ción según el cual los técnicos diseñan y ejecutan las pruebas con el fin de adquirir datos de fondo de pozo para su evaluación y captar muestras de fluidos para su análisis en el laboratorio.
Frecuentemente, los datos de fondo de pozo son adquiridos utilizando medidores electrónicos con almacenamiento de datos en la memoria de las herramientas, procedimiento que no propor-ciona a los operadores retroinformación en tiempo real para validar las suposiciones previas a la prueba con el fin de verificar que se estén cum-pliendo los objetivos o bien para modificar las pruebas durante su ejecución. Por consiguiente, los técnicos habitualmente ejecutan el programa de pruebas de pozos sin tener en cuenta la res-puesta del yacimiento. Esto puede traducirse en pasos innecesarios, pruebas prolongadas, oportu-nidades perdidas e incluso daños al yacimiento. El hecho de que las suposiciones previas a la prueba sean erróneas o la prueba no esté cumpliendo con los objetivos a menudo se detecta después de con-cluir la prueba y analizar los datos almacenados en la memoria de la herramienta.
La industria ha hecho grandes esfuerzos para subsanar esta deficiencia mediante la utilización de sistemas de lectura en superficie (SRO). Estos siste-mas SRO despliegan herramientas operadas con cable eléctrico para recuperar los datos de fondo de pozo de los sensores electrónicos que se corren como parte de la sarta de herramientas DST. Los datos son descargados habitualmente hacia el final de la prueba, lo que limita cualquier modificación de la operación al control del resto de la prueba de pozo e incide poco en el mejoramiento de la secuencia operacional general.
La práctica de desplegar herramientas con cable eléctrico se ha vuelto cada vez menos popu-lar entre los operadores de los costosos proyectos de aguas profundas, preocupados por la posibili-dad de que el cable eléctrico se enganche o se
Volumen 26, no.3 41
ser insertado en la sarta DST Quartet. El sistema interactúa con el sistema de pruebas de yaci-miento Quartet para facilitar la ejecución de ope-raciones de pruebas interactivas en las que el operador tiene acceso directo a los datos de fondo de pozo en tiempo real y puede controlar las herramientas de fondo de pozo a través de comandos inalámbricos. El sistema de telemetría inalámbrica digital distribuida utiliza una onda acústica generada en la sarta de pruebas para transmitir la información.
La red acústica se compone de una serie de herramientas engrampadas en la parte externa de la tubería de pruebas de fondo de pozo (página anterior, a la derecha). Cada herramienta actúa como un repetidor y puede transmitir o recibir una señal acústica y además permitir el control de las herramientas de fondo de pozo a través de comandos inalámbricos. Mediante la introducción de cambios en tiempo real en el programa de prue-bas propuesto, los operadores extraen el máximo valor de cada operación de prueba.
Los datos digitales son transmitidos desde un repetidor al siguiente en cualquiera de las dos direcciones en su trayecto hasta el destino final. En el arreglo de fondo de pozo, la red interactúa con los medidores de presión de fondo de pozo para la adquisición de datos o bien con las herramientas
del probador de fondo de pozo (la válvula del proba-dor, la válvula de circulación y el extractor de mues-tras) para emitir comandos y verificar el estado de las herramientas. Además, esta plataforma interac-tiva abre la posibilidad de expandir el alcance de las pruebas de yacimientos para acceder a lugares del pozo previamente inaccesibles para el control de las herramientas y el instrumental.
Las técnicas de procesamiento de señales utili-zadas para la transmisión de datos digitales de fondo de pozo son similares a los métodos emplea-dos en otras comunicaciones inalámbricas. No obs-tante, el éxito de la transmisión inalámbrica es afectado por muchos factores, entre los que se encuentran los efectos de las tuberías o de la tubería de producción, el ruido ambiente y los componentes electrónicos, y las limitaciones de las baterías.
Para la propagación acústica, la tubería de pro-ducción es un medio complejo; su efectividad para propagar las ondas acústicas, es obstaculizada por la presencia de ruido, atenuación y distorsión. Por ejemplo, cada vez que una onda acústica atra-viesa una conexión de la tubería de producción, genera un eco. La serie de ecos generados al atrave-sar múltiples uniones son cancelados con técnicas avanzadas de procesamiento de señales para lograr la comunicación punto a punto. Además, dado que
el sistema de telemetría inalámbrica se basa en la propagación de ondas acústicas, cualquier incremento producido en las condiciones del ruido ambiente en el fondo del pozo puede afec-tar la transmisión.
Los componentes electrónicos de baja potencia requeridos para la operación de la batería de larga duración generan desafíos técnicos adicionales. Este requerimiento de baja potencia limita la elección de los procesadores de fondo de pozo e incide en la potencia de procesamiento disponible. Para abordar estos desafíos, se desarrolló un proto-colo de red específico que maneja y optimiza la comunicación a través de una red de repetidores.
El sistema Muzic posibilita un nuevo flujo de trabajo para las operaciones de pruebas en tiempo real. Este flujo de trabajo contiene un árbol de decisiones que incluye los procesos de evaluación de riesgos, planificación de pruebas, validación de datos, aseguramiento de la cali- dad y una validación de datos casi instantánea durante la fase de ejecución. Esto permite la toma de decisiones en tiempo real y la implemen-tación de ajustes del plan de pruebas mientras la prueba se encuentra en ejecución.
Un flujo de trabajo de interpretación en tiempo real En las operaciones de pruebas de pozos tradicio-nales, los ingenieros diseñan, preparan y ejecu-tan la prueba e interpretan los datos adquiridos en secuencia. En este procedimiento de caracteri-zación de yacimientos de tipo “post-mortem,” los conocimientos adquiridos durante el análisis de los datos no inciden en el diseño original o en las fases de ejecución, y la interpretación en general se lleva a cabo después de concluir las operaciones.
La disponibilidad de datos de fondo de pozo y de información sobre el estado de las herramientas en tiempo real, con tecnologías tales como el sistema de telemetría inalámbrica Muzic, representa un cam-bio significativo respecto del enfoque secuencial. La retroinformación del yacimiento es inmediata y se encuentra disponible durante la fase de ejecu-ción, lo que permite al operador modificar la secuen-cia de la prueba y la operación mientras la sarta de pruebas aún se encuentra en el pozo. La información en tiempo real sobre la condición del pozo y el estado de las herramientas de fondo de pozo incide significativamente en la eficiencia opera-cional y proporciona confiabilidad al operador en cuanto a la validez de las mediciones (arriba).
La introducción del monitoreo en tiempo real en el flujo de trabajo de pruebas de pozos estándar reduce los costos totales y el tiempo de equipo de perforación porque el proceso se basa en las res-
> Un conjunto de datos obtenidos en tiempo real superpuesto sobre un conjunto de datos almacenados en la memoria de la herramienta. En este ejemplo, los datos captados en la memoria de la herramienta (verde) y los datos obtenidos en tiempo real (rojo) se alinean perfectamente. El acceso a los datos almacenados en la memoria de la herramienta sólo es posible cuando los mismos se descargan después de concluir la prueba. No obstante, las pruebas de yacimientos, habilitadas en forma inalámbrica, permiten a los operadores observar las presiones en tiempo real y tomar decisiones acorde con las necesidades. La información que los operadores pueden derivar de los datos de las pruebas en tiempo real y utilizar para tomar decisiones incluye las condiciones de la tubería de producción durante la bajada en el pozo (1), las condiciones de bajo balance antes de las operaciones de disparos (2), la conectividad después de las operaciones de disparos (3), el avance de la limpieza y los períodos de flujo (4) y la restauración de la presión (5, sombreado azul). La tasa de flujo (curva azul) resulta visible en tiempo real a lo largo de toda la prueba. Las mediciones obtenidas en tiempo real se interrumpieron cuando el operador procedió a terminar la prueba al cabo de casi siete días.
Pres
ión,
lpc
Tasa
de
flujo
, bbl
/d
Tiempo, días
8 000
7 000
6 000
5 000
4 000
3 000
2 000
1 000
1 250
2 500
0
00 1 2 3 4 5 6 7 8 9
Datos almacenados en memoriaPresión en tiempo real
15
2
3
4
42 Oilfield Review
puestas reales del yacimiento y no en prácticas y estimaciones generalmente aceptadas (arriba). Cualquier paso operacional erróneo puede ser identificado y remediado de inmediato, lo que elimina las incertidumbres y los costos de las operaciones reiteradas como resultado de la dis-ponibilidad de datos operacionales inconclusos.
Total E&P planificó una prueba para un pozo de exploración con una desviación de 45°, situado en el área marina de Kalimantan Oriental, en Indonesia. La zona objetivo se encontraba a 3 200 m [10 500 pies] de profundidad medida y su presión y temperatura de fondo de pozo eran de 3 600 lpc [25 000 kPa] y 118°C [244°F], respectivamente.
Los objetivos del operador eran analizar los datos de presiones transitorias de fondo de pozo y obtener estimaciones iniciales de las propiedades clave del yacimiento, tales como presión, factor de daño, límites y espesor permeable. Para ello, se diseñó una solución en torno al sistema de teleme-tría inalámbrica Muzic interconectado con los medidores de presión Signature de alta resolución. Los medidores, que demostraron proporcionar
> Flujo de trabajo para integrar la secuencia de diseño, ejecución e interpretación de la prueba en tiempo real. El sistema de telemetría inalámbrica Muzic y el software de colaboración InterACT posibilitan la interpretación y el análisis en tiempo real para su utilización en la actualización del modelo geológico y en la refinación del análisis de presiones transitorias y en el modelo de yacimiento final. El proceso de integración incluye información derivada del modelo geológico (1) utilizada en la selección del equipo para la prueba (2) y el diseño de la prueba (3). Dado que los datos de fondo de pozo se encuentran disponibles durante la prueba en tiempo real (4), los resultados de la prueba se comparan constantemente con la expectativa del diseño inicial, y estos resultados (5) ayudan a refinar la interpretación final (6). Este proceso continúa iterativamente para cada período de flujo y se traduce en un modelo con una mínima incertidumbre para el ingeniero de yacimiento. (Adaptado de Kuchuk et al, referencia 3.)
Modelo geológico
Diseño de la prueba
Interpretación en el sitio del pozoo en sitios remotos en tiempo real
Interpretación final ymodelo de validación,
verificación e incertidumbreOperación y
adquisición de datos
Seleccióndel hardware
12
3
4 6
5
> Comparación de los datos obtenidos en tiempo real con el medidor Signature con los datos guardados en la memoria. Los datos de presión obtenidos con un medidor de cuarzo Signature y transmitidos en forma inalámbrica en tiempo real constituyen una equivalencia casi perfecta con respecto a los datos descargados de la memoria de la herramienta durante una prueba de presiones transitorias efectuada en el área marina de Indonesia para Total E&P. Los medidores de cuarzo transmitieron los datos de presión y temperatura de fondo de pozo a la superficie en tiempo real durante casi siete días ininterrumpidos. Estos datos permitieron la ejecución del análisis de presiones transitorias en tiempo real y facilitaron la validación de las operaciones de pruebas de pozo en ejecución, en función de los objetivos de la prueba de Total E&P Indonesia.
Pres
ión
y de
rivad
a de
la p
resi
ón
Tiempo
Cambios de presión
Derivada de los cambios de presión
Almacenados en memoriaTiempo real
Volumen 26, no.3 43
,Mapeo del índice de productividad en tiempo real durante las pruebas de pozos. Mediante la utilización del sistema Muzic, el operador determinó el índice de productividad durante el período de flujo mediante el uso de diversos tamaños de estranguladores.
Limpieza
Segundoperíodode flujo
Tercer períodode flujo
Primerperíodo de
restauraciónde presión
Segundoperíodo de
restauraciónde presión
Tiempo, días0 1 2 3 4 5 6 8 9 107
Índi
ce d
e pr
oduc
tivid
ad
Tam
año
del e
stra
ngul
adorMontaje de la
herramienta deadquisiciónde registros
de producción
Índice de productividad en tiempo real Tamaño del estrangulador
Primerperíodode flujo
datos en coincidencia casi perfecta con los datos almacenados en memoria, transmitieron los datos de presión y temperatura de fondo de pozo a la superficie en tiempo real durante casi siete días ininterrumpidos (página anterior, abajo). Este flujo continuo de datos permitió a los ingenie-ros optimizar el flujo y mantener las condiciones de yacimiento por debajo del nivel de agotamiento durante la prueba. El ingeniero de yacimientos también pudo llevar a cabo interpretaciones de los datos de presiones transitorias en tiempo real y de ese modo cumplir los objetivos de la prueba. Dado que los ingenieros lograron los objetivos de la prueba durante su ejecución, pudieron acortar el período de flujo sin temor a perder los valiosos datos de presiones transitorias.
Los ingenieros de Petrobras que trabajaban en un ambiente presalino de la cuenca de Santos, en el área marina de Brasil, buscaban obtener datos en tiempo real en la superficie durante una prueba de un pozo de aguas profundas y eliminar la carrera con cable requerida habitualmente para adquirir esos datos. Los ingenieros de Schlumberger y Petrobras optaron por desplegar los medidores Signature, habilitados en forma inalámbrica, en el pozo que se encuentra en un tirante de agua (pro-fundidad del lecho marino) de 2 000 m [6 600 pies] a 250 km [155 mi] frente a la costa de Brasil. En el pozo se bajaron el sistema de telemetría inalám-brica Muzic y los medidores de presión y tempera-tura habilitados para la comunicación inalámbrica. Esta configuración permitió a los ingenieros reci-bir los datos durante los períodos de flujo y cie-rre, monitorear la eficiencia de la limpieza en tiempo real y obtener información clave del yaci-miento antes del final de la prueba (izquierda, extremo superior). Como consecuencia de ello, los ingenieros de yacimientos lograron observar las presiones transitorias después de la detonación de las pistolas de disparos para confirmar las condi-ciones de bajo balance dinámico.
Los ingenieros de Petrobras y Schlumberger también pudieron confirmar el estado de las vál-vulas de fondo de pozo, computar la productivi-dad mientras el pozo se encontraba fluyendo, confirmar la adquisición de datos suficientes durante el período inicial y el período de restau-ración de presión principal, eliminar una carrera con cable y establecer la presión del yacimiento después del período de flujo inicial posterior a los disparos (izquierda, extremo inferior).
> Obtención de datos críticos en tiempo real. La superposición de los datos obtenidos en tiempo real sobre los datos almacenados en la memoria del sensor demuestra la exactitud de los datos obtenidos en tiempo real y su capacidad para proporcionar conocimientos suficientes acerca de los eventos operacionales, si bien el muestreo de los datos en tiempo real es menos denso que el muestreo de los datos almacenados en memoria. En un inserto de una prueba independiente se muestran los datos de la detonación de las pistolas TCP (izquierda); la reducción pronunciada seguida por un incremento pronunciado de la presión confirma en tiempo real el flujo del fluido de yacimiento hacia el pozo con posterioridad a los disparos. Un inserto de una prueba independiente que exhibe la respuesta de presión durante la prueba principal de presiones transitorias (derecha) demuestra que el volumen de datos captados es adecuado para un análisis detallado, tal como la determinación del índice de productividad y el análisis de presiones transitorias durante los períodos de flujo y de restauración de presión.
Tiempo
Detonación de las pistolas de disparosbajadas con la tubería de producción (TCP)
Prueba principalde presiones transitorias
BHP
Presión de fondo de pozo obtenida en tiempo realPresión de fondo de pozo almacenada en la memoria del sensorPresión anular obtenida en tiempo realPresión anular almacenada en la memoria del sensorTemperatura de fondo de pozo obtenida en tiempo realTemperatura de fondo de pozo almacenada en la memoria del sensor
44 Oilfield Review
Un desafío común en las operaciones de pruebas de pozos es el manejo de la duración del período de restauración de presión. Los operadores de prue-bas a menudo calculan un período de restaura-ción como un múltiplo entero de la duración del período de flujo. Mediante el acceso a la res-puesta real de presión de fondo de pozo en tiempo real durante el período de restauración, los ingenieros pueden determinar que la res-puesta deseada del yacimiento ha sido lograda y validada antes de lo que hubiera sido posible uti-lizando el enfoque del múltiplo, lo que implica para el operador un ahorro de varias horas de equipo de perforación. Por el contrario, si no se cumple con el objetivo respecto de la respuesta del yacimiento, la prueba puede extenderse.
La eficiencia general de la operación se mejora porque el estado de la herramienta de fondo de pozo puede ser verificado en cada paso del programa. Las decisiones importantes acerca del avance de la prueba pueden ser tomadas con un conocimiento claro de la respuesta del yacimiento a partir de las condiciones de presión de fondo de pozo, lo que hace más segura la operación general. Además, la utilización del mecanismo de activación inalámbrica de las herramientas implica menos tiempo y requiere menos pasos operacionales que los métodos tradicionales de activación por presión.
> Toma de decisiones en tiempo real. Una prueba de pozo, según lo planificado, habría requerido casi cinco días (extremo superior). Mediante la utilización del sistema de pruebas de fondo de pozo habilitado con el sistema inalámbrico, los ingenieros de Maersk Oil pudieron monitorear los parámetros del yacimiento y tomar decisiones en tiempo real, lo que acortó la prueba de pozo en más de un día. Los datos obtenidos en tiempo real (extremo inferior) permitieron al operador obtener la información de fondo de pozo necesaria con la cual caracterizar el yacimiento y satisfacer los objetivos de la prueba en 28 horas menos que las requeridas en el plan original de la prueba (Tabla).
Tiempo, días0 1 2 3 4 5
Flujoinicial
Restauracióninicial
Limpieza
Flujo principal Restauración principal
Plan
Segundarestauración
Flujo demuestreo
Pres
ión
Tiempo, días
Ahorro de 28 horas
0 1 2 3 4 5
Pres
ión
Tasa
de
flujo
Tasa
de
flujo
Flujoinicial
Limpieza
Flujo principal Restauraciónprincipal
Real
Segundarestauración
Flujo demuestreo
Restauracióninicial
Flujo inicialRestauración inicialFlujo de limpiezaSegunda restauraciónFlujo principalRestauración principalFlujo de muestreo Total
0,52121224488
106,5
0,52,49,910,521,722,710,878,5
Período de flujo Plan, horas Real, horas
Tiempo, días0 1 2 3 4 5
Flujoinicial
Restauracióninicial
Limpieza
Flujo principal Restauración principal
Plan
Segundarestauración
Flujo demuestreo
Pres
ión
Tiempo, días
Ahorro de 28 horas
0 1 2 3 4 5
Pres
ión
Tasa
de
flujo
Tasa
de
flujo
Flujoinicial
Limpieza
Flujo principal Restauraciónprincipal
Real
Segundarestauración
Flujo demuestreo
Restauracióninicial
Flujo inicialRestauración inicialFlujo de limpiezaSegunda restauraciónFlujo principalRestauración principalFlujo de muestreo Total
0,52121224488
106,5
0,52,49,910,521,722,710,878,5
Período de flujo Plan, horas Real, horas
Volumen 26, no.3 45
Los datos obtenidos en tiempo real son importan-tes para la caracterización del yacimiento con la menor incertidumbre posible. El sistema Muzic posibilita la interpretación remota a través del intercambio de datos y el software de colaboración.
Sobre la base de un modelo geológico, se diseña la prueba de pozo y se seleccionan los medidores y las herramientas DST para satisfacer ciertos cri-terios operacionales y de adquisición de datos. Durante la operación, los datos de presión de fondo de pozo y tasa de flujo de superficie adquiri-dos con el sistema son validados en tiempo real y el control de calidad (QA/QC) puede ser efectuado de inmediato. Los ingenieros pueden utilizar estos datos para efectuar interpretaciones casi instantá-neas y para determinar los parámetros de pozos y yacimientos. El modelo de yacimiento inicial puede ser actualizado luego en tiempo real con la informa-ción proveniente de la prueba de pozo para generar un nuevo modelo de interpretación, verificado con menos incertidumbre. El proceso es multidiscipli-nario y dinámico; los resultados de la interpreta-ción y del análisis pueden ser utilizados para modificar las suposiciones previas en forma itera-tiva y generar una imagen cada vez más clara del yacimiento.
Maersk Oil perforó un pozo de exploración en el área marina de Luanda para adquirir datos que confirmaran la presencia de hidrocarburos en la formación de interés. El pozo penetró las areniscas petrolíferas; el objetivo principal se encontraba a una profundidad de aproximada-mente 5 000 m [16 000 pies] en un tirante de agua de1 462 m [4 797 pies].
Los medidores de fondo de pozo habilitados con el sistema de telemetría inalámbrica Muzic trans-mitieron los datos con éxito durante toda la prueba. El operador pudo verificar las condiciones de bajo balance antes de las operaciones de dispa-ros, establecer la presión inicial del yacimiento después de los disparos, verificar el estado de las herramientas de fondo de pozo durante la prueba, optimizar el período de limpieza mediante el monitoreo de la presión de formación, reducir la duración del período de restauración de presión y confirmar que las muestras se estaban extra-yendo en condiciones ideales.
El servicio de colaboración para pruebas en tiempo real RT Certain reunió a los especialistas en yacimientos en la localización del pozo, en Luanda y Copenhague, Dinamarca, en un ambiente virtual. Una plataforma de software habilitó las herramientas de transmisión e interpretación de datos en el sitio del pozo, lo que permitió a los especialistas tomar las decisiones correctas en el lugar y desde localizaciones remotas. Este sistema integrado ayudó además a asegurar la recolección de datos suficientes para llevar a cabo una prueba de presiones transitorias exitosa.
El sistema inalámbrico para pruebas de fondo de pozo posibilitó un ahorro de 28 horas de equipo de perforación, aproximadamente USD 1,5 millo-nes en costos diferenciales de equipo de perfora-ción, y a la vez permitió la adquisición de datos suficientes para la estimación de propiedades clave del yacimiento (página anterior). Una com-paración entre los datos almacenados en la memoria de los medidores recuperados en la superficie y los datos obtenidos en tiempo real,
utilizados para la interpretación durante la prueba, permitió validar las decisiones tomadas durante la operación.
El futuro de las pruebas de pozosLos ingenieros reconocen el valor de las pruebas DST desde hace mucho tiempo, pero en ciertas circunstancias han tenido que hacer concesiones entre la obtención de datos de calidad, los costos y los riesgos. Los sistemas de telemetría inalám-brica en tiempo real abordan esas concesiones mediante la provisión de mecanismos para captar datos en tiempo real a lo largo de toda la prueba, la activación de las herramientas de fondo de pozo en forma remota y el aislamiento eficiente de las zonas de interés sin empacadores permanentes y sin la necesidad de recolectar muestras de flui-dos de yacimientos en tiempos especificados. Más importante aún, a diferencia de lo que ocurría en el pasado, los ingenieros pueden estar seguros de haber logrado los objetivos de la prueba antes de concluirla.
El futuro de las pruebas de pozos efectuadas en tiempo real trasciende la transmisión de los datos ya que incluye el accionamiento de los múl-tiples dispositivos de la sarta DST utilizando esta misma base inalámbrica. La recompensa inme-diata para estas capacidades expandidas se medirá en ahorros de tiempo y de costos, y en el mejora-miento de la recuperación final de hidrocarburos como resultado de la implementación de diseños de desarrollo y programas de producción informados con datos de alta calidad y el conocimiento preciso de las características de los yacimientos. —RvF
