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RESUMEN. La fibra óptica presenta algunas aplicaciones en la industria petrolera que comprende desde el monitoreo temporal del perfil de producción de un pozo hasta el monitoreo permanente de parámetros como presión y temperatura en pozos con terminaciones fijas. La principal aplicación de la fibra óptica es el registro en tiempo real de la temperatura distribuida, tanto en el monitoreo del perfil de inyección de agua en pozos inyectores de agua tanto en el monitoreo del perfil de inyección de gas en pozos con bombeo neumático. El objetivo principal del análisis de temperatura es verificar el perfil de inyectividad o producción en pozos inyectores o productores y la funcionalidad de las válvulas del sistema en pozos con Bombeo Neumático. El Sistema de Temperatura Distribuida (DTS por sus siglas en inglés) con Fibra Óptica mide la temperatura con respecto al tiempo y la profundidad, consecuentemente cambios en el flujo del fluido y eventos térmicos son reconocidos a lo largo del pozo. El DTS puede ser usado para monitorear el desempeño de los mandriles de Bombeo Neumático. El efecto Joule Thompson de enfriamiento de gas fluyendo a través del mandril identifica su localización y enfría el flujo de producción, dando una indicación cualitativa de la eficiencia del mandril. Un mandril que esta bacheando gas, en vez de operar normalmente, puede ser identificado usando un sistema de monitoreo termal dependiente del tiempo. El presente articulo describe la aplicación del registro de temperatura distribuida en un pozo inyector de agua de la Región Norte y en cuatro pozos con bombeo neumático de la Región Sur y Norte. Para el registro y estudio se utilizó una

unidad de fibra óptica llamada “Sensa-Tube” la cual es una unidad de línea de acero con fibra óptica interna conectada a una unidad DTS en superficie. La unidad Sensa-Tube registró los eventos de temperatura a lo largo del pozo en forma continua desde la superficie hasta su máxima profundidad, esto sin necesidad de mover el malacate de la unidad de registros, optimizando el tiempo de registro y mejorando la calidad de la interpretación del perfil de temperatura para posterior optimización de la inyección de gas y producción del pozo. EXPOSICIÓN DE LA TEORÍA El Sistema de Temperatura Distribuida (DTS por sus siglas en inglés) con Fibra Óptica es capaz de medir la temperatura con respecto al tiempo, consecuentemente cambios en el flujo del fluido y eventos térmicos pueden ser reconocidos. Las mas importantes aplicaciones de la fibra óptica en la detección del perfil de temperatura distribuida en un pozo petrolero son: la identificación grafica cualitativa y cuantitativa de los flujos de gas y liquido en zonas localizadas, Figura 1; estimación de la producción en las zonas de disparos; identificación del flujo cruzado entre zonas; monitoreo de la inyección de agua por zonas; monitoreo del bombeo neumático basándose en el comportamiento de sus válvulas. Cuando hay dos o más yacimientos produciendo, el flujo de aceite del yacimiento superior entra al pozo a su temperatura geotermal, que será menor a la del yacimiento mas profundo. La adición de este aceite mas frío a la corriente fluyente causa un decremento en la temperatura de la corriente, identificando claramente el punto de entrada del fluido. La respuesta termal de la anomalía es una función de la combinación del gasto de flujo sobre el yacimiento superior y el gasto de flujo por debajo del yacimiento inferior a la anomalía, Figura 2. Por

APLICACION DE FIBRA OPTICA EN PERFILES DE PRODUCCION

Alejandro Sánchez Elizarrarás, Schlumberger WCP, asancheze@slb.com Guillermo Gutiérrez Murillo, Pemex GITE, ggutierrezm@pep.pemex.com Miguel Angel Lozada, Pemex Región Sur, mlozadaa@pep.pemex.com

Abel Morales Vega, Pemex Región Norte, amoralesve@pep.pemex.com

Copyright 2005, CIPM. Este artículo fue preparado para su presentación en el cuarto E-Exitep 2005, del 20 al 23 de febrero de 2005 en Veracruz, Ver., México. El material presentado no refleja necesariamente la opinión del CIPM, su mesa directiva o sus colegiados. El artículo fue seleccionado por un comité técnico con base en un resumen. El contenido total no ha sido revisado por el comité editorial del CIPM.

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lo tanto, teniendo el gradiente geotermal y la medición del estado estático del perfil de temperaturas, la contribución proporcional de dos o más yacimientos fluyendo puede ser calculada. La temperatura en el punto de confluencia de las dos corrientes de fluido refleja el porcentaje de flujo entre el flujo del yacimiento inferior y el fluido total producido. El principio de funcionamiento esta basado en la propiedad física de cada espectro de luz dispersada, la cual es directamente proporcional a la longitud de la fibra óptica en que se engendra, Figura 3. Consecuentemente, un registro de temperatura se puede calcular por cada metro por toda la longitud de la fibra óptica usando una fuente de rayos láser, un analizador y una temperatura de referencia en la superficie, no hay necesidad de calibración de la señal por la fibra o para calibrar la fibra antes de la instalación. Los tiempos de adquisición del espectro pueden variar desde apenas 7 segundos hasta más de una hora, y esto define la exactitud y la resolución del registro la temperatura. Típicamente una exactitud y resolución de 0.1 grado centígrado se usa para la observación de un yacimiento que requiere de un tiempo de adquisición de ½ hora o más. Debido a que la medición es estadística, la adquisición por más tiempo proporciona medidas más exactas. Teoría del análisis con fibra óptica en pozos con inyección de agua. La supervisión de la temperatura distribuida puede ser usada para monitorear el comportamiento de los inyectores de agua mediante una técnica llamada “calentamiento”, o “Warm Back” por sus siglas en ingles. Esto involucra cerrar el pozo por un periodo y grabar la respuesta de la temperatura mientras el pozo se calienta nuevamente hasta el gradiente geotérmico. Bajos condiciones normales de inyección el agua fría inyectada al pozo enfriara toda la roca adyacente al pozo incluyendo los intervalos no permeables por arriba del yacimiento, por lo que la única información que se puede obtener durante la inyección es la del intervalo inferior del fluido de inyección. Una vez que la inyección termina la roca adyacente comienza a recalentarse hasta el gradiente geotérmico durante un periodo de tiempo. Pero si un intervalo

permeable ha aceptado agua esto enfriara la roca en un radio mayor que el del pozo. La magnitud este efecto esta en función del gasto de inyección, la permeabilidad del intervalo, el tiempo y las propiedades térmicas de los fluidos y de la roca, Un ejemplo hipotético de la respuesta del recalentamiento en 100 días se muestra en la Figura 4, en donde hay que enfatizar la respuesta térmica al contraste de permeabilidad. Para la medición de la velocidad del bache caliente de agua cuando se realiza un cierre en el pozo, el agua en la tubería arriba del yacimiento se calentara rápidamente, debido a la conducción del calor de la formación, y un volumen de agua caliente será producido en la tubería justo arriba del intervalo del yacimiento. Una vez que reinicia la inyección este bache de agua caliente puede ser monitoreado por la fibra DTS (grabando a un cierto ritmo de adquisición) mientras se mueve a hacia abajo a través del. La velocidad del bache viajando hacia abajo y a través del yacimiento puede ser determinada y representa el perfil del flujo dentro del yacimiento, Figura 5. Teoría de la optimización por bombeo neumático. El DTS puede ser usado para monitorear el desempeño de los mandriles de Bombeo Neumático. El efecto Joule Thompson de enfriamiento de gas fluyendo a través del mandril identifica su localización y enfría el flujo de producción, dando una indicación cualitativa de la eficiencia del mandril. Un mandril que esta bacheando gas, en vez de operar normalmente, será identificado usando un sistema de monitoreo termal dependiente del tiempo, Figura 6. DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO El servicio denominado - Línea de Acero con Registro de Temperatura Distribuida – o “Sensa Tube”, consiste de una unidad de linea de acero (slick line) especial con un diámetro de 3/16” que cuenta con fibra óptica interna la cual se conecta a una unidad de adquisición de datos DTS en superficie. El sistema esta instalado en una unidad móvil ya sea patín helitransportable o camión similar a las unidades convencionales de línea de

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acero o de registros con cable eléctrico. La línea esta enrollada en un tambor-malacate, la cual es bajada al pozo junto con barras de peso. De igual forma se utiliza un equipo de control de presión con preventores BOP o estoperos y lubricadores. La unidad de -Línea de Acero con Registro de Temperatura Distribuida- se corre dentro del pozo de tal forma que se alcance la mayor profundidad para poder registrar los eventos de temperatura que ocurran. Una vez alcanzada dicha profundidad el registro y estudio de temperatura comienza pudiéndose registrar en tiempo real, en cualquier momento y de manera continua, permaneciendo la línea de acero estática sin necesidad de mover el malacate, Figura 7. La fibra óptica también puede ser instalada en forma permanente en el pozo como parte de los equipos para monitoreo permanente de presión y temperatura. La línea se introduce en el pozo de forma flejada a lo largo de la tubería de producción, introduciendo primero una delgada tubería de acero inoxidable de ¼” de diámetro, una vez instalada esta linea se procede a la introducción de la fibra óptica mediante el bombeo de esta con la ayuda de un fluido, Figura 7. PRESENTACIÓN E INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS 1er caso de aplicación. El primer caso corresponde a una aplicación en un pozo de la región Norte, en un yacimiento en el cual se realiza un estudio de inyectividad para definir su factibilidad de inyección de agua. El principal objetivo de esta aplicación con fibra óptica fue determinar los perfiles de inyección a través de los 2 intervalos disparados y su respuesta a 4 diferentes ritmos de inyección (0.5bbl/min, 1bbl/min, 1.5bbl/min & 2bbl/min) así como la evaluación de la prueba multigasto de inyección para diferentes periodos de decremento de presión para a su vez determinar las características de la formación y de los intervalos fracturados del pozo. Cabe hacer mención que los intervalos se encuentran fracturados ya que este pozo era productor de aceite, antes de la irrupción natural de agua. De manera complementaria se introdujo un sensor de memoria con alta resolución para el registro de la

presión de fondo, esto aprovechando las propiedades mecánicas de la línea de acero. Análisis Térmico. El análisis térmico muestra una clara relación entre los perfiles de temperatura registrados con fibra óptica y los gastos de inyección realizados en el pozo. El intervalo inferior perforado (1728-1750 m) acepta la mayoría del flujo de agua en todos los gastos probados. Dentro de este intervalo hay una pequeña pero térmicamente bien definida zona de mayor permeabilidad (intervalo fracturado), que esta actuando como conducto preferencial para la entrada de agua. Se puede observar una muy pequeña o insignificante entrada de agua en el intervalo superior (1682-1705 m) a gastos menores de inyección de 1.5 bbl/min. A mayores gastos la fibra óptica muestra claramente el incremento de entrada de agua a este intervalo, pero aun al mayor gasto inyectado (2bbl/min) la entrada de agua es todavía mucho menos significativa que el intervalo inferior. Suponemos que los mayores ritmos de inyección inducen la limpieza de la fractura hidráulica en el intervalo superior y por eso facilita el incremento de la entrada de agua. En este caso no fue posible determinar y monitorear el bache caliente y por lo tanto determinar las velocidades de entrada de flujo. Esto es debido a la limitada respuesta de enfriamiento del intervalo superior, inclusive a los mayores ritmos de inyección, y también por el dominio de entrada del intervalo inferior. Al ritmo de muestreo requerido para rastrear el bache la relación de señal y ruido oculta la respuesta del enfriamiento, además la alta aceptación de agua del intervalo inferior resulta en una disipación del bache. El análisis térmico permite identificar y rastrear el frente de flujo frió moviéndose hacia el yacimiento detrás del bache caliente. El cambio relativo de velocidades del frente frío en los dos intervalos con el incremento del gasto de inyección proporciona una aproximación cualitativa de los gastos de inyección. Debido al proceso de intercambio de calor en el pozo durante el movimiento del frente de inyección frío las velocidades observadas no son absolutas y por esto no pueden ser directamente relacionadas al gasto como normalmente se hace con en el método del bache caliente. Se ve que las

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velocidades relativas cambiantes se incrementan al incrementar los gastos de inyección en ambos intervalos. En la Figura 8 se muestran los últimos perfiles de temperatura correspondientes a la ultima etapa de las 24 horas de cierre del pozo que corresponden al perfil del ultimo “warm back” para cada periodo de inyección. A continuación se discuten los mapas térmicos de los primeros 30 minutos de los diferentes ciclos de inyección, 1 bbl/min, 1.5 bbl/min y 2 bbl/min, Figuras 9, 10 y 11, respectivamente. A pesar de que no fue posible rastrear y resolver térmicamente el bache caliente durante este periodo si se pudo rastrear el movimiento del frente frío y obtener una apreciación cualitativa de las velocidades relativas fluyendo en cada intervalo. Los datos de temperatura distribuida DTS revelan que el flujo en el intervalo superior a los gastos de inyección menores (05. y 1.0 bbl.min) es cero o nulo y que el incremento en los ritmos de inyección resultan en un incremento de la velocidad relativa en ambos intervalos. Análisis de Presión. En los dos primeros decrementos de presión (fall-off) Figuras 12 y 13, predomina el comportamiento de yacimiento radial compuesto, siendo más evidente el comportamiento de pozo fracturado en los dos últimos, caracterizado por un régimen de flujo bilineal y verificado con la pendiente 1/2 en la derivada, Figuras 14 y 15. A medida que transcurre la inyección y al analizar el parámetro Ri, es decir la distancia aproximada del radio del banco de agua, se puede observar que el mismo aumenta, indicativo del avance del frente de inyección. Igualmente el valor de Xf -longitud de fractura- va aumentando, esto es debido a que al iniciar la inyección posiblemente la fractura estaba sucia y a medida que se incrementan los gastos de inyección de agua la misma se limpia y va aparentemente aumentando de longitud. Un análisis importante de mencionar es que durante el ultimo decremento, observamos que hay

un cambio en las propiedades del cuerpo que esta recibiendo la inyección, esto se refleja en un cambio de pendiente en la derivada y es debido a la respuesta al cambio preferencial del perfil de inyección, que paso de 100% de admitir el intervalo 1728-1750 m, a un perfil de inyección donde también admite el intervalo 1682-1705 m. Los resultados obtenidos del ultimo decremento, al ajustar el espesor de arena h= 25 metros son los siguientes: kh= 37,9 md.ft, k= 0,46 md , Xf= 110 ft, Ri= 231 ft. Fc= 2690 md.ft. El valor menor de permeabilidad en este ultimo decremento, k= 0.46 md, con respecto a los decrementos 1, 2 y 3, k= 1.3 md, es debido a que el intervalo 1682-1705 m, el cual admite solo a gastos por encima de 1,5 bpm, es de mucho menor permeabilidad o posiblemente la fractura presenta una menor transmisibilidad. En la Figura 16 se muestra una tabla con los resultados para los diferentes decrementos considerando los casos extremos de espesor igual a 40 mts y 5 mts que corresponden al espesor disparado, 20 mts de cada intervalo, y al espesor con flujo preferencial mostrado en los datos de temperatura distribuida de 5 mts. En el caso del análisis correspondiente a la inyección de 2.0 bbl/min, se tomo un espesor de 25 mts, porque durante esta inyección se puede observar claramente que el intervalo superior acepta agua de inyección, lo cual también puede ser causa de del cambio de pendiente e inflexión de la curva derivada alrededor de la cuarta hora de cierre. Como conclusiones de este primer caso se puede mencionar: a) Los datos de temperatura distribuida con fibra óptica DTS fueron adquiridos durante toda la prueba de inyección y permitieron una buena apreciación del flujo de agua. b) El análisis térmico revela que el intervalo inferior acepta la mayoría del flujo de agua en todos los gastos de inyección. Se pudo observar que existe una zona de alta permeabilidad dentro del intervalo inferior que es conducto dominante para la entrada de agua. c) El intervalo superior acepta agua a partir de 1.5 bbl/min y el área de aceptación es mayor que la del

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intervalo inferior con un parte preferencial en la parte superior (1685 a 1700 mts). d) El análisis de la información de temperatura nos permitió realizar el análisis de presión con mayor precisión y certidumbre, principalmente el valor de la permeabilidad al definir mejor el espesor de formación con movilidad. e) En las pruebas de decremento de presión registradas con el sensor de memoria con alta resolución instalado en la linea de acero con fibra óptica, se pudo observar al final de la inyección un comportamiento fracturado que no se presentaba al inicio, lo que nos permite pensar que a través del tiempo de producción de aceite la fractura disminuye su capacidad conductiva o tiende a cerrarse y que se pueden inducir o abrir nuevamente durante una inyección de fluido. 2o Caso de Aplicación. El segundo caso corresponde a una aplicación en un pozo de la región Sur. El objetivo principal del análisis de temperatura es verificar la funcionalidad de las válvulas del sistema de bombeo neumático de este pozo y asegurar la detección de posibles anomalías. Adelantamos el comentario que después de registrar y analizar la información adquirida con fibra óptica se pudo constatar que el sistema de BN esta funcionando adecuadamente. Se utilizó la unidad de -Línea de Acero con Registro de Temperatura Distribuida- la cual se corrió dentro del pozo de tal forma que se alcanzó la mayor profundidad para poder registrar los eventos de temperatura que ocurren en las 4 válvulas de BN con que cuenta este pozo. Funcionalidad de las válvulas de bombeo neumático. Durante el monitoreo de este pozo, se notaron eventos termales en la válvula 4, localizada a 3283m. Además, un pequeño efecto de enfriamiento se observó a una profundidad de aproximadamente 3100m, entre las válvulas 3 & 4. Estos eventos pueden ser claramente observados en la Figura 17 que representa el gráfico de la temperatura vs. tiempo de las 4 válvulas (situadas a 1668m, 2329m, 2939m & 3283m) y el efecto de enfriamiento a aproximadamente 3100m. La cantidad del efecto de enfriamiento es representado por el color impreso a través del eje del tiempo.

Adicionalmente, la Figura 18 contiene una gráfica de perfiles de temperatura seleccionados vs. profundidad, con una rápida vista de los tiempos de los eventos de enfriamiento observados. En la Figura 19 se muestra una gráfica en 3D de todos los perfiles de temperatura vs. tiempo. Los análisis termales revelan constante actividad en la válvula 4 y ninguna actividad en otras, sugiriendo una buena operación del sistema de bombeo neumático. El evento de enfriamiento entre las válvulas 3 & 4 sugiere una fuga menor en la tubería de producción aproximadamente a una profundidad de 3100m. Se debe notar que este efecto de enfriamiento es relativamente pequeño y la gráfica que representa el efecto de enfriamiento no mostró el evento. Esta apreciación en relación con el estado de la TP puede requerir un estudio más a fondo para diagnosticar el problema. Flujos del Yacimiento. Se realizó el intento de registrar con la línea de fibra óptica a través del yacimiento frente a los disparos, sin embargo no fue posible pasar la línea a través del intervalo productor para registrar los flujos debido a obstrucciones en el fondo del pozo. Consecuentemente, los datos parcialmente reunidos no fueron suficientes para proveer de un análisis de la contribución de flujo. Como conclusiones de este segundo caso se puede mencionar: a) El análisis térmico revela actividad únicamente en la válvula 4, localizada a 3283m, sugiriendo buenas condiciones de operación del sistema de bombeo neumático del pozo estudiado. b) Las otras 3 válvulas del sistema de bombeo neumático reportadas no muestran ninguna actividad a lo largo del registro. c) El evento de enfriamiento entre las válvulas 3 & 4 puede indicar una fuga en la tubería de producción aproximadamente a una profundidad de 3100 m. Esta apreciación en relación con el estado de la TP puede requerir de estudios adicionales para definir su estado. d) No fue posible bajar la línea de acero con fibra óptica a través del intervalo productor para monitorear los flujos debido a obstrucciones de fondo. e) El monitoreo de los perfiles de temperatura a través del sistema de fibra óptica claramente detectó eventos térmicos en el pozo, dando así información esencial sobre la

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funcionalidad de las válvulas del sistema de bombeo neumático y la hermeticidad de la TP. 3er Caso de Aplicación. El tercer caso corresponde a una aplicación en un pozo de la región Sur. El objetivo principal del análisis de temperatura es verificar la funcionalidad de las válvulas del sistema de bombeo neumático de este pozo y asegurar la detección de posibles anomalías. Adelantamos el comentario que después de registrar y analizar la información adquirida con fibra óptica se pudo constatar que el sistema de BN de este pozo requiere de intervención para su optimización. Se utilizó la unidad de -Línea de Acero con Registro de Temperatura Distribuida- la cual se corrió dentro del pozo de tal forma que se alcanzó la mayor profundidad para poder registrar los eventos de temperatura que ocurren en las 10 válvulas de BN con que cuenta este pozo. Funcionalidad de las válvulas de bombeo neumático. Durante el monitoreo de este pozo, los eventos térmicos se notaron en las válvulas localizadas a 1243m, 1603m y 1920m. Éstos eventos pueden ser claramente vistos en la Figura 20, la cual representa la temperatura vs. el perfil del tiempo de las 5 válvulas de BN superiores, situadas a 434m, 845m, 1243m, 1603m y 1920 m. La suma de efectos de enfriamiento está representada por el color dibujado a lo largo del tiempo en las abscisas. La Figura 21 presenta perfiles seleccionados de temperatura vs. profundidad con una vista rápida observada de tiempos de eventos de enfriamiento. Adicionalmente, una gráfica de 3D conteniendo todos los perfiles DTS contra tiempo se muestra en la Figura 22. El Análisis de los datos térmicos revelaron una actividad constante de la válvula 3 y actividad intermitente de la válvula 4. Solamente una ocurrencia característica de enfriamiento de la válvula 5 fue notada durante el periodo de monitoreo. Se sugiere que estos acontecimientos podrían ser causados por distintas razones, las cuales requieren discusión adicional. Éstas condiciones podrían ser: sobre inyección de gas, válvula atorada a 1243m, presión de inyección irregular, ú otras. No se apareció actividad térmica

en el resto de las válvulas de BN que haya sido observado a través del periodo de monitoreo. Flujos del Yacimiento. Después de monitorear las válvulas de BN por alrededor de dos horas, se llevo a cabo un cambio en la tasa de muestreo con la finalidad de conseguir una mejor resolución en los datos del monitoreo del yacimiento. Se procuró la calidad de los perfiles del DTS y se registró un perfil de temperatura a lo largo del intervalo disparado. Se calculó un gradiente geotérmico con la información disponible a fin de poder realizar la evaluación e interpretación. El análisis térmico de los datos del DTS revelaron producción con el efecto de enfriamiento de Joule-Thompson en la parte inferior de los intervalos perforados, 3253-3260m y 3242-3245 m, coincidiendo con la relativamente alta RGA del aceite producido, Figura 23. Se intuye por el comportamiento del perfil de temperatura registrado, que el fluido está fluyendo detrás de la TR a 3160 m, donde la temperatura se incrementa y puede ser fácilmente notada. Se puede comentar que posiblemente éstos fluidos viajan hacia arriba detrás de la terminación y regresan adentro de la TR en las perforaciones superiores a 3065-3072 m y 3055-3060 m, Figura 24. Este fenómeno puede ser explicado por el análisis de datos continuos del DTS, el cual revela que la temperatura se incrementa a 3160m y se mantiene consistente a través del periodo de monitoreo, sugiriendo un flujo a esa profundidad. Este incremento en temperatura ocurre debido a que los fluidos producidos detrás de la TR, debido a posibles canales en el cemento, tienen temperaturas más altas que las de los fluidos menos calientes producidos en las perforaciones inferiores, resultando en un incremento de temperatura notada a 3160 m. Será de ayuda un registro de rayos gamma y porosidad para verificar la presencia de un intervalo permeable a esa profundidad y confirmar éste fenómeno. En relación con las temperaturas por encima de los dos intervalos disparados, están muy cerca del gradiente geotérmico por tanto, es difícil de confirmar los flujos en 3065-3072 m y 3055-3060 m. Sin embargo, la producción puede estar pasando como un muy pequeño efecto de

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enfriamiento que puede ser notado en éstos intervalos. Como conclusiones de este tercer caso se puede mencionar: a) El análisis térmico revela actividad en las válvulas 3, 4 y 5, localizadas a 1243 m, 1603 m y 1920 m, respectivamente. b) Las otras 7 Válvulas de BN del aparejo, no muestran ninguna actividad térmica a través del periodo de monitoreo. c) Hay la posibilidad de que éstos eventos puedan ser causados por una sobre inyección de gas o válvula calzada a 1243 m, o a una inyección irregular de presión, para todos. d) Mediante este registro de temperatura distribuida y un adecuado diagnóstico, el sistema de BN de este pozo puede ser definitivamente optimizado con fines de mejorar su funcionamiento y aumentar la producción de aceite. e) El análisis térmico de los datos del DTS y relacionados con el efecto de enfriamiento Joule-Thompson en los intervalos inferiores perforados a 3253-3260 y 3242-3245 m, revelan que existe liberación de gas en la zona de disparos, lo que explica de algún modo la elevada RGA producida, gas de fondo en exceso que ayuda al bombeo neumático del pozo. 4o Caso de Aplicación. El cuarto caso corresponde a una aplicación en un pozo de la región Norte. El objetivo principal del análisis de temperatura es verificar la funcionalidad de las válvulas del sistema de bombeo neumático de este pozo y asegurar la detección de posibles anomalías. Adelantamos el comentario que después de registrar y analizar la información adquirida con fibra óptica se pudo constatar que el sistema de BN de este pozo requiere de revisión para su optimización. Se utilizó la unidad de -Línea de Acero con Registro de Temperatura Distribuida- la cual se corrió dentro del pozo de tal forma que se alcanzó la mayor profundidad para poder registrar los eventos de temperatura que ocurren en las 4 válvulas de BN con que cuenta este pozo, Figura 25. Durante el registro de este pozo se observaron eventos de enfriamiento en las 4 válvulas de BN localizadas a V1=435, V2=846, V3=1251 y V4=1625 m. Estas válvulas y su perfil de temperatura distribuida pueden ser vistos en la

Figura 25. Los datos del DTS revelaron ligeros efecto de enfriamiento Joule-Thompson. Los eventos de enfriamiento presentaron diferentes intensidades para las válvulas 1, 2 y 3, mostrando ligero pase de gas a través de todo el periodo de registro. La válvula más profunda, la 4a válvula, revela un comportamiento de apertura durante todo el periodo de monitoreo. Los eventos térmicos mencionados sugieren una revisión del sistema de BN, ya que los mismos fueron monitoreados por más de 12 horas de registro continuo, Figura 26. CONCLUSIONES El Sistema de Temperatura Distribuida DTS con Fibra Óptica es de utilidad en pozos petroleros para registrar la temperatura con respecto al tiempo y la profundidad. Cambios en el flujo del fluido en razón de sus eventos térmicos son reconocidos a lo largo del pozo. Esta tecnología ha demostrado en los casos de estudio, utilidad para monitorear tanto el perfil de producción de aceite con gas, así como el perfil de inyección de agua. De igual forma ha presentado utilidad en el monitoreo de los efectos térmicos para registrar el desempeño de los mandriles de Bombeo Neumático, dando una adecuada indicación de la eficiencia de trabajo de la válvula neumática. Los datos adquiridos en tiempo real mediante la unidad de línea de acero con fibra óptica proporcionan una económica alternativa para este tipo de estudios en comparación con los costos y los tiempos de registro que requieren los comunes sistemas de registro de temperatura con sensores de memoria, tiempo real o PLT bajados al pozo con cable eléctrico o línea de acero convencional; originando ahorros en servicio de registros y en tiempo de equipos. FIGURAS Y TABLAS

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Figura 1

Figura 2

Figura 3

Figura 4

Figura 5

Figura 6

9

Figura 7

Figura 8

Figura 9

Figura 10

Figura 11

Figura 12

10

Figura 13

Figura 14

Figura 15

Figura 16

Figura 17

Figura 18

GASTO h Xf K FC Kh Ri (bpm) (m) (pies) (md) (md.ft) (md.ft) (ft)

0,5 40 20,6 0,68 488 89,3 63,51,0 40 23,4 0,65 5720 85,3 2461,5 40 30,9 0,65 4330 85,3 1692,0 40 87,2 0,289 5440 37,9 183

0,5 5 58,2 5,44 21,6 89,3 1801,0 5 66,2 5,2 25,3 85,3 1491,5 5 87,4 5,2 191 85,3 4782,0 5 247 2,31 240 37,9 5162,0 25 110 0,47 2691 37,10 232

Sin considerar el analisis de Sensa Tube para espesor

considerando Espesor de acuerdo a analisis de Sensa Tube

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Figura 19

Figura 20

Figura 21

Figura 22

35

40

45

50

55

60

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70

75

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95

100

105

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0

300

600

900

1200

1500

1800

2100

2400

2700

3000

3300

Depth (m)

Tem

pera

ture

(Deg

C)

4/27/2004 17:25

Perforations

Geotherm alGas Lift Valves #3, 4 & 5

Figura 23

100

105

110

3000

3100

3200

3300

Depth (m)

Tem

pera

ture

(Deg

C) 4/27/2004 17:25

Perforations

Geotherm al

Flowing ZoneBehind Casing

Flow ing ZoneBehind Cas ing

Figura 24

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4 5 m

C .D .C .

T .R . 7 ” , T A C -1 4 0 V

1 5 0 3 5 - 3 8 lb s /p ie1 9 4 0 m

1 6 2 5 m

T .P . 2 7 /8 ”

E m p a c a d o r 4 1 5 -0 1

1 9 3 1 m

1 7 4 1 m

1 7 5 8 m

1 7 0 0 m

1 6 4 0 m

2 9 1 m

1 7 1 7 m

1 7 2 6 m

( 8 5 3 -8 5 7 m )

R o tu ra O B T .

4 3 5 m

8 4 6 m

1 2 5 1 m

N . D E A S I E N T O C /V Á L V . 1 6 9 9 .5 m

4 V Á L V U L A S R P V -2S M c -M U R R Y M A C C O R E C U P E R A B L E S C O N C A N D A D O “ R A ” .

T .R . 1 0 3 /8 ” P -1 1 0 , 6 5 .7 lb s /p ie

T .R . 1 6 ” N -8 0 , 8 4 lb /p ie

R P V @4 3 5 m t

R P V @8 4 6 m t

R P V @1 2 5 1 m t

R P V @1 6 2 5 m t

4 5 m

C .D .C .

T .R . 7 ” , T A C -1 4 0 V

1 5 0 3 5 - 3 8 lb s /p ie1 9 4 0 m

1 6 2 5 m

T .P . 2 7 /8 ”

E m p a c a d o r 4 1 5 -0 1

1 9 3 1 m

1 7 4 1 m

1 7 5 8 m

1 7 0 0 m

1 6 4 0 m

2 9 1 m

1 7 1 7 m

1 7 2 6 m

( 8 5 3 -8 5 7 m )

R o tu ra O B T .

4 3 5 m

8 4 6 m

1 2 5 1 m

N . D E A S I E N T O C /V Á L V . 1 6 9 9 .5 m

4 V Á L V U L A S R P V -2S M c -M U R R Y M A C C O R E C U P E R A B L E S C O N C A N D A D O “ R A ” .

T .R . 1 0 3 /8 ” P -1 1 0 , 6 5 .7 lb s /p ie

T .R . 1 6 ” N -8 0 , 8 4 lb /p ie 4 5 m

C .D .C .

T .R . 7 ” , T A C -1 4 0 V

1 5 0 3 5 - 3 8 lb s /p ie1 9 4 0 m

1 6 2 5 m

T .P . 2 7 /8 ”

E m p a c a d o r 4 1 5 -0 1

1 9 3 1 m

1 7 4 1 m

1 7 5 8 m

1 7 0 0 m

1 6 4 0 m

2 9 1 m

1 7 1 7 m

1 7 2 6 m

( 8 5 3 -8 5 7 m )

R o tu ra O B T .

4 3 5 m

8 4 6 m

1 2 5 1 m

N . D E A S I E N T O C /V Á L V . 1 6 9 9 .5 m

4 V Á L V U L A S R P V -2S M c -M U R R Y M A C C O R E C U P E R A B L E S C O N C A N D A D O “ R A ” .

T .R . 1 0 3 /8 ” P -1 1 0 , 6 5 .7 lb s /p ie

T .R . 1 6 ” N -8 0 , 8 4 lb /p ie 4 5 m

C .D .C .

T .R . 7 ” , T A C -1 4 0 V

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1 6 2 5 m

T .P . 2 7 /8 ”

E m p a c a d o r 4 1 5 -0 1

1 9 3 1 m

1 7 4 1 m

1 7 5 8 m

1 7 0 0 m

1 6 4 0 m

2 9 1 m

1 7 1 7 m

1 7 2 6 m

( 8 5 3 -8 5 7 m )

R o tu ra O B T .

4 3 5 m

8 4 6 m

1 2 5 1 m

N . D E A S I E N T O C /V Á L V . 1 6 9 9 .5 m

4 V Á L V U L A S R P V -2S M c -M U R R Y M A C C O R E C U P E R A B L E S C O N C A N D A D O “ R A ” .

T .R . 1 0 3 /8 ” P -1 1 0 , 6 5 .7 lb s /p ie

T .R . 1 6 ” N -8 0 , 8 4 lb /p ie

R P V @4 3 5 m t

R P V @8 4 6 m t

R P V @1 2 5 1 m t

R P V @1 6 2 5 m t

R P V @4 3 5 m t

R P V @8 4 6 m t

R P V @1 2 5 1 m t

R P V @1 6 2 5 m t

Figura 25

Figura 26 Referencias (1) G. A. Brown, SPE, Sensor Highway Ltd, B. Kennedy, and T. Meling, SPE, BP-Amoco. “Using Fibre-Optic Distributed Temperature Measurements to Provide Real-Time Reservoir Surveillance Data on Wytch Farm Field Horizontal Extended-Reach

Wells”, paper SPE 62952 presented at the 2000 SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in Dallas, Texas, 1–4 October 2000. (2) G. H. Lanier* /Brunei Shell Petroleum. G. Brown*, L. Adams/ Sensa Schlumberger. SPE*: “Brunei Field Trial of a Fibre Optic Distributed Temperature Sensor (DTS) System in a 1,000m Open Hole Horizontal Oil Producer”, paper SPE 84324 presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in Denver, Colorado, U.S.A., 5 – 8 October 2003.. (3) Thomas F. Clancy*, and Jairo Balcacer*, Petrozuata C.A.; Sebastian Scalabre*, IPM-Schlumberger, George Brown* and Paul O’Shaughnessy*, SENSA-Schlumberger; Ricardo Tirado*, Baker Oil Tools; Greg Davie*, Phoenix Petroleum Services - Schlumberger; * SPE: “A Case History on the Use of Down-hole Sensors in a Field Producing from Long Horizontal/Multilateral Wells”, paper SPE 77521 presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in San Antonio, Texas, 29 September–2 October 2002.