> Instalación submarina. Generalmente, el petróleo, el gas y el agua fluyen desde el pozo hacia el árbol de produc-ción submarino y desde allí al conector, el colector y la línea de flujo antes de llegar finalmente a un tubo ascen-dente que los envía a la superficie para su procesamiento. Las muestras de fluido de yacimiento presurizadas,recolectadas en agujero descubierto (extremo superior izquierdo), serán analizadas en la superficie para caracte-rizar las propiedades físicas de los fluidos. Un sistema de bombeo electrosumergible (ESP, por sus siglas en inglés)en un pozo terminado (primer plano, extremo inferior izquierdo) impulsa los fluidos de yacimiento miles de pieshacia arriba hasta llegar al cabezal de producción y más allá del mismo. Los árboles de producción submarinossituados por encima de cada pozo terminado contienen las válvulas de control de presión y los orificios de inyec-ción química. Un conector de línea de flujo transporta los fluidos producidos desde cada árbol de producción sub-marino hasta el colector, que mezcla la producción de los pozos antes de enviarla por la línea de flujo hasta unaplataforma. Una bomba de refuerzo submarina, ubicada aguas abajo del colector, bombea los fluidos producidos alo largo de la línea de flujo y por el tubo ascendente, hasta la cubierta de producción de la plataforma. Las líneasumbilicales que parten de la plataforma vuelven a un arreglo de terminación de líneas umbilicales submarino antesde ramificarse para llegar a cada uno de los pozos y luego al colector. Las líneas umbilicales suministran energíaeléctrica e hidráulica, para las funciones de control de los cabezales de producción o los colectores y proveen losproductos químicos para suprimir la formación de incrustaciones e hidratos en la corriente de producción. Laslíneas umbilicales también transmiten las comunicaciones bidireccionales y las instrucciones de control entre laplataforma, el cabezal de producción y los dispositivos de fondo de pozo. En esta ilustración, la producción decada pozo es distribuida a través de un medidor de flujo multifásico instalado en el colector.

4 Oilfield Review

Desarrollo submarino desde el medio poroso hasta el proceso

Amin AminMark RidingRandy SheplerEric SmedstadRosharon, Texas, EUA

John RatulowskiShell Global Solutions (US Inc.)Houston, Texas

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Hussein Alboudwarej, Moin Muhammad yShawn Taylor, Edmonton, Alberta, Canadá; Kunal Dutta-Roy,James Garner y John Kerr, Rosharon, Texas; y Lorne Simmons, Sugar Land, Texas.CHDT (Probador de la Dinámica de Formación de PozoEntubado), FloWatcher, LFA (Analizador de Fluidos Vivospara la herramienta MDT), MDT (Probador Modular de laDinámica de la Formación), MultiSensor, OCM (Monitor deContaminación de Aceite), OFA (Analizador Óptico de Fluidos), Oilphase-DBR, PhaseWatcher, PIPESIM, Sensa,Vx, WellWatcher y XLift son marcas de Schlumberger.

A medida que las compañías petroleras incursionen en aguas más profundas, los

operadores podrán observar que el descubrimiento de petróleo y gas constituye la

parte fácil; el verdadero desafío radica en trasladar los fluidos producidos desde el

yacimiento hasta la instalación de procesamiento.

Para reemplazar reservas de los campos petrole-ros que poseen en las plataformas continentales,las compañías de exploración y producción detodo el mundo están recurriendo a las áreas pros-pectivas de aguas profundas. Estas áreas amenudo requieren que un operador fabrique unainstalación de procesamiento flotante y latraslade a la concesión antes de iniciar la pro-ducción. Sin embargo, algunos yacimientossencillamente no son suficientemente grandescomo para justificar el costo que implica unainstalación de procesamiento dedicada. En vezde descuidar esos campos, los operadores pue-den aprovechar la infraestructura existentemediante la vinculación de la producción decampos marginales a las plataformas que prestanservicios a otros campos. Los operadores cuyoscampos petroleros han madurado más allá de laproducción pico adoptan un enfoque similar.

Con capacidad de producción excedente dispo-nible en sus plataformas, estos operadoresprobablemente procuren alojar la producción deotros campos petroleros; incluso de otras com-pañías.

Para llegar a las instalaciones de procesa-miento, la producción proveniente deyacimientos remotos debe fluir a través deconectores, colectores, líneas de flujo y tubosascendentes diseñados para tolerar las presio-nes, temperaturas y corrientes que existen enlos océanos profundos (próxima página). No obs-tante, las distancias que recorren los empalmesa lo largo de varias millas no están libres deproblemas. Los hidrocarburos en los que predo-minan las fracciones pesadas a menudo poseenalta viscosidad; el transporte de estos fluidosdesde los yacimientos de aguas profundas puederesultar dificultoso. Cualquier número de facto-

Equipo de perforación semisumergible posicionado

dinámicamente

Bomba ESP

Conjunto de preventor dereventones submarino

Plataforma

Tubo ascendente

Líneas de flujo

Línea umbilical electro-hidráulica

Bomba de refuerzosubmarina

Arreglo de terminaciónde líneas umbilicales

Árbolesde producción

submarinos

Medidorde flujo

multifásico

Módulo devigilancia y

controlsubmarino

Colector

Conductor volante electro-hidráulico al colector

Conductor volante electro-hidráulicoal árbol de producción submarino

Conector de línea de

flujo flexible

Árbol de producciónsubmarino

Muestreo de fluidos enagujero descubierto

Verano de 2005 5

res, que actúen en forma independiente o enconjunto, puede producir acumulación de incrus-taciones, hidratos, asfaltenos o ceras en laslíneas de flujo submarinas.1 Estos depósitos pue-den ser suficientemente severos como paraimpedir el flujo hacia las instalaciones de proce-samiento de superficie.

El inicio y la magnitud de los problemas deaseguramiento del flujo dependen en gran medidade la composición química de los fluidos produci-dos y de sus temperaturas y presiones durante sudesplazamiento de un extremo a otro del sistemade producción. Estos problemas pueden ser miti-gados. A través de pruebas, diseños y procesos devigilancia, los especialistas en aseguramiento dela producción submarina pueden prever y mane-jar las condiciones que afectan el desempeñohidráulico de los sistemas de producción.

Este artículo analiza los desafíos de produc-ción con que se enfrentan los operadores deaguas profundas. Además describe las nuevastecnologías y servicios desarrollados para supe-rar los obstáculos que afectan el flujo de petróleoy gas desde los cabezales de producción submari-nos hasta las plataformas. Un escenario del Golfode México demuestra cómo la vigilancia estáestrechamente relacionada con las funciones derefuerzo y aseguramiento del flujo en una termi-nación submarina y en un empalme de la líneade flujo.

Implementación del escenarioLos sistemas de producción submarinos no per-manecen estáticos a lo largo del curso de susvidas productivas—la presión del yacimientodeclina, la composición de los fluidos cambia con

el agotamiento, la producción de agua aumenta yla corrosión cobra sus víctimas. Desde la forma-ción hasta el separador, los operadores debenproyectar cambios. Las mejoras y modificacionesde las instalaciones son en general más difíciles ycostosas en los campos submarinos; por lo tanto,los operadores deben prever la mayor cantidadde cambios posibles durante el diseño original delas instalaciones y luego manejar el resto.

La profundidad del lecho marino (tirante deagua) representa el mayor desafío para la pro-ducción submarina, predominando por sobretodas las consideraciones de proceso, diseño yeconomía. Para explotar yacimientos de aguasprofundas y ultraprofundas, los operadoresdeben perforar y terminar los pozos en tirantesde agua que oscilan entre 305 m y 3,048 m [1,000y 10,000 pies] o valores superiores.2 Los yaci-mientos que no ameritan plataformas dedicadasa menudo deben ser explotados con tan sólo unoa tres pozos. Este número también puede resul-tar adecuado en yacimientos más grandes; eldesafío y el costo que implica perforar en esasáreas de aguas profundas a menudo dictamina lacantidad mínima de pozos a perforar en unyacimiento. Estos tirantes de agua tambiéndeterminarán que la mayor parte de los pozossean terminados como pozos submarinos con loscabezales y el equipo de control de la produccióninstalados en el lecho marino.

Desde las terminaciones de pozos submarinosen aguas profundas y ultraprofundas, los fluidosproducidos se envían a una instalación de pro-ducción (arriba, a la izquierda). En los camposmarginales, los operadores pueden procurar con-

6 Oilfield Review

1. Crabtree M, Eslinger D, Fletcher P, Miller M, Johnson A yKing G: “La lucha contra las incrustaciones—Remoción yprevención,” Oilfield Review 11, no. 3 (Otoño de1999):30–49.

2. Los perforadores se esforzaron durante mucho tiempo porlograr la marca de 10,000 pies. El récord fue finalmentealcanzado en octubre de 2003, cuando el DiscovererDeep Seas, propiedad de Transocean Inc., perforó unpozo exploratorio para ChevronTexaco en la Sonda deToledo. Este pozo del Golfo de México, ubicado en el Bloque 951 del Cañón de Alaminos, fue perforado en un tirante de agua de 3,051 m [10,011 pies].

3. Un ejemplo excelente es el Proyecto Canyon Express,desarrollado para producir gas de tres campos de aguasprofundas independientes. La producción proveniente dedos pozos del Campo Camden Hills (desarrollado porMarathon Oil Company), cuatro pozos del Campo Aconcagua (desarrollado por TotalFinaElf, ahora Total), ycuatro pozos del Campo King’s Peak (descubierto porAmoco, ahora BP) se vincula a una plataforma ubicada aunos 89 km [55 millas] al norte de Camden Hills. A lo largode esta distancia, la línea de flujo debe ascender desde untirante de agua de 2,195 m [7,200 pies] en Camden Hillspara alcanzar la plataforma de producción situada en untirante de agua de 91 m [299 pies], en el Bloque 261 deMain Pass. Para ver una revisión de las operaciones delproyecto Canyon Express, consulte: Carré G, Pradié E,Christie A, Delabroy L, Greeson B, Watson G, Fett D, Piedras J, Jenkins R, Schmidt D, Kolstad E, Stimatz G yTaylor G: “Buenas expectativas para los pozos en aguasprofundas,” Oilfield Review 14, no. 4 (Primavera de 2003):38–53.

4. Para obtener mayor información sobre aplicaciones, problemas y vigilancia de bombas electrosumergibles,consulte: Bates R, Cosad C, Fielder L, Kosmala A, Hudson S, Romero G y Shanmugam V: “Examinando los pozos productores: Supervisión de los sistemas ESP,”Oilfield Review 16, no. 2 (Otoño de 2004): 18–29.Fleshman R y Lekic HO: “Artificial Lift for High-VolumeProduction,” Oilfield Review 11, no. 1 (Primavera de 1999):49–63.

5. Los medidores de flujo multifásico no se utilizan paramedir la producción en todos los desarrollos submarinos.Otra forma de determinar la producción de cada pozo enun campo petrolero consiste en realizar la distribuciónpor diferencia. Esta técnica requiere que el operadorinterrumpa la producción de un pozo y luego mida lareducción de la misma en el separador. Interrumpiendola producción de cada pozo del campo por separado, eloperador puede determinar su contribución al volumende producción total. Para obtener mayor informaciónsobre medidores de flujo multifásicos, consulte: AtkinsonI, Theuveny B, Berard M, Conort G, Groves J, Lowe T,McDiarmid A, Mehdizadeh P, Perciot P, Pinguet B, SmithG y Williamson KJ: “Un nuevo horizonte en medicionesde flujo multifásico,” Oilfield Review 16, no. 4 (Primaverade 2005): 52–63.

6. Un hidrato es un sólido cristalino consistente en molécu-las de agua y gas que conforman una estructura de tipocélula, similar al hielo. Las moléculas de agua forman unaestructura reticulada en la que se pueden alojar diversostipos de moléculas de gas. Bajo alta presión, se puedenformar hidratos de gas a temperaturas muy superiores ala temperatura de congelamiento. Los hidratos de gas sontermodinámicamente suprimidos mediante el agregado

de materiales anticongelantes tales como sales o glicoles.Los hidratos de gas se encuentran en la naturaleza, en elfondo de los mares fríos y en las regiones árticas de permafrost. En esos ambientes, los hidratos afectan tantolas operaciones de perforación como las operaciones deproducción. Para obtener mayor información sobre control de hidratos durante la perforación, consulte:Ebeltoft H, Yousif M y Soergaard E: “Hydrate ControlDuring Deep-water Drilling: Overview and New DrillingFluids Formulations,” artículo de la SPE 38567, presen-tado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de laSPE, San Antonio, Texas, EUA, 5 al 8 de octubre de 1997.

7. El punto de burbujeo marca las condiciones de presión ytemperatura bajo las cuales la primera burbuja de gas sesepara de la solución en un petróleo. Inicialmente, lospetróleos de los yacimientos de petróleo contienen algode gas natural en solución. A menudo el petróleo seencuentra saturado con gas cuando es descubierto, loque significa que el petróleo aloja todo el gas que puedeen condiciones de temperatura y presión de yacimiento,y que se encuentra en su punto de burbujeo. Ocasional-mente, el petróleo pasará a estar subsaturado. En estecaso, cuando se reduce la presión, la presión a la que laprimera burbuja de gas comienza a ser liberada delpetróleo se define como punto de burbujeo.

8. Similares comportamientos de flujo se observan en lospozos desviados u horizontales. Para obtener mayorinformación sobre flujo multifásico en pozos desviados,consulte: Baldauff J, Runge T, Caldenhead J, Faur M,Marcus R, Mas, C, North R y Oddie G: “Perfilaje y cuantificación de flujos multifásicos complejos,” Oilfield Review 16, no. 3 (Invierno de 2004/2005): 4–13.

Nivel del mar

Línea de flujo

Cabezal de producción

100s depies

1,000s depies

> Una batalla cuesta arriba. El petróleo, el gas y el agua son enviados cuesta arriba a través de variasmillas de línea de flujo y cientos o miles de pies de elevación, sólo para enfrentarse con mayorcontrapresión en el tubo ascendente de producción. Es posible emplear una bomba de refuerzo paraimpulsar la producción por el tubo ascendente submarino.

Verano de 2005 7

seguir alguna instalación cercana con capacidadpara tratar la producción de dichos campos. Enciertos casos, estas instalaciones pueden estarubicadas a varias millas de distancia, en tirantesde agua más someros—61 a 183 m [200 a 600pies]—en la plataforma continental.3

El fluido producido desde un yacimiento deaguas profundas experimenta cambios de presióny temperatura significativos a medida que sedesplaza desde el espacio poroso hasta el tuboascendente de producción. La presión del yaci-miento impulsa los fluidos desde el espacio porosode la formación hasta la zona de baja presión deun pozo. Dentro del pozo, puede ser necesarioimplementar algún sistema de levantamiento arti-ficial para llevar los fluidos al cabezal o árbol deproducción submarino. En estos casos, se emple-ará un sistema de levantamiento artificial por gaso un sistema de bombeo electrosumergible (ESP,por sus siglas en inglés).

Si bien el levantamiento artificial agregaenergía al flujo del pozo, también imparte cam-bios en los fluidos producidos con respecto acalor, presión o densidad. Por ejemplo, el sistemade levantamiento artificial por gas funcionamediante la inyección de gas natural en los flui-dos de producción. El gas inyectado reduce ladensidad del fluido, ayudando así a que la presióndel yacimiento levante el fluido hasta el árbol deproducción. Contrariamente, las paletas de la tur-bina alojadas dentro de un sistema ESP sometena los fluidos al efecto de la fuerza centrífuga com-primiéndolos. Además, un sistema ESP utiliza losfluidos de yacimiento para enfriar su motor eléc-trico, el cojinete de empuje y la bomba; lacantidad exacta de calor intercambiado dependede variables tales como la composición del fluido(especialmente el volumen de gas contenidodentro del fluido) y la eficiencia del sistemamecánico. Al descargarse desde el sistema ESP, elfluido transportará este calor extra en direcciónhacia el árbol de producción submarino.4

Las aguas profundas son frías; sus temperatu-ras pueden descender hasta aproximadamente4°C [39°F] en el lecho marino. Estas temperatu-ras deben ser ajustadas pasando el árbol deproducción submarino, donde los fluidos ingre-san en un conector de línea de flujo que sevincula a un colector de producción. El cambiode la temperatura del fluido entre el árbol deproducción y el conector dependerá de la estra-tegia de manejo térmico del operador. Algunosoperadores utilizan líneas de flujo calentadaseléctricamente; otros emplean tuberías aisladascon espuma; a su vez, otros sepultan las líneas deflujo debajo del lecho marino para lograr el aisla-miento; y en ciertos casos no se utiliza caloradicional ni aislamiento (arriba, a la derecha).

Antes de llegar al colector submarino, elfluido producido puede pasar a través de unmedidor de flujo multifásico utilizado para medirla producción de cada pozo.5 Las fases petróleo,agua y gas del fluido de yacimiento se combinanal atravesar el tubo venturi del medidor de flujo.Al ingresar en el colector, el fluido se mezcla conla producción de otros pozos antes de salir delcolector en dirección hacia una línea de flujo.

Las líneas de flujo vinculan los campos petro-leros a las instalaciones de producción—amenudo plataformas de producción fijas instala-das en aguas más someras—pero en ciertoscasos podrían utilizarse plataformas de cablestensados, embarcaciones flotantes de produc-ción, almacenamiento y descarga (FPSO, por sussiglas en inglés), spars, plataformas semisubmer-gibles, caissons o incluso instalaciones deprocesamiento con base en tierra. Cuando la dis-tancia de empalme y la caída de presión impidenel flujo de producción natural, los fluidos de yaci-miento deben pasar a través de una bomba derefuerzo submarina antes de ser enviados poruna línea de flujo y un tubo ascendente de pro-ducción.

Puede suceder que la línea de flujo no des-criba un azimut constante desde el cabezal deproducción hasta la plataforma sino que securve levemente para seguir el curso de un dere-cho de paso prospectado previamente. Siguiendola topografía ondulada del lecho marino, la líneade flujo asciende gradualmente desde las zonasmás frías y profundas del campo hasta las aguasrelativamente más cálidas y más someras de laplataforma continental, donde se encuentra ubi-cada la plataforma principal. Si no se manejacorrectamente, este tipo de escenario puedegenerar problemas.

Interacciones de temperatura y presiónLos cambios de temperatura y presión produci-dos a lo largo de la línea de flujo contribuyen a laprecipitación de asfaltenos y la acumulación deceras. Las bajas temperaturas del lecho marinotambién favorecen la formación de hidratos.6

Además, cuando el petróleo traspasa su presiónde punto de burbujeo, las fracciones de hidrocar-buros livianos son liberadas como fase gaseosa.7

Esto, a su vez, vuelve al petróleo más viscoso,aumentando la contrapresión sobre el sistema ymodificando las configuraciones de flujomediante el incremento del deslizamiento, o lasdiferencias en las tasas de flujo, entre las fasespetróleo, gas y agua producidas.

Si la velocidad del flujo no es suficiente paramantener la corriente de producción perfecta-mente mezclada a lo largo de la línea de flujoentera, puede producirse la segregación gra-vitacional del petróleo, el gas, y el agua. Estacondición permite que las fases más livianas flu-yan a lo largo de la parte alta de la línea de flujo,fluyendo las fases más densas a lo largo de suparte inferior.8 Cada fase fluye a una velocidaddiferente, dependiendo de la inclinación de lalínea de flujo.

Cualquier ondulación vertical que se pro-duzca en la línea de flujo hará que una de lasfases se atrase con respecto a las otras; al ascen-der la línea de flujo, la fase gaseosa más livianapuede deslizarse más allá del líquido máspesado, mientras que en las secciones bajas, ellíquido puede sobrepasar a la fase gaseosa.

Línea de flujo Tubo portador

Centralizador

Cables de calentamientoFibra óptica

Aislamiento pasivo

> Línea de flujo de tipo tubos concéntricos. Algunos operadores calientanactivamente sus líneas de flujo como parte de una estrategia de manejo tér-mico. En este ejemplo, el aislamiento provee soporte térmico adicional a loscables calefactores eléctricos. Se puede colocar fibra óptica a lo largo detoda la línea de flujo como parte de un sistema de sensores de la distribuciónde la temperatura.

El régimen de producción errático que resulta dedicho deslizamiento entre fases se conoce comoflujo tipo tapón. La formación de este tapóninducido por el terreno puede impactar adversa-mente las instalaciones de procesamiento aguasabajo y debe tenerse en cuenta durante la fasede diseño del proyecto. Una consecuencia ulte-rior de la segregación gravitacional es que sepueden acumular líquidos en las secciones infe-riores de la línea de flujo, favoreciendo lacorrosión a largo plazo.

La combinación de las diferentes corrientesde producción provenientes de compartimientosindependientes del yacimiento puede producir lamezcla de fluidos incompatibles y la subsiguienteformación de sólidos orgánicos o inorgánicosdentro de la línea de flujo. La presión se libera amedida que los fluidos se desplazan hacia arribapor el tubo ascendente. Al expandirse la fasegaseosa del fluido, el proceso de enfriamientoJoule-Thompson puede ocasionar la formaciónde hidratos en el interior del tubo ascendente.9

Los comportamientos de la precipitación deasfaltenos, ceras e hidratos se determinan en loslaboratorios a partir de muestras recolectadas enel fondo del pozo. Los resultados indican rangosde operación que requieren mitigación (arriba).

Un diagrama de fases es esencial para com-prender los desafíos con que se enfrentan losoperadores de aguas profundas, que deben pres-tar especial atención a los componentes que sedesprenden de los fluidos de yacimiento con loscambios de presión y temperatura. Entre loscomponentes particularmente problemáticos seencuentran los asfaltenos, las ceras y los hidratos.

Los asfaltenos son moléculas complejas queestán presentes en muchos hidrocarburos.10 Estoscompuestos orgánicos se desestabilizan y preci-pitan como resultado del cizallamiento (corte),en condiciones de flujo turbulento; tambiénpueden precipitar con los cambios de presión otemperatura, o con los cambios producidos en lacomposición como resultado de la mezcla o lacombinación de fluidos incompatibles durante laproducción. Las partículas de asfalteno precipi-tado pueden crecer hasta formar obstruccionessignificativas en los tubulares de los pozos y enlas líneas de flujo.

Los asfaltenos comienzan a precipitar en unrango de presión que oscila entre la presión deyacimiento y el punto de burbujeo, lo que seconoce como envolvente de precipitación deasfaltenos (APE, por sus siglas en inglés). Laenvolvente APE está limitada en su extremo supe-

rior por presiones relativamente altas a temperatu-ras bajas y su presión se reduce a medida queaumenta la temperatura. A una temperatura dadadentro de la APE, la precipitación de asfaltenostípicamente aumenta al reducirse la presión,alcanzando un valor máximo a la presión del puntode burbujeo, en cuyo punto la precipitacióndecrece mientras que la presión continúa redu-ciéndose. El petróleo se vuelve más denso pordebajo de la presión del punto de burbujeo, amedida que se libera gas del mismo, lo que per-mite que los asfaltenos previamente precipitadosse re-solubilicen en forma parcial o total.

La parafina o cera producida en los petróleoscrudos puede afectar adversamente la pro-ducción como resultado de la precipitación yacumulación dentro de las líneas de flujo, pro-vocando obstrucciones, o por el aumento de laviscosidad del fluido a causa de la gelificación.Las ceras se precipitan a lo largo de un rango depresiones bastante amplio, pero se trata de unfenómeno dependiente de la temperatura. En undiagrama de fases, este rango de presión se ubicaa la izquierda de la línea de temperatura deapariencia de las ceras (WAT, por sus siglas eninglés). La temperatura de apariencia de lasceras es aquella temperatura a la cual se formauna fase de cera sólida dentro de un hidrocar-buro fluido, a una presión dada. Por debajo de latemperatura de apariencia de las ceras, es posi-ble que se produzcan significativos fenómenos deincremento de la viscosidad, acumulación y geli-ficación. El valor de WAT se reduce lentamentecon la presión hasta que alcanza el punto de bur-bujeo del petróleo. Por debajo de la presión delpunto de burbujeo, el valor de WAT aumenta conla reducción de la presión.

Existen otros dos parámetros importantesrelacionados con las ceras en la corriente deproducción: el punto de escurrimiento y la resis-tencia de gel. El punto de escurrimiento es latemperatura, a una presión dada, a la que elfluido estático puede formar un gel. Si la deten-ción, obstrucción o interrupción del flujo haceque el fluido de la línea de flujo se gelifique, ésteno comenzará a fluir nuevamente hasta que seaplique un cierto esfuerzo mínimo. Este límiteelástico se denomina “resistencia de gel.”

Los hidratos son estructuras cristalinas hela-das que contienen moléculas de gas atrapadas enlos espacios que quedan entre las moléculas deagua ligadas por hidrógeno.11 Los hidratos existena temperaturas más elevadas que el hielo y pue-den coexistir con el agua o el hielo, dependiendode las condiciones de temperatura y presión. Loshidratos plantean riesgos de taponamiento paralos estranguladores, las líneas de conducción, losseparadores, las líneas de flujo y las válvulas.

8 Oilfield Review

16,000

YacimientoA

B

CD

E

FLínea de flujo

Línea de punto de burbujeo

APE superior

Línea deformaciónde hidratos

Línea WAT

14,000

12,000

10,000

8,000

6,000

4,000

2,000

0500 150

Temperatura °F100 200 300250

Pres

ión,

lpc

> Diagrama de fases de petróleo correspondiente a un campo petrolero deaguas profundas situado en el Golfo de México. Dependiendo del diseño y laoperación del sistema de producción, la totalidad o parte de los límites de fasesque se observan en este diagrama pueden atravesarse a medida que se produ-ce petróleo de un yacimiento. El petróleo sigue una trayectoria a lo largo deuna línea de temperatura y presión que decrece en forma sostenida a medidaque éste se desplaza desde el yacimiento, A, hacia la línea de flujo, F. Las caí-das de temperatura y presión hacen que el asfalteno se separe de la solución,B, cuando el petróleo atraviesa el extremo superior de la envolvente de preci-pitación de asfaltenos (APE superior). A continuación, comienza a formarse lacera, C, cuando el petróleo cruza la línea de temperatura de apariencia de lacera (WAT, por sus siglas en inglés). Luego ingresa en el rango de los hidratos,D, antes de atravesar la línea correspondiente a su punto de burbujeo, E. Másallá de esta línea, los hidrocarburos más livianos son liberados como gasespara formar un fluido bifásico antes de que el fluido llegue finalmente a lalínea de flujo, F.

Verano de 2005 9

La línea correspondiente a la formación de hi-dratos mantiene una temperatura relativamenteestable a lo largo de un amplio rango de pre-siones hasta que intersecta a la líneacorrespondiente al punto de burbujeo, por debajode la cual la temperatura de formación de hidra-tos disminuye al reducirse la presión.

Garantía de resultados favorablesAguas profundas a aguas someras, alta presión abaja presión, baja temperatura a media tempe-ratura; se trata de cambios a los que sonsometidos el petróleo, el gas y el agua, al ser lle-vados a la superficie durante el proceso deproducción. La comprensión de los comporta-mientos de fases que acompañan a estoscambios y la predicción de su secuencia cronoló-gica y su magnitud son clave para el desarrollode estrategias de diseño, operación y remedia-ción exitosas que maximicen el retorno de lainversión. Éste es el rol de un equipo de asegura-miento de la producción submarina.

El área de acción del equipo de asegura-miento de la producción submarina se extiendedesde el yacimiento hasta el tubo ascendente, loque ayuda a los operadores de áreas marinas amanejar los retos que imponen al flujo las bajastemperaturas, las altas presiones y las extensasdistancias de empalme. Los integrantes de losequipos de trabajo se especializan en prediccio-nes y modelado de flujo, análisis de fluidos,métodos de levantamiento artificial, refuerzo deflujo multifásico, medición y asignación de la pro-ducción, obtención de mediciones, vigilancia ycontrol. Estos especialistas proveen un enfoque

multidisciplinario totalmente integrado para laoptimización de la producción proveniente de loscampos submarinos.

El aseguramiento de la producción submarinapuede dividirse en tres funciones relacionadasentre sí: el aseguramiento del flujo, el refuerzodel flujo y la vigilancia del flujo. El asegura-miento del flujo implica el análisis de muestrasde fluidos de yacimiento para caracterizar loscomportamientos de fases y anticipar losproblemas de flujo asociados con tales compor-tamientos, de modo que las instalaciones deproducción puedan ser diseñadas y operadas conel objetivo de evitar o manejar estos problemas.La función de refuerzo del flujo implica eldiseño, ubicación y operación integrados de lossistemas de levantamiento artificial y las bom-bas de refuerzo submarinas, que se combinanpara superar las presiones existentes entre elyacimiento y la instalación de producción desuperficie. La función de vigilancia del flujo seutiliza en un circuito de realimentación paramedir la presión, la temperatura, las tasas deflujo y un sinnúmero de otras variables que

resultan esenciales en lo que respecta al ajustede la operación de las bombas, los inyectoresquímicos y otros componentes, para optimizar eldesempeño del sistema de producción.

Aseguramiento del flujo submarinoPara optimizar el retorno de la inversión, los ope-radores deben identificar y manejar cualquiercambio que pudiera afectar los fluidos de yaci-miento durante su desplazamiento por el sistemade producción hasta la instalación de proce-samiento. Algunos de estos cambios no sonintuitivos y sólo se reconocen a través del análi-sis de las muestras de fluidos de yacimiento y delmodelado del comportamiento de los fluidosentre el yacimiento y la instalación de procesa-miento. Los especialistas en aseguramiento delflujo proveen un procedimiento multidisciplina-rio de muestreo, análisis y modelado de fluidos.La información derivada del análisis y el mode-lado del comportamiento de los fluidos sirvecomo base para el desarrollo de una estrategiade producción global.

La acumulación de parafinas, hidratos, asfal-tenos, incrustaciones, y otros temas relacionadoscon el aseguramiento del flujo, deben encararseen las primeras etapas de la fase de diseño delsistema de producción. En realidad, el procesode trabajo del aseguramiento del flujo comienzacon el muestreo del fluido de formación durantela fase de perforación del programa de explora-ción y evaluación (arriba, a la izquierda).12

El análisis de las muestras de fluidos de yaci-miento es fundamental para la definición de loscomportamientos de fases y las propiedades fí-sicas del petróleo, el gas y el agua producidos enun yacimiento. Más importante aún, este aná-lisis permite identificar y caracterizar elcomportamiento de fases de las ceras, los asfal-tenos y los hidratos que precipitan de los fluidosde yacimiento con los cambios de temperatura ypresión. Otros componentes importantes de lacorriente de producción serán revelados a travésdel análisis de muestras. Por ejemplo, algunosfluidos de yacimiento contienen trazas de corro-sivos tales como el dióxido de carbono, el ácido

9. El efecto Joule-Thompson produce un cambio de tempe-ratura cuando el gas se expande. A menudo se asumeque este cambio produce una reducción de la tempera-tura. No obstante, el cambio de temperatura depende delpunto de inversión del gas. Cada gas posee su propiopunto de inversión, que es definido por la temperatura yla presión. Por debajo del punto de inversión, el gas seenfría y por encima de ese punto, se calienta.

10. Los asfaltenos se definen como los componentes pentanos o heptanos normales insolubles de los petróleos crudos que son solubles en tolueno. Para obtener mayor información, consulte: Jamaluddin AKM,Joshi N, Joseph D, D’Cruz D, Ross B, Creek J, Kabir CS yMcFadden JD: “Laboratory Techniques to Define theAsphaltene Precipitation Envelope,” Sociedad del

Estrategia de prevención

Modelado

Mediciones y muestreo de fondo del pozo

Estrategia de remediaciónSelección del sistema

Análisis de laboratorio

> Típico proceso de diseño de la función de aseguramiento del flujo. Se midenlas presiones de fondo de pozo y las propiedades locales de los fluidos y serecuperan muestras de fluido para un análisis de laboratorio detallado. Losdatos de laboratorio resultantes se descargan en un programa de ingenieríaespecial para modelar las variaciones producidas en el sistema de produc-ción. Estos modelos se utilizan para formular estrategias de manejo del ase-guramiento del flujo.

Petróleo del Instituto Canadiense de Minería, Metalurgiay Petróleo, artículo 2000-68, presentado en la Conferen-cia Internacional del Petróleo de Canadá 2000 de laSociedad del Petróleo, Calgary, 4 al 8 de junio de 2000.

11. Para obtener mayor información sobre hidratos de gas,consulte: Collett TS, Lewis R y Uchida T: “El crecienteinterés en los hidratos de gas,” Oilfield Review 12, no. 2(Otoño de 2000): 46–61.

12. Ratulowski J, Amin A, Hammami A, Muhammad M yRiding M: “Flow Assurance and Subsea Productivity: Closing the Loop with Connectivity and Measurements,”artículo de la SPE 90244, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, Houston, 26 al 29 deseptiembre de 2004.

sulfhídrico o el mercurio; otros pueden contenerelementos tales como el níquel o el vanadio queinhiben los catalizadores de refinación aguasabajo.

Las propiedades de los fluidos producidosinciden en el diseño de una instalación de pro-ducción; sus componentes, metalurgia, planesoperacionales, planes de contingencias y progra-mas de remediación. Sin embargo, los datosrecolectados en muestras de calidad pobre pro-veen resultados igualmente pobres, lo queconduce al sobredimensionamiento o al subdi-mensionamiento de la instalación de produccióno a supuestos erróneos sobre los procedimientosde operación.

Las propiedades de los fluidos de yacimientopueden determinarse en forma óptima mediantepruebas efectuadas en muestras representativas.Las muestras pueden tomarse utilizando proba-dores de formación operados con cable, talescomo el Probador Modular de la Dinámica de laInformación MDT o el Probador de la Dinámicade Formación de Pozo Entubado CHDT, durantelas pruebas de producción efectuadas a través

de la sarta de perforación (DST, por sus siglas eninglés), o utilizando un separador de superficie.Las muestras extraídas utilizando probadores deformación operados con cable representan unvalor tomado en un punto del pozo, mientras quelas muestras obtenidas durante una prueba depozo representan un promedio a lo largo de unintervalo productivo. No obstante, las propieda-des de los fluidos pueden variar a través de uncampo petrolero o a través de un yacimiento.13

Toda vez que sea posible, se deben considerarmuestras tomadas en múltiples profundidades oen múltiples pozos para identificar y cuantificarlas variaciones. La comprensión de la magnitud ynaturaleza de la variación composicional esimportante para el diseño del sistema. Estasmuestras deben obtenerse en las primeras eta-pas de la vida productiva del campo petrolero,durante la fase de perforación, antes de que laproducción agote el yacimiento por debajo de lapresión de saturación.

Los modelos de aseguramiento del flujoponen de manifiesto la necesidad de contar conmuestras representativas. Las muestras de flui-

dos ideales se obtienen en condiciones de yaci-miento, por encima del punto de burbujeo, sinprecipitación de asfaltenos y con niveles de con-taminación de bajos a nulos. En el laboratorio,este tipo de muestra sería virtualmente idénticaal fluido del yacimiento. Lamentablemente,algunos de los mismos sólidos que se separan dela solución durante la producción también seseparan de la solución durante el proceso demuestreo.14 Cuando las muestras se llevan a lasuperficie, los cambios de temperatura y presiónpueden producir cambios de fase que alteran lamuestra de fluido. Las muestras también puedenalterarse por la contaminación, frecuentementecausada por el filtrado del fluido de perforación.

Avances en términos de muestreo y análisisAfortunadamente, existen estrategias para laobtención de muestras buenas que reducen lasposibilidades de contaminación y cambios defases. Por ejemplo, la herramienta MDT puedeextraer muestras de fluidos de fondo de pozo encondiciones de presión y temperatura de yaci-miento. Un sistema Analizador Óptico de FluidosOFA ubicado en el interior de la herramientaMDT provee una medida cualitativa de la conta-minación con el filtrado de lodo que ingresadesde la zona invadida de la formación querodea a un pozo. En relación con los lodos baseaceite, la contaminación de las muestras puedevigilarse cuantitativamente utilizando el Mo-nitor de Contaminación de Aceite OCM.15 Undetector de metano en el módulo del Analizadorde Fluidos Vivos LFA de la herramienta MDTprovee una medida del contenido de gas en lafase petróleo y permite el cálculo de la relacióngas/petróleo (RGP). Este módulo permite verifi-car que la presión del fluido no haya caído pordebajo del punto de burbujeo durante el mues-treo.16 La caída de la presión por debajo delpunto de burbujeo convertiría a un fluido mono-fásico en bifásico y haría que la muestra nofuera representativa.

En el pasado, las muestras de fondo de pozoinvariablemente experimentaban una caída pordebajo del punto de burbujeo cuando la tem-peratura y la presión se reducían mientras laherramienta de muestreo era llevada a la super-ficie. Las cámaras de muestreo que poseían losprimeros probadores de formación de fondo depozo estaban diseñadas para tolerar las presio-nes de fondo de pozo, pero no para mantenerdichas presiones en la muestra de fluido en sí.Oilphase, adquirida por Schlumberger en 1993,desarrolló una cámara para muestras múltiplesmonofásicas para superar este problema.

10 Oilfield Review

Pres

ión

Fracci

ón líq

uida,

%

Temperatura

Envolvente de precipitación de asfaltenos

Muestramultifásica

Zona multifásica

Tomador de muestras de fondo de pozo monofásicasTomador de muestras de fondo de pozo convencionales

Fluido en condiciones iniciales depresión y temperatura de yacimiento

Punto crítico

Fluido cargado con nitrógeno

Muestramonofásica

Líquido

Asfalteno

Gas

A

B

D

C

100%

Líquido, %

75%

50%

25%

0%

> Muestreo de fluidos compensado por presión. Este diagrama de fases ilustra los cambios de pre-sión y temperatura que experimentarán las muestras de fluidos al ser extraídas de un yacimiento yllevadas a la superficie. El Punto A representa una muestra monofásica tomada en condiciones depresión y temperatura de yacimiento. Al llegar a la superficie en un recipiente para muestras con-vencional, la reducción de temperatura y la subsiguiente caída de presión hacen que los asfaltenosse separen de la solución y los componentes más livianos se expandan en una fase gaseosa, en elPunto B. Una muestra idéntica extraída con un tomador de muestras de fondo de pozo monofásicoserá presurizada hasta alcanzar el Punto C antes de ser llevada a la superficie. Bajo presión, estamuestra no cruza la envolvente de precipitación de asfaltenos antes de alcanzar la temperaturaambiente en el Punto D.

Verano de 2005 11

Una vez que el módulo de bombeo de laherramienta MDT de fondo de pozo llena unacámara para muestras múltiples monofásicas a lapresión de yacimiento, una carga de nitrógenoprovee la sobrepresión necesaria para compen-sar cualquier caída de presión inducida por latemperatura cuando se recupera y se lleva lamuestra a la superficie. Esto impide la expansiónde la muestra para mantener el fluido en unasola fase (página anterior). En muchos casos, sebaja una cámara para muestras múltiples mono-fásicas junto con un módulo de muestrasmúltiples para permitir el transporte de lasmuestras de fluidos de yacimiento presurizadasfuera de la localización del pozo, a un laboratoriode análisis de fluidos para estudios de la relaciónpresión-volumen-temperatura (PVT).

Estos sistemas de muestreo comprobados enel campo también se utilizan en aplicaciones depozos entubados. La herramienta CHDT es to-talmente combinable con los módulos de laherramienta MDT, tales como el módulo de bom-beo, el módulo de muestras múltiples y el

módulo OFA. Se pueden obtener otras muestrasde fluido de formación con un portamuestrasoperado con DST que complementa a los toma-dores de muestras operados con cable existentesy los servicios de muestreo de superficie. Estostransportadores pueden emplearse para recolec-tar muestras en pozos que contienen ácidosulfhídrico y en pozos de alta temperatura, altapresión o petróleo pesado.

En la superficie, las muestras de fluido pue-den obtenerse de un separador. En los pozosproductores, las muestras de fluido recombina-das provenientes de un separador quizás sean laúnica opción disponible para determinar el com-portamiento de fases del yacimiento. El serviciode muestreo y análisis de fluidos Oilphase-DBRprovee botellas para muestras monofásicas parael transporte de muestras de fluido presurizadasy también puede proveer botellas para el trans-porte de muestras de gas presurizadas.

Los analistas adoptan un procedimientoincremental de pruebas de muestras, permi-tiendo que los resultados iniciales dictaminen elcurso de las pruebas subsiguientes. Primero seanalizan la composición y propiedades de fluidosbásicas de la muestra. A continuación, lasmuestras se someten a un proceso de clasifica-ción de ceras, asfaltenos e hidratos; las muestrasque clasifican como positivas se someten a unanálisis detallado ulterior. Las muestras de flui-dos vivos—aquellas en las que el gas disuelto espreservado en las muestras de petróleo o en lasque las fracciones pesadas se mantienen en lafase vapor de las muestras de gas—son sometidasa prueba bajo condiciones de laboratorio especia-les. Las pruebas PVT, la cromatografía gaseosa yla espectrometría de masa ayudan a analizar elcomportamiento de fases, la composición de losfluidos y las propiedades de flujo.

El servicio Oilphase-DBR utiliza diversas téc-nicas especiales para analizar los fluidos deyacimiento y cuantificar las condiciones quefavorecen la acumulación de parafinas, hidratosy asfaltenos en el sistema de producción. Lascondiciones para la formación de hidratos semiden tanto en la región monofásica como en laregión bifásica, mientras que los límites de preci-

pitación, la cinética del crecimiento, la morfolo-gía y la solubilidad se caracterizan tanto visualcomo cuantitativamente.

Un sistema de detección de sólidos basadoen un rayo láser evalúa los cambios de presión,temperatura o composición para definir el puntoen el cual precipitan los sólidos en una muestra.El sistema de detección de sólidos proyecta unaluz láser de la región infrarroja cercana delespectro a través del fluido de yacimiento enuna célula PVT especial. La intensidad de la luzláser transmitida decrece cuando se inicia laprecipitación de asfaltenos. Un microscopio dealta presión permite que los analistas observenen forma directa el inicio y el crecimiento de losprecipitados sólidos orgánicos, a presiones de20,000 lpc [138 MPa] y a temperaturas de hasta200°C [392°F]. Este microscopio puede definirla cantidad y morfología de los sólidos orgánicosa medida que crecen, con el fin de evaluar yoptimizar la efectividad de los diversos produc-tos químicos para la inhibición y remediación desólidos. Se utiliza un reómetro de alta presióndel tipo de esfuerzo controlado, operable hasta6,000 lpc [41.3 MPa] y 150°C [302°F], para defi-nir la reología de los crudos parafínicos.

Para comprender mejor cómo se acumulanlas parafinas, las incrustaciones y los asfaltenos,los analistas utilizan una célula de sedimenta-ción por cizalladura rotativa para modelar elflujo turbulento y la cizalladura bajo las con-diciones de presión y temperatura existentes enel interior de una línea de flujo (izquierda).Dado que las irregularidades superficiales talescomo el óxido, las picaduras por corrosión o laporosidad inciden en los regímenes de sedimen-tación, se pueden insertar en la célula camisasespeciales para simular la superficie interna dela línea de flujo. Después de correr la célula desedimentación por cizalladura, los analistasremueven las camisas insertas para medir elespesor y la composición de las acumulaciones.

Estas tecnologías de avanzada asisten a losespecialistas en aseguramiento de la producciónen la definición de los comportamientos de losfluidos de yacimiento para reducir la incertidum-bre y el potencial sobredimensionamiento delsistema de producción.

Los resultados de las pruebas de las muestrasde fluido se ingresan en la aplicación de mode-lado para abordar los desafíos asociados con elaseguramiento del flujo. Se puede utilizar elmodelado del análisis del sistema de producciónPIPESIM para predecir la capacidad de reten-ción de líquido y la pérdida de presión, ademásde simular los regímenes de flujo y el flujo multi-fásico entre los pozos, las líneas de conducción y

13. Ratulowski J, Fuex A, Westrich JT y Seiler JJ: “Theoretical and Experimental Investigation of Isothermal Compositional Grading,” artículo de la SPE 84777, SPE Reservoir Evaluation and Engineering 6,no. 3 (Junio de 2003): 168–175.Para obtener mayor información sobre la variación delas propiedades de los fluidos en un pozo vertical, consulte: Betancourt S, Fujisawa G, Mullins OC, CarnegieA, Dong C, Kurkjian A, Eriksen KO, Haggag M, JaramilloAR y Terabayashi H: “Análisis de hidrocarburos en elpozo,” Oilfield Review 15, no. 3 (Invierno de 2003): 60–69.

14. Ratulowski et al, referencia 12.15. Para obtener mayor información sobre la medición de la

contaminación producida por el lodo en muestras de

Cilindrorotativo

Cartucho decalentamientoeléctrico

Aceite

Fluidoenfriador

Cilindro fijo

Depósito

> Sección transversal de una célula de sedimen-tación por cizalladura. Para simular las condicio-nes existentes en el interior de una línea de flujo,se generan fuerzas de cizalladura (corte) en lamuestra de fluido de yacimiento a medida queésta rota entre un cilindro interno rotativo y uncilindro externo fijo. Posteriormente, se miden elespesor y la composición de cualquier materialdepositado.

fluido de fondo de pozo, consulte: Andrews JR, Beck G,Chen A, Cribbs M, Fadnes FH, Irvine-Fortescue J,Williams S, Hashem M, Jamaluddin A, Kurkjian A, Sass B,Mullins OC, Rylander E y Van Dusen A: “Cuantificación dela contaminación utilizando el color del crudo y del con-densado” Oilfield Review 13, no. 3 (Invierno de 2001/2002):24–43.

16. Para obtener mayor información acerca de los efectosde la presión y la temperatura sobre las muestras dehidrocarburos y ver un análisis de las herramientas deevaluación de propiedades de fluidos en el fondo delpozo, consulte: Betancourt et al, referencia 13.

el equipo de proceso. Utilizando esta aplicaciónde modelado, los especialistas en aseguramientode la producción submarina determinan eltamaño óptimo de las líneas de conducción y losequipos, realizan cálculos de transferencia tér-mica y generan modelos de flujo para predecirlas condiciones bajo las cuales se forman loshidratos. Igualmente importante es el hecho deque el programa también modela los efectos delos inhibidores o los sistemas de remediación dehidratos. Estos modelos se integran en el procesode diseño de ingeniería inicial para desarrollarsistemas de producción y estrategias de operabi-lidad óptimos que no estén sobredimensionadosni subdimensionados.

Las estrategias de manejo de la función deaseguramiento del flujo, desarrolladas en base alanálisis de muestras de fluido, generalmenteadoptan la forma de manejo térmico, manejo dela presión, tratamientos químicos y remediación

mecánica.17 El manejo térmico habitualmenteconsiste en la circulación de fluidos calientes, elcalentamiento eléctrico y el aislamiento de lalínea de flujo. El manejo de la presión puede rea-lizarse con las bombas de fondo de pozo y lasbombas de refuerzo de lecho marino. Se inyectantratamientos químicos en el sistema de produc-ción para inhibir la corrosión o la acumulación deceras, incrustaciones e hidratos. La remediaciónmecánica normalmente implica la limpieza de laslíneas de flujo con taco.18

Manejo de la presión a través de la función de refuerzo del flujoMás allá de su rol crítico con respecto al controlde los cambios de fase de los fluidos de yaci-miento, la presión es la fuerza impulsora quedesplaza esos fluidos desde el espacio porosohasta las instalaciones de procesamiento. Paraexplotar los pozos submarinos, la presión del yaci-miento debe trabajar contra las elevadascontrapresiones estáticas características de losempalmes extendidos y tubos ascendentes largos.Por contrapresión se entiende tanto la resistenciacausada por la fricción del flujo como la carga pie-zométrica causada por el cambio de elevación entreel árbol de producción submarino y la instalaciónde superficie. La contrapresión invariablemente seimpone cuando la presión del yacimiento declinacon el tiempo.

En los pozos con árboles de producción secosconvencionales, la presión en boca de pozo sereduce rutinariamente a valores que oscilan entre100 y 200 lpc [689 y 1,379 kPa] antes de su aban-dono.19 Por el contrario, los pozos submarinos conempalmes largos quizás deban abandonarsemucho antes y a presiones más elevadas, que aveces alcanzan 2,000 lpc [13.8 MPa] en el árbol deproducción submarino o sumergido.20 Tales presio-nes de abandono elevadas quedan dictaminadaspor la contrapresión del árbol de producciónsumergido, que aumenta en proporción a la exten-sión de la línea de flujo y el tubo ascendente,además de la cantidad de estrangulamientos cau-sados por los accesorios o las acumulacionesdentro del sistema de producción.

El aumento de la contrapresión requiere unapresión de flujo de fondo de pozo más elevada paramantener la producción. Habitualmente, si no seutiliza algún tipo de sistema de levantamiento arti-ficial, este aumento de la contrapresión produceuna declinación de la producción del yacimiento.Por lo tanto, para continuar produciendo los flui-dos de yacimiento a través de la línea de flujohacia la instalación de procesamiento es necesarioreducir esta contrapresión.

La función de refuerzo del flujo ayuda amanejar las presiones en el sistema de produc-ción utilizando dos enfoques complementarios.Primero, si es necesario se emplean métodos delevantamiento artificial de fondo de pozo, espe-cialmente cuando la baja presión de empuje delyacimiento no puede sostener tasas de produc-ción aceptables o se combinan relacionesgas/petróleo (RGP) bajas con petróleo alta-mente viscoso. En segundo lugar, se utilizanbombas de refuerzo de lecho marino para impul-sar los fluidos producidos a lo largo de toda laextensión de la línea de flujo y a través del tuboascendente de producción.

Los sistemas de levantamiento artificial seinstalan para hacer aumentar la energía en elfondo del pozo o para reducir la densidad efec-tiva del fluido en un pozo, reduciendo así lacarga hidrostática sobre la formación produc-tora. Los métodos de levantamiento artificialmejoran la recuperación mediante la reducciónde la presión de fondo de pozo a la cual se debeabandonar un pozo. El levantamiento artificialpor gas y las bombas ESPs constituyen las dosformas más comunes de levantamiento artificialen los pozos submarinos.21

Los operadores utilizan rutinariamente elmétodo de levantamiento artificial por gas paramaximizar la caída de presión frente a la forma-ción e incrementar la producción total de suspozos de petróleo marinos. Un sistema de levan-tamiento artificial por gas extrae gas de altapresión de una instalación de producción desuperficie y lo inyecta en el espacio anular de latubería de revestimiento de un pozo. Luego, elgas es inyectado en los fluidos de la tubería deproducción a través de una válvula alojada en unmandril con bolsillo lateral, enroscado en lasarta de producción. El gas inyectado reduce ladensidad de los fluidos producidos en la tuberíade producción y los transporta al cabezal de pro-ducción. Mediante la reducción del peso de lacolumna hidrostática en la tubería, el gas reducela contrapresión ejercida sobre la formación pro-ductora posibilitando un mayor flujo delyacimiento al pozo.

La recuperación total aumentará con la pro-fundidad a la cual se inyecta el gas. Estaprofundidad queda limitada por el valor nominalde la presión de operación de las válvulas delevantamiento artificial por gas estándar. Senecesita compresión de superficie para empujarel gas de levantamiento hacia puntos de inyec-ción más profundos, pero esta presión decompresión no debe exceder el valor nominalmáximo de la presión de operación de la válvulade levantamiento artificial por gas. Estas válvu-

12 Oilfield Review

Motoreléctrico

Entrada

Gas

Líquido Secciónde mezclado

Salida

Tubos deenfriamiento

Bombahelicoaxial

> Bomba de refuerzo multifásica submarina Framo.Esta bomba utiliza un diseño modular consistenteen una unidad de bombeo e impulsión integrada.La unidad de impulsión puede ser accionada porun motor eléctrico o por una turbina hidráulica.Todos los componentes sujetos a desgaste y de-terioro se encuentran instalados en un cartuchode fácil recuperación, que puede recibir manteni-miento desde una embarcación para operacionesde intervención.

Verano de 2005 13

las habitualmente se regulan para inyectar gas apresiones de operación de 2,500 lpc [17.2 MPa],en la profundidad de la válvula. Más allá de estapresión, el fuelle que se encuentra dentro de laválvula gradualmente se fatiga, lo que produce lafalla de la válvula con el tiempo.

A medida que los operadores se aventuran enáreas de aguas más profundas, se requieren pre-siones de operación más elevadas y mayoresprofundidades de las válvulas de levantamientopara la explotación de sus pozos submarinos.Estos requisitos están siendo abordados por losnuevos desarrollos registrados en la tecnología delevantamiento artificial por gas. Utilizando la tec-nología del sistema de levantamiento artificial porgas de alta presión XLift de Schlumberger, las vál-vulas de levantamiento artificial por gas confuelles regulados a una presión de 5,000 lpc [34.5MPa] pueden tratar el gas a presiones de compre-sión mayores que las permitidas por las válvulasestándar. Estos valores nominales de presión másaltos permiten que las válvulas sean instaladas enpuntos más profundos, lo que posibilita una mayorcaída de presión, la extensión de la vida produc-tiva del pozo y la incorporación de reservas.

Cuando la presencia de crudos pesados, elacceso limitado al gas de inyección, los altos cor-tes de agua o las bajas presiones de fondo depozo impiden la implementación de la opción delevantamiento artificial por gas, se puede utili-zar un sistema de bombeo ESP. Los sistemas debombeo ESP imparten una fuerza centrífugapara presurizar los fluidos del pozo y son capa-ces de levantar los fluidos desde profundidadesde 6,100 m [20,000 pies] o mayores. Con poten-cias nominales de hasta 1,500 hp [1,119 kW],

pueden desplazar hasta 15,890 m3/d [100,000B/D] de fluidos, dependiendo de los requisitosde diámetro de la tubería de revestimiento y dereducción de la presión.22

En el lecho marino, las bombas multifásicasproveen capacidades de refuerzo de flujo adicio-nales que ayudan a extender la vida productivade los campos petroleros. Cuando la contrapre-sión de un empalme y un tubo ascendente largosimpiden que un pozo fluya naturalmente, unabomba de refuerzo instalada cerca del cabezal deproducción puede ayudar a reducir la presión enboca de pozo (página anterior). El efecto gene-rado sobre el pozo es una reducción de lacontrapresión, lo que permite un mayor flujodesde el pozo. En lugar de abandonar los pozossubmarinos a presiones más elevadas, que enocasiones alcanzan 2,000 lpc, los operadores pue-den utilizar bombas de refuerzo para extender laproducción mediante la reducción de las presio-nes en boca de pozo, que en ciertos casos puedenalcanzar valores de tan sólo 50 lpc [345 kPa].

Mediante la provisión de presión adicionalpara la función de refuerzo del flujo, las bombasde refuerzo de lecho marino también desempeñanun rol importante en lo que respecta al asegura-miento del flujo. Sin presión suficiente en la líneade flujo, una corriente de producción tarde o tem-prano se separará en múltiples fases. El gas seráliberado de la solución y la atracción gravitatoriaestratificará los fluidos. El gas, que fluye en el ladoalto de la tubería, sobrepasará al petróleo y alagua ya que éstos fluyen más lentamente a lo largodel fondo. Las condiciones de flujo transitorioresultantes pueden provocar alteraciones de pro-ceso en el equipo de producción de superficie.

Las bombas de refuerzo multifásicas presuri-zan las corrientes de producción, comprimiendoel gas y a veces haciendo que vuelva a estar ensolución (arriba). Una corriente de producciónes expulsada desde una bomba de refuerzo multi-

17. 17. Ratulowski et al, referencia 12.18. La limpieza con taco permite que los operadores limpien

o inspeccionen las líneas de conducción mediante elbombeo de un dispositivo esférico o cilíndrico, conocidocomo taco limpiador, a través de la tubería. El fluido quefluye a través de la tubería impulsa el taco limpiador a lolago de la línea de conducción. Los pistones rascadoresestán provistos de copas, cepillos, discos o paletas paraeliminar el óxido, la cera, las incrustaciones o los detri-tos que se acumulan dentro de los tubos. Otros tipos detacos limpiadores, a menudo aludidos como tacos inteli-gentes, pueden llevar cámaras, sensores magnéticos oultrasónicos y dispositivos telemétricos para detectarproblemas de corrosión, fisuras y muescas, o para medirla temperatura, la presión o la acumulación de cera.

19. Las terminaciones de pozos marinos pueden clasificarseen forma vaga como terminaciones de tipo “árbol de producción seco” o “árbol de producción sumergido (ohúmedo),” dependiendo de dónde esté ubicado el cabezal o “árbol de producción.” Por lo general, las terminaciones de pozos de tipo árbol de producción seco se utilizan en aguas someras a moderadamenteprofundas, donde los cabezales de producción se colo-can en las plataformas, por encima del nivel del mar. Enaguas moderadamente profundas, los árboles de pro-ducción secos pueden colocarse en torres articuladas,spars y plataformas de cables tensados. Contrariamente,un árbol de producción sumergido corresponde a unaterminación de pozo submarino en áreas de aguas pro-fundas y ultraprofundas. El cabezal de producción sesitúa en el lecho marino y la producción del pozo esenviada por tubería desde el árbol de producción submarino hasta la plataforma.

20. Devegowda D y Scott SL: “An Assessment of SubseaProduction Systems,” artículo de la SPE 84045, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Denver, 5 al 8 de octubre de 2003.

21. Shepler R, White T, Amin A y Shippen S: “Flow BoostingKey to Subsea Well Productivity,” presentado en la Conferencia de Tecnología Marina de Aguas Profundas,Nueva Orleáns, 30 de noviembre al 2 de diciembre de2004.

22. Shepler et al, referencia 21.

Impulsor Difusor

1 2 3 4

> Bomba de refuerzo helicoaxial. Esta bomba Framo posee cuatro etapas, cada una de las cuales comprende un impulsory un difusor. El diseño combina las capacidades de un impulsor centrífugo con un compresor de gas axial y puede operara lo largo de una gama de fases, desde líquido puro hasta gas puro.

fásica como un líquido homogéneo, en condicio-nes de presión y temperatura elevadas y con unrégimen de flujo estacionario. Al salir de labomba de refuerzo, el calor impartido por labomba es evacuado por la corriente de produc-ción, lo que ayuda a reducir los problemas deformación de hidratos y ceras. Al mismo tiempo,el incremento de presión ayuda a aumentar lasvelocidades de flujo. El calor y la presión adicio-nales suministrados por la bomba pueden teneruna influencia positiva sobre el aseguramientodel flujo.

Las bombas de refuerzo multifásicas desem-peñan un rol crucial en la producción submarina,cuando se utilizan en conjunto con los sistemasde levantamiento artificial por gas de fondo depozo. El comportamiento del gas inyectado en lacorriente de producción debe ser considerado enel plan de operabilidad de la línea de flujocuando se utiliza el método de levantamientoartificial por gas. Ya sea que se inyecte o selibere, el gas fluirá a lo largo del lado alto de unalínea de flujo obstaculizando el movimiento delos fluidos a través de la misma.23 Sin embargo,

las bombas de refuerzo multifásicas submarinasson capaces de tratar una gama de fases de flui-dos que oscilan entre 100% de agua y 100% de gasy pueden manejar los flujos transitorios genera-dos en la línea de flujo como resultado de laseparación del gas.

Mediante la compresión del gas que vuelve aestar en solución, la reducción del volumen degas resultante permite que se transporte máslíquido dentro del mismo volumen de tubería.Alternativamente, se puede utilizar la bomba derefuerzo para hacer fluir el mismo volumen defluido a través de una línea de flujo de menor diá-metro. El aumento subsiguiente de la velocidadde flujo ayuda a reducir la pérdida de calor, redu-ciendo así el riesgo de formación de hidratos y laacumulación de ceras.

Cuando se utiliza en conjunto con un sistemaESP, el proceso de refuerzo multifásico de lechomarino absorbe parte de la carga correspondientea la bomba de fondo de pozo. En las aplicacionesde árboles de producción secos convencionales, elsistema ESP debe ser suficientemente potentecomo para levantar los fluidos y llevarlos al sepa-

rador. No obstante, en las áreas de aguas ultrapro-fundas, el tamaño de la bomba ESP debe sersuficiente como para bombear los fluidos hacia elárbol de producción sumergido, pasando a travésdel empalme, y por el tubo ascendente hasta elseparador superior. Con los empalmes extendidosexistentes en las áreas de aguas ultraprofundas, sedebe incrementar la capacidad del sistema ESP yel número de etapas de la bomba, duplicando aveces la potencia con respecto a la que se necesitapara bombear el fluido a la superficie. No obs-tante, la vida operativa se reduce sustancialmenteal aumentar el tamaño del motor.

Con una bomba de refuerzo multifásica delecho marino, se puede reducir el tamaño del sis-tema ESP, prolongando de este modo su vidaoperativa y reduciendo el número de intervencio-nes requeridas.

14 Oilfield Review

Medidores deflujo multifásico

Sistemasde sensores

Sistemasde adquisición

Modelos depropiedades de fluidos

Modelosde proceso

Operaciones

Sistema de adquisiciónde datos dinámico

Simulador delíneas de flujo Vigilancia

Sensor de la distribuciónde la temperatura

Modelostermodinámicos

Parámetros cambiantes

Simuladorde pozo Optimización

Simuladorde instalaciones

Medidores depresión y temperatura

Modelos de flujomultifásico

Monitores de sistemasde bombeo ESP

Sistema de almacenamientode datos estático

Modelosde depositación

Acondicionamiento del modelo

> Integración del proceso de vigilancia en la función de aseguramiento del flujo. Los datos tales como temperaturas, presiones y tasas de flujo, son recolec-tados desde sensores situados en diversos puntos del sistema de producción. Los modelos utilizados durante la etapa de diseño son condicionados paraprocesar los datos de los sensores. Estos modelos pueden ser utilizados luego para determinar el estado actual del sistema y optimizarlo a través de unaserie de carreras del tipo “qué sucede si.”

Verano de 2005 15

Vigilancia del flujoPara prever y manejar las condiciones existentesen los sistemas de producción submarinos, losoperadores requieren la capacidad de vigilar,medir y analizar los atributos clave, además dedisponer de algún medio para controlar los pro-cesos submarinos. Los sistemas de producciónhacen uso de la instrumentación y el controlpara predecir y mitigar los problemas relaciona-dos con las funciones de aseguramiento yrefuerzo del flujo. Mediante la obtención demediciones para caracterizar el sistema entiempo real, los operadores logran minimizar elconsumo de químicos o reducir el aporte de ener-gía al sistema a través de la reducción de losrequisitos de calentamiento de la línea de flujo ode la frecuencia de las operaciones de limpiezacon taco limpiador.

Importantes parámetros de fondo de pozo,tales como datos de temperatura, presión, tasade flujo, densidad de fluido y capacidad deretención de agua, pueden ser rastreados entiempo real por el monitor de producción perma-nente integrado FloWatcher. Los medidores deflujo submarinos, tales como el servicio fijo devigilancia rutinaria de la producción de pozosmultifásicos PhaseWatcher, miden la tasa deflujo multifásco y la capacidad de retención,pero no requieren separación de fases y soninsensibles a los flujos tipo tapón, espumas yemulsiones.24 Estos sistemas pueden combinarsecon otros sensores, tales como los detectores dearena, los medidores de presión y los sistemasde sensores de la distribución de la temperaturade fibra óptica, con el fin de proporcionar unflujo de datos continuo para el diagnóstico deldesempeño de los pozos y las líneas de flujo.Esta información permite al operador tomardecisiones operacionales proactivas—cambiarla configuración de una válvula, reforzar lasalida de una bomba o poner en marcha opera-ciones de inyección química—en base alanálisis fáctico de los datos verificados.

La verificación de los datos constituye unaspecto importante del aseguramiento de la pro-ducción submarina. Los datos verificados sonnecesarios para garantizar que las decisiones sebasen en información acertada y comprobada.Los datos pueden verificarse mediante la compa-ración de las mediciones de un sensor con las deotro sensor de corroboración. Por ejemplo, losdatos DTS pueden compararse con los de los sen-sores de temperatura del árbol de producción,ubicados muy cerca del DTS. No obstante, enmuchos casos, gran parte de la información deverificación simplemente no está disponible

debido a las bajas velocidades de transmisión dedatos provistas por los sistemas de control de laproducción.

El análisis generalmente requiere la compa-ración con datos más antiguos y el modelado enfunción del desempeño esperado. Una secuenciade tareas de vigilancia recolecta e integra losdatos en un sistema de circuito cerrado paraoptimizar la producción (página anterior).25

El sistema de vigilancia utiliza los datosadquiridos por los sensores en tiempo real, juntocon los datos de fluidos y presión obtenidosdurante la fase de perforación, para vigilar elestado del sistema general. Los mismos modelosde ingeniería utilizados para diseñar el sistemapueden utilizarse entonces para evaluar sudesempeño.

Si bien los sistemas de vigilancia y control depozos de lecho marino se instalan para mejorar laproductividad de los pozos submarinos, la capaci-dad de estos sistemas puede verse obstaculizadapor el ancho de banda de la transmisión. Los sis-temas de transmisión de datos desplegados enáreas submarinas no siempre se han mantenido atono con el rendimiento de los sensores. Amedida que los dispositivos submarinos y defondo de pozo se vuelven más inteligentes, prove-yendo más datos y mayores niveles de diagnósticoy control, puede suceder que las comunicacionesresulten ser el eslabón más débil del sistema.

Grandes volúmenes de datos de alta ve-locidad deben pasar a la superficie paraproporcionar al operador el control del sistemade producción en tiempo real.26 No obstante, loscomandos de control submarinos y los datos devigilancia rutinaria de la producción, a menudose reúnen en un sistema de transmisión común.Todos los datos y comandos pasan por uno deestos sistemas, aludido como sistema de controlde la producción (PCS, por sus siglas en inglés),que ha sido diseñado en gran parte para el con-trol de las válvulas submarinas. Si bien la mayorparte de las instalaciones de producción poseensistemas en la parte superior para la transmisiónsegura de vastos volúmenes de datos de granancho de banda por todo el mundo, la infraes-tructura del lecho marino puede crear cuellos debotella en relación con la información, quedemoran el análisis y las acciones oportunas paraoptimizar la producción.

Una forma de sortear el cuello de botella con-siste en separar las funciones de control críticasen términos de seguridad, de los procesos de vigi-lancia submarinos. La separación se puederealizar a través de un sistema de vigilancia con-forme a estándares industriales, con un enlace

de comunicaciones de red con la superficie, degran ancho de banda. Este enlace de comuni-caciones puede implementarse mediante lainstalación de una fibra óptica de bajo costo, enla misma línea umbilical utilizada para el controldel árbol de producción. Se ha desarrollado unmódulo de vigilancia y control submarino (SMC,por sus siglas en inglés) como distribuidor deconectividad central, para el instrumental defondo de pozo y submarino, que opera en con-junto con los sistemas tradicionales de control deválvulas de seguridad de boca de pozo PCS.Mediante la adopción de este procedimiento, eloperador puede emplear un sistema de vigilanciasin interferir con las funciones de seguridad sub-marinas del sistema PCS; en realidad, su únicoimpacto es la reducción del peso de la transmi-sión de datos sobre el sistema PCS. Al mismotiempo, el sistema SMC permite la integración delos datos en la superficie, a través de enlacesestándar, lo que provee la capacidad de utilizarsistemas de manipulación y análisis de datosconvencionales, similares a los utilizados en lasinstalaciones de procesamiento en tierra.

El módulo de vigilancia y control submarinopermite que los dispositivos de adquisición y con-trol de datos submarinos se comuniquen enforma directa entre el distribuidor de datos sub-marino y el distribuidor de datos de superficie,utilizando un enlace de datos de alta velocidadpara evitar el pasaje a través de dispositivosintermediarios más lentos. El distribuidor dedatos submarino conecta los sensores al sistema

23. Shepler et al, referencia 21.24. Atkinson et al, referencia 5.25. Ratulowski et al, referencia 12.26. Amin A, Smedstad E y Riding M: “Role of Surveillance in

Improving Subsea Productivity,” artículo de la SPE 90209,presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anualde la SPE, Houston, 26 al 29 de septiembre de 2004.

de vigilancia (arriba). El distribuidor de datos desuperficie está conectado a los sistemas de regis-tración, análisis y alarma de datos.

El sistema SMC provee capacidades decomunicación por cable eléctrico u óptico, avelocidades de hasta 100 megabits/segundo; cre-ando esencialmente una red de área local en ellecho marino. El paquete de vigilancia se instalaen un árbol de producción o en un colector sub-marino y puede expandirse o mejorarse sinafectar la producción. El acatamiento del proce-

dimiento del Panel de Estandarización de Inter-faces de Pozos Inteligentes (IWIS, por sus siglasen inglés) de la industria permite que el sistemaSMC abierto, de tipo “conectar y usar,” interac-túe en forma continua, a velocidades detransmisión óptimas, con cualquier combinaciónde red de módulos de sensores de adquisición ymódulos de control, propiedad de Schlumbergero de otros proveedores.27

Escenario de vigilanciaLos escenarios de vigilancia submarina han sidoconcebidos para probar la capacidad del sistemaSMC de vigilar y detectar problemas relacionadoscon las funciones de refuerzo del flujo y asegura-miento del flujo. Un estudio de simulación delaboratorio, basado en un campo de aguas profun-das del Golfo de México, hizo uso de los aportesde datos de diversos instrumentos reales y simu-lados, conectados físicamente a un sistema SMC.Dichos datos fueron proporcionados por medido-res de presión y temperatura; un monitor deproducción integrado FloWatcher para medicio-nes de tasas de flujo, densidad de fluido y

capacidad de retención; un sistema de vigilanciaDTS de fibra óptica Sensa; una válvula de controlde flujo y dispositivos simulados que representa-ban dos bombas ESPs, una bomba multifásicasubmarina y un medidor de flujo multifásico sub-marino (próxima página, extremo superior). Esteejemplo demuestra cómo un evento anormalpuede desencadenar en otro, con posibilidades deafectar adversamente el sistema de producción.

En esta simulación, las bobinas eléctricas deuno de los motores del sistema ESP comenzarona recalentarse, haciendo sonar una alarma en laestación de trabajo del controlador cuando latemperatura de la bomba superó el punto deajuste especificado.28 Las curvas de desempeñodel sistema ESP indicaban que la bomba estabaoperando fuera de especificación, de modo que elpersonal de pruebas adoptó medidas correctivaspara restituir la bomba a su estado operativo ori-ginal antes de que se produjeran daños (próximapágina, extremo inferior).

16 Oilfield Review

27. El Panel de Estandarización de Interfaces de Pozos Inteligentes (IWIS, por sus siglas en inglés) se formó enel año 1995 como un proyecto industrial conjunto entrelos operadores de campos de petróleo y gas y los fabri-cantes de equipos de fondo de pozo y las compañías deservicios. Su propósito manifiesto consiste en “Asistir enla integración de arquitecturas de potencia y comunica-ción de fondo del pozo, sistemas de control submarinos yestructuras correspondientes a la parte alta de las plata-formas, mediante la provisión de especificacionesrecomendadas (y estándares, si correspondiera) para lasinterfaces entre las mismas y otros requisitos de equiposasociados.” Para obtener mayor información sobre elproyecto industrial conjunto IWIS, consulte:http://www.iwis-panel.com/index.asp (Se accedió el 4 defebrero de 2005).

28. Shepler et al, referencia 21.

> Componente del módulo de vigilancia y control submarino (SMC, por sus siglas en inglés) correspondiente al distribuidor de datos submarino. Un vehí-culo operado en forma remota (ROV, por sus siglas en inglés) inserta un distribuidor de datos submarino en un receptáculo, durante las pruebas de califi-cación (extremo superior derecho). El receptáculo, instalado en un árbol de producción submarino (extremo inferior izquierdo), provee capacidad deconexión de toma para la recuperación o el mejoramiento del distribuidor de datos en el lecho marino. El distribuidor de datos submarino (extremo supe-rior izquierdo) manipula aportes de datos simultáneos provenientes de numerosos sensores instalados a lo largo del sistema de producción, incluyendosensores de otros proveedores que operan en base a protocolos de estándares industriales. El distribuidor acepta datos de entrada provenientes de unaamplia gama de tipos de sensores, tales como los medidores de temperatura y presión de fondo de pozo, los medidores de flujo monofásicos y multifási-cos, las válvulas de control de flujo de fondo de pozo, los sistemas de sensores de la distribución de la temperatura, los monitores de bombas ESP, losmonitores de bombas multifásicas submarinas y los detectores de arena.

Verano de 2005 17

Árboles de producción submarinos Bomba multifásica

Líneas de flujo Umbilical

Sistema flotante de producción,almacenamiento y descarga (FPSO)

Tubo ascendente

Colector y medidorde flujo multifásico

> Visualización del desempeño de un sistema de bombeo ESP. La presión de admisión de la bomba, los sensores de distribución de la temperatura y el cortede agua indican que el desempeño de la bomba se encuentra fuera de los parámetros de operación normales (cuadros rojos).

PhaseWatcher Vx

Tasa de flujo

Fracción de volumen de gas (GVF)

IP

0

1,750

1,500

1,250

1,000

750

500

250

Pres

ión,

lpc

Pote

ncia

, hp

1,500

1,250

1,000

750

500

250

00 5,000 10,000 15,000 20,000 25,000 30,000 35,000

40 Hz

40 Hz

45 Hz

45 Hz

50 Hz

50 Hz

55 Hz

55 Hz

60 Hz

60 Hz

65 Hz

65 Hz

70 Hz

70 Hz

B/D

40,000 45,000

10.0G

5.0

0.0

-5.0

-10.0

RGP total

SISTEMA DE BOMBEOELECTROSUMERGIBLEEstado: EN FUNCIONAMIENTO

Densidad

Tasa de flujo

BHFP (Presión de flujode fondo de pozo)

Temperatura defondo de pozo

Presión deyacimiento

Temperatura de lasbobinas del motor

Vibración

Fuga de corriente

Corte de agua

Gas libre calculadoen la admisión

Presiónde descargaTemperaturade descarga

2,775.45 lpca

7.24 bbl/lpc/día

318.68 pc/bbl

38.33%

0.55 g/cm3

32,652.1 B/D

2,456.84 lpca

163.65 °F

292.11 °F

4.39 g

0.42 mA

6,112.4 lpca

9.27%

281.46 °F

167.66 °F

2,148.45 lpca

288.49 °F

Presiónde admisión

Presión enboca de pozo

Temperaturade admisión

Temperatura delprotector de bomba

31,726.87 B/D

384.51 lpca

Cabezal deproducción

FloWatcher

TVD (Profundidadvertical verdadera)

7,850 pies

TVD 7,850 piesWellWatcher

MultiSensor Vibración del motor

DTS(Sensores de la distribución

de latemperatura)

76.26%

> Instalación de lecho marino que incluye bomba multifásica, colector, árboles de producción sub-marinos y línea de flujo y que conduce a un sistema flotante de producción, almacenamiento y des-carga (FPSO, por sus siglas en inglés) distante. Esta instalación típica sirvió como modelo para unescenario de laboratorio en el que se detectó un aumento de la producción de agua de un pozo, enuna bomba de fondo de pozo y en la línea de flujo.

Mientras tanto, otros sensores incorporadosen el sistema, particularmente un monitor de pro-ducción FloWatcher y un medidor de flujomultifásico de lecho marino simulado, transmitie-ron lecturas consistentes con el incremento delcorte de agua. Un sistema de asesoramiento queanalizaba simultáneamente las lecturas de lossensores de pozo y de lecho marino sugirió elajuste del mecanismo de transmisión de velocidadvariable de la bomba para reducir la velocidad delmotor del sistema ESP y el estrangulamiento de laválvula de control de fondo de pozo a fin de redu-cir la producción de agua en el pozo.

En este caso, el aumento de la temperaturade la bomba se atribuyó al incremento de la pro-ducción de agua, que subsiguientemente elevó ladensidad del fluido e hizo que la bomba trabajaramás para levantar los fluidos más pesados. Al res-tringir la producción de agua en la válvula decontrol de fondo de pozo, aumentó el corte depetróleo, lo que redujo la densidad del fluido yalivió la carga sobre la bomba. Estas accionescondujeron a la cancelación de la alarma y per-mitieron que las operaciones de la bombaretornaran a un nivel de desempeño seguro.

Más allá de sus efectos adversos sobre elrefuerzo del flujo, el aumento del corte de aguageneró preocupación desde el punto de vista delaseguramiento del flujo. El sistema de vigilanciade fibra óptica Sensa adquirió trazas de tempera-

tura DTS a lo largo de la línea de flujo. Estas tra-zas fueron transmitidas por el sistema SMC.29 Lasalarmas se generaron al caer las temperaturas alo largo de un segmento de la línea de flujo cer-cano al tubo ascendente (arriba). El analizadorde eventos del sistema indicó que el perfil detemperatura-presión de la línea de flujo habíacruzado la curva de formación de hidratos (pró-xima página). Esta reducción inesperada en laslecturas de temperatura DTS correspondió a unincremento del corte de agua y a una reducciónde la presión de entrada a la línea de conducciónen la instalación de producción.

El incremento del corte de agua con eltiempo favorecería la formación de hidratos enpresencia de cualquier gas en la línea. En base alanálisis de la salida del sistema SMC, el personalde pruebas adoptó medidas de remediación,simulando un aumento de la inyección de meta-nol en la línea de conducción a la vez que serestringía la producción. Esta remediación hizoque las temperaturas se desplazaran fuera de laenvolvente de formación de hidratos, forzando ladisociación de cualquier hidrato que pudierahaberse formado en el sistema. Luego, el pozodel simulador fue puesto nuevamente en produc-ción y se ajustó la inyección de metanol paraevitar problemas ulteriores.

Esta simulación demostró cómo el sistema devigilancia SMC, los sensores de pozo y los senso-

res submarinos, los datos en tiempo real, losdatos estáticos y los modelos predictivos puedenintegrarse para vigilar e interpretar el desempeñodel sistema. Los eventos anormales fueron reco-nocidos, diagnosticados y resueltos antes de quese volvieran inmanejables. Esta respuestaoptimizó tanto la estrategia operativa de ase-guramiento del flujo como la eficiencia y laconfiabilidad de los sistemas de refuerzo del flujo.

Un paso adelante, un paso atrásLa innovadora tecnología de terminación depozos marinos impulsará la implementación deavances con respecto al aseguramiento de laproducción submarina. Se están desarrollandonuevos sistemas de provisión de energía, separa-dores, deshidratadores, compresores, bombas ymedidores de flujo monofásicos y multifásicospara aplicaciones submarinas. Estas tecnologíasestán preparando el terreno para el procesa-miento de los fluidos producidos en el lechomarino. No todos los sistemas de procesamientosubmarinos tendrán las mismas capacidades; sinembargo, la capacidad de separar el agua de unacorriente de producción se traduce en menorescostos de levantamiento y mejora el asegura-miento del flujo mediante la reducción de laformación de hidratos e incrustaciones.

18 Oilfield Review

> Una caída de temperatura alarmante. En este escenario, se sepultó la línea de flujo sin calefaccionar para aislarlade las bajas temperaturas del océano. Las lecturas de los sensores DTS de fibra óptica, a lo largo de la línea de flujo,normalmente muestran una tendencia de temperatura en constante declinación a medida que se reduce la tempe-ratura de la corriente de producción cálida, de 45°C [113°F] en el colector a 38°C [99°F] en el tubo ascendente. Sinembargo, una brusca caída de temperatura, registrada a lo largo de aproximadamente 1,800 m [5,905 pies] desde labase del tubo ascendente, fue motivo de preocupación. La misma se atribuyó a la formación de hidratos.

Tem

pera

tura

, °C

308,000 7,000 6,000 5,000 4,000

Profundidad, m

3,000 2,000 1,000 0

35

40

45

50

Zona de hidratosColector

Embarcación flotante de producción,almacenamiento y descarga (FPSO)

Línea de flujo

Nivel del mar

995 m

29. Amin et al, referencia 26.

Verano de 2005 19

A medida que madura la tecnología de termi-nación de pozos submarinos, los desarrollos talescomo la tubería flexible han incentivado a losoperadores y las compañías de servicios que ope-ran en áreas marinas a aplicar la experiencia queposeen en aguas profundas en campos petrolerosmarginales, situados en las aguas más somerasde la plataforma continental. Se pueden fabricartuberías flexibles continuas de gran longitud paratolerar las presiones requeridas de las líneas deproducción submarinas, que necesiten menossoldaduras por milla que las líneas de conduc-ción tradicionales.

Algunos yacimientos de la Plataforma Conti-nental de EUA que poseen un solo pozo, han sidovinculados a plataformas existentes, utilizando amenudo tubería flexible para las líneas de flujo ylos umbilicales. Por ejemplo, en el Golfo deMéxico, se puso en servicio un empalme de tube-

ría flexible de 30 km [18 millas] desde untirante de agua de 381 m [1,250 pies] en el Blo-que 208 de Garden Banks hasta una plataformaexistente, situada en el Bloque 398 de Vermi-llion, en un tirante de agua de 137 m [450 pies].En el Bloque 73 de Garden Banks, se utilizaron4.3 km [2.7 millas] de tubería flexible para vin-cular un solo pozo submarino a una plataformasituada en tirantes de agua oscilantes entre 152y 213 m [500 y 700 pies]. Un pozo situado a 114m [375 pies] de agua, en el Bloque 638 de WestCameron, se vinculó mediante tubería flexible ala plataforma de otro operador, ubicada en untirante de agua de 120 m [394 pies] en el Bloque648 de West Cameron.

No obstante, los sistemas de líneas de flujo enaguas someras no están totalmente libres de losproblemas de aseguramiento de la producciónsubmarina. En algunos casos, los problemas pue-

den encararse mediante la inyección de metanol,inhibidores de corrosión y supresores de parafi-nas en el árbol de producción submarino. Detodos modos, el yacimiento debe muestrearse, lasmuestras deben analizarse y el análisis debeincorporarse en el plan de diseño para anticipary prevenir los problemas de aseguramiento de laproducción.

En aguas profundas y someras, el análisis defluidos de yacimiento y el diseño de ingenieríainicial, sumados a los avances registrados en lossistemas de levantamiento artificial, refuerzo deflujo y vigilancia submarino de actuación rápida,están convirtiendo a los yacimientos pequeños, ya veces aislados, en activos económicamente via-bles. —MV

El Analizador de Eventos de Schlumberger ha detectado un posibleevento relacionado con el aseguramiento de la producción.

El sensor DTS de la línea de conducción 1A hadetectado una CAÍDA de temperatura en el tuboascendente, en una zona de HIDRATOS.

Reducción de 3.41°C en 2 horas.

Eventos relacionados

Presión de producción del Pozo 1A

Reducción de la presión de producción del pozo 1A.Reducción de presión de 996.4 lpca en 2 horas.

Producción de agua en línea deconducción del sistema FPSO

El sistema de control FPSO indica una alarmarelacionada con la tasa de producción de aguapara el colector 1.

Reducción de la presión de abordaje de la línea de conducción 1 del sistema FPSOReducción de la presión de 121.23 lpca en 2 horas.

Salida

4,000

3,500

3,000

LPC

A

2,500

2,000

1,400

40

38

36

34

32

30

1,300

1,200

LPC

AG

rado

s ce

ntíg

rado

s

1,100

1,000

ANALIZADOR DE EVENTOS – ANÁLISIS

Causas y probabilidades

Presión de abordaje en la línea deconducción 1 del sistema FPSO

> Salida del analizador de eventos. Las tendencias de los sensores DTS, la presión de pozo y la presión de la línea de flujose integran y sus valores son desplegados por la plataforma submarina de conectividad para vigilancia y control. Consi-deradas en conjunto, estas tendencias indican que el sistema de fluido había caído en la zona de formación de hidratos.