Nada dura eternamente. Para muchos denosotros, "para siempre" significa la duración denuestra vida, lo cual puede variar en gran medidade un individuo a otro. La "permanencia" de losobjetos inanimados también varía en tiempo y enimportancia. Por ejemplo, los satélites de comu-nicaciones comerciales son costosos, difíciles deinstalar y, por lo general, resultan inaccesiblespara reparar, por lo cual es importante que fun-cionen correctamente durante un tiempo prolon-gado. Si bien las válvulas de reemplazo y losmarcapasos que se colocan en los corazoneshumanos se pueden substituir o reparar, esto sig-nifica un riesgo considerable para el paciente.Los equipos enviados a las estaciones remotasde investigación instaladas en la Antártidadeberían soportar las condiciones extremas a lasque estarán sometidos. Los edificios, los puentesy los monumentos también son construidos paraperdurar, si bien su vida útil es finita. Las com-pletaciones inteligentes, que combinan el moni-toreo y el control de la producción, son cada vezmás habituales, y requieren el uso de sensoresde fondo y válvulas de control de flujo suma-mente confiables.1

Los equipos instalados en el fondo de lospozos petroleros también deben soportar laprueba del tiempo. La vida productiva de un pozode petróleo o de gas puede ser de unos 10 añoso más, de manera que los equipos de monitoreopermanente deben durar por lo menos ese lapsopara satisfacer las expectativas de los ope-radores. Debido a que resulta poco prácticorealizar pruebas de equipos de tan larga dura-ción, los responsables de desarrollar los sis-temas de monitoreo permanente se basanfundamentalmente en la ingeniería de alta con-fiabilidad y en las pruebas de fallas. Como resul-tado se ha logrado un historial impresionante deconfiabilidad en las instalaciones de monitoreopermanente en el mundo entero.

En este artículo, se examinan los desafíosque se presentan en el monitoreo permanente.Además, se considera de qué manera los inge-nieros desarrollan sensores de instalación per-manente resistentes, capaces de suministrar unflujo constante de datos a lo largo de la vida útildel pozo. Por último, se presentan ejemplos quedemuestran cómo el uso de sensores de insta-lación permanente genera valor agregado, ya que

FloWatcher, NODAL, PQG (Sonda de Cuarzo de InstalaciónPermanente), PressureWatch, PumpWatcher, Sapphire yWellWatcher son marcas de Schlumberger.1. Para obtener más información sobre los aspectos

relacionados con el control de flujo en las completacionesinteligentes, véase: Algeroy J, Morris AJ, Stracke M,Auzerais F, Bryant I, Raghuraman B, Rathnasingham R,Davies J, Gai H, Johannessen O, Malde O, Toekje J yNewberry P: “Controlling Reservoirs from Afar,” OilfieldReview 11, no. 3 (Otoño de 1999): 18-29.

20 Oilfield Review

Monitoreo en el fondo del pozo: su evolución

Joseph EckHouston, Texas, EE.UU.

Ufuoma EwheridoJafar MohammedRotimi OgunlowoMobil Producing Nigeria UnlimitedLagos, Nigeria

John FordAmerada Hess CorporationHouston, Texas

Leigh FryShell Offshore, Inc.New Orleans, Luisiana, EE.UU.

Stéphane HironLeo OsugoSam SimonianClamart, Francia

Tony OyewoleLagos, Nigeria

Tony VenerusoRosharon, Texas

Se agradece a François Auzerais, Michel Bérard, Jean-Pierre Delhomme, Josiane Magnoux, Jean-Claude Ostiz yLorne Simmons, Clamart, Francia; Larry Bernard y DavidLee, Sugar Land, Texas, EE.UU.; Richard Dolan y BradFowler, Amerada Hess Corporation, Houston, Texas; DavidRossi y Gerald Smith, Houston, Texas; John Gaskell,Aberdeen, Escocia; y Younes Jalali y Mike Johnson,Rosharon, Texas por su valiosa colaboración en lapreparación de este artículo.Agradecemos a Philip Hall, Chief Executive of The SirHenry Royce Memorial Foundation, por la información suministrada acerca de la máquina de pruebas de SirHenry Royce.

El monitoreo de los yacimientos requiere el uso de sistemas confiables para la

adquisición de datos en el fondo del pozo. Los productos basados en ingeniería de

alta confiabilidad y pruebas de fallas resultan esenciales para la construcción de

sistemas de monitoreo permanente durables y son responsables de un impresionante

historial de sensores de instalación permanente en el mundo entero. Estos sensores

suministran los datos necesarios, tanto para resolver problemas inmediatos como

para la planificación de desarrollos a largo plazo.

Primavera de 2000 21

permite optimizar la producción y advertir a losoperadores acerca de problemas potenciales,para que puedan tomar acciones preventivas ocorrectivas.

El monitoreo permanente y sus desafíosDesde el punto de vista de la confiabilidad, lossensores instalados en forma permanente en elfondo de los pozos de petróleo y de gas son simi-lares a los satélites de comunicaciones comer-ciales. Existen también otras industrias, comopor ejemplo la industria automotriz, que seenfrentan a los mismos desafíos de confiabilidad.Cada sistema debe funcionar durante un tiempoconsiderable bajo condiciones ambientales muyadversas. Una vez instalados, habitualmente losdispositivos no se reparan, ni se reemplazan o serecuperan. Es probable que algunas de suspartes no regresen nunca a la superficie para sersometidas a un análisis de laboratorio y tratar deaveriguar el origen de la falla; por otra parte,resulta difícil determinar qué falló sin poderextraer y examinar el dispositivo que tuvo pro-blemas en su funcionamiento.

Frente a estos desafíos, por lo general, se in-cluyen componentes redundantes con la esperan-za de que si una parte falla, su duplicado puedafuncionar. Si se utilizan en forma adecuada, losdiseños redundantes pueden incrementar el gradode confiabilidad en forma considerable. Noobstante, tanto en los sensores de fondo como enlos satélites, los componentes de repuesto ocupanun valioso espacio que, de por sí, resulta limitadoy consumen demasiada energía. La especificaciónde los componentes de repuesto debe tender aevitar los tipos de falla habituales. Por ejemplo, sise sabe que un determinado componente es pro-clive a fallar en un determinado ambiente, surepuesto debería estar construido con otro mate-rial, de manera que el nuevo no falle bajo las mis-mas condiciones. En los anales de la aviación seincluyen numerosos episodios de desastres provo-cados por fallas comunes. En 1927, CharlesLindbergh se embarcó en un vuelo transatlánticoen el monomotor Spirit of Saint Louis sólo

después de realizar exhaustivos estudios que loconvencieron de que su vida no correría peligro apesar de la falta de sistemas de apoyo.2

Además de fabricar equipos de fondo deinstalación permanente de larga duración, losingenieros y los diseñadores trabajan en formaconjunta para hacer frente a las complejidadesde la instalación de los equipos y de las condi-ciones en la locación del pozo. Para garantizar laconfiabilidad resulta esencial contar con inge-nieros de campo competentes y equiposresistentes. Por ejemplo, es muy difícil mantenerun alto nivel de destreza manual por espacio devarias horas bajo una tormenta helada o unviento intenso. En la instalación de un sistema demonitoreo, es importante que los operarios decampo cuenten con las herramientas adecuadas,que garanticen la consistencia de la operación,en especial cuando se encuentran en sitios remo-tos. Si se logra simplificar al máximo el procesode instalación, también se aumenta la probabili-dad del éxito de la operación. Las fallas tem-pranas en los sistemas de monitoreo permanentedisminuyen cuando un grupo de trabajo bienentrenado realiza la instalación con herramientasque conoce a la perfección.

Los operadores han utilizado las sondas depresión de instalación permanente en el fondo delpozo desde la década del 60.3 La amplia experien-cia adquirida en la materia se traduce en la últimageneración de sensores, de los que ya se disponede datos de confiabilidad resultantes de estudiosestadísticos. Hoy en día existen miles de sen-sores instalados en todo el mundo, más de 800 delos cuales fueron instalados por Schlumbergerdesde 1973 (arriba y próxima página, arriba).

22 Oilfield Review

Cabezal del cable con sello metal contra metal

Protector soldado y sellado herméticamente

Controlador del cable y regulador de tolerancia de fallas

Presión y temperatura digitales y auto prueba11

010

Resonadores de cristal de cuarzo para medir la temperatura y la presión

Fuelle de protección

P/T

Conexión a la presión

Conexión con collarín radial

Conexión con autoclave axial

o

Cable encapsulado de 1/4 pulgada

> Sonda de presión instalada en el fondo delpozo en forma permanente. Esta sonda decuarzo de instalación permanente (PQG, por sus siglas en Inglés) mide presión y temperatura utilizando resonadores de cristal de cuarzo.

1973 Primera instalación de una sonda permanente en el fondo de un pozo en Africa Occidental, basada en equipos operados con cable de perfilaje

Infa

libili

dad

1975 Primer transmisor de presión y temperatura por medio de un único cable de perfilaje

1978 Primeras instalaciones submarinas en el Mar del Norte y en Africa Occidental

1983 Primera instalación submarina con transmisión acústica de datos a la superficie

1986 Cable instalado en el fondo del pozo en forma permanente encapsulado en un tubo de metal completamente soldado

<Hitos marcados por Schlumberger en el desarrollo del monitoreo permanente. En esta línea cronológica semuestra cualitativamente el aumento progresivo del grado de confiabilidad—es decir, el suministro confiable de mediciones de alta calidad de los sensores de instalación permanente.

2. http://www.pbs.org/wgbh/amex/lindbergh/timeline/index.html

3. Nestlerode WA: “The Use of Pressure Data From Perma-nently Installed Bottom Hole Pressure Gauges,” artículode la SPE presentado en la Reunión Regional de lasRocallosas, Denver, Colorado, EE.UU., Mayo 27-28, 1963.

4. Para mayor información sobre sondas de presión defondo instalados en forma permanente: Baker A, GaskellJ, Jeffrey J, Thomas A, Veneruso T y Unneland T:“Permanent Monitoring—Looking at Lifetime ReservoirDynamics,” Oilfield Review 7, no. 4 (Invierno de 1995): 32-46.

Primavera de 2000 23

A comienzos de la década del 90 se desarrollóuna nueva generación de sensores más confia-bles, con lo cual se produjo un aumentosignificativo en el número de instalaciones rea-lizadas.

Infalibilidad, condición Sine Qua NonBásicamente, una sonda de instalaciónpermanente en el fondo del pozo consta desensores para medir la presión y la temperatura,componentes electrónicos y un protector (páginaprevia, abajo).4 La sonda se mantiene en la

posición correcta mediante un mandril ubicadoen la tubería de producción. Por otra parte, uncable corre dentro de un tubo metálico protector,y se encuentra sujeto a la tubería. Este cableconecta la sonda con el cabezal del pozo y luegocon los equipos de superficie, como por ejemplouna computadora o un sistema de control. Si setiene en cuenta que la adquisición y latransmisión de datos de buena calidad dependendel correcto funcionamiento de cada una de suspartes, estos sistemas son sólo tan confiablescomo lo sea el más débil de sus componentes.

Un sistema completo de monitoreo y comuni-cación, como el sistema WellWatcher, manejadiversos sensores, que incluyen un sensorFloWatcher para medir la tasa de flujo y la densi-dad del fluido, un sensor PumpWatcher que mo-nitorea una bomba electrosumergible y unasonda PressureWatch que mide la presión y latemperatura (abajo). Los sensores instalados enla superficie miden la tasa de flujo multifásico yla presión, y detectan la producción de arena.Además de los controles de superficie por mediode válvulas y orificios de control, se utiliza una

Controles y sensores de superficie Tasa de flujo multifásico Válvula y orificio de control Mediciones de presión Detección de arena

Sensores de fondo permanentes FloWatcher monitorea tasa de flujo y densidad PumpWatcher monitorea bomba electrosumergible PressureWatch mide presión y temperatura

Servidor central y base de datos

Software de recuperación de datos y de comunicaciones

Aplicaciones integradas

> Sistema completo de monitoreo permanente para medir la presión, la temperatura, la tasa de flujo y la densidad del fluido en el fondo del pozo. Los sensores de superficie miden la tasa de flujo y la presión. Un sistema de recuperación de datos y comunicaciones facilita la transferencia de los datos a las oficinas del usuario.

1986 Introducción de unsensor de cristal de

cuarzo para medir lapresión instalado en

un pozo submarinoen forma permanente

1990 Conductor de cobre en uncable instalado en el fondo

del pozo en forma permanente

1993 Nueva generación desensores permanentes de

cristal de cuarzo y zafiro

1994 Funcionamiento del sensorPQG avalado por un programa

de acreditación de BP. Se inicianlas pruebas de laboratorio a

largo plazo

1994 Instalación del sistemaFloWatcher para medición

de la tasa de flujo y de la densidad del fluido

computadora donde se vuelcan todos los datosalmacenados en el pozo o transmitidos a las ofi-cinas centrales (abajo).5

Los sistemas de fondo de instalación perma-nente deben ser seguros a lo largo de toda su vi-da útil; deben ser confiables y estables. Eltérmino "infalibilidad" puede tener distintos sig-nificados según el contexto en que se encuentre,pero en este artículo se utiliza para referirse auna combinación de confiabilidad y estabilidad.Dentro de este contexto, la "confiabilidad" serefiere a la instalación correcta de los sensores yal consiguiente suministro de datos provenientesde los mismos. Se puede definir como la proba-bilidad de que el sensor funcionará según loespecificado y sin fallas durante un tiempo pre-establecido, bajo las condiciones ambientalesrequeridas.

La "estabilidad" se refiere a las medicionesreales. Las mediciones obtenidas con sensoresinestables o con deriva excesiva pueden causarmás problemas al operador de un campo petrole-ro que la falla completa del dispositivo. Es impor-

tante saber si la variación gradual de una medi-ción en el transcurso del tiempo indica un cambioreal en el yacimiento o simplemente refleja unefecto de la deriva en la sonda de medición.

Para garantizar que se cuenta con un produc-to seguro, resulta esencial mantener un estrictocontrol de calidad a lo largo de la totalidad delproceso de ingeniería. La calidad es el grado enel cual el producto se ajusta a las especifica-ciones. Para poder alcanzar realmente un gradode confiabilidad y estabilidad de primer nivel sedeben cumplir ciertas pautas: desarrollo sistemá-tico del producto y pruebas de calificación, usode componentes de óptima calidad y de métodosde diseño de eficacia comprobada, auditoríasestrictas y control de los componentes genéricos,análisis de fallas y consultas con colegas deámbitos industriales y académicos. No se puedeprobar la confiabilidad y la estabilidad de un pro-ducto una vez que éste ha sido construido, por locual se deben tener en cuenta a lo largo de latotalidad del proceso, desde el momento del di-seño y la producción hasta su instalación.

El camino hacia la confiabilidadEn el transcurso de los últimos 10 años,Schlumberger ha logrado perfeccionar la infali-bilidad de sus sistemas de monitoreo de insta-lación permanente introduciendo mejoras en losprocesos de ingeniería y de pruebas, en el diseñode los sistemas, en el análisis de riesgos y en elentrenamiento del personal y los procedimientosde instalación (próxima página, arriba).6 Al igualque ocurre con otras herramientas y sistemasdesarrollados por Schlumberger, el desarrollo delos sensores de instalación permanente sigueuna secuencia lógica de etapas de ingeniería, yla preocupación con respecto a la infalibilidadreviste fundamental importancia en cada una deestas etapas.

La etapa de ingeniería comienza con el desa-rrollo del perfil del proyecto, o bien con unadescripción verbal de un concepto técnico quesirve como marco de referencia. El perfil delproyecto define la función de cada componente ylas condiciones ambientales que deberánenfrentar a lo largo de la vida esperada. Todos

24 Oilfield Review

Unidad de adquisición de datos WellWatcher

Sensores

Servidor de recuperación automática de datos

Cliente de recuperación automática de datos

Central de almacenamiento

Configuración de la central de almacenamiento

Archivado de la base de datos

Archivos ASCII

Buscador de datos

Biblioteca de datos

Oficina de ingeniería

HELIKOPTER SERV

Locación del pozo Oficinas

> Flujo de datos. Las mediciones se transmiten desde el dispositivo instalado en el fondo del pozo hasta la superficie mediante el cable. La unidad deadquisición de datos en la superficie puede enviar datos por medio del satélite a las oficinas de ingeniería, donde se almacenan los datos en una biblioteca para facilitar el acceso a los mismos.

Prueba de estabilidad de un sensor de insta-lación permanente. Este gráfico de presióncon respecto al tiempo representa la pruebade un sistema de sensor de cuarzo de instalación permanente PQG en un ambientede temperaturas y presiones elevadas en eltranscurso de más de dos años. Las condiciones iniciales de la prueba eran 140°C[284°F] y 7000 lpc [48,2Mpa]. Posteriormentese aceleraron las pruebas, con un incrementode la temperatura a un nivel máximo de 150 °C[302°F], y luego a 160° [320°F] y 170°C [338°F],para provocar una falla en el sensor. Cada vezque se incrementó la temperatura, se produjoun breve período de deriva en la mediciónantes de que el sensor recuperara la estabilidad. La deriva del sensor fue demenos de 3 lpc/año [20 kPa/a]. Durante laprueba, el sensor funcionó de acuerdo con loesperado, pero fue necesario reparar dosveces la celda de prueba.

Primavera de 2000 25

los componentes del sistema son sometidos adistintos controles y calificados para soportar lascondiciones previstas. Se realizan pruebas dedestrucción acelerada que los ponen bajo condi-ciones mucho más extremas que las esperadas alo largo de su vida, como impactos y vibracionesmecánicas más fuertes y temperaturas y pre-siones más elevadas que las que se encuentranen el fondo del pozo. Este tipo de pruebas per-mite determinar las causas de las fallas y losmodos de las mismas. Mediante pruebas del sis-tema a largo plazo, los ingenieros pueden conva-

lidar los modelos de confiabilidad y cuantificar laestabilidad de las mediciones (abajo).

Una desventaja que presentan las pruebas dedestrucción acelerada es que las fallas puedenocurrir simplemente debido a una sobrecarga detensiones de la prueba en cuestión, y podría noresultar un buen mecanismo de predicción delcomportamiento real. Si bien resulta imposibleprobar todo, es importante probar la mayorcantidad de elementos posible para aumentar laconfianza en que el producto funcionará según lorequerido en las operaciones comerciales.

Ingeniería del producto

Perfil y requerimientos del proyectoDiseño de un prototipo del productoAnálisis de riesgo y planes de pruebasPruebas de calificación de los componentesPruebas de calificación de confiabilidadControles técnicos y auditoríasConstante perfeccionamiento del producto

Entrenamiento y desarrollo del personal

Entrenamiento con los ingenieros de desarrollo y de campoEntrenamiento sobre la instalación de completaciones de pozosEvaluación del comportamiento y plan de crecimientoPerfeccionamiento de las técnicas

Ingeniería del proyecto

Requerimientos de ingeniería de yacimiento y de producciónDiseño de las completaciones de pozo y planificación de la instalaciónConstrucción, instalación y operación del pozoPerfeccionamiento del proyecto

Confiabilidad y manejo de la calidad de los datos

Ingreso del historial del campo en la base de datosAnálisis de resultados y respuestas para introducir mejorasRevisión con los operadores e ingenieros de desarrollo y de campo

>Desarrollo de un sistema de monitoreo permanente. Desde el perfil inicial del proyecto hasta el análisis de las fallas, la colaboración entre los ingenieros, el personal de campo y los operadores permite mejorar los sistemas de monitoreo permanente en forma continua.

5. Artículo relacionado con la entrega de datos en esta edi-ción: Brown T, Burke T, Kletzky A, Haarstad I, Hensley J,Murchie S, Purdy C y Ramasamy A: “Entrega de datos a tiempo,” Oilfield Review 11, no. 4(Primavera de 2000): 34-55.

6. Veneruso AF, Sharma S, Vachon G, Hiron S, Bussear T y Jennings S: “Reliability in ICS* Intelligent CompletionsSystems: A Systematic Approach from Design toDeployment,” artículo de la OTC 8841, presentado en laOffshore Technology Conference de 1998, Houston,Texas, EE.UU., Mayo 4-7, 1998.

010.000

10.005

10.010

10.015

10.020

10.025

10.030

100 200 300 400 500 600 700 800 900

Lecturas de presión de la sonda PQG

1 año 2 años

Repa

ració

n de

la ce

lda

de p

rueb

a

Repa

ració

n de

la ce

lda

de p

rueb

a

Deriva de -3 lpc/año

Deriva de 0 lpc/año

Duración de la prueba, días

Pres

ión,

lpc

150°C 160°C 170°C

Prueba de estabilidad de la sonda PQG a 10.000 lpc

>

Las experiencias de los ingenieros de campoconstituyen un complemento de fundamentalimportancia en conjunto con las pruebas de la-boratorio.

Asimismo, se realizan pruebas de susceptibi-lidad a los impactos y vibraciones mecánicas,como los que se pueden producir durante eltransporte y la instalación.7 El concepto básico deestas pruebas es similar a las desarrolladas porSir Henry Royce, el ingeniero responsable deléxito del automóvil Rolls-Royce. Su método con-sistía en hacer chocar el automóvil repetidasveces sobre aparatos que simulaban los golpesen la calle. De esa manera Royce determinabaqué partes del chasis no eran lo suficientementefuertes y desarrollaba otras mejores (derecha).8

Los cambios incluían, por ejemplo, el reemplazode remaches por bulones y el uso de pocosbulones de gran tamaño en lugar de muchospequeños.

Durante la etapa de diseño del sistema, losingenieros garantizan que se establezca una inte-racción adecuada entre los componentes de lacompletación. A través de la comunicación conlos ingenieros a cargo de la completación y losproveedores externos se ha logrado un mejora-miento continuo de las conexiones operadas porcable en el fondo y de la protección del sistema.

Tanto los expertos como los usuarios aportanideas durante la etapa de desarrollo mientras losingenieros realizan simulaciones y construyenmaquetas. Con frecuencia se realizan revisionesdel diseño, en las que se incluye al personal quetrabaja en el campo. Las reglas del diseño estánpreparadas para atender la necesidad de reducirlas presiones sobre los componentes, minimizarlas conexiones externas y otros motivos de preo-cupación.

Una vez que se ha construido el sistema y seencuentra listo para su instalación, un equipoespecialmente entrenado revisa todos losdetalles de los procedimientos de la instalación ylos planes del proyecto con el personal involu-crado en las operaciones y los contratistas exter-nos. El desempeño del personal a cargo de lainstalación de campo reviste un papel fundamen-tal en la confiabilidad del sistema, por lo cual seorganizan programas formales de capacitación,tanto para los ingenieros de diseño del sistemacomo para los técnicos que se ocupan de las

instalaciones de campo. Los ingenieros de diseñotratan de simplificar al máximo los requerimien-tos de la instalación, ya que existen diversos fac-tores, tales como bajas temperaturas, ráfagas deviento y tiempos prolongados que pueden sig-nificar desafíos adicionales para el personal. Undiseño que permite una instalación rápida y fácilhace más llevadera la carga para el personal decampo, además de minimizar los riesgos y eltiempo de trabajo.

26 Oilfield Review

>Herramientas de tortura. A comienzos del siglo pasado, Sir Henry Royce sometía el chasis de unautomóvil a impactos mecánicos repetidos (arriba), para poder observar cuáles de sus partes evidenciaban una tendencia a fallar y poder construir partes mejores para Rolls-Royce. Hoy en día,Schlumberger ha desarrollado máquinas de prueba altamente especializadas y técnicas de ensayosacelerados para verificar la resistencia de los equipos de fondo frente a los impactos mecánicos (abajo).

7. Veneruso A, Hiron S, Bhavsar R y Bernard L: “ReliabilityQualification Testing for Permanently Installed WellboreEquipment,” sinopsis presentadas para la ConferenciaAnual de la SPE a realizarse en Dallas, Texas, EE.UU.,Octubre 1-4, 2000.

8. Se agradece a Phillip Hall por la información acerca de lamáquina de pruebas de Rolls-Royce. El señor Hall seretiró de Schlumberger después de 22 años de servicio,transcurridos en el campo petrolero y en el área de electrónica. Actualmente ocupa el cargo de Presidentede la Fundación en memoria de Sir Henry Royce, consede en: The Hunt House, Paulerspury,Northamptonshire, NN12 7NA, Inglaterra.

Primavera de 2000 27

Aprender de la experienciaCuando se produce una falla en un sensor defondo de instalación permanente, los ingenierosanalizan las circunstancias y muchas vecestratan de reproducir los modos de la falla en elcentro de ingeniería o en otra instalación deprueba. Los mecanismos de las fallas no sonaccidentales; en la mayoría de los casos existencausas subyacentes que se deben descubrir,como problemas en el diseño, fallas en los mate-riales o instalaciones incorrectas. Schlumbergerha establecido una base de datos en línea pararecolectar datos relativos a las instalaciones delsistema, incluyendo los detalles acerca de lascondiciones ambientales, para poder identificarposibles patrones recurrentes en las fallas(derecha). Esta base de datos permite realizar unanálisis estadístico de los datos por región, ope-rador, condiciones ambientales y otros paráme-tros operacionales. A través de un minuciosoanálisis de la base de datos mundial se podráaprender a partir de las diversas experiencias decampo y concentrar los esfuerzos en las posiblesáreas de mejora.

Desde el 1 de agosto de 1987 hasta el pre-sente, se ha controlado el funcionamiento de 712instalaciones de sensores permanentes. El sis-tema más antiguo tiene más de 16 años y fueinstalado unos años antes de la creación de labase de datos. En un análisis de 572 instala-ciones de tecnología digital de última ge-neración, realizado desde su introducción enmarzo de 1994, se indica que más del 90% deestos sistemas PressureWatch de cuarzo y zafirotodavía se encontraban en funcionamientodespués de 2 años y medio (abajo). Este análisis,

> Base de datos del sensor de fondo de instalación permanente. Un control cuidadoso de cadasistema permite el análisis del comportamiento del sensor. Por medio de una comparación delas condiciones ambientales, el equipo de trabajo puede prepararse para instalar los sensoresen nuevos sitios, aprendiendo de las experiencias vividas en áreas similares.

00,0 0,5 2,01,51,0 2,5 3,0 4,0 4,53,5 5,0

10

20

30

40

50

60

70

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90

100

Vida operativa, años

Prob

abili

dad

de vi

da ú

til, %

,Vida operativa de los sensores de instalaciónpermanente. Desde que comenzó a llevar un registro en el año 1987, Schlumberger lleva instalados más de 700 sensores de instalación permanente en todo el mundo. El análisis de 572instalaciones de última generación con tecnologíadigital efectuadas desde marzo de 1994, que semuestra con una línea violeta, indica que más del88% de estos sistemas PressureWatch de cuarzo yzafiro todavía se encontraban en operacióndespués de 4 años. La línea de tendencia de colorlila comienza en 97% y disminuye un 3% por año,una tasa de falla más elevada que la de los datosreales. La fotografía muestra las instalaciones deproducción del campo Baldpate, operado por laempresa Amerada Hess.

>

basado en métodos introducidos por Møltoft,permite revelar los factores clave que ejerceninfluencia sobre la confiabilidad de los sistemasde monitoreo permanente (arriba a la derecha).9

El método Møltoft considera el tiempo real deoperación de un sistema en lugar de su tiempocalendario, lo cual constituye una ventaja impor-tante cuando se estudian instalaciones de campodurante un período de tiempo prolongado. Estemétodo ayuda a identificar las áreas querequieren mejoras dentro del diseño y la insta-lación del sistema.

Las compañías operadoras han estudiado enforma independiente la confiabilidad de los sen-sores de instalación permanente.10 Los distintosfabricantes y operadores miden el compor-tamiento de acuerdo con sus propios estándares.Schlumberger prefirió concentrarse en el estudiodel sistema en su totalidad en lugar de hacerlosobre un único componente, ya que es funda-mental que todo el sistema opere en forma co-rrecta y suministre los datos utilizables.

Del fondo del pozo al escritorio: uso de losdatosUna vez que los equipos han sobrevivido a laodisea de las pruebas y la instalación, los ver-daderos desafíos comienzan cuando el sistemade monitoreo permanente se coloca en un pozo.Un sistema que toma una medición por cadasegundo del día produce más de 31 millones dedatos por año. Tanto los operadores como lascompañías de servicios deben hacer frente alvolumen de datos provenientes de los sistemasde monitoreo permanente, lo cual constituye untema de frecuente preocupación.11 Ciertos ope-radores han optado por tomar muestras de datosen momentos específicos, o bien cuando se pro-duce una modificación en las mediciones quesupera un límite predeterminado. Otros, en cam-bio, toman muestras de los datos a intervalos detiempo mayores, como por ejemplo cada 30segundos, con el fin de reducir el volumen de losdatos.

Una vez que llegan al usuario, los datos seaplican en dos problemas de producción ge-nerales: el drenaje de los yacimientos y la pro-ductividad del pozo (próxima página). Losaspectos relativos al drenaje del yacimiento com-prenden: monitoreo de la presión, mantenimientode la presión, modelos de balance de materialesy de simulación dinámica de los yacimientos. Lostemas relativos a la productividad de los pozos,como el daño y la permeabilidad, afectan a laingeniería de producción.

Cuando se cierra un pozo para realizar tareasde mantenimiento, una sonda de presión sumi-nistra el equivalente a una prueba de recu-peración de presión en menor escala. Lossubsiguientes cierres del pozo les permiten a losingenieros analizar la semejanza entre estaspruebas y aumentar la confianza en la selecciónde un modelo del yacimiento. Si todos los pozosde un campo se cierran, los sensores de fondopueden medir la presión promedio del yaci-miento. La presión promedio del yacimientomedida de esta forma constituye un componenteclave de la tasa de declinación y las estima-ciones de las reservas, además de un parámetromuy útil para las simulaciones del yacimiento.12

En los proyectos de inyección de fluidos, lossensores de presión de instalación permanenteen el fondo del pozo pueden utilizarse paramantener mejor la presión, desplazar el petróleo,detener la subsidencia y desechar los fluidos.

28 Oilfield Review

Tiempo en operación

Falla

s acu

mul

adas

, %

Fallas (relacionadas con fabricación e instalación)

Sobrecarga aleatoria (relacionada con el diseño)

Desgaste predecible (relacionado con el diseño y el medio ambiente)

.Caracterización del comportamiento en eltiempo. Hasta los sensores de instalación permanente más confiables pueden fallar y la causa de la falla es, con frecuencia, materiade especulación. Muchas de las fallas tempranas se originan en problemas relacionados con la producción o la instalación.En las etapas intermedias, las fallas ocurren enuna proporción baja y relativamente constante,aparentemente debido a sobrecargas esporádicas. Después de varios años de servicio,las fallas pueden ocurrir por el envejecimiento delos componentes.

A través del monitoreo continuo de la presión, losoperadores pueden controlar el comportamientodel yacimiento mediante la inyección de fluidospara mantener las presiones del yacimiento porencima del punto de burbujeo y garantizar así laproducción de petróleo, en lugar de gas. Los sen-sores de instalación permanente también ayudana determinar la tasa óptima de producción cuan-do existe la posibilidad de producción de arena oconificación de agua a altas tasas de flujo.

Los sensores de presión de fondo les per-miten a los ingenieros distribuir la producción depozos específicos. Si se conoce la presión defondo, la presión en el cabezal del pozo y las pro-piedades generales de los fluidos producidos sepuede realizar el cálculo de la tasa de flujo de unpozo y calibrar la misma con los datos del pozo.Los campos satelitales en áreas marinas conec-tados a plataformas y campos de propiedad com-partida resultan adecuados para esta aplicaciónde los sensores de presión de fondo.

En los casos de levantamiento artificial porgas, los sensores de presión de fondo ayudan adeterminar el comportamiento del sistema. Porejemplo, un yacimiento de petróleo prolífico, noconsolidado y de alta permeabilidad podría teneralta producción, pero la presión de fondo delpozo podría resultar inadecuada para producir elfluido hasta la superficie. Si se instala en el pozouna bomba electrosumergible o un sistema delevantamiento artificial por gas, el operadorpuede agregar un sensor de fondo para evaluar elcomportamiento del sistema de levantamiento.

>

Primavera de 2000 29

Los sensores en acciónLas aplicaciones de monitoreo permanente quese describen a continuación provienen deregiones totalmente separadas entre sí, que pre-sentan diferentes desafíos operativos y priori-dades por parte de los operadores. En cada caso,el operador podría determinar el valor de los sis-temas de monitoreo permanente en una diversi-dad de formas; por ejemplo, la cantidad debarriles adicionales de crudo recuperados gra-cias a un drenaje más eficiente del yacimiento opor una mejor productividad de algunos pozos, obien en términos de la reducción de costosdebida a la disminución del número de interven-ciones. En un descubrimiento profundo del MedioOriente, se halló crudo sulfuroso a alta presión yalta temperatura (HPHT, por sus siglas en Inglés).Su evaluación planteaba numerosas dificultadesoperativas y de interpretación. A diferencia delos campos de petróleo someros y prolíficos quese encontraban en las inmediaciones, el pozodescubierto producía en forma anómala crudo dealta densidad API de un yacimiento fracturado decarbonatos con microporosidad limitada. La exis-tencia de una espesa capa de sal por encima delyacimiento complicaba la interpretación y lasoperaciones. No obstante, la acumulación pre-sentaba oportunidades fascinantes para evaluarlas zonas de fracturas encontradas por debajo delos puntos de derrames de la estructura y la auto-generación de hidrocarburos en una roca rica enkerógeno.

Los datos correspondientes al pozo descubri-dor resultaban inadecuados para calibrar las si-mulaciones del yacimiento o para planificar sudesarrollo. Se perforó un pozo profundo de eva-luación, con densidades de lodo que superaban

los 2,4 g/cm3 [20 libras por galón], del que seextrajeron datos de núcleos, registros de lodo yregistros eléctricos. A partir de una prueba depozo de larga duración se obtuvieron suficientesdatos para que los ingenieros pudieran decidirlos procedimientos a seguir.

Las presiones de la formación eran suma-mente elevadas y el uso de lodos de alta densi-dad en los hoyos significaba que no se podríanrealizar mediciones de presión con probadoresoperados por cable de perfilaje. En lugar de ello,el operador seleccionó un sistema FloWatcherpara medir la presión, la temperatura y la tasa deflujo en forma continua. En esta instalación se uti-lizó por primera vez el sistema FloWatcher a unapresión de 15.000 lpc [103,4 Mpa], de manera que

fue necesario realizar algunas preparaciones pre-vias. Se modificó el cabezal del pozo, que ya sehabía encargado, para permitir una salida delcable. Además, se construyó un cobertizo paracolocar los equipos de monitoreo de superficie.

El sistema de monitoreo permanente fueinstalado sin inconvenientes y se realizó unaprueba de pozo de cuatro meses de duración;período durante el cual el petróleo fluía por unconducto de 70 km [43,5 millas] de longitud. Elsistema FloWatcher fue seleccionado, en ciertaforma, porque las mediciones de presión re-gistradas en la entrada y en la garganta delVenturi permitían determinar la presión absoluta,los cambios de presión ocurridos a través delVenturi y la tasa de flujo. A pesar de que hubo

Drenaje del yacimiento

Aplicación Descripción

Entrega en la locación del pozo

Aplicación Descripción

Monitoreo de presión Relevamiento de la presión estática de fondo

Mantenimiento de presión Futuros planes de desarrollo (represurización del yacimiento, instalaciones de inyección)

Monitoreo en tiempo real de operaciones de fracturación y estimulación

Evaluación de los perfiles de inyección y de producción en todo el pozo

Actualización del modelo de balance de materiales

Ingreso de datos para actualización continua y perfeccionamiento del modelo de balance de materiales

Interpretación y análisis de pruebas de pozo (recuperación de presión, fluencia, flujo a tasas múltiples e interferencia)

Límites del yacimiento, requerimientos acerca del espaciamiento de los pozos, comunicación de presión entre los pozos

Monitoreo de inyección de agua y gas Evaluación del grado de soporte de presión por parte de los pozos inyectoresEvaluación del comportamiento del programa de inyección

Perfeccionamiento y validación del modelo del yacimiento

Base de datos histórica para ajuste histórico de la presiónHerramienta de calibración para modelo de simulación

Interpretación y análisis de pruebas de pozo (recuperación de presión, fluencia, flujo a tasas múltiples e interferencia)

Factor de daño, permeabilidad y presión promedio del yacimiento

Ingeniería de producción Datos de entrada para análisis NODALIndice de productividad (IP) y variación a largo plazo de la medición del IP; generación de agua, correlación de la tasa de producción de arena y de gas en función de la presión

Estudio de la presión de fluencia en el fondo del pozo para determinar la tasa máxima de producción—presión de fluencia óptima por encima del punto de burbujeo para evitar la liberación de gas

Adición o corroboración de otras mediciones de monitoreo del yacimiento

Corroboración de la información provista por las innovaciones técnicas, tales como los estudios sísmicos 4D, aplicación de la técnica de lapsos de tiempo a los registros de pozos

>Aplicaciones típicas de los datos obtenidos con sensores instalados enforma permanente en el fondo del pozo. Estos datos se pueden utilizar paramejorar tanto el drenaje del yacimiento como la productividad del pozo.

9. Møltoft J: “Reliability Engineering Based on FieldInformation—the Way Ahead,” Quality and ReliabilityInternational 10, no. 5 (Mayo de 1994): 399-409.Møltoft J: “New Methods for the Specification andDetermination of Component Reliability Characteristics,”Quality and Reliability International 7, no. 7 (Julio de1991): 99-105.

10. van Gisbergen SJCHM y Vandeweijer AAH: “ReliabilityAnalysis of Permanent Downhole Monitoring Systems,”artículo de la OTC 10945, presentado en la OffshoreTechnology Conference de 1999, Houston, Texas, EE.UU.,Mayo 3-6, 1999.

11.Este artículo no incluye una discusión completa sobre elprocesamiento y la reducción de los datos provenientesde los sensores instalados en el fondo del pozo en formapermanente. Un ejemplo de la forma de procesar losdatos, se puede encontrar en: Athichanagorn S, Horne Ry Kikani J: “Processing and Interpretation of Long-TermData from Permanent Downhole Pressure Gauges,”artículo de la SPE 56419, presentado en la ConferenciaAnual de la SPE, Houston, Texas, EE.UU., Octubre 3-6,1999.

12. Baustad T, Courtin G, Davies T, Kenison R, Turnbull J,Gray B, Jalali Y, Remondet J-C, Hjelmsmark L, Oldfield T,Romano C, Saier R y Rannestad G: “Cutting Risk,Boosting Cash Flow and Developing Marginal Fields,”Oilfield Review 8, no. 4 (Invierno de 1996): 18-31.

una falla reparable en el sello del Venturi, seobtuvieron mediciones de presión del sensor depresión, que funcionó de acuerdo con lo espe-rado a lo largo de toda la prueba. Además, el di-seño especial del mandril para adaptarlo alsistema resultó de un bajo costo relativo.

El sistema de monitoreo permanente les per-mitió a los ingenieros producir el pozo a la tasamáxima de producción manteniendo la presiónpor encima del punto de burbujeo, y al mismotiempo, les permitió adquirir los datos necesariospara formular los planes de desarrollo. Teniendoen cuenta los desafíos operacionales que pre-sentaban este pozo y esta área en particular,sumado a su ubicación remota y a la importanciade obtener datos útiles, la prueba de pozo dealcance extendido con un sistema de monitoreopermanente instalado en el fondo del pozoresultó ser la solución óptima.

Los sistemas de monitoreo permanente insta-lados en el fondo del pozo se han utilizado en elGolfo de México durante varios años. ShellOffshore, Inc., ha instalado sensores en formapermanente en cada uno de los 10 pozos queopera en el área Enchilada de la zona continentaldel Golfo de México (abajo). El área Enchiladacomprende yacimientos de arenas de capas del-gadas con turbidita, depositadas por encima ypor debajo de la sal. La primera sonda fue insta-lada en septiembre de 1997, y hasta la fechatodos los sensores continúan operando sin fallas.

Los sensores de presión de fondo instaladosen forma permanente cumplen dos requerimien-tos importantes para la empresa Shell Offshore:se observan mejoras tanto en las operacionesdiarias como en el manejo del yacimiento a largoplazo. En ambos casos, los especialistas delyacimiento deben tener acceso a los datos depresión en un formato que puedan utilizar enforma eficiente. El sistema instalado porSchlumberger almacena los datos para poderrealizar posteriores análisis de pruebas de pre-sión transitoria. Shell Offshore recupera losdatos del sistema y utiliza su propio sistema deoperaciones asistidas por computadora (CAO, porsus siglas en Inglés) para manejar a largo plazola gran cantidad de datos.

La unidad de adquisición de datos CAO deShell captura las mediciones de presión en lasuperficie y en el fondo a intervalos aproximadosde 30 segundos, lo cual permite analizar las ten-dencias y archivar los datos de presión a largoplazo. En el pasado, la mayor parte de las deci-siones relativas a las operaciones diarias se rea-lizaban en base a las mediciones de presión desuperficie o de presión en las tuberías de produc-ción, obtenidas a intervalos prolongados y conequipos operados a cable. Una declinación en lapresión de superficie puede indicar el ago-tamiento del yacimiento o una obstrucción en elfondo. Esta ambigüedad no se puede resolversólo con los datos de superficie. Pero si sedispone de las mediciones de presión de superfi-cie y de fondo, es posible diagnosticar los pro-blemas de producción de inmediato. Por ejemplo,si las curvas de presión de superficie y de fondose siguen una a la otra con una tendencia decli-nante, es probable que la causa sea el ago-tamiento del yacimiento. Por el contrario, si lapresión de superficie disminuye pero la presiónde fondo permanece constante o aumenta, sepodría sospechar que existe un bloqueo en latubería de producción provocado por la presenciade sal, incrustaciones o parafinas (próximapágina, derecha).13 Por lo tanto, los ingenieros delárea Enchilada utilizan las mediciones de super-ficie y de fondo para diagnosticar los problemasde producción y optimizar los tratamientos deremediación.

Las sondas de presión de fondo de instalaciónpermanente resultan especialmente importantespara un manejo eficaz del yacimiento en el áreaEnchilada y en otras zonas de característicassimilares. Los yacimientos de capas delgadas,

como las arenas con turbidita, pueden ser difí-ciles de evaluar utilizando métodos conven-cionales. Además, los productores quierendeterminar si se trata de un yacimiento continuo.Durante el desarrollo inicial, se habían perforadopocos pozos de evaluación y, debido a la ubi-cación subsalina de diversas zonas potenciales,resultaba difícil definir la geometría y la exten-sión del yacimiento. La adquisición de datostempranos de presión de cada pozo permitióplanificar el desarrollo con mayor facilidad.Además, los pozos del área Enchilada son delargo alcance y en forma de S, por lo cual la per-foración resulta sumamente costosa y no son defácil acceso por métodos convencionales. Másaún, el riesgo mecánico que implica correr son-das de medición de presión operadas a cabledentro de estos pozos con altas tasas de produc-ción se considera inaceptable. Por lo tanto, el sis-tema de sensor de instalación permanentepermite el monitoreo de presión del yacimientoen forma frecuente, sin riesgos mecánicos y conun mínimo de retraso en la producción. Las medi-ciones frecuentes permiten optimizar las tasasde producción y dan una idea más acabada de lasreservas potenciales.

El ejemplo del área Enchilada confirma quelos datos provenientes de sensores de insta-lación permanente son valiosos a lo largo de todala vida del pozo. El tiempo de operación consti-tuye una gran preocupación para Shell Offshore,ya que se espera que los pozos de Enchilada pro-duzcan por lo menos durante 10 años. La confia-bilidad y la durabilidad de estos sensores deinstalación permanente tienen un impactodirecto sobre el valor de los activos. Después deléxito obtenido con la aplicación de la tecnología

30 Oilfield Review

Campo Enchilada. El área Enchilada incluyevarios bloques en la zona marina Garden Banks,en Luisiana, EE.UU. Los bloques tienen 4,8 km delargo [3 millas] y 4,8 km de ancho.

TEXAS

LUISIANA

Garden Banks

Baldpate

BaldpateNorte

Enchilada

0

0 160 km

100 millas

>

Primavera de 2000 31

de monitoreo permanente, Shell decidió instalarsensores en dos pozos de la plataforma Ram-Powell, que opera en aguas profundas en la zonamarina del Golfo de México. La segunda de estasinstalaciones, una sonda de cuarzo de instalaciónpermanente (PQG) ubicada a una profundidad de7230 m [23.723 pies] es la instalación más pro-funda realizada por Schlumberger hasta la fecha.

Existen desarrollos complicados en aguasprofundas, como el campo Baldpate ubicado enel Bloque 260 del área Garden Banks del Golfo deMéxico, que constituyen un verdadero desafíopara las compañías operadoras (arriba). El primersensor de fondo en el campo Baldpate fue insta-lado en agosto de 1998. Actualmente, siete delos ocho pozos poseen sensores de fondo y seespera que el campo produzca por un período deentre 6 y 10 años.

El campo Baldpate comprende dos yacimien-tos principales del Plioceno, que se encuentran aprofundidades de 4724 a 5324 m [15.500 a17.500 pies]. Las presiones originales delyacimiento superaban los 13.000 lpc [89,63MPa]. En un séptimo pozo en el área BaldpateNorte las arenas producen en forma simultánea.Hacia junio de 1999, el campo alcanzó su pico deproducción de 58.000 bppd [9216 m3/d] y 230MMscfg/D [6,5 MMm3/d].

La instalación de los sensores permanentesen el fondo del pozo resulta sumamente difícil,considerando las profundidades y las presionesde los pozos del campo Baldpate. El éxitodepende de un equipo de trabajo muy bien entre-nado y sumamente competente. Por ejemplo, sedebe evitar toda posibilidad de error, como dañarel cable o hacer empalmes defectuosos. Unaplanificación exhaustiva previa al inicio del tra-bajo le permite a todo el equipo anticipar losproblemas y tratar de encontrar soluciones antesde emprender la instalación. Es conveniente quemuchos operarios del mismo equipo trabajen entodas las instalaciones, ya que la experienciaadquirida en cada pozo se puede aplicar en lostrabajos subsiguientes.

La empresa Amerada Hess Corporation, queopera el campo Baldpate, prefirió instalar sen-sores permanentes de medición de presión en elfondo del pozo por razones mecánicas y demanejo del yacimiento. En primer lugar, las com-pletaciones con empaque de grava resultan cos-tosas y, en los pozos con tasas elevadas de flujo,las tuberías son proclives al daño si se produceuna caída de presión excesiva, o si la velocidaderosional es demasiado elevada.14 A medida quelas tasas de flujo se incrementaban durante lasetapas iniciales de la producción, los datos de la

Pres

ión

Tiempo

Psuperficie

Pfondo

Psuperficie

Pfondo

Pres

ión

Tiempo

Diagnóstico de problemas de producción. Los gráficos de presión de fondo, Pfondo, y de presión de superficie, Psuperficie, en función deltiempo permiten diagnosticar los problemas de producción. En la figura superior, ambas presiones están declinando, pero las curvas sesiguen una a la otra, lo cual sugiere el agotamiento del yacimiento. En el gráfico inferior, la presión de superficie se separa ydecae a un ritmo más rápido que la presión defondo. Se podría concluir que existe unaobstrucción provocada por incrustaciones minerales en la tubería de producción.

13. Para información adicional sobre incrustaciones, véaseCrabtree M, Eslinger D, Fletcher P, Miller M, Johnson A y King G: “Fighting Scale—Removal and Prevention,”Oilfield Review 11, no. 3 (Otoño de 1999): 30-45.

14. La velocidad erosional es la velocidad a la cual unchorro de fluido degrada un metal a nivel molecular. Eneste caso, al operador le preocupaba la posibilidad deque los pozos con alta tasa de flujo produjeran arena delyacimiento no consolidado y dañaran la tubería de producción.

15. Pahmiyer RC, Fitzpatrick HJ, Jr. y Dugan J: “CompletionEfficiency Measures for High-Permeability,Unconsolidated Sand Environments,” presentado en laConferencia Europea de Daño a la Formación de la SPE en 1999, La Haya, Holanda, Mayo 31-Junio 1, 1999.

>Ubicación del campo Baldpate. Se encuentra en la zona marina de Luisiana en el Bloque 260 delárea Garden Banks.

TEXAS

LUISIANA

Garden Banks

Baldpate

BaldpateNorte

Enchilada

0

0 160 km

100 millas

>

presión permitieron evitar el daño, garantizandoque no se sobrepasaran los límites predetermi-nados con respecto a la caída de presión y a lavelocidad erosional. Los ingenieros lograron cal-cular la eficiencia mecánica, o factor de dañomecánico, de la completación, midiendo la caídade presión a través de toda la completación.15

El acceso a un flujo constante de datos depresión les permite a los ingenieros de yaci-miento ajustar los modelos composicionales parala simulación dinámica del yacimiento, realizar elajuste de historia de la presión del yacimiento,probar escenarios de recuperación secundaria ypronosticar la recuperación final. Los datos depresión también se utilizan para los análisis depruebas de presión transitoria, que se realizancon frecuencia. Estos análisis proporcionan cál-culos de permeabilidad efectiva, factor de dañomecánico, efectos de flujos que no responden ala ley de Darcy, presión promedio del yacimientoy distancia aproximada a distintos límites delyacimiento.

También se pueden realizar pruebas de inter-ferencia, ya que todos los pozos cuentan consensores de presión de instalación permanente.Cada pozo responde a los ajustes realizados enlos pozos vecinos en unas pocas horas, y lasrespuestas de presión se pueden utilizar paraevaluar la continuidad del yacimiento. Los datosprovenientes de los sensores de presiónconfirmaron el modelo geológico de una cuencade arena en forma de abanico y lateralmentecontinua.

En el campo Baldpate se instalaron siete sen-sores, seis de los cuales todavía funcionan. Elúnico que ha fallado, que, en realidad, es el únicocaso de los 43 sensores instalados porSchlumberger en América del Norte, aparente-mente se debió a un problema originado dentrodel mismo sensor, aunque no se conocen losresultados del análisis posmortem. La instalaciónde sensores en todos los pozos hizo que la pér-dida de uno de ellos no significara más que uninconveniente, en lugar de una gran dificultad.No valía la pena recuperarlo o repararlo, debidoal costo y a los riesgos mecánicos que implicabala extracción de la tubería de producción.

Por otra parte, los datos provenientes de los sen-sores instalados en los otros pozos resultan sufi-cientes para el manejo actual del yacimiento.

La empresa Amerada Hess maneja concuidado el gran volumen de datos provenientesde las sondas de presión de fondo de instalaciónpermanente. Los datos se almacenan en el discorígido de una computadora personal instalada enla torre de producción. Desde su oficina, el inge-niero puede controlar la tasa de muestreo y recu-perar esos datos en forma electrónica ytransmitirlos a su propia oficina. Sin embargo,Amerada Hess planea trasladar y almacenar todoel volumen de datos en otro sitio. Los datos sepueden descargar en un paquete de aplicacionesde análisis de pruebas de presión transitoria paraanalizarlos pocos minutos más tarde.

Un ejemplo proveniente de Africa muestraotras aplicaciones de los sensores de fondo. Apartir de 1992, Mobil Producing Nigeria Unlimitedha instalado sensores permanentes en el fondodel pozo para medir la presión en 12 de sus cam-pos ubicados en el área marina de Nigeria: Usari,Oso, Mfem, Ubit, Iyak, Enang, Asasa, Ekpe,Asabo, Unam, Edop y Etim (arriba).16

Mobil ha utilizado las mediciones de presiónobtenidas con sensores de fondo en varias for-mas. Las aplicaciones más sencillas comprendenla determinación del mecanismo de drenaje delyacimiento, la evaluación de los esquemas deagotamiento y las discontinuidades del yaci-miento y el planeamiento de programas paramantener la presión. Los sensores de fondo deinstalación permanente miden la presión defondo en aquellos pozos que presentan alta pre-sión en el cabezal del pozo, lo que impide el usode técnicas de medición de presión con sondasoperadas a cable. Mobil puede evitar los costosque implica cerrar pozos con altas tasas de flujosolamente para obtener datos. En los camposque incluyen numerosos pozos, los datos sumi-nistrados por sensores de presión colocados enlugares estratégicos permiten calibrar las medi-ciones de presión adquiridas por métodos opera-dos a cable con aquellas provenientes de lossensores de instalación permanente.

En el campo Edop, que incluye alrededor de40 pozos, 7 de ellos cuentan con sensores defondo para medir la presión. Mobil esperabainyectar gas para mantener la presión delyacimiento, por lo cual el plan inicial consistía encolocar una sonda de presión de fondo en unpozo en cada uno de los cuatro bloques delcampo Edop y evaluar la conectividad delyacimiento a través de los bloques. Los resulta-dos obtenidos con los sensores mostraban queno existía comunicación alguna a través de losbloques, y que sería necesario utilizar inyectoresseparados para cada bloque. Los sensores tam-bién indicaron que se deberían modificar losesquemas de inyección planeados, por lo que seintegraron los datos obtenidos con los sensoresde presión de fondo con los modelos geológicos3D para modificar y optimizar las ubicaciones delos pozos productores e inyectores.

Los datos de presión suministrados por lossensores de fondo resultaron fundamentales

32 Oilfield Review

16. Ogunlowo RF, Ewherido UJ y Oyewole AA: “Use ofDown-hole Permanent Gauges in Reservoir Descriptionand Management of a Gas Injection Project in EdopField, Offshore, Nigeria,” preparado para la ConferenciaInternacional Anual Nº 23, Abuja, Nigeria, Agosto 4-6,1999.

17. Algeroy et al, referencia 1.Huck R: “The Future Role of Downhole Process Control,”Orador invitado, Offshore Technology Conference,Houston, Texas, EE.UU., Mayo 3, 1999.

18. Christie A, Kishino A, Cromb J, Hensley R, Kent E,McBeath B, Stewart H, Vidal A y Koot L: “Solucionessubmarinas,” Oilfield Review 11, no. 4 (Primavera de 2000): 2–19.

Delta de Nigeria

TerminalQua Iboe

Campos petroleros con sondas permanentes

0 15 millas

0 24 km

AFRICA

Asabo

Enang

Edop

Asasa

Etim

UnamUbit

Iyak

Mfem

Oso

Usari

Ekpe

> Zona marina de Nigeria. Desde 1992, Mobil Producing Nigeria Unlimited ha instalado sensores permanentes en los 12 campos marinos que aparecen en color verde con contornos rojos. Alrededor del 95% de los sensores todavía se encuentra en funcionamiento.

Primavera de 2000 33

para determinar la eficacia de la comunicaciónalrededor de las láminas de lutitas, que no sehabían podido detectar por métodos sísmicos yde registros de pozos. Además, los datos conti-nuos de los sensores condujeron a mejores resul-tados de la simulación del yacimiento que losobtenidos a partir de datos individuales prove-nientes de equipos operados a cable. A medidaque continuó el proyecto de inyección, lasrespuestas de presión instantánea dentro delflujo continuo de datos permitieron determinarcuánto tiempo de inactividad del compresorpodía resistir el proyecto de inyección (derecha).

En otros campos operados por Mobil en lazona marina de Nigeria, entre el 20 y el 25% delos pozos cuentan con sensores de presión defondo. Aproximadamente el 95% de los sensoressuministrados por Schlumberger todavía seencuentran en funcionamiento. Los pocos casosde fallas se han atribuido a problemas originadosen causas externas (líneas de control, empalmesdefectuosos en los cables, fallas en el conectorhúmedo o problemas en el árbol de válvulas) y noen los sensores propiamente dichos. De todasmaneras, se consideran fallas del sistema y, enrealidad, se espera superar la tasa actual deéxito que es del 95%.

Perspectivas en el monitoreo de yacimientosEl monitoreo permanente de los yacimientos esvital para poder realizar completacionesinteligentes, que constituyen un enfoque mo-derno para mejorar la recuperación de losyacimientos.17 Para poder operar en forma efi-ciente y provechosa las válvulas de control deflujo en el fondo del pozo, es necesario compren-der la dinámica del yacimiento, por lo cualresulta esencial combinar los datos obtenidos enel fondo del pozo con el uso de las válvulas decontrol de flujo. Hoy en día, el conocimiento delyacimiento proviene de analizar los datos de pre-sión y de producción y, en algunos casos, losdatos de los medidores de flujo del fondo. Apartir de las investigaciones actuales y deldesarrollo de los medidores de flujo se esperaalcanzar mediciones precisas de las tasas deflujo como también de las propiedades de los flui-dos multifásicos. Asimismo, los investigadoresresponden a los desafíos de obtener medicionesexactas de las tasas de flujo en pozos direc-cionales y horizontales.

Al mejorar el vínculo entre los sistemas deadquisición de datos y los operadores se facilitala transmisión de datos en tiempo real y el des-pliegue de los mismos. El monitoreo permanenteles permite a los ingenieros formarse una ideadel yacimiento, pero para "ver" el yacimiento esnecesario transformar los datos a un formato uti-lizable. Si el acceso a los datos o el desplieguede los mismos resulta demasiado complicado, losdatos obtenidos por los sensores de fondo correnpeligro de ser ignorados.

Los costos y los beneficios económicos de lossistemas de monitoreo permanente se debenconsiderar en forma conjunta. Los casos exitososprovenientes de todo el mundo, como los que seincluyen en este artículo, deberían servir paraaumentar la confianza en los sensores de insta-lación permanente de fondo y en otros sistemas,con lo cual el valor de estos datos va a superarlas preocupaciones inmediatas que, en muchoscasos, se refieren a los costos.

Hoy en día, los operadores se aventuran enáreas remotas y en zonas de aguas profundasque se acercan a los 3048 m [10.000 pies] y com-pletan pozos submarinos con la expectativa deintervenciones limitadas o nulas.18 Para alcanzar

un nivel de producción óptima en estas áreas,será necesario el uso de sistemas de monitoreopermanente compatibles con los otros equiposque intervienen en la completación. Como ocurreen el caso de los sensores de presión de insta-lación permanente y de las válvulas de control deflujo, la confiabilidad de los medidores de flujo defondo y otros dispositivos de instalación perma-nente en los pozos seguirá siendo un criterio fun-damental para considerar antes de optar por lainstalación de estos dispositivos en pozos cos-tosos y de difícil acceso.

La aplicación exitosa de rigurosos procesosde desarrollo de los productos y de pruebas,junto con la ingeniería de confiabilidad y el con-trol de calidad del servicio en el campo, hanestablecido el estándar de confiabilidad para lossistemas de monitoreo permanente. Esto reflejaun compromiso a largo plazo de la gente y de losrecursos. El empleo de estos procesos de inge-niería mejora los sistemas de monitoreo perma-nente para el futuro. En lo que respecta a losoperadores, estas mejoras se traducen en eldiagnóstico prematuro de los problemas, menosintervenciones en los pozos, reducción de losriesgos y mayor recuperación de las reservas.

—GMG

2150

2100

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2000

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1700

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tmin = 4/00Pmax = 2100 lpca tmax = 7/00

Pres

ión,

lpca

12/98 2/99 4/99 6/99 8/99 10/99 12/99 2/00 4/00 6/00 8/00

>Respuesta de la presión en el campo Edop. En el bloque central, la inyección de gas aumenta la presión del yacimiento, como se observa en este gráfico de presión en función del tiempo medida en cuatro pozos diferentes del yacimiento Intra Qua Iboe 3. Las presiones pronosticadas, que se muestran con una línea de puntos, fueron calculadas sobre la base del emplazamiento del pozo, elradio de drenaje, las tasas de producción y las tasas de inyección de gas esperadas. El parámetrotmin o abril de 2000 representa la primera fecha prevista en que la presión del yacimiento alcanzarála presión objetivo (Pmax), mientras que la variable tmax representa la última fecha proyectada paraalcanzar la presión deseada y ésta ocurre en julio de 2000.