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4 Oilfield Review

Comprobación de los límites en condiciones de pozo extremas

Las temperaturas y presiones elevadas de los pozos plantean desafíos de diseño

para los ingenieros que desarrollan herramientas de evaluación de formaciones.

Las herramientas de muestreo y adquisición de datos de presión que utilizan

motores y bombas requieren una alta potencia para operar y a menudo generan

considerablemente más calor que las herramientas utilizadas para las mediciones

petrofísicas básicas. Las soluciones tradicionales para luchar contra la temperatura

y la presión son insuficientes para estos tipos de herramientas. Las innovaciones

recientes posibilitan la obtención de muestras y mediciones de presión en el fondo

del pozo y la ejecución de pruebas extendidas de pozos en condiciones extremas.

Chris AvantSaifon DaungkaewBangkok, Tailandia

Bijaya K. BeheraPandit Deendayal Petroleum UniversityGandhinagar, Gujarat, India

Supamittra DanpanichWaranon LaprabangPTT Exploration and ProductionPublic Company LimitedBangkok, Tailandia

Ilaria De SantoAberdeen, Escocia

Greg HeathKamal OsmanChevron Thailand Exploration andProduction LtdBangkok, Tailandia

Zuber A. KhanGujarat State Petroleum Corporation LtdGandhinagar, Gujarat, India

Jay RussellHouston, Texas, EUA

Paul SimsDar es Salaam, Tanzania

Miroslav SlapalMoscú, Rusia

Chris TevisSugar Land, Texas

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Otoño de 2012: 24, no. 3.Copyright © 2013 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Renato Barbedo, Ravenna, Italia; Larry Bernard, Jean-Marc Follini, David Harrison y Steve Young, Houston; Libby Covington, Simmons & Company International, Houston; Alan Dick, Simmons & Company International, Aberdeen; Eduardo Granados, Richmond, California, EUA; Khedher Mellah, Chevron, Houston; y Sophie Salvadori Velu, Clamart, Francia.InSitu Density, MDT, MDT Forte, MDT Forte-HT, PressureXpress, PressureXpress-HT, Quicksilver Probe, Signature, SRFT y Xtreme son marcas de Schlumberger.INCONEL es una marca registrada de Special Metals Corporation.Quartzdyne es una marca registrada de Dover Corporation.

A medida que exploran nuevas fuentes de petróleo y gas, muchas compañías de E&P están perforando pozos en ambientes que exceden los límites de los equipos y servicios. Los operadores están concen-trando su búsqueda en lugares en los que pocos se han aventurado o que hasta no hace mucho tiempo atrás eran considerados imposibles. Las profundi-dades que están explorando actualmente tienden a alcanzar temperaturas y presiones más eleva-das que antes y a menudo exhiben condiciones de pozo extremas que ponen a prueba los límites de las herramientas y equipos de fondo de pozo.

Las compañías de servicios continúan desarro-llando soluciones para abordar dichas condiciones de pozos extremas; no obstante, ciertas situaciones presentan problemas particulares para los desa-rrolladores de herramientas de fondo de pozo.1 Por ejemplo, las aplicaciones tales como la obten-ción de muestras de fluidos, la adquisición de presiones de formación y la ejecución de pruebas extendidas de presión de fondo de pozo, requie-ren herramientas diseñadas para superar algo más que el calor y la presión, lo que constituye una verdadera hazaña. Estas herramientas tam-bién deben lidiar con el tiempo expuesto al calor generado internamente y los desafíos que plan-tea una larga exposición a condiciones potencial-mente destructivas.

Las herramientas de muestreo y adquisición de datos de presión utilizan motores que requieren una alta potencia; estos motores generan calor que queda retenido en el interior de la herramienta. Para recolectar muestras de fluidos de formación y adquirir datos de presión, estas herramientas pueden tener que permanecer fijas durante largos períodos de exposición al calor y la presión, y están provistas de medidores de presión y sensores que deben mantener su estabilidad a altas temperatu-ras de operación y a la vez conservar la precisión de sus mediciones. Otros usos de los medidores de pre-sión pueden exigir que éstos permanezcan en el fondo del pozo durante varias horas, incluso días, expuestos constantemente a condiciones extremas. Muchos métodos empleados tradicionalmente para tolerar las altas temperaturas de pozos resultan ineficaces en estas situaciones.

Este artículo analiza dos herramientas de muestreo y adquisición de datos de presión que requieren una alta potencia para operar y que fueron diseñadas para tolerar ambientes operati-vos de alta presión y alta temperatura (HPHT). Además, ha quedado demostrado que un medidor de presión de fondo de pozo recién introducido opera durante muchas horas a alta temperatura. Algunos casos de estudio del Mar del Norte, Tailandia e India demuestran la aplicación de estas ventajas.

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1. Para ver las soluciones disponibles en condiciones operativas extremas, consulte: DeBruijn G, Skeates C, Greenaway R, Harrison D, Parris M, James S, Mueller F, Ray S, Riding M, Temple L y Wutherich K: “Tecnologías para alta presión y alta temperatura,” Oilfield Review 20, no. 3 (Invierno de 2008/2009): 52–67.

Chan KS, Choudhary S, Mohsen AHA, Samuel M, Delabroy L, Flores JC, Fraser G, Fu D, Gurmen MN, Kandle JR, Madsen SM, Mueller F, Mullen KT, Nasr-El-Din HA, O’Leary J, Xiao Z y Yamilov RR: “Química de los campos petroleros en condiciones extremas,” Oilfield Review 18, no. 3 (Invierno de 2006/2007): 4–17.

Adamson K, Birch G, Gao E, Hand S, Macdonald C, Mack D y Quadri A: “High-Pressure, High-Temperature Well Construction,” Oilfield Review 10, no. 2 (Verano de 1998): 36–49.

Baird T, Fields T, Drummond R, Mathison D, Langseth B, Martin A y Silipigno L: “High-Pressure, High-Temperature Well Logging, Perforating and Testing,” Oilfield Review 10, no. 2 (Verano de 1998): 50–67.

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Oilfield Review AUTUMN 12HPHT Fig. 1ORAUT 12-HPHT 1

Tem

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Presión de yacimiento, lpc

Pozos HPHT perforados en todo el mundo entre los años 2007 y 2010

Pozo

Alta temperatura

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Un nicho de mercado que importaLos ambientes hostiles se caracterizan por presen-tar condiciones de alta presión y alta temperatura (HPHT). Los pozos HPHT en general atraviesan los umbrales de temperatura o bien de presión, pero muy pocos trascienden ambos. No obstante, el tér-mino HPHT se aplica a cualquier pozo que se con-sidere caliente o altamente presionado. En la industria del petróleo y el gas, se aplican diversos criterios para definir el término “alta” y no existe un estándar industrial ampliamente aceptado. Cualquiera sea el criterio utilizado, la mayoría de los pozos perforados en nuestros días no son extremos; es decir, no exhiben ni alta presión ni alta temperatura.

En el año 2012, se perforarán aproximadamente 107 000 pozos de petróleo y gas en todo el mundo.2 Un estudio llevado a cabo por ingenieros de Schlumberger estima que unos 1 600 de estos pozos serán clasificados como pozos HPHT, lo que repre-senta alrededor del 1,5% del total a nivel mundial. La mayoría de los pozos considerados HPHT exce-den los límites de temperatura establecidos y sólo algunos pozos exhiben presiones verdaderamente

> Temperatura o presión extrema. Los ingenieros de Schlumberger llevaron a cabo un estudio interno de los datos de temperatura y presión de pozos de todo el mundo. Durante un período de cuatro años, ningún pozo excedió los límites de alta temperatura (177°C [350°F]) y alta presión (20 000 lpc [138 MPa]), que se utilizan normalmente para las herramientas de adquisición de registros operadas con cable. Muchos pozos que exhiben una presión extremadamente alta no muestran alta temperatura y viceversa. Por otra parte, hubo más pozos que excedieron la temperatura de 350°F que pozos que excedieron los 20 000 lpc.

Actividad significativa en condiciones de alta temperaturaActividad potencial en condiciones de alta temperaturaActividad geotérmica


> Actividad de perforación en ambientes de alta temperatura. La actividad de perforación de exploración y desarrollo en ambientes de alta temperatura se encuentra regionalmente aislada. La mayoría de los pozos extremos se localizan en tierra firme, aunque existe una actividad significativa en el Golfo de México, el Mar del Norte y el área marina de la India y el sudeste asiático. El número de pozos geotérmicos, que representan el extremo absoluto de las temperaturas extremas, no es significativo desde el punto de vista estadístico.

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extremas (página anterior, arriba). El estudio indica además que el mercado HPHT es domi-nado principalmente por dos países: EUA (60%) y Tailandia (20%) (página anterior, abajo).

Una advertencia importante con respecto a este análisis es que los pozos geotérmicos no se incluyen en las cifras totales. Debido a sus tem-peraturas de fondo extremadamente elevadas, los pozos geotérmicos presentan complejidades ope-racionales que raramente se observan en la explo-ración de petróleo y gas.3 Además, el número de pozos geotérmicos es pequeño en comparación con sus contrapartes petroleras y gasíferas.

Si bien el mercado HPHT actual es relativa-mente pequeño, existe una aceleración reconocida en toda la industria en cuanto al número de pozos extremos que están siendo perforados y planificados. Por ejemplo, según un informe que cubre los pozos extremos perforados en áreas marinas, a lo largo del período de 30 años comprendido entre 1982 y 2012, los operadores perforaron 415 pozos mari-nos HPHT en todo el mundo (arriba).4 El pronós-

tico para el período de cuatro años que finaliza en el año 2016 anticipa que la cifra total se duplicará y que la región situada frente a la costa de Brasil por sí sola incorporará más de 238 pozos profundos para el año 2016. Según las proyecciones, para el año 2020, el número total de pozos HPHT marinos excederá los 1 200; triplicando la cifra total de pozos marinos extremos en solo 10 años. El análi-sis destaca la necesidad de contar en la década venidera con equipos para abordar estas condicio-nes operativas HPHT. No obstante, el problema con este tipo de análisis es que los resultados dependen de la definición de condiciones HPHT de cada usuario.

Una cuestión de semánticaLos operadores y las compañías de servicios a menudo utilizan criterios diferentes para la clasifi-cación de los pozos HPHT. Los operadores luchan contra los efectos que producen la presión y la tem-peratura en las actividades de perforación y cons-trucción de pozos y en los equipos de superficie; las

compañías de servicios a menudo se centran en cómo esas condiciones afectan sus productos, equi-pos y servicios. Si bien la distinción puede parecer sutil, el procedimiento de diseño de ingeniería a menudo difiere.

2. “Special Focus: 2012 Forecast—International Drilling and Production. Global Drilling Remains Consistently Strong,” World Oil 233, no. 2 (Febrero de 2012): 43–46.

“Special Focus: 2012 Forecast—U.S. Drilling. Growth Amidst Economic and Regulatory Turbulence,” World Oil 233, no. 2 (Febrero de 2012): 67–72.

3. Un estudio reciente estima que hasta el año 2011 inclusive, se habían perforado aproximadamente 4 000 pozos geotérmicos.

Sanyal SK y Morrow JW: “Success and the Learning Curve Effect in Geothermal Well Drilling—A Worldwide Survey,” artículo SGP-TR-194, presentado en el 37º Seminario sobre Ingeniería de Yacimientos Geotérmicos, Stanford, California, EUA, 30 de enero–1º de febrero de 2012.

4. Estos resultados fueron registrados en el análisis de Simmons & Company International Limited 2012 preparado para Quest Energy. Para el informe, las condiciones de alta presión y alta temperatura (HPHT) fueron definidas como aquellas condiciones superiores a 10 000 lpc [69 MPa] y 150°C [300°F].

El número de pozos HPHT perforados en tierra firme durante ese período fue muy superior al de los pozos perforados en áreas marinas.

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415 Perforados hasta 2011 inclusive

Proyectados entre 2012 y 2015 inclusive433

Proyectados entre 2016 y 2020 inclusive483

Golfo de México

África OccidentalSudeste Asiático

Australia

Sector noruego del Mar del Norte

Mar Mediterráneo

Mar del Norte

Mar Caspio

Brasil

Pozos HPHT marinos

Pozos

> Actividad HPHT marina. Está previsto que la actividad de perforación de pozos HPHT se acelere en los años venideros, especialmente en las áreas marinas. En los próximos cuatro años, se prevé que el número de pozos HPHT marinos (verde) pasarán a ser más del doble del total de los pozos perforados en las tres últimas décadas (azul). Para el año 2020 (rosa), se prevé que el recuento de pozos se triplicará. (Adaptado de Simmons & Company International Limited, referencia 4. Utilizado con autorización.)

8 Oilfield Review

En un esfuerzo para resolver parte de la confu-sión, recientemente el API publicó algunas reco-mendaciones para los equipos utilizados en los pozos HPHT, que fueron definidos como pozos con una presión de más de 15 000 lpc [103 MPa] y con una temperatura superior a 350°F.5 Las recomen-daciones son aplicables principalmente a los estándares de ingeniería relacionados con los requerimientos de diseño de los equipos, los materiales aceptados y las pruebas de los equipos de control y el hardware de terminación de pozos.

El informe incluye la verificación y la valida-ción del diseño, la selección de materiales y los controles del proceso de manufactura, destina-dos a asegurar que los equipos utilizados en la industria del petróleo y el gas sean adecuados para el servicio en ambientes HPHT. Los tres cri-terios para la clasificación HPHT son: •condicionesdesuperficieanticipadasqueimpo-

nen equipos de control y terminación de pozos diseñados para soportar más de 15 000 lpc

•presión estática de superficie anticipada demás de 15 000 lpc

•temperaturadeflujoenlasuperficiesuperiora350°F.

Si se satisface cualquiera de estas condiciones, el pozo se considera un pozo HPHT. El informe, si bien establece directrices específicas para defi-nir las condiciones HPHT y proporciona protoco-los para la certificación de los equipos, no aborda específicamente los componentes electrónicos de fondo de pozo o la certificación de las herra-mientas de fondo de pozo.

En un intento para definir los valores de los umbrales que reflejan limitaciones físicas y tec-

nológicas, Schlumberger desarrolló un sistema de clasificación HPHT que representa los límites de estabilidad de los componentes comunes, tales como los sellos elastoméricos y los compo-nentes electrónicos (arriba).6 Otras compañías de servicios y operadores utilizan sus propias definiciones, que son similares a las directrices de Schlumberger.

Un nicho en materia de diseño El tipo de pozo —HP o HT— impone el procedi-miento de diseño de ingeniería porque las técni-cas utilizadas para abordar la presión difieren de las aplicadas en relación con la temperatura. Para la presión, la solución consiste a menudo en diseñar equipos con elementos de sello capaces de tolerar fuerzas extremas. Las superficies expues-

tas pueden estar en riesgo, pero los componentes electrónicos internos se encuentran protegidos, salvo una falla del sello, lo que sería catastrófico en caso de que realmente ocurriera (abajo).

No obstante, la protección de los componen-tes electrónicos sensibles de fondo de pozo con-tra las temperaturas extremas usualmente implica el resguardo de dichos componentes sen-sibles contra los efectos acumulados de la exposi-ción al calor. Esto se logra la mayor parte de las veces utilizando barreras térmicas en forma de receptáculos —alojamientos metálicos de doble aislamiento— que protegen los componentes electrónicos el tiempo suficiente para permitir la adquisición de datos y otras operaciones (próxima página, a la izquierda). Los receptáculos se cons-truyen para que exhiban una extremadamente baja conductividad y difusividad térmicas a fin de asegurar que la temperatura en el interior del alo-jamiento se eleve muy lentamente.

Los receptáculos se han convertido en un componente integral de las herramientas, tales como el conjunto de herramientas Xtreme de Schlumberger, diseñadas para ambientes HPHT.7

La plataforma Xtreme incluye las mediciones comu-nes para el análisis petrofísico. Lamentablemente, la solución para la protección de los componen-tes electrónicos contra el calor del pozo implica la retención del calor generado automáticamente en el interior del alojamiento de la herramienta. Este calor puede elevar las temperaturas inter-nas mucho más allá de las tolerancias térmicas de la herramienta. A la hora de utilizar receptá-culos en ambientes HPHT, los ingenieros especia-listas en adquisición de registros monitorean tanto el tiempo como la temperatura para evitar la falla potencialmente catastrófica de la herra-mienta relacionada con la temperatura.

> Sistema de clasificación HPHT. Este sistema de clasificación fue propuesto por los ingenieros de Schlumberger y se basa en los límites de presión y temperatura que representan los límites de estabilidad de los componentes comunes utilizados por las compañías de servicios. Éstos abarcan los dispositivos electrónicos y los elementos de sellado. La clasificación HPHT-hc define los ambientes improbables en los pozos de petróleo y gas, si bien existen pozos geotérmicos que exceden los 500°F.


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Ultra-HPHT

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> Los resultados de la falla. Esta herramienta falló al ser expuesta a presiones levemente superiores a su rango operativo. La falla se inició en la conexión de tipo anillo roscado, donde el sello estanco era más vulnerable. El resultado fue la pérdida catastrófica de las herramientas por encima y por debajo de la falla causada por la irrupción repentina de lodo de perforación del pozo.

Oilfield Review AUTUMN 12 HPHT Fig. 5ORAUT 12-HPHT 5

2,50 cm

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Las herramientas que emplean motores y bombas de fondo de pozo de alta potencia, tales como las herramientas de muestreo y adquisición de datos de presión, son algunos ejemplos de herramientas que generan considerable calor;

mucho más que la mayoría de las otras herramien-tas de evaluación. Las cargas térmicas generadas por estas herramientas pueden elevar rápida-mente la temperatura existente en el interior de un receptáculo por encima del rango operativo de

los componentes electrónicos. Por consiguiente, es probable que el uso de receptáculos solamente no proporcione suficiente tiempo de operación para concluir la tarea requerida si se utilizan estas herramientas de alta potencia, generadoras de altas temperaturas.

Las herramientas que no generan exceso de calor y poseen bajo consumo de energía, tales como los medidores de presión de fondo de pozo, pueden ser utilizadas para recolectar datos durante muchas horas, incluso días, en condiciones extremas. Para las mediciones de larga duración en los pozos HPHT, los receptáculos no constituyen una solu-ción para estos tipos de herramientas.

Para que las soluciones aborden el problema del calor generado automáticamente o las operacio-nes extendidas en ambientes de alta temperatura, los ingenieros de diseño a menudo se concentran en los tableros de circuitos. Mediante la maximi-zación de la eficiencia, el análisis del calor gene-rado por los componentes electrónicos y, siempre que sea posible, el empleo de componentes con requerimientos de temperatura superiores al pro-medio, los ingenieros pueden prolongar el tiempo disponible para que las herramientas operen y registren datos en el fondo del pozo (abajo).

> Receptáculos para las barreras térmicas. El método más común de protección de los componentes electrónicos sensibles contra el calor extremo implica la utilización de un receptáculo Dewar (extremo superior). El receptáculo (extremo inferior) consiste en un revestimiento de vidrio dentro de un alojamiento metálico que sirve como capa al vacío; el vidrio y el aire son malos conductores del calor. Los aislantes térmicos situados en cada extremo aíslan la sección correspondiente a los componentes electrónicos. El calor generado internamente de los componentes electrónicos queda retenido en el interior de la herramienta y puede producir su sobrecalentamiento.


Componentes electrónicos

Capa al vacío

Aislantes térmicos

Receptáculo Dewar

> Generación de imágenes térmicas. Las imágenes infrarrojas revelan puntos calientes localizados y componentes electrónicos sobrecargados (izquierda). Es probable que los componentes idénticos de un tablero de circuito (derecha) no tengan la misma carga. Las diferencias de carga grandes pueden ser identificadas utilizando el proceso de generación de imágenes térmicas y pueden requerir el rediseño del tablero de circuito. Las soluciones pertinentes incluyen el cambio de la disposición para redistribuir la carga o la instalación de disipadores térmicos para alejar el calor de las áreas objetivo.


Puntos calientes térmicos Carga desbalanceada

Temperatura, °C24 26 28 30 32 34 36 38 40 42 44 46 48

5. API: “Protocol for Verification and Validation of HPHT Equipment,” Washington, DC: API, Informe Técnico PER15K-1, 1a ed., 2012.

6. DeBruijn et al, referencia 1.7. Para obtener más información sobre las herramientas

de adquisición de registros Xtreme, consulte: DeBruijn et al, referencia 1.

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La elaboración de componentes que toleran altas temperaturas se ha vuelto cada vez más difi-cultosa. El motor de la industria electrónica son los productos de consumo que utilizan compo-nentes electrónicos plásticos no diseñados para ser utilizados siquiera en condiciones de tempe-ratura moderadamente alta; por ejemplo, de más

de 125°C [257°F]. Los componentes plásticos se componen a menudo de plaquetas (chips), o pas-tillas, de silicio, envueltas en un sobreembalaje de plástico. Estos componentes no toleran los rigores de los ambientes extremos porque el sobreembalaje falla primero debido a los efectos de la temperatura, aunque el componente elec-

trónico que se encuentra debajo puede no haber experimentado fallas. Por otra parte, los fabri-cantes tratan los componentes electrónicos plás-ticos con productos químicos incombustibles. Estos productos químicos contienen compuestos volátiles que se liberan cuando existen tempera-turas elevadas. Además, estos productos quími-cos son altamente corrosivos.

>Modo de falla de los componentes electrónicos. Cuando los componentes electrónicos fallan, el modo puede atribuirse a menudo a fallas mecánicas ocasionadas por choques y vibraciones. Es posible que se formen fisuras en las conexiones (izquierda) que tarde o temprano se romperán bajo la acción repetida de la carga. En los medios sellados de las herramientas de adquisición de registros, puede suceder que se liberen productos químicos corrosivos desde los tableros de circuitos y otros componentes. A temperaturas elevadas, la corrosividad de estos productos químicos se acelera, lo que daña los elementos electrónicos sensibles (extremo superior derecho). Si las herramientas se abren para efectuar reparaciones o tareas de mantenimiento, la humedad presente en el aire también puede constituir un problema. Cuando se dispone de espacio, pueden utilizarse desecantes en el interior de los alojamientos de las herramientas para proteger los componentes electrónicos contra la corrosión a través de la absorción de la humedad y de los productos químicos volatilizados (extremo inferior derecho).


Siete días a 150°C con desecante

Siete días a 150°C sin desecante

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×50

Cuña fisurada

Cuña rota

> Diseño para los extremos. Para garantizar que las herramientas operen con temperaturas extremas, los ingenieros utilizan componentes que se basan en el material cerámico y metálico subyacente (centro) sin la envoltura de plástico empleada normalmente en los componentes electrónicos para consumo. Los componentes cerámicos pueden combinarse en módulos multichip (MCMs) (izquierda). La confiabilidad de los componentes también puede mejorarse con técnicas de fabricación tales como el uso de conexiones de poca masa (derecha), algunas de las cuales son similares en espesor a un cabello humano.

Oilfield Review AUTUMN 12HPHT Fig. 7BORAUT 12-HPHT 7B

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Para los ambientes de alta temperatura, los inge-nieros de diseño de Schlumberger han aprendido a eliminar los sobreembalajes plásticos y a utilizar solamente las plaquetas de silicio. Estas plaque-tas y los otros componentes se fijan directamente en tableros de circuitos multicapas tolerantes al calor; los cables de conexión tienen el diámetro de un cabello humano (página anterior, arriba). En algunos casos, los ingenieros crearon pastillas patentadas que se programan y se embalan para aplicaciones específicas y se construyen para requerimientos de alta temperatura, las cuales exceden las disponibles en el mercado comercial.

El análisis extensivo de los componentes elec-trónicos con fallas condujo a otras innovaciones de diseño. Los componentes electrónicos pueden fallar a temperaturas elevadas; no obstante, el modo de falla real a menudo se atribuye a desper-fectos mecánicos (página anterior, abajo). Las dos causas más comunes de las fallas mecánicas son la corrosión y las vibraciones.

La corrosión puede ser problemática porque las temperaturas altas aceleran la corrosividad química, especialmente aquella que proviene de la presencia de humedad y gases volatilizados a partir de los productos utilizados en la fabricación de los tableros de circuitos. Cuando el espacio lo permite, se insertan desecantes en los alojamien-tos de las herramientas para absorber los produc-tos químicos volatilizados y la humedad.

Las técnicas para extender el tiempo de ope-rabilidad mitigan los efectos de la alta tempera-tura, pero sólo extienden el tiempo disponible para que las herramientas operen a temperatu-ras elevadas. De un modo similar, los choques y

las vibraciones no pueden eliminarse, pero con herramientas de mejor diseño se puede incre-mentar la integridad mecánica de las conexiones y los componentes. La fijación de tableros de cir-cuitos en rieles de montaje y amortiguadores especialmente diseñados mejora la confiabilidad. Una vez finalizados los diseños, la ejecución de pruebas exhaustivas y rigurosas, utilizando tanto cargas térmicas como mecánicas, permite validar la efectividad del diseño o identificar debilidades que pueden ser rectificadas.

Diseñado para condiciones extremasEl probador modular de la dinámica de la forma-ción MDT ha sido el estándar industrial para el muestreo de fluidos desde su introducción en el año 1989. A lo largo de las décadas, se ha agre-gado a la plataforma básica un arreglo extensivo de herramientas de muestreo y análisis de fondo de pozo. Junto con las nuevas características y ser-vicios, se han implementado numerosas modifica-ciones para mejorar la confiabilidad y el desempeño de la herramienta, pero el diseño básico y la dis-posición de los componentes electrónicos y el hardware no han cambiado.

En los años transcurridos desde la introduc-ción de la herramienta MDT, los ingenieros de Schlumberger han diseñado herramientas para tolerar altos niveles de choques y vibraciones; las fuentes principales de la mayoría de las fallas de los componentes electrónicos. El motor principal para el establecimiento de estándares más eleva-dos fueron los requerimientos de las herramientas LWD, que operan en condiciones extremadamente rigurosas. Los ingenieros especialistas en diseño

de herramientas han integrado las técnicas desa-rrolladas para las herramientas LWD en las herra-mientas operadas con cable, y los nuevos diseños de las herramientas operadas con cable satisfacen los estándares LWD siempre que es posible.

Para aprobar estos nuevos estándares de apti-tud, la herramienta MDT no sólo podría ser mejo-rada sino que requeriría un rediseño completo. Esta herramienta recién diseñada fue introdu-cida como el probador modular reforzado de la dinámica de la formación MDT Forte. Los siste-mas electrónicos para la herramienta MDT Forte fueron completamente reconfigurados y montados en un chasis reforzado (arriba). Luego, los inge-nieros sometieron el nuevo diseño a un riguroso proceso de evaluación.

El proceso de evaluación asociado con la tem-peratura de la plataforma MDT Forte implicó el envejecimiento térmico de los componentes, el ciclado térmico de –40°C a 200°C [–40°F a 392°F], y el almacenamiento en frío a –55°C [–67°F]. La evaluación relacionada con los cho-ques y las vibraciones incluyó miles de choques impartidos en tableros de circuitos individuales, administrados en diferentes ejes mediante la rotación de los tableros en el centro de prueba. Las pruebas de vibraciones de los tableros consis-tieron en barridos oscilantes entre 10 y 450 Hz. Además, los ingenieros efectuaron pruebas de ciclos de presión, transmisibilidad de vibraciones y transmisibilidad de choques transversales. Y des-pués de evaluar los tableros, llevaron a cabo eva-luaciones relacionadas con la temperatura y los choques en arreglos de herramientas completos, además de operaciones extendidas en condicio-

> Robustecimiento y mejoramiento de las herramientas. Los diseños de las herramientas más antiguas, como los de las herramientas MDT de primera generación (izquierda), utilizaban componentes discretos y tableros de circuitos fijados en un mandril central. Estos diseños fueron reemplazados por tableros montados en forma rígida en rieles sólidos, tales como los utilizados en la herramienta MDT Forte (derecha). Este procedimiento aísla los componentes electrónicos sensibles de los choques y las vibraciones y además ayuda a disipar el calor. Muchos de los cambios de diseño fueron introducidos a partir de las lecciones aprendidas con el desarrollo de las herramientas LWD; las herramientas de generación más nueva están diseñadas para aprobar, cuando es posible, los estándares vigentes para las herramientas LWD en materia de choques y vibraciones.


Diseño original Rediseño

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nes de baja y alta temperatura, incluida una ope-ración a 210°C [410°F] durante 100 h mientras se impartían choques en el arreglo de herramien-tas (arriba).

Estas pruebas confirmaron que el nuevo diseño podía tolerar choques mecánicos y vibra-ciones además de choques térmicos, por lo que satisfacía los estándares de aptitud con los que no cumplían las herramientas de generación previa. Los rangos de temperatura y presión de opera-ción de la herramienta MDT Forte son: 177°C [350°F] y 172 MPa [25 000 lpc].

Los ingenieros especialistas en diseño se con-centraron en el desarrollo de una herramienta con la confiabilidad mejorada de la herramienta MDT Forte, pero que además pudiera tolerar tem-peraturas y presiones más altas. El resultado es la versión reforzada para condiciones de alta tem-peratura MDT Forte-HT, que está diseñada para soportar 204°C [400°F] y 207 Mpa [30 000 lpc].

Para satisfacer los requerimientos de presión de 207 MPa de las herramientas MDT Forte-HT, los ingenieros emplearon tecnología de sellado innovadora con nanotubos de carbono incorpora-dos en los anillos de sello de sección circular. La estructura de estos elementos de sellado propor-ciona resistencia para tolerar los efectos de fondo de pozo, tales como la degradación térmica y la des-compresión rápida de gas durante las operaciones.

Los sellos, que proporcionan un aseguramiento de las muestras no obtenible con los elastómeros con-vencionales, conservan la plena capacidad a alta pre-sión, incluso con las bajas temperaturas submarinas experimentadas rutinariamente durante la bajada en el pozo en los ambientes de aguas profundas.

Los ingenieros también perfeccionaron el medidor de presión utilizado para la herramienta MDT a través del agregado de un medidor de cuarzo de nueva generación apto para 207 MPa y 200°C durante 100 h. Para ello, se desarrolló y se colocó en la línea de flujo un sensor InSitu Density para condiciones de alta temperatura, que moni-torea la densidad del fluido y ayuda a mejorar la calidad de las muestras de fluidos. La medición de la densidad del fluido proporciona la capacidad para identificar el fenómeno de gradación com-posicional y los gradientes de fluidos en condicio-nes HPHT; la primera vez que se cuenta con estas mediciones en estos ambientes.

A partir de la versión MDT Forte-HT, el módulo de empacador dual también fue perfec-cionado para tolerar 210°C. Este módulo utiliza elementos de sellado por encima y por debajo de la zona de interés a fin de aislar las formaciones para el muestreo (izquierda). Los elementos del empacador inflable aíslan un intervalo cuya lon-gitud oscila entre 1 y 3,4 m [3,3 y 11,2 pies].

El módulo de bombeo planteó uno de los aspectos más desafiantes del mejoramiento de las herramientas MDT para los rangos de tempe-raturas y presiones más altos. El módulo de bom-beo es importante para asegurar la obtención de una muestra confiable de fluido de formación. Este módulo utiliza una bomba de desplaza-miento positivo para transferir al pozo los fluidos de formación que pueden estar contaminados con filtrado de lodo de perforación hasta que el flujo de muestreo se libera de impurezas. Cuando la calidad del flujo es aceptable, se toman y se recu-peran las muestras para el análisis.

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

> Agregados de la herramienta MDT Forte-HT. Los ingenieros diseñaron los módulos y las herramientas para complementar el nuevo requerimiento de temperatura más alta de la sarta de herramientas MDT Forte-HT. Este empacador inflable de diámetro completo tolera temperaturas de hasta 210°C.


Empacador inflable mejorado


Temperaturaambiente

400°F

Factor de cargadel 75%

Prueba de choque Prueba de choque Prueba de choque

Factor de carga del 75%

45 h 5 h 45 h 5 hFactor de carga del 75%

Factorde carga del 100%

Factorde carga del 100%

50 h 50 h 50 h

> Prueba conceptual. La plataforma de la herramienta MDT Forte (extremo inferior) fue diseñada para aprobar los estándares de choques y vibraciones, similares a los aplicables a las herramientas LWD. El procedimiento de evaluación de la herramienta, en el que se utiliza el equipo de laboratorio mostrado (extremo superior izquierdo), somete la herramienta a ciclos de variaciones de temperatura y simultáneamente a choques mecánicos reiterados. El ciclo de prueba (extremo superior derecho), que es sólo uno de varios, eleva la temperatura hasta el límite de la herramienta y la mantiene elevada durante 50 h. A continuación, se deja que la herramienta vuelva a las condiciones ambiente y se la somete a cincuenta choques de 250 gn en cuatro ejes. Luego, el ciclo se reitera. Estas pruebas ayudan a identificar las debilidades del diseño y además a validar los conceptos de diseño.

Volumen 24, no.3 13

Ahora, se dispone de cuatro unidades nuevas de desplazamiento en el módulo de bombeo para satisfacer una diversidad de requerimientos, desde una versión estándar hasta una versión de presión extra, extra alta (arriba). Los ingenieros diseñaron una nueva bomba de operación más eficiente: para generar menos calor, resistir la obturación y manipular los sólidos del lodo de perforación de manera más efectiva. El área de flujo incrementada de la bomba nueva reduce la erosión del anillo de sello de sección circular y ofrece mejores capacidades de manejo de la pro-ducción de arena. Los módulos de bombeo son compatibles con el dispositivo Quicksilver Probe.8

Frente al desafío del muestreoEl desafío de obtener muestras y presiones en con-diciones HPHT se extiende más allá de la mera capacidad para adquirir fluidos o datos de presión. El tiempo de muestreo debe minimizarse para evi-tar el daño de la herramienta con el calor gene-rado internamente y la exposición al calor externo; no obstante, la muestra debe estar tan libre de contaminación como sea posible para asegurar que los fluidos recolectados por la herramienta y anali-zados en el laboratorio sean representativos de los fluidos de formación. En una prueba reciente, un operador del Mar del Norte corrió con éxito una sarta de herramientas MDT Forte-HT que incluyó dos herramientas de bombeo, un arreglo Quicksilver Probe y los módulos de análisis de fluidos de fondo de pozo.

El pozo fue perforado con lodo a base de aceite (OBM) en un yacimiento con presiones superio-res a 17 000 lpc [117 MPa]. Además de las altas presiones de fondo de pozo, el operador debió enfrentar temperaturas de fondo de pozo oscilan-tes entre 175°C y 188°C [347°F y 370°F]. La cali-dad de las muestras era crucial para caracterizar con precisión los fluidos de yacimiento, aunque las altas temperaturas limitaban el tiempo dispo-nible para el muestreo. Las muestras debían ser tomadas con rapidez, pero era necesario que los fluidos fluyeran suficiente tiempo para minimizar la contaminación con filtrado OBM.

La presencia de filtrado OBM afecta el análi-sis de laboratorio de los fluidos de yacimiento y es posible que distorsione las mediciones del H2S porque el filtrado puede barrer el H2S de los fluidos de yacimiento. La calidad de las muestras y la con-

fiabilidad de las mediciones de las propiedades de los fluidos se mejoran cuando los ingenieros, utili-zando el módulo de bombeo, remueven primero los fluidos contaminados con filtrado. El dispositivo Quicksilver Probe, que utiliza una técnica de muestreo guiado, acorta considerablemente el tiempo requerido para remover los fluidos conta-minados y alcanzar niveles de pureza aceptables, reduciendo el tiempo de muestreo a la mitad res-pecto del tiempo de muestreo requerido con las probetas convencionales.

Para el pozo en cuestión, el operador del Mar del Norte recolectó varias muestras PVT de alta calidad en un solo viaje (abajo). La contaminación con fil-trado para todas las muestras fue del 2% o menor. El análisis de fluidos en el fondo del pozo propor-

> Opciones del módulo de bombeo MDT.

Oilfield Review AUTUMN 12HPHT Table 1ORAUT 12-HPHT Tab 1

Herramientaestándar

Volumen/embolada, cm3 [pulgada3]

485 [30] 366 [22] 177 [11] 115 [7]

32 [4 641] 42 [6 092] 58 [8 412] 81 [11 748]

8,2 a 32,8[0,5 a 2]

6,3 a 24,6[0,4 a 1,5]

4,4 a 18,3[0,3 a 1,1]

0,8 a 16[0,05 a 1]

Tasa de flujo de bombeo, cm3/s [pulgada3/s]]

Presión diferencial máxima, MPa [lpc]

Herramienta dealta presión

Unidades de desplazamiento del módulo de bombeo

Herramienta de presiónextra alta

Herramienta de presiónextra extra alta

>Muestreo de calidad en condiciones extremas. Utilizando una técnica de muestreo reverso de bajo impacto, un operador del Mar del Norte pudo identificar los contactos y la composición de los fluidos en condiciones de pozo cercanas a los 370°F con la herramienta MDT Forte-HT. Las muestras fueron recolectadas con el arreglo Quicksilver Probe, y la contaminación con filtrado fue inferior al 2%. Al operador le interesaba el contenido de CO2 (Carril 1, púrpura, extremo superior), que podía derivarse del análisis de la composición de los fluidos. El color azul del carril correspondiente a la composición en la Estación 5 identifica un contacto de agua. Durante el intervalo de tiempo mostrado en la gráfica de muestreo (centro), el flujo consistió en hidrocarburos con vestigios de CO2. El cambio producido en la relación gas-petróleo (GOR) (verde, extremo inferior) a 2 750 s se asoció con un cambio de dirección del muestreo reverso de bajo impacto. El contenido preciso de H2S fue medido en la corriente de flujo utilizando probetas especialmente diseñadas para tal aplicación. Los bajos niveles de filtrado OBM generaron muestras no alteradas por la contaminación con filtrado y el muestreo reverso de bajo impacto minimizó el barrido de H2S por los componentes metálicos de la herramienta.

Oilfield Review AUTUMN 12HPHT Fig. 11BORAUT 12-HPHT 11B

YY 000

XX 000

GOR

20406080

100

0

pie3 /

bbl

Com

posic

ión

del f

luid

o, %

Prof

undi

dad

CO2 C1 C2 C3–5 C6+

Tiempo transcurrido, s2 500 3 500 4 500 5 5003 000 4 000 5 0002 000

Tiempo transcurrido, s2 500 3 500 4 500 5 5003 000 4 000 5 0002 000

Composición del fluido Presión GOR Movilidad

lpc pie3/bbl mD/cPXX 000 YY 000 0,2 2 000CO2 C1 C2 C3–5 C6+

Estación 1

Estación 2

Estación 3

Estación 4

Estación 5

14 Oilfield Review

cionó la composición de los fluidos, el contenido de CO2, la relación gas-petróleo y la fluorescencia.

Dado que la presencia de H2S constituía una preocupación para el operador, la herramienta MDT fue configurada para el muestreo reverso de bajo impacto. Esta técnica ayuda a minimizar el barrido de H2S con el hardware de la herramienta

y con el filtrado OBM. La técnica de muestreo de bajo impacto mantiene la presión de las cámaras de pistón del módulo de bombeo en valores cer-canos al de la presión del pozo, minimizando la caída de la presión durante el muestreo. Esta téc-nica produce mejores resultados que las técnicas que introducen el fluido de formación en las

cámaras a presión atmosférica. El muestreo reverso de bajo impacto introduce el fluido direc-tamente en las botellas para muestras sin pasarlo por el módulo de bombeo, lo que reduce la posibi-lidad de que el hardware metálico barra el H2S, si bien se toman precauciones adicionales para minimizar el barrido, incluido el reemplazo de las partes expuestas por aleaciones de INCONEL y su revestimiento con compuestos que inhiben la adsorción de H2S. En las líneas de flujo de la herramienta, se incluyeron barras metálicas —probetas— especialmente diseñadas, que detec-tan las concentraciones de H2S.

Las propiedades de los fluidos, medidas en el fondo del pozo en condiciones de presión y tempe-ratura extremas, fueron confirmadas por el análi-sis de laboratorio. Combinada con un arreglo Quicksilver Probe, la herramienta MDT Forte-HT alcanzó los objetivos de muestreo del operador: obtención de un fluido de yacimiento no contami-nado, determinación de la concentración de CO2 y detección del H2S.

Presión de yacimiento solamenteLos operadores no siempre pueden recolectar muestras de fluidos o efectuar análisis complejos de fluidos de fondo de pozo, ni siempre lo necesitan. Estas tareas son particularmente problemáticas en las formaciones de baja permeabilidad en las que puede resultar difícil obtener muestras de fluidos o se requieren tiempos de muestreo largos. No obstante, la obtención de datos precisos de presión y movilidad de fluidos es importante para la comprensión de estos yacimientos.9 Estos datos resultan especialmente cruciales para el estable-cimiento de gradientes de fluidos y la identifica-ción de contactos de fluidos. Los ingenieros de Schlumberger desarrollaron el servicio de medi-ción de la presión de yacimiento durante la adquisición de registros PressureXpress, que habitualmente mide la presión de fondo de pozo y la movilidad en menos de un minuto, para abor-dar aquellas situaciones en las que los datos de presión solos pueden resultar suficientes.

La velocidad con la que este servicio propor-ciona múltiples mediciones mejora considerable-mente la probabilidad de éxito de las operaciones a temperaturas elevadas, si bien la herramienta original está diseñada solamente para tolerar 150°C [300°F]. Las menores temperaturas que puede tolerar la herramienta y la falta de un recep-táculo para proteger los componentes sensibles limitaron considerablemente la utilización de la herramienta en ambientes HPHT. Para abordar el desafío de las operaciones en condiciones HPHT, se desarrolló una versión más robusta.

> Transductor de presión Quartzdyne. Tres resonadores de cristal de cuarzo —un sensor de temperatura, un sensor de presión y uno de referencia— componen el transductor Quartzdyne. Un incremento de la presión en la entrada de presión del arreglo de fuelle produce un incremento de la frecuencia de la señal proveniente del cristal de presión. Un incremento de la temperatura produce la reducción de la frecuencia de la señal del cristal de temperatura. La señal proveniente del sensor de temperatura se utiliza para compensar los efectos de la temperatura. El cristal de referencia simplifica la salida del conteo de frecuencias proveniente de los otros dos cristales. Su salida se mezcla con la salida de los sensores de temperatura y presión, reduciendo sus frecuencias del rango de MHz al rango de kHz. El diseño se traduce en un medidor de consumo de baja energía que es altamente estable y resistente a los choques, a la vez que se proveen mediciones de alta resolución. Mediante la utilización de este medidor se puede obtener una resolución de presión de 0,01 lpc [70 Pa] y una resolución de temperatura de 0,001°C [0,002°F].


Entrada de presión

Fuelle

Cristal de temperatura

Cristal de presión

Cristal de referencia

Arreglo de fuelleArreglo de sensores

2,50 cm

> Aislamiento térmico del medidor de presión de la herramienta PressureXpress. La herramienta PressureXpress-HT aísla el medidor de presión y el resto de los componentes electrónicos en receptáculos separados, lo que protege el medidor de las temperaturas de pozo externas y del calor generado internamente en los componentes electrónicos. Una comparación entre las mediciones obtenidas con un sensor alojado en un receptáculo (rojo) y un sensor sin receptáculo (azul) demuestra la mayor precisión y estabilidad del primero. La salida del sensor sin receptáculo se estabiliza con la presión de entrada (3 391,99 lpc) después de casi 150 s.


Pres

ión,

psi

3 390

3 389

3 3880 10 20

Tiempo, s

30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150

3 393

3 392

3 391

3 391,99 lpc

3 390,03 lpc

Comparación de los datos de presión

Volumen 24, no.3 15

A fin de mejorar el diseño de la herramienta PressureXpress, los ingenieros se enfocaron en los componentes electrónicos y en el medidor de presión. Las mediciones de presión con los medidores de cuarzo son altamente precisas, pero los datos deben ser corregidos por la temperatura. Esta corrección por la temperatura se refiere a la electrónica de las mediciones, más que a la tem-peratura de yacimiento.

Para las mediciones de presión de fondo de pozo, los servicios de medición de la presión de yacimiento en condiciones de alta temperatura PressureXpress y PressureXpress-HT utilizan un medidor Quartzdyne, que difiere de los medidores de cuarzo convencionales en que posee tres crista-les independientes: uno mide la presión, otro mide la temperatura y un tercero actúa como referencia (página anterior, arriba).10 La medición es extre-madamente precisa cuando los tres cristales se encuentran a la misma temperatura, y el medidor es confiable a temperaturas de hasta 225°C [437°F], aunque resulta sensible a los cambios abruptos de presión y temperatura. Si se expone a cambios rápidos de alta temperatura y presión, que pueden producirse cuando se baja la herramienta en el pozo con cable, es preciso dejar estabilizar el medidor antes de la adquisición de los datos.

La herramienta PressureXpress-HT está pro-vista de dos receptáculos —uno para el medidor de presión y otro para los componentes electróni-cos— para aislar el sensor del medidor de presión del pozo y aislar el resto de los componentes elec-trónicos de la herramienta del medidor. Se ha demostrado que esta configuración provee medi-ciones más estables que las obtenidas con las herramientas sin receptáculos o cuando los com-ponentes electrónicos se alojan con el medidor en el mismo receptáculo (página anterior, abajo). Los componentes electrónicos para la herra-mienta PressureXpress-HT también fueron perfec-cionados sobre la base de muchas de las lecciones aprendidas a partir del diseño de la herramienta MDT Forte-HT.

Las modificaciones de la herramienta PressureXpress-HT extendieron el rango de ope-ración de la herramienta a temperaturas de hasta 232°C [450°F] durante 14 h. Las mediciones de presión y movilidad pueden obtenerse con presio-nes diferenciales de hasta 55 MPa [8 000 lpc] y es posible detectar valores de movilidad en los pre-ensayos de tan sólo 0,3 mD/cP. La herra-mienta conserva su diámetro reducido, incluso con el agregado de los receptáculos. La sección correspondiente a la probeta puede tener tan sólo 10,3 cm [4,05 pulgadas], en tanto que el cuerpo principal de la herramienta posee un diá-metro de apenas 9,8 cm [3,9 pulgadas].

Los desafíos del Golfo de TailandiaDados los altos gradientes geotérmicos, las regio-nes meridionales del Golfo de Tailandia constituyen algunos de los ambientes más rigurosos del mundo para la producción de hidrocarburos (arriba). El campo Arthit del Golfo de Tailandia se encuen-tra situado en el área marina a una distancia de unos 230 km [143 mi] y fue descubierto por PTT Exploration and Production Plc (PTTEP) en el año 1999. El campo se caracteriza por los yaci-mientos complejos e intensamente compartimen-talizados que poseen temperaturas de fondo de pozo variables entre 160°C [320°F] y 260°C [500°F].11

La producción proviene de formaciones de edad Eoceno Tardío a Oligoceno Temprano que se caracterizan por su baja permeabilidad. Las for-maciones de baja permeabilidad pueden requerir un tiempo de muestreo prolongado, aunque sólo se adquieran presiones y datos de movilidad.

La mayor parte de los pozos son pequeños y nor-malmente se perforan con una barrena de 61/8 pul-gadas, lo que limita el tamaño y la selección de

las herramientas que pueden operarse en la pro-fundidad final (TD). Debido al tamaño pequeño de los pozos, PTTEP históricamente adquirió datos de presión y muestreo con un probador de formación a repetición para pozos de diámetro reducido SRFT. Aunque diseñada sólo para tole-rar una temperatura de hasta 177°C [350°F], esta herramienta era una de las pocas opciones disponibles para el tamaño de pozo perforado generalmente en el campo. Las mediciones

9. La movilidad del fluido es una medición de la facilidad con la que se desplazan los fluidos a través de las rocas. Se trata de la relación entre la permeabilidad de las rocas y la viscosidad dinámica del fluido.

10. Para obtener más información sobre Quartzdyne Technologies, consulte: http://www.quartzdyne.com/quartz.php (Se accedió el 7 de agosto de 2012).

11. Daungkaew S, Yimyam N, Avant C, Hill J, Sintoovongse K, Nguyen-Thuyet A, Slapal M, Ayan C, Osman K, Wanwises J, Heath G, Salilasiri S, Kongkanoi C, Prapasanobon N, Vattanapakanchai T, Sirimongkolkitti A, Ngo H y Kuntawang K: “Extending Formation Tester Performance to a Higher Temperature Limit,” artículo IPTC 14263, presentado en la Conferencia Internacional de Tecnología del Petróleo, Bangkok, Tailandia, 7 al 9 de febrero de 2012.

> Tendencia de temperatura en el Golfo de Tailandia. Las temperaturas de yacimiento en el Golfo de Tailandia varían entre relativamente benignas en el norte y temperaturas extremas de 260°C [500°F] en el sur. El desarrollo de campos petroleros en los yacimientos de alta temperatura, tales como el campo Arthit, presenta desafíos para los equipos utilizados en el fondo del pozo. (Adaptado de Daungkaew et al, referencia 11.)


T A I L A N D I A

L A O SM Y A N M A R

C A M B O D I A

V I E T N A M

Campo Arthit

Songkhla

Golfo de Tailandia

Mar de Andamán

180°F a220°F

220°F a320°F

320°F a350°F

350°F a500°F

km0 200

0 mi 200

16 Oilfield Review

requeridas de la herramienta incluyeron la pre-sión de formación, los gradientes de fluido y el contenido de CO2. De éstas, sólo el contenido de CO2 requería el muestreo de fluidos. Los datos de presión fueron utilizados para determinar los contactos de fluidos, la movilidad de los fluidos, la correlación de presión entre una arena y otra, la conectividad de los yacimientos, la comparti-mentalización y la estrategia de diseño de las operaciones de disparos. Además, los datos fue-ron utilizados para identificar zonas agotadas.

En el año 2009, se introdujo en Tailandia una herramienta PressureXpress alojada en un recep-táculo, que podía satisfacer todos los objetivos de PTTEP salvo uno: el contenido de CO2. No obs-tante, esta herramienta no incluía un receptá-culo independiente para el medidor de presión, lo que produjo problemas de estabilidad del medidor ya que la temperatura interna se ele-vaba durante las operaciones. Posteriormente, se añadió otra sección alojada en un receptáculo que aislaba el medidor, lo que se tradujo en una configuración similar a la de la herramienta PressureXpress-HT.

El éxito de la herramienta PressureXpress modificada condujo a los ingenieros de diseño de Schlumberger a desarrollar una herramienta PressureXpress-HT completamente mejorada, que fue probada en el campo en el Golfo de Tailandia. La herramienta, que tenía incorporados compo-nentes electrónicos mejorados para operaciones en condiciones de alta temperatura y receptácu-los desarrollados específicamente para ella, es combinable con otras herramientas de evalua-ción y puede ser incluida en el primer viaje de entrada en el pozo. La herramienta SRFT no es combinable y requiere un viaje adicional cuando el operador necesita muestras.

PTTEP comparó el rendimiento operacional y de adquisición de datos de la herramienta PressureXpress-HT con el de la herramienta SRFT. El tiempo de equipo de perforación se redujo notablemente y se lograron ahorros de tiempo por una mayor eficiencia y los reducidos tiempos de fijación y retracción; de menos de un minuto comparados con los dos o tres minutos insumidos con la herramienta SRFT.

La herramienta PressureXpress-HT no sólo se coloca y se retrae más rápidamente que la herra-mienta de generación previa, sino que además el desempeño y la calidad de los datos mejoran. Una comparación directa entre los datos obteni-dos con la herramienta PressureXpress-HT y los datos obtenidos con la herramienta SRFT demos-tró la estabilidad y la precisión de las mediciones.

>Mediciones de presión estables. Los ingenieros identifican los contactos de fluidos a partir de los gradientes de presión de fluidos. Esta información mejora la evaluación de registros convencionales. Por ejemplo, el incremento de la resistividad (carril 4) a alrededor de X 115 pies podría interpretarse como un contacto agua-gas (GWC). Los datos de densidad-porosidad neutrón (carril 3) proveen poca ayuda para la determinación del contacto de fluidos. No obstante, con los datos de presión a alrededor de X 120 pies, obtenidos con la herramienta PressureXpress-HT (carril 1, círculos azules), es posible identificar un GWC a partir del cambio de la pendiente de una línea trazada a través de las mediciones de presión. Con los datos SRFT, no se puede establecer este tipo de tendencia (círculos negros). Los ingenieros identificaron además zonas permeables utilizando las mediciones de movilidad de los fluidos derivadas de los datos PressureXpress-HT (Carril 2). (Adaptado de Daungkaew et al, referencia 11.)


Movilidad a partir dela caída de presión

Inducción de 90 pulgadas

Datos de presión PressureXpress

Datos de presión SRFT

Datos de movilidadPressureXpress

Datos demovilidad SRFT

Rayos gamma

0,319 lpc/pie (gas)

0,401 lpc/pie (agua)

Contacto agua-gas

Prof.,pies

°API

lpc

lpc

mD/cP0

X 000 Y 000

X 100

X 150

X 000 Y 000

200 0,1 10 000

ohm.m0,2 200


ohm.m0,2 200


ohm.m0,2 200

Porosidad-neutrón

Cruce

%

Densidad volumétrica

g/cm31,95 2,95

45 –15

Resistividad

> Comparación entre los resultados de campo obtenidos con la herramienta PressureXpress-HT y los datos SRFT. En la primera prueba de pozo (Pozo A-1), la herramienta PressureXpress-HT pudo efectuar más intentos y obtuvo un índice de éxito más alto que la herramienta SRFT. En el pozo A-2, sólo se corrió la herramienta PressureXpress-HT. Esta prueba mostró un índice de éxito del 76% para los intentos relacionados con la presión, valor que los ingenieros consideraron excelente dadas las condiciones de fondo de pozo y las propiedades de formación. (Adaptado de Daungkaew et al, referencia 11.)

Oilfield Review AUTUMN 12HPHT Table 2OAUT 12-HPHT Tab 2

DatosPressureXpress-HT

Datos SRFT

Pozo A-1

Resultados de campo

DatosPressureXpress-HT

Pozo A-2

Número de intentos

37

10

Número de intentos

29

Número de intentos

Válidos

18 (49%)

2 (20%)

Válidos

22 (76%)

Válidos

Secos

2 (5%)

2 (20%)

Secos

6 (21%)

Secos

Angostos

10 (27%)

1 (10%)

Angostos

1 (3%)

Angostos

Inestables

2 (5%)

1 (10%)

Inestables

0

Inestables

Pérdidas de sello

4 (11%)

4 (40%)

Pérdidas de sello

0

Pérdidas de sello

Sobrecarga

1 (3%)

0

Sobrecarga

0

Sobrecarga

Volumen 24, no.3 17

En un pozo del Golfo de Tailandia, la nueva herra-mienta proporcionó datos de gradientes de flui-dos que permitieron identificar claramente un contacto gas-agua, en tanto que los datos obteni-dos con la herramienta SRFT fueron dispersos y no definitivos (página anterior, arriba).

Una comparación de los datos de los pre-ensa-yos, derivados de la primera aplicación de la herra-mienta, demostró la mayor eficiencia y el desempeño mejorado de la herramienta PressureXpress-HT (página anterior, abajo). El desempeño continuó mejorando luego de las primeras operaciones; en un pozo vecino, el 76% de las pruebas de presión intentadas resultó exitoso y no se registraron pruebas inestables ni pérdidas de sellos.

La herramienta es combinable con otras herra-mientas de adquisición de registros. Dado que se coloca y se retrae rápidamente, y debido a que el medidor de cuarzo requiere poco tiempo de esta-bilización, PTTEP experimentó ahorros de tiempo promedio de entre 157 y 167 minutos por opera-ción, lo cual se tradujo en ahorros de costos direc-tos de tiempo de equipo de perforación. Los rápidos ciclos de fijación y retracción también permitie-ron a PTTEP efectuar más pruebas antes de que la herramienta se recalentara y debiera ser extraída del pozo.

El éxito de la herramienta PressureXpress-HT demuestra que el nuevo diseño satisface el desafío que plantean las condiciones extremas mediante la protección de los componentes electrónicos sen-sibles con barreras térmicas y la minimización de la generación de calor. Dado que la herramienta PressureXpress no posee la capacidad para mues-trear o medir el CO2, PTTEP continúa utilizando la herramienta SRFT para extraer muestras de flui-dos. En los pozos de desarrollo, donde las propie-dades de los fluidos son conocidas, el muestreo de fluidos es a menudo innecesario y los datos de pre-sión, obtenidos por ejemplo con la herramienta PressureXpress-HT, pueden ser utilizados para el manejo y el modelado de yacimientos. La informa-ción de presión ayuda a los ingenieros a compren-der las propiedades dinámicas existentes en el pozo y en un yacimiento.

El tiempo y la temperatura Para conocer los límites de un yacimiento y defi-nir el potencial de un campo, a menudo los inge-nieros efectúan pruebas de presiones transitorias de larga duración. Las pruebas de cierre y de res-tauración de presión ayudan a definir con preci-sión el potencial de un yacimiento y proporcionan datos sobre su volumen, permeabilidad, espesor y límites, además del efecto de daño mecánico en el pozo sometido a prueba.

Las decisiones cruciales que afectan los pla-nes de producción a largo plazo requieren datos derivados de pruebas de larga duración. Si bien algunas mediciones que reflejan la producción de los pozos pueden obtenerse en la superficie, para lograr resultados óptimos, los datos se adquieren con los medidores posicionados en el fondo del pozo, lo más cerca posible de la zona productiva.

Los medidores de cuarzo constituyen el están-dar de la industria para la exactitud y la precisión de las mediciones en el fondo del pozo. Estos medi-dores utilizan cuarzo como elemento sensor activo debido a su elasticidad bien definida. Cuando se expone a un esfuerzo, el cuarzo se distorsiona, o se deforma, con una respuesta repetible precisa como reacción a la carga aplicada. La medición debe ser calibrada para compensar los efectos de la temperatura en el elemento sensor y los compo-nentes electrónicos asociados. No obstante, en los ambientes HPHT, los operadores han tenido que renunciar a las pruebas de pozos prolongadas por-que las condiciones de fondo de pozo impiden la utilización de los medidores necesarios para obte-ner las mediciones.

Los ingenieros de Schlumberger desarrolla-ron el medidor de cuarzo Signature al reconocer la necesidad de la industria de contar con un dis-positivo robusto de fondo de pozo, que proporcio-

nara la exactitud y la precisión requeridas, y que pudiera tolerar las condiciones rigurosas de los ambientes HPHT (arriba). El instrumento no sólo subsiste en los ambientes HPHT —tarea nada sencilla— sino que además los datos adquiridos satisfacen los criterios de precisión y estabilidad necesarios. Para el desarrollo del medidor Signature, los ingenieros se concentraron en dos ámbitos de interés principales: los componentes electrónicos y las baterías.

Para las aplicaciones en condiciones de alta temperatura, los ingenieros optaron por los compo-nentes electrónicos de cerámica; los componentes plásticos nunca resistirían las temperaturas extre-mas en las pruebas de larga duración. Gran parte de la funcionalidad electrónica del medidor Signature se encuentra incorporada en un circuito integrado de aplicación específica (ASIC), que minimiza el tamaño de los componentes y el con-sumo de energía. La limitación del consumo de energía constituye un desafío porque el consumo se incrementa significativamente a altas tempera-turas, excediendo a menudo la capacidad de la batería para suministrar corriente suficiente para la operación de la herramienta.

La condensación de los componentes electró-nicos en un ASIC reduce el número de componen-tes, conexiones y mecanismos potenciales de falla.

>Medidor Signature. El diámetro externo del medidor Signature es de sólo 25 mm [1 pulgada] y la herramienta pesa 1,7 kg [3,8 lbm]. Diseñado para 207 MPa y 210°C, el medidor posee una precisión de 0,015% a escala completa y una resolución de 7 Pa [0,001 lpc].


18 Oilfield Review

Dado que el modo de falla predominante de los componentes electrónicos es mecánico, este diseño fue desarrollado teniendo en cuenta la confiabilidad y la robustez.

El circuito electrónico se encuentra inte-grado en un módulo multichip (MCM). Existen muchos tipos de MCMs pero el medidor Signature utiliza componentes electrónicos rigurosamente

probados para altas temperaturas, dispuestos en un substrato cerámico simple sinterizado (izquierda).12 Esta tecnología provee rigidez mecánica y hermeticidad.

Hasta los componentes electrónicos que sobre-viven a la exposición a largo plazo, a altas tempera-turas, necesitan energía para operar. Dado que el punto de fusión del litio es de 181°C [358°F], las baterías de litio convencionales —el estándar industrial— no pueden ser utilizadas en pozos de alta temperatura por períodos prolongados. Los especialistas en baterías de Schlumberger desarrollaron baterías de litio que poseen magne-sio incorporado para fortalecer la estructura de las celdas de la batería, lo que permite su opera-ción hasta una temperatura de 210°C. Si bien la vida útil de las baterías sigue siendo el principal factor limitante en las operaciones a alta tempe-ratura, las baterías con este diseño pueden sumi-nistrar energía a la herramienta durante 12 días a 210°C y durante 37 días a 205°C [400°F].

Para maximizar la duración de las pruebas y prolongar la vida útil de las baterías, los compo-nentes electrónicos están diseñados para consu-mir un mínimo de energía durante las operaciones. Aunque las baterías se descarguen completa-mente, los datos se registran en la memoria no volá-til y se almacenan durante todas las pruebas extendidas sin que se pierda ninguna información.

Los medidores de cuarzo Signature se encuen-tran disponibles en tres modelos: cuarzo están-dar, cuarzo para alta presión (HP) y cuarzo HPHT. Las dimensiones físicas de los tres medidores son las mismas con un diámetro externo de 25 mm [1 pul-gada], pero difieren en cuanto a electrónica, capa-cidad de memoria y baterías. La presión máxima de operación de la versión HP es de 207 MPa y la temperatura máxima es de 177°C. El modelo HPHT posee el mismo límite de presión pero la tempera-tura máxima es de 210°C. Debido a las limitaciones impuestas por los ambientes de alta temperatura, la capacidad de memoria del modelo HPHT es de 12 días de registros de 1 s a temperatura máxima, lo que contrasta con los 50 días para los otros dos modelos.13

En el caso del medidor Signature, la exactitud y la resolución tanto para las mediciones de pre-sión como para las mediciones de temperatura son algunas de las mejores de la industria. Los mode-los HP y HPHT poseen una precisión de presión de 0,015% a escala completa —207 MPa— con una resolución superior a 70 Pa [0,01 lpc]. Los resulta-dos de campo han demostrado una resolución superior a 7 Pa [0,001 lpc]. La precisión de la temperatura es de 0,2°C [0,4°F] con una resolu-ción de 0,001°C [0,002°F].

> Cuencas de la Bahía de Bengala. En el año 2005, Gujarat State Petroleum Corporation realizó un enorme descubrimiento de gas natural en el área marina de la India, en la cuenca de Godavari. Allí, las profundidades de pozo son de aproximadamente 5 500 m [18 050 pies], con temperaturas de fondo de pozo de más de 200°C. (Adaptado de Khan et al, referencia 14.)

Oilfield Review AUTUMN 12 HPHT Fig. 18ORAUT 12-HPHT 18

I N D I A

SRILANKA

Cuenca de Pranhita-Godavari

Cuenca deCuddapah

Chennai

Cuenca de Palar-Pennar

Cuenca deCauvery

Cuenca de Krishna-Godavari

Concesiónde GSPC

Objetivos exploratoriosprofundos

Bahía de Bengala

km0 200

0 mi 200

km0 20

0 mi 20

> Diseñados para condiciones extremas. Los componentes electrónicos (dorado) utilizados en el medidor Signature se aplican directamente en un sustrato de cerámica (marrón). Las herramientas convencionales pueden utilizar componentes plásticos instalados en tableros de circuitos. El medidor Signature está diseñado para un menor consumo de energía a fin de maximizar la duración de la batería, que constituye uno de los principales factores limitantes para las operaciones en condiciones de alta temperatura en las que se utilizan baterías de fondo de pozo.


10 cm

Volumen 24, no.3 19

El desafío de la Bahía de BengalaLa versión HPHT del medidor de cuarzo Signature fue probada recientemente en un pozo operado por Gujarat State Petroleum Corporation (GSPC).14 GSPC, la única compañía estatal de petróleo y gas de la India, descubrió cantidades significativas de gas natural en la cuenca Krishna-Godavari, que se extiende hacia la Bahía de Bengala, en el área marina de la India. Los informes iniciales de GSPC del año 2005 indicaron la existencia de un poten-cial de recursos de 566 000 millones de m3 [20 Tpc] de gas, el mayor descubrimiento logrado en la India en ese momento (página anterior, abajo).15

El pozo descubridor encontró 800 m [2 600 pies] de areniscas gasíferas a una profundidad de 5 500 m [18 050 pies]. Las temperaturas de yacimiento exceden los 204°C. Las estructuras intensamente falladas de pilares y fosas tectónicas correspon-den a areniscas de edad Cretácico inferior que han experimentado procesos extensivos de hundi-mientos (rifting) y fallamiento tectónico. Si bien los datos sísmicos indicaron objetivos potenciales de exploración, la profundidad y complejidad del yaci-miento condujeron a los ingenieros de yacimiento a diseñar una prueba de formación efectuada a través de la columna de perforación (DST) para comprender mejor el potencial del yacimiento.

A fin de establecer el flujo estable en el yaci-miento, los ingenieros diseñaron la prueba DST para incluir tres caídas e incrementos sucesivos de la presión durante 15 días. La presión estimada de fondo de pozo fue de más de 95 MPa [13 800 lpc] y la temperatura superó los 210°C en la TD. Los exten-sivos sistemas de apoyo incluyeron cinco disposi-tivos electrónicos de registro. El medidor de cuarzo Signature fue el único dispositivo que los ingenieros consideraron adecuado para ser des-plegado en el nivel de 210°C, cercano a la TD.

Para los datos más precisos, los medidores deben posicionarse lo más cerca posible de la zona productiva porque la compresibilidad del gas natural puede distorsionar la medición. Aunque no óptimo, pero debido a las limitaciones de temperatura y presión, tres de los cinco dispo-

sitivos se colocaron a más de 1 000 m [3 280 pies] por encima de la profundidad en la que se posi-cionó el medidor Signature.

El operador efectuó tres pruebas de presiones transitorias en secuencia durante los 15 días. En las dos primeras pruebas, el operador experimentó problemas que las invalidaron pero que no tenían relación con los medidores. No obstante, la ter-cera prueba se efectuó según lo planificado.

Cuando se recuperó el equipo de prueba, se observó que sólo uno de los medidores se mantenía en condiciones de funcionamiento: el medidor de cuarzo Signature (arriba). Dado que habían fallado en su totalidad antes del comienzo de la prueba final, en los otros medidores no se registró ningún dato de fondo de pozo utilizable. Debido a que los datos obtenidos con el medidor Signature fueron de calidad suficiente —se detectaron fluctuacio-nes de presión de tan sólo 7 Pa— una segunda prueba de confirmación se consideró innecesaria. Los ingenieros de GSPC estimaron que se generó un ahorro de USD 1 millón porque no fueron necesarios los servicios de remediación para resolver la complejidad del yacimiento.16

El límiteEn un tiempo, las compañías de servicios petrole-ros manifestaron serias preocupaciones acerca de su capacidad para desarrollar herramientas capa-ces de tolerar condiciones extremas. Los fabrican-tes de componentes electrónicos cambiaron su centro de atención, pasando de los componentes reforzados a los que consumen poca energía y ope-

ran en condiciones ambiente, dejando a las compa-ñías de servicios libradas a su suerte. No obstante, los ingenieros especialistas en diseño de herra-mientas ahora están abordando el desafío que plantean los ambientes operativos extremos con herramientas innovadoras de muestreo y adquisi-ción de datos de presión, y medidores de fondo de pozo para evaluar los yacimientos HPHT.

Las compañías de servicios han demostrado una capacidad para superar el desafío de los ambientes de perforación hostiles. Si bien el porta-folio de ofertas se ha expandido en los últimos años, aún se limita a los servicios de evaluación primaria. Algunas de las mediciones con las que los opera-dores querrían contar para caracterizar los pozos productores siguen limitándose a las temperaturas y las presiones más bajas. Las herramientas de muestreo y adquisición de datos de presión en algún momento pertenecieron a esa clase. Ahora que ha quedado demostrado que estos servicios pueden ser provistos en condiciones extremas, los geólo-gos, ingenieros y geofísicos a menudo consideran esenciales las mediciones para caracterizar y comprender completamente los yacimientos.

Los pozos extremos requieren soluciones extremas. Si bien es probable que los campos HPHT contengan un número relativamente pequeño de pozos, también es probable que contengan fuentes significativas de hidrocarburos. Gracias a un enorme esfuerzo de investigación e ingeniería, cada vez se dispone de más opciones para que los opera-dores perforen pozos, evalúen formaciones y carac-tericen correctamente los yacimientos. —TS

> Prueba de presión extendida. GSPC efectuó una prueba de pozo extendida que incluyó tres secuencias de incremento y caída de la presión durante 15 días. Por razones de redundancia y seguridad de los datos, se corrieron cinco medidores en el fondo del pozo. Las primeras dos secuencias experimentaron problemas operacionales, y las pruebas se vieron comprometidas por perturbaciones en los datos de presión (azul). La tercera secuencia se ejecutó correctamente. Después de recuperar los medidores, se descubrió que todos, salvo uno, habían fallado antes del comienzo de la tercera prueba (la única válida). Los únicos datos utilizables provinieron del medidor HPHT Signature. (Adaptado de Khan et al, referencia 14.)


Pres

ión,

lpc

Tiempo, d

Incremento neto

Perturbación duranteel incremento

Caída de presión

Incremento 1 Incremento 2 Incremento 3

Caída de presión

Todos los medidores electrónicos, salvo elmedidor de cuarzo Signature, dejaronde registrar después de este tiempo

Tem

pera

tura

, °F

TemperaturaPresión

425

405

20 000

18 000

16 000

14 000

12 000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

10 000

8 000

385

365

345

325

305

12. El proceso de sinterizado es una técnica de fabricación utilizada para crear plaquetas (chips) de cerámica multicapas.

13. La capacidad de almacenamiento para los medidores estándar y el medidor HP Signature es de 16 MB, y de 4 MB para el modelo HPHT.

14. Khan ZA, Behera BK, Kumar V y Sims P: “Solving the Challenges of Time, Temperature and Pressure,” World Oil 233, no. 5 (Mayo de 2012): 75–78.

15. “India’s Gujarat Petroleum Strikes Record Gas Find,” Spirit of Chennai, http://www.spiritofchennai.com/ news/national-news/a0272.htm (Se accedió el 6 de junio de 2012).

16. Khan et al, referencia 14.

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