Spanish Oilfield Review

Sensores permanentes: ¿Inundación de datos o la mejor y más reciente oportunidad?
En un año, un medidor de presión permanente, que registra
datos a cada segundo, puede registrar más de 31 millones de
mediciones de presión. Considerado en forma individual, cada
punto de datos medidos carece virtualmente de valor. El valor
proviene del análisis de la presión transitoria obtenida como
consecuencia de un cambio en la tasa de flujo inducido. Los
mejores datos se obtienen mientras el pozo está cerrado, independientemente de que el cierre se lleve a cabo por razones
operacionales o para inducir una presión transitoria interpretable. En definitiva, esto puede constituir una verdadera mina
de oro de datos para el análisis de presiones transitorias
(PTA), siempre que se disponga de datos sobre el régimen de
producción.
En muchos pozos, los datos de tasas de flujo se recolectan
esporádicamente, en forma diaria o mensual, y con mucho
menos rigurosidad. Las tasas de flujo de petróleo, gas y agua
del pozo suelen calcularse en forma inversa, tomando como
base la producción de diversos pozos acoplados a un sistema
de separación común. Sin embargo, los pozos inteligentes
pueden poseer la capacidad para medir las tasas de flujo y la
presión continuamente con sensores instalados en forma
permanente. Los pozos con datos de tasas de flujo y presión
confiables, obtenidos en forma continua, ofrecen la opción
del análisis de datos de producción (PDA).
Mientras el análisis PTA provee una ventana de información
breve sobre el pozo y la caracterización del yacimiento, el
análisis PDA puede proveer información en un marco temporal
mucho más largo. Un pozo rara vez permanece cerrado más de
un día, pero los datos de producción son recolectados a lo largo
de meses o incluso años. Como resultado, un análisis PTA de incremento de presión típico revela solamente el comportamiento
del yacimiento detectado por el avance de la perturbación de
presión producido durante un período de unos pocos días.
Dependiendo de las propiedades del yacimiento, especialmente la permeabilidad, la zona percibida durante un día
puede oscilar entre decenas de pies para un yacimiento de
baja permeabilidad, hasta miles de pies para un yacimiento de
alta permeabilidad. Este marco temporal puede revelar mucha
información acerca de la terminación del pozo; si ha sido
dañado o estimulado, y de qué forma, o proveer evidencias de
los límites del área de drenaje del pozo o del yacimiento en sí
(véase “Nuevos alcances en pruebas de pozos,” página 44).
Una sucesión de incrementos de presiones transitorias
puede revelar información importante sobre los cambios
producidos con el tiempo en la terminación del pozo o en el
yacimiento, tales como un incremento del factor de daño del
empaque de grava, una reducción de la conductividad de la
fractura hidráulica o una formación en proceso de compactación.
En lugar de un desborde de puntos de datos, los operadores
necesitan información procesable. Por ejemplo, los operadores
deberían ser alertados cuando la productividad del pozo está
declinando. Con esa información, se pueden tomar medidas
tendientes a evitar la degradación posterior del desempeño
del pozo o, en el peor de los escenarios, su pérdida.
Por otro lado, la obtención de datos para el análisis PDA
comienza después de un día y puede extenderse varios meses o
años. Los datos de producción perciben el comportamiento del
yacimiento lejos del pozo y suelen estar dominados por lo que
se conoce como comportamiento seudoestacionario, que
acompaña al agotamiento del fluido y la presión en el
volumen de drenaje del pozo.
La perspectiva de unificar estas dos técnicas de análisis es
atractiva. Un paso tendiente a la consecución de esa perspectiva se encuentra disponible a través de lo que en la literatura
se conoce como deconvolución. No obstante, si bien los datos
subyacentes son complementarios en cuanto a cobertura
temporal, los programas de interpretación de los análisis PTA
y PDA separan los análisis, lo que impide la obtención de
resultados consistentes.
Se necesitan procesos de automatización adicionales para
convertir el desborde de puntos de datos adquiridos en una reflexión coherente y válida de las características preponderantes
del pozo y del yacimiento. Claramente, existe un gran potencial
en relación al procesamiento de los datos para mostrar el comportamiento PTA de etapa temprana, junto con la respuesta
PDA de etapa tardía proveniente de un flujo virtualmente
continuo, a una tasa de producción constante. Una respuesta
combinada de ese tipo podría revelar la caracterización completa de la región vecina al pozo, incluyendo las respuestas de larga
duración, tales como las de una fractura hidráulica masiva o de
un pozo horizontal largo, combinada con las heterogeneidades o
los límites lejanos de los yacimientos.
Christine Ehlig-Economides
Catedrática de la Fundación Albert B. Stevens,
Universidad A&M de Texas
Christine Ehlig-Economides se desempeña como docente del Departamento de
Ingeniería Petrolera de la Universidad A&M de Texas, en College Station, EUA,
desde el año 2004 y es Catedrática de la Fundación Albert B. Stevens. Previamente, dirigió el Departamento de Ingeniería Petrolera de la Universidad de
Alaska, en Fairbanks, EUA. Ingresó en Schlumberger en 1983 como ingeniero
de yacimientos, y asumió responsabilidades crecientes hasta su regreso al
ámbito académico en el año 2003. Christine posee un diploma BA en matemática y ciencia de la Universidad de Rice, en Houston; una maestría en ingeniería
química de la Universidad de Kansas, en Lawrence, EUA; y un doctorado en
ingeniería de petróleo de la Universidad de Stanford, en California. Entre sus
numerosos premios se destacan el de Ingeniero Petrolero del Año de Alaska
(1982), el Premio al Cuerpo Docente Destacado de la SPE (1982), el premio del
sector de Evaluación de Formaciones de la SPE (1995), el premio al Miembro
Ilustre de la SPE (1996) y el Premio Lester Uren de la SPE (1997). Christine se
incorporó a la Academia Nacional de Ingeniería de EUA en el año 2003.
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