Derramando (fibra) luz en pozos

Equinor ha estado utilizando fibra óptica en su Johan Sverdrup y planea usarlo en los pozos de Martin Linge. (Foto: Equinor)

En la superficie, la vigilancia y el monitoreo en el pozo parecen ser algo obvio y beneficioso. Aprender sobre lo que está sucediendo en los pozos puede significar que los operadores pueden hacer que produzcan más, cambien la inyección o el levantamiento de gases, las metodologías, desbloqueen los pozos cerrados. El ingeniero offshore analiza la actividad reciente.

La gama de herramientas y las capacidades de esas herramientas han mejorado año a año con los datos que pueden recopilar creciendo rápidamente. Al escuchar lo que sucede o controlar la temperatura en un pozo, pueden inferir, por ejemplo, la ubicación exacta del avance del agua, si una válvula se ha cerrado o no, o incluso el tipo y la cantidad de fluidos que fluyen a través de un pozo. En todo caso, estas tecnologías pueden crear más datos de los que los operadores saben actualmente qué hacer.

Algunas de estas tecnologías se describieron en el seminario de Vigilancia y Monitoreo Inwell de la SPE en Aberdeen, Reino Unido, a fines del año pasado. Pero, también fue una paradoja; Se está haciendo muy poca vigilancia en el Mar del Norte del Reino Unido a pesar de las tecnologías disponibles.

Glenn Brown, de la Autoridad de Petróleo y Gas (OGA), señaló cifras de 2018, que mostraron que de las actividades de intervención de 550 pozos en todo el stock de 2200 pozos del Reino Unido, solo 58 fueron para vigilancia (en 2017 el número total de intervenciones fue de 627). Los números pueden no contar toda la historia; La vigilancia utilizando herramientas preinstaladas en el pozo no se cuenta porque no es una intervención o actividad de acceso al pozo. Sin embargo, Michael Hannan, ex integrante de la OGA, señala conocer tres pozos en el Mar del Norte con tecnología de monitoreo de fibra óptica instalada permanentemente (hay disponibles otras tecnologías de monitoreo).

"Estamos en un lugar realmente pobre", dice Brown. “Tenemos cerca de 2,500 pozos activos y el año pasado menos de 60 actividades de vigilancia en pozos. Nuestra perspectiva es que esto se siente mal.

“Si un pozo está totalmente equipado, con bombas sumergibles eléctricas y se está probando cada dos semanas, probablemente cero esté bien. Pero muchos campos no tienen eso. Se trata de entender la oportunidad y avanzar. Esperaría tasas de vigilancia del 20%. ¿Por qué no harías eso? Es fruta baja. Nos estamos rascando la cabeza. ¿Por qué no estamos haciendo más de esto?

La falta de vigilancia es quizás una de las razones por las que el número de pozos cerrados en 2018 sigue siendo exactamente el mismo que en 2017, con un 30% del total. Nadie está buscando en estos pozos para ver qué se puede hacer para restaurarlos.

Una parte del problema son los incentivos, dice Simon Strombeg, gerente del subsuelo en EnQuest. Una medida que debería ser un incentivo, la eficiencia de producción (PE), en realidad desincentiva este trabajo, dice. Se ha visto que la EP mejora, del 60% en 2012 al 74-75% en 2017-2018 (todavía por debajo del objetivo del 80%). Pero, "La cifra de eficiencia de producción para el Mar del Norte no es real", dice Strombeg. “Está impulsado por la necesidad de una métrica. Pero, si digo que tenemos una eficiencia de producción del 92%, mi CEO cree que tengo el 92% de lo que está disponible optimizado y produciendo. En realidad, eso no es cierto. Creo que la mayoría de la gente mira la capacidad y pone la producción por encima ”. En cambio, dice que debería ser qué proporción del límite económico. "Si es así, puedo ser honesto sobre el potencial bloqueado", dice. “Eso significa que tengo la oportunidad que debería estar persiguiendo. Eso significa que mi gerente debería estar interesado en ese potencial bloqueado ".

Strombeg tiene un "modelo de estrangulamiento" para ver esta oportunidad de manera más positiva. Analiza lo que es posible en el estado actual, lo que es posible con trabajo adicional y lo que no es rentable con la tecnología actual, en función de la producción actual, la capacidad actual y el límite económico, en todo el flujo de producción, desde el depósito hasta los pozos y los sistemas de recolección, etc. en. "Todo comienza con la vigilancia", dice, ya que esto lo impulsa todo, pero luego se necesita vigilancia en cada parte de la cadena de producción.

"La OGA debería repensar el punto de referencia de PE para que se convierta en una herramienta para impulsar la inversión, no una herramienta para que los directores gerentes puedan atacar para que puedan cumplir los objetivos de administración", dice Strombeg. Otros incentivos también serían útiles, al igual que colaborar en todos los campos para ampliar las operaciones y simplificar los activos que, construidos para campos que producen 100,000 barriles de petróleo equivalente por día (boe / d) ahora soportan solo 5,000.

Buen sentido
La firma de tecnología de Aberdeen, Well-SENSE, ha desarrollado FiberLine Intervention (FLI), una tecnología sacrificatoria de detección de fibra óptica para la vigilancia de pozos. Se deja caer en un pozo y se desenrolla la fibra desnuda a medida que avanza. Una vez en la profundidad del pozo, la fibra detecta varios parámetros, es decir, el sonido (detección acústica distribuida / DAS) y la temperatura (detección distribuida de temperatura / DTS), según lo que se desee, y esos datos se transmiten a la superficie en tiempo real.

Se pueden desplegar múltiples fibras al mismo tiempo y el sistema puede incluir sensores de un solo punto para diferentes aplicaciones, como presión y temperatura, ubicación del collar de la carcasa, etc. Cuando se realiza la operación, la sonda y la fibra pueden permanecer en el fondo del pozo. discreción del operador, donde se degrada.

La primera ronda de despliegues de la tecnología en alta mar se llevó a cabo el año pasado (2019) realizando operaciones DTS y DAS, en Malasia y el Mar del Norte. Una próxima generación, que saldrá pronto, ofrecerá mediciones de resistencia y resistencia, dice Craig Feherty de Well-SENSE. Los datos se pueden usar para detectar fugas, hacer perfiles de inyección, diagnósticos de elevación de gas, sísmica vertical y microsísmica, y también estudios direccionales planificados.

"Lo sorprendente de la medición distribuida en fibra desnuda es el alto nivel de sensibilidad", dice Feherty. “Más importante, puede mirar en tiempo real a lo largo de toda la fibra del pozo. El registro por cable requiere mucho tiempo para obtenerlo y debe llegar al punto correcto en el momento correcto. Con la medición distribuida, estamos viendo todo en el momento adecuado, en tiempo real y eso es poderoso, pudiendo hacer encuestas rápidamente e identificar dónde están los problemas ".

Una sonda FLI Well-Sense y un lanzador.
(Imagen: Well-Sense)

Silixa
Silixa fabrica sistemas de detección de fibra óptica para instalaciones permanentes de fondo de pozo y para intervenciones de cable por cable o slickline. La combinación de DAS y DTS puede ser poderosa, permitiendo datos cuantificables, dice Vero Mahue de Silixa. La fibra se puede usar para la detección de fugas en el pozo, la producción y el perfil de inyección y para la adquisición de datos sísmicos, dice, junto con otras aplicaciones de medición de fondo de pozo. El sistema Carina de Silixa, que utiliza fibra de Constellation diseñada, es capaz de detectar sonido 20 decibelios (dB) por debajo del DAS en base a fibras estándar, haciéndolo sensible incluso a pequeñas fugas en un pozo. Al medir también la velocidad del sonido con la fibra y aplicar el análisis Doppler-shift, se puede derivar un perfil de velocidad de flujo de todo el pozo, dice, ofreciendo información cuantificable, no solo cualitativa. Al medir la velocidad del sonido, también puede determinar qué fluye a través del pozo y las interfaces de gas / petróleo: líquido o gas (ya que el sonido viaja más rápido a través del líquido que el gas).

Silixa utiliza fibra óptica para la vigilancia de pozos.
(Imagen: Silixa)

OptaSense
OptaSense, una compañía de QinetiQ, ha estado implementando tecnología DAS de fibra óptica para recopilar datos permanentes de flujo, perfil sísmico y sísmico vertical (VSP) para los clientes. Es más barato que usar nodos del fondo del océano (OBN), además de ofrecer un sensor de banda ancha permanente en el fondo del pozo para encuestas de lapso de tiempo con el que puede medir otros procesos en el pozo, como el impacto de inundaciones de agua, elevación de gas o válvulas de control de entrada, dice J.Andres Chavarria, de OptaSense. "La belleza de la fibra es que puedes ver toda la dinámica en todo el pozo", dice. “La fibra es sensible a la acústica y la temperatura; DAS es muy preciso con buena resolución espacial. Cuando combina eso con las mediciones de velocidad de flujo para cada punto de inyección, comenzamos a construir un modelo de cómo se ve afectada la producción del yacimiento dependiendo del diseño de terminación ”.

Incluso puede detectar un terremoto de pequeña magnitud, lo que podría ser útil si un operador necesita demostrar que no proviene de su campo.

Chavarria dice que la tecnología se ha utilizado en alta mar, incluidos los pozos con una profundidad de agua de 1 kilómetro (km) en el Golfo de México de EE. UU. Para probar zonas de finalización y verificar un modelo de producción, mediante la construcción de perfiles de producción en todo el embalse con diferentes zonas que fluyen.

"La próxima frontera son los pozos submarinos", dice. "¿Hasta dónde puede llegar con estos sistemas, a través de un largo cordón umbilical?" La importancia de esto es el desafío de mantener la integridad de los datos que fluyen a través de la fibra a medida que pasa a través de varios conectores, incluidas las conexiones wetmate, antes de llegar a un cuadro de interrogación. OptaSense ha adquirido datos sísmicos para esta configuración utilizando un umbilical de 25 km, con una sección activa de 5 km de largo en el pozo y 30,000 canales simultáneamente.

OptaSense ha estado implementando tecnología DAS de fibra óptica para recopilar datos permanentes de flujo, perfil sísmico y sísmico vertical (VSP). (Imagen: OptaSense)

Trazadores de Residentes
El Resman de Noruega desarrolló una tecnología de trazado que se instaló en la finalización. Cuando se muestrean los fluidos de producción, el operador sabrá exactamente de dónde proviene el pozo. Están diseñados para liberarse cuando entran en contacto con fluidos específicos, como el agua, para identificar la ubicación dentro de un pozo donde ocurre un evento de ruptura de agua, dice Edurne Elguezabal. Su detección también se puede utilizar para evaluar la integridad del equipo de terminación de pozos, como válvulas, manguitos y empacadores. La tecnología Resman se ha instalado en más de 200 campos en todo el mundo, incluidos todos los pozos en el campo Kraken de EnQuest en el Mar del Norte, un miembro de la audiencia señaló, para informar las operaciones de inyección de agua.

Mientras tanto, Metrol ofrece sensores que se pueden instalar en tubos, fuera de terminaciones y en pantallas que luego envían datos de forma inalámbrica al cabezal del pozo con señales electromagnéticas, evitando problemas con los conectores de acoplamiento húmedo, durante las operaciones de perforación, proporcionando datos localizados en secciones que de otro modo serían difíciles de obtener. obtener.

La tecnología de trazado de Resman se instala en la terminación para proporcionar información sobre el flujo del pozo.
(Imagen: Resman)

Foto: Jan Arne Wold, Woldcam / Equinor Richard Tøndel, de la firma energética Equinor, dice que la compañía tiene más de 50 pozos con sistemas de fibra óptica desplegados de manera permanente. Todos estos están por encima del empacador de producción, no en la zona de producción y se utilizan principalmente para transmitir datos desde sensores de fondo de pozo. Las instalaciones más nuevas tendrán sistemas de fibra que permitirán la transferencia de datos y la detección distribuida, dice. Esto incluye ocho pozos en el campo gigante Johan Sverdrup, que entró en funcionamiento en octubre de 2019, nuevamente, hasta el empacador de producción. Sin embargo, eso también está cambiando. "Durante 2020, esperamos instalar nuestro primer cable de fibra en la sección del depósito (en Johan Sverdrup), y apuntamos a instalaciones de fibra óptica en pozos submarinos a partir de 2022", dice Tøndel. A partir de 2020, algunos pozos en Martin Linge también tendrán fibra para monitoreo y datos. "Creemos que la fibra óptica se puede utilizar para mejorar el monitoreo de la integridad del pozo, así como para aumentar su conocimiento sobre cómo ocurre la producción y la inyección en el pozo", dice Tøndel. “El valor es convincente. Se pueden hacer observaciones cuando algo sucede en el pozo, en pozos adyacentes o incluso desde largas distancias. Cuando cierra y abre una válvula, puede escucharla. Las instalaciones permanentes de fibra óptica le permitirán adquirir datos sin perturbar la producción. Obtiene una mayor repetibilidad y la posibilidad de observar cambios más sutiles ". Equinor ha estado probando DTS y DAS desde 2010, dice Tøndel. En los últimos dos años, Equinor también ha estado experimentando con DAS en tiempo real continuamente en un pozo, para aprender cómo hacer la transferencia de datos en tiempo real y el análisis y visualización. Uno de los principales desafíos es manejar la enorme cantidad potencial de datos y cómo mover, organizar y procesar esto. Equinor está desarrollando actualmente un sistema en Johan Sverdrup basado en tecnología de código abierto, dice Tøndel. Equinor también planea integrar el uso de los cables de fibra óptica de fondo de pozo con el sistema permanente de monitoreo de yacimientos que se está instalando en el campo, escuchando las adquisiciones sísmicas planificadas que tienen lugar cada año.