1. Nada dura eternamente. Para muchos de
nosotros, "para siempre" significa la duración de
nuestra vida, lo cual puede variar en gran medida
de un individuo a otro. La "permanencia" de los
objetos inanimados también varía en tiempo y en
importancia. Por ejemplo, los satélites de comu-
nicaciones comerciales son costosos, difíciles de
instalar y, por lo general, resultan inaccesibles
para reparar, por lo cual es importante que fun-
cionen correctamente durante un tiempo prolon-
gado. Si bien las válvulas de reemplazo y los
marcapasos que se colocan en los corazones
humanos se pueden substituir o reparar, esto sig-
nifica un riesgo considerable para el paciente.
Los equipos enviados a las estaciones remotas
de investigación instaladas en la Antártida
deberían soportar las condiciones extremas a las
que estarán sometidos. Los edificios, los puentes
y los monumentos también son construidos para
perdurar, si bien su vida útil es finita. Las com-
pletaciones inteligentes, que combinan el moni-
toreo y el control de la producción, son cada vez
más habituales, y requieren el uso de sensores
de fondo y válvulas de control de flujo suma-
mente confiables.1
Los equipos instalados en el fondo de los
pozos petroleros también deben soportar la
prueba del tiempo. La vida productiva de un pozo
de petróleo o de gas puede ser de unos 10 años
o más, de manera que los equipos de monitoreo
permanente deben durar por lo menos ese lapso
para satisfacer las expectativas de los ope-
radores. Debido a que resulta poco práctico
realizar pruebas de equipos de tan larga dura-
ción, los responsables de desarrollar los sis-
temas de monitoreo permanente se basan
fundamentalmente en la ingeniería de alta con-
fiabilidad y en las pruebas de fallas. Como resul-
tado se ha logrado un historial impresionante de
confiabilidad en las instalaciones de monitoreo
permanente en el mundo entero.
En este artículo, se examinan los desafíos
que se presentan en el monitoreo permanente.
Además, se considera de qué manera los inge-
nieros desarrollan sensores de instalación per-
manente resistentes, capaces de suministrar un
flujo constante de datos a lo largo de la vida útil
del pozo. Por último, se presentan ejemplos que
demuestran cómo el uso de sensores de insta-
lación permanente genera valor agregado, ya que
FloWatcher, NODAL, PQG (Sonda de Cuarzo de Instalación
Permanente), PressureWatch, PumpWatcher, Sapphire y
WellWatcher son marcas de Schlumberger.
1. Para obtener más información sobre los aspectos
relacionados con el control de flujo en las completaciones
inteligentes, véase: Algeroy J, Morris AJ, Stracke M,
Auzerais F, Bryant I, Raghuraman B, Rathnasingham R,
Davies J, Gai H, Johannessen O, Malde O, Toekje J y
Newberry P: “Controlling Reservoirs from Afar,” Oilfield
Review 11, no. 3 (Otoño de 1999): 18-29.
20 Oilfield Review
Monitoreo en el fondo del pozo: su evolución
Joseph Eck
Houston, Texas, EE.UU.
Ufuoma Ewherido
Jafar Mohammed
Rotimi Ogunlowo
Mobil Producing Nigeria Unlimited
Lagos, Nigeria
John Ford
Amerada Hess Corporation
Houston, Texas
Leigh Fry
Shell Offshore, Inc.
New Orleans, Luisiana, EE.UU.
Stéphane Hiron
Leo Osugo
Sam Simonian
Clamart, Francia
Tony Oyewole
Lagos, Nigeria
Tony Veneruso
Rosharon, Texas
Se agradece a François Auzerais, Michel Bérard, Jean-
Pierre Delhomme, Josiane Magnoux, Jean-Claude Ostiz y
Lorne Simmons, Clamart, Francia; Larry Bernard y David
Lee, Sugar Land, Texas, EE.UU.; Richard Dolan y Brad
Fowler, Amerada Hess Corporation, Houston, Texas; David
Rossi y Gerald Smith, Houston, Texas; John Gaskell,
Aberdeen, Escocia; y Younes Jalali y Mike Johnson,
Rosharon, Texas por su valiosa colaboración en la
preparación de este artículo.
Agradecemos a Philip Hall, Chief Executive of The Sir
Henry Royce Memorial Foundation, por la información
suministrada acerca de la máquina de pruebas de Sir
Henry Royce.
El monitoreo de los yacimientos requiere el uso de sistemas confiables para la
adquisición de datos en el fondo del pozo. Los productos basados en ingeniería de
alta confiabilidad y pruebas de fallas resultan esenciales para la construcción de
sistemas de monitoreo permanente durables y son responsables de un impresionante
historial de sensores de instalación permanente en el mundo entero. Estos sensores
suministran los datos necesarios, tanto para resolver problemas inmediatos como
para la planificación de desarrollos a largo plazo.

2. Primavera de 2000 21

3. permite optimizar la producción y advertir a los
operadores acerca de problemas potenciales,
para que puedan tomar acciones preventivas o
correctivas.
El monitoreo permanente y sus desafíos
Desde el punto de vista de la confiabilidad, los
sensores instalados en forma permanente en el
fondo de los pozos de petróleo y de gas son simi-
lares a los satélites de comunicaciones comer-
ciales. Existen también otras industrias, como
por ejemplo la industria automotriz, que se
enfrentan a los mismos desafíos de confiabilidad.
Cada sistema debe funcionar durante un tiempo
considerable bajo condiciones ambientales muy
adversas. Una vez instalados, habitualmente los
dispositivos no se reparan, ni se reemplazan o se
recuperan. Es probable que algunas de sus
partes no regresen nunca a la superficie para ser
sometidas a un análisis de laboratorio y tratar de
averiguar el origen de la falla; por otra parte,
resulta difícil determinar qué falló sin poder
extraer y examinar el dispositivo que tuvo pro-
blemas en su funcionamiento.
Frente a estos desafíos, por lo general, se in-
cluyen componentes redundantes con la esperan-
za de que si una parte falla, su duplicado pueda
funcionar. Si se utilizan en forma adecuada, los
diseños redundantes pueden incrementar el grado
de confiabilidad en forma considerable. No
obstante, tanto en los sensores de fondo como en
los satélites, los componentes de repuesto ocupan
un valioso espacio que, de por sí, resulta limitado
y consumen demasiada energía. La especificación
de los componentes de repuesto debe tender a
evitar los tipos de falla habituales. Por ejemplo, si
se sabe que un determinado componente es pro-
clive a fallar en un determinado ambiente, su
repuesto debería estar construido con otro mate-
rial, de manera que el nuevo no falle bajo las mis-
mas condiciones. En los anales de la aviación se
incluyen numerosos episodios de desastres provo-
cados por fallas comunes. En 1927, Charles
Lindbergh se embarcó en un vuelo transatlántico
en el monomotor Spirit of Saint Louis sólo
después de realizar exhaustivos estudios que lo
convencieron de que su vida no correría peligro a
pesar de la falta de sistemas de apoyo.2
Además de fabricar equipos de fondo de
instalación permanente de larga duración, los
ingenieros y los diseñadores trabajan en forma
conjunta para hacer frente a las complejidades
de la instalación de los equipos y de las condi-
ciones en la locación del pozo. Para garantizar la
confiabilidad resulta esencial contar con inge-
nieros de campo competentes y equipos
resistentes. Por ejemplo, es muy difícil mantener
un alto nivel de destreza manual por espacio de
varias horas bajo una tormenta helada o un
viento intenso. En la instalación de un sistema de
monitoreo, es importante que los operarios de
campo cuenten con las herramientas adecuadas,
que garanticen la consistencia de la operación,
en especial cuando se encuentran en sitios remo-
tos. Si se logra simplificar al máximo el proceso
de instalación, también se aumenta la probabili-
dad del éxito de la operación. Las fallas tem-
pranas en los sistemas de monitoreo permanente
disminuyen cuando un grupo de trabajo bien
entrenado realiza la instalación con herramientas
que conoce a la perfección.
Los operadores han utilizado las sondas de
presión de instalación permanente en el fondo del
pozo desde la década del 60.3
La amplia experien-
cia adquirida en la materia se traduce en la última
generación de sensores, de los que ya se dispone
de datos de confiabilidad resultantes de estudios
estadísticos. Hoy en día existen miles de sen-
sores instalados en todo el mundo, más de 800 de
los cuales fueron instalados por Schlumberger
desde 1973 (arriba y próxima página, arriba).
22 Oilfield Review
Cabezal del cable con
sello metal contra metal
Protector soldado y
sellado herméticamente
Controlador del cable y
regulador de tolerancia
de fallas
Presión y temperatura
digitales y auto prueba
11010 Resonadores de cristal de
cuarzo para medir la
temperatura y la presión
Fuelle de protección
P/T
Conexión a la presión
Conexión con
collarín radial
Conexión con
autoclave axial
o
Cable encapsulado
de 1/4 pulgada
> Sonda de presión instalada en el fondo del
pozo en forma permanente. Esta sonda de
cuarzo de instalación permanente (PQG, por
sus siglas en Inglés) mide presión y temperatura
utilizando resonadores de cristal de cuarzo.
1973 Primera instalación de una
sonda permanente en el fondo de
un pozo en Africa Occidental,
basada en equipos operados
con cable de perfilaje
Infalibilidad
1975 Primer transmisor de presión
y temperatura por medio de un
único cable de perfilaje
1978 Primeras instalaciones
submarinas en el Mar del Norte
y en Africa Occidental
1983 Primera instalación
submarina con transmisión
acústica de datos a la superficie
1986 Cable instalado en el
fondo del pozo en forma
permanente encapsulado
en un tubo de metal
completamente soldado
<Hitos marcados por Schlumberger en el desarrollo del monitoreo permanente. En esta línea cronológica se
muestra cualitativamente el aumento progresivo del grado de confiabilidad—es decir, el suministro confiable
de mediciones de alta calidad de los sensores de instalación permanente.
2. http://www.pbs.org/wgbh/amex/lindbergh/timeline/
index.html
3. Nestlerode WA: “The Use of Pressure Data From Perma-
nently Installed Bottom Hole Pressure Gauges,” artículo
de la SPE presentado en la Reunión Regional de las
Rocallosas, Denver, Colorado, EE.UU., Mayo 27-28, 1963.
4. Para mayor información sobre sondas de presión de
fondo instalados en forma permanente: Baker A, Gaskell
J, Jeffrey J, Thomas A, Veneruso T y Unneland T:
“Permanent Monitoring—Looking at Lifetime Reservoir
Dynamics,” Oilfield Review 7, no. 4 (Invierno de 1995):
32-46.

4. Primavera de 2000 23
A comienzos de la década del 90 se desarrolló
una nueva generación de sensores más confia-
bles, con lo cual se produjo un aumento
significativo en el número de instalaciones rea-
lizadas.
Infalibilidad, condición Sine Qua Non
Básicamente, una sonda de instalación
permanente en el fondo del pozo consta de
sensores para medir la presión y la temperatura,
componentes electrónicos y un protector (página
previa, abajo).4
La sonda se mantiene en la
posición correcta mediante un mandril ubicado
en la tubería de producción. Por otra parte, un
cable corre dentro de un tubo metálico protector,
y se encuentra sujeto a la tubería. Este cable
conecta la sonda con el cabezal del pozo y luego
con los equipos de superficie, como por ejemplo
una computadora o un sistema de control. Si se
tiene en cuenta que la adquisición y la
transmisión de datos de buena calidad dependen
del correcto funcionamiento de cada una de sus
partes, estos sistemas son sólo tan confiables
como lo sea el más débil de sus componentes.
Un sistema completo de monitoreo y comuni-
cación, como el sistema WellWatcher, maneja
diversos sensores, que incluyen un sensor
FloWatcher para medir la tasa de flujo y la densi-
dad del fluido, un sensor PumpWatcher que mo-
nitorea una bomba electrosumergible y una
sonda PressureWatch que mide la presión y la
temperatura (abajo). Los sensores instalados en
la superficie miden la tasa de flujo multifásico y
la presión, y detectan la producción de arena.
Además de los controles de superficie por medio
de válvulas y orificios de control, se utiliza una
Controles y sensores de superficie
Tasa de flujo multifásico
Válvula y orificio de control
Mediciones de presión
Detección de arena
Sensores de fondo permanentes
FloWatcher monitorea
tasa de flujo y densidad
PumpWatcher monitorea
bomba electrosumergible
PressureWatch mide
presión y temperatura
Servidor central y base de datos
Software de recuperación
de datos y de comunicaciones
Aplicaciones
integradas
> Sistema completo de monitoreo permanente para medir la presión, la temperatura, la tasa de flujo y la densidad del fluido en el fondo del pozo.
Los sensores de superficie miden la tasa de flujo y la presión. Un sistema de recuperación de datos y comunicaciones facilita la transferencia de los
datos a las oficinas del usuario.
1986 Introducción de un
sensor de cristal de
cuarzo para medir la
presión instalado en
un pozo submarino
en forma permanente
1990 Conductor de cobre en un
cable instalado en el fondo
del pozo en forma permanente
1993 Nueva generación de
sensores permanentes de
cristal de cuarzo y zafiro
1994 Funcionamiento del sensor
PQG avalado por un programa
de acreditación de BP. Se inician
las pruebas de laboratorio a
largo plazo
1994 Instalación del sistema
FloWatcher para medición
de la tasa de flujo
y de la densidad del fluido

5. computadora donde se vuelcan todos los datos
almacenados en el pozo o transmitidos a las ofi-
cinas centrales (abajo).5
Los sistemas de fondo de instalación perma-
nente deben ser seguros a lo largo de toda su vi-
da útil; deben ser confiables y estables. El
término "infalibilidad" puede tener distintos sig-
nificados según el contexto en que se encuentre,
pero en este artículo se utiliza para referirse a
una combinación de confiabilidad y estabilidad.
Dentro de este contexto, la "confiabilidad" se
refiere a la instalación correcta de los sensores y
al consiguiente suministro de datos provenientes
de los mismos. Se puede definir como la proba-
bilidad de que el sensor funcionará según lo
especificado y sin fallas durante un tiempo pre-
establecido, bajo las condiciones ambientales
requeridas.
La "estabilidad" se refiere a las mediciones
reales. Las mediciones obtenidas con sensores
inestables o con deriva excesiva pueden causar
más problemas al operador de un campo petrole-
ro que la falla completa del dispositivo. Es impor-
tante saber si la variación gradual de una medi-
ción en el transcurso del tiempo indica un cambio
real en el yacimiento o simplemente refleja un
efecto de la deriva en la sonda de medición.
Para garantizar que se cuenta con un produc-
to seguro, resulta esencial mantener un estricto
control de calidad a lo largo de la totalidad del
proceso de ingeniería. La calidad es el grado en
el cual el producto se ajusta a las especifica-
ciones. Para poder alcanzar realmente un grado
de confiabilidad y estabilidad de primer nivel se
deben cumplir ciertas pautas: desarrollo sistemá-
tico del producto y pruebas de calificación, uso
de componentes de óptima calidad y de métodos
de diseño de eficacia comprobada, auditorías
estrictas y control de los componentes genéricos,
análisis de fallas y consultas con colegas de
ámbitos industriales y académicos. No se puede
probar la confiabilidad y la estabilidad de un pro-
ducto una vez que éste ha sido construido, por lo
cual se deben tener en cuenta a lo largo de la
totalidad del proceso, desde el momento del di-
seño y la producción hasta su instalación.
El camino hacia la confiabilidad
En el transcurso de los últimos 10 años,
Schlumberger ha logrado perfeccionar la infali-
bilidad de sus sistemas de monitoreo de insta-
lación permanente introduciendo mejoras en los
procesos de ingeniería y de pruebas, en el diseño
de los sistemas, en el análisis de riesgos y en el
entrenamiento del personal y los procedimientos
de instalación (próxima página, arriba).6
Al igual
que ocurre con otras herramientas y sistemas
desarrollados por Schlumberger, el desarrollo de
los sensores de instalación permanente sigue
una secuencia lógica de etapas de ingeniería, y
la preocupación con respecto a la infalibilidad
reviste fundamental importancia en cada una de
estas etapas.
La etapa de ingeniería comienza con el desa-
rrollo del perfil del proyecto, o bien con una
descripción verbal de un concepto técnico que
sirve como marco de referencia. El perfil del
proyecto define la función de cada componente y
las condiciones ambientales que deberán
enfrentar a lo largo de la vida esperada. Todos
24 Oilfield Review
Unidad de adquisición
de datos WellWatcher
Sensores
Servidor de
recuperación
automática
de datos
Cliente de recuperación
automática de datos
Central de almacenamiento
Configuración
de la central de
almacenamiento
Archivado de la
base de datos
Archivos ASCII
Buscador de datos
Biblioteca de datos
Oficina de
ingeniería
HELIKOPTERSERV
Locación del pozo Oficinas
> Flujo de datos. Las mediciones se transmiten desde el dispositivo instalado en el fondo del pozo hasta la superficie mediante el cable. La unidad de
adquisición de datos en la superficie puede enviar datos por medio del satélite a las oficinas de ingeniería, donde se almacenan los datos en una
biblioteca para facilitar el acceso a los mismos.

6. Prueba de estabilidad de un sensor de insta-
lación permanente. Este gráfico de presión
con respecto al tiempo representa la prueba
de un sistema de sensor de cuarzo de
instalación permanente PQG en un ambiente
de temperaturas y presiones elevadas en el
transcurso de más de dos años. Las
condiciones iniciales de la prueba eran 140°C
[284°F] y 7000 lpc [48,2Mpa]. Posteriormente
se aceleraron las pruebas, con un incremento
de la temperatura a un nivel máximo de 150 °C
[302°F], y luego a 160° [320°F] y 170°C [338°F],
para provocar una falla en el sensor. Cada vez
que se incrementó la temperatura, se produjo
un breve período de deriva en la medición
antes de que el sensor recuperara la
estabilidad. La deriva del sensor fue de
menos de 3 lpc/año [20 kPa/a]. Durante la
prueba, el sensor funcionó de acuerdo con lo
esperado, pero fue necesario reparar dos
veces la celda de prueba.
Primavera de 2000 25
los componentes del sistema son sometidos a
distintos controles y calificados para soportar las
condiciones previstas. Se realizan pruebas de
destrucción acelerada que los ponen bajo condi-
ciones mucho más extremas que las esperadas a
lo largo de su vida, como impactos y vibraciones
mecánicas más fuertes y temperaturas y pre-
siones más elevadas que las que se encuentran
en el fondo del pozo. Este tipo de pruebas per-
mite determinar las causas de las fallas y los
modos de las mismas. Mediante pruebas del sis-
tema a largo plazo, los ingenieros pueden conva-
lidar los modelos de confiabilidad y cuantificar la
estabilidad de las mediciones (abajo).
Una desventaja que presentan las pruebas de
destrucción acelerada es que las fallas pueden
ocurrir simplemente debido a una sobrecarga de
tensiones de la prueba en cuestión, y podría no
resultar un buen mecanismo de predicción del
comportamiento real. Si bien resulta imposible
probar todo, es importante probar la mayor
cantidad de elementos posible para aumentar la
confianza en que el producto funcionará según lo
requerido en las operaciones comerciales.
Ingeniería del producto
Perfil y requerimientos del proyecto
Diseño de un prototipo del producto
Análisis de riesgo y planes de pruebas
Pruebas de calificación de los componentes
Pruebas de calificación de confiabilidad
Controles técnicos y auditorías
Constante perfeccionamiento del producto
Entrenamiento y desarrollo del personal
Entrenamiento con los ingenieros de
desarrollo y de campo
Entrenamiento sobre la instalación de
completaciones de pozos
Evaluación del comportamiento y plan
de crecimiento
Perfeccionamiento de las técnicas
Ingeniería del proyecto
Requerimientos de ingeniería de
yacimiento y de producción
Diseño de las completaciones de pozo
y planificación de la instalación
Construcción, instalación y operación
del pozo
Perfeccionamiento del proyecto
Confiabilidad y manejo
de la calidad de los datos
Ingreso del historial del campo en la
base de datos
Análisis de resultados y respuestas para
introducir mejoras
Revisión con los operadores e ingenieros
de desarrollo y de campo
>Desarrollo de un sistema de monitoreo permanente. Desde el perfil inicial del proyecto hasta el análisis de las fallas, la colaboración entre los
ingenieros, el personal de campo y los operadores permite mejorar los sistemas de monitoreo permanente en forma continua.
5. Artículo relacionado con la entrega de datos en esta edi-
ción: Brown T, Burke T, Kletzky A, Haarstad I, Hensley J,
Murchie S, Purdy C y Ramasamy A:
“Entrega de datos a tiempo,” Oilfield Review 11, no. 4
(Primavera de 2000): 34-55.
6. Veneruso AF, Sharma S, Vachon G, Hiron S, Bussear T
y Jennings S: “Reliability in ICS* Intelligent Completions
Systems: A Systematic Approach from Design to
Deployment,” artículo de la OTC 8841, presentado en la
Offshore Technology Conference de 1998, Houston,
Texas, EE.UU., Mayo 4-7, 1998.
0
10.000
10.005
10.010
10.015
10.020
10.025
10.030
100 200 300 400 500 600 700 800 900
Lecturas de presión de la sonda PQG
1 año 2 años
Reparacióndelaceldadeprueba
Reparacióndelaceldadeprueba
Deriva de -3 lpc/año
Deriva de 0 lpc/año
Duración de la prueba, días
Presión,lpc
150°C 160°C 170°C
Prueba de estabilidad de la sonda PQG a 10.000 lpc
>

7. Las experiencias de los ingenieros de campo
constituyen un complemento de fundamental
importancia en conjunto con las pruebas de la-
boratorio.
Asimismo, se realizan pruebas de susceptibi-
lidad a los impactos y vibraciones mecánicas,
como los que se pueden producir durante el
transporte y la instalación.7
El concepto básico de
estas pruebas es similar a las desarrolladas por
Sir Henry Royce, el ingeniero responsable del
éxito del automóvil Rolls-Royce. Su método con-
sistía en hacer chocar el automóvil repetidas
veces sobre aparatos que simulaban los golpes
en la calle. De esa manera Royce determinaba
qué partes del chasis no eran lo suficientemente
fuertes y desarrollaba otras mejores (derecha).8
Los cambios incluían, por ejemplo, el reemplazo
de remaches por bulones y el uso de pocos
bulones de gran tamaño en lugar de muchos
pequeños.
Durante la etapa de diseño del sistema, los
ingenieros garantizan que se establezca una inte-
racción adecuada entre los componentes de la
completación. A través de la comunicación con
los ingenieros a cargo de la completación y los
proveedores externos se ha logrado un mejora-
miento continuo de las conexiones operadas por
cable en el fondo y de la protección del sistema.
Tanto los expertos como los usuarios aportan
ideas durante la etapa de desarrollo mientras los
ingenieros realizan simulaciones y construyen
maquetas. Con frecuencia se realizan revisiones
del diseño, en las que se incluye al personal que
trabaja en el campo. Las reglas del diseño están
preparadas para atender la necesidad de reducir
las presiones sobre los componentes, minimizar
las conexiones externas y otros motivos de preo-
cupación.
Una vez que se ha construido el sistema y se
encuentra listo para su instalación, un equipo
especialmente entrenado revisa todos los
detalles de los procedimientos de la instalación y
los planes del proyecto con el personal involu-
crado en las operaciones y los contratistas exter-
nos. El desempeño del personal a cargo de la
instalación de campo reviste un papel fundamen-
tal en la confiabilidad del sistema, por lo cual se
organizan programas formales de capacitación,
tanto para los ingenieros de diseño del sistema
como para los técnicos que se ocupan de las
instalaciones de campo. Los ingenieros de diseño
tratan de simplificar al máximo los requerimien-
tos de la instalación, ya que existen diversos fac-
tores, tales como bajas temperaturas, ráfagas de
viento y tiempos prolongados que pueden sig-
nificar desafíos adicionales para el personal. Un
diseño que permite una instalación rápida y fácil
hace más llevadera la carga para el personal de
campo, además de minimizar los riesgos y el
tiempo de trabajo.
26 Oilfield Review
>Herramientas de tortura. A comienzos del siglo pasado, Sir Henry Royce sometía el chasis de un
automóvil a impactos mecánicos repetidos (arriba), para poder observar cuáles de sus partes
evidenciaban una tendencia a fallar y poder construir partes mejores para Rolls-Royce. Hoy en día,
Schlumberger ha desarrollado máquinas de prueba altamente especializadas y técnicas de ensayos
acelerados para verificar la resistencia de los equipos de fondo frente a los impactos mecánicos (abajo).
7. Veneruso A, Hiron S, Bhavsar R y Bernard L: “Reliability
Qualification Testing for Permanently Installed Wellbore
Equipment,” sinopsis presentadas para la Conferencia
Anual de la SPE a realizarse en Dallas, Texas, EE.UU.,
Octubre 1-4, 2000.
8. Se agradece a Phillip Hall por la información acerca de la
máquina de pruebas de Rolls-Royce. El señor Hall se
retiró de Schlumberger después de 22 años de servicio,
transcurridos en el campo petrolero y en el área de
electrónica. Actualmente ocupa el cargo de Presidente
de la Fundación en memoria de Sir Henry Royce, con
sede en: The Hunt House, Paulerspury,
Northamptonshire, NN12 7NA, Inglaterra.

8. Primavera de 2000 27
Aprender de la experiencia
Cuando se produce una falla en un sensor de
fondo de instalación permanente, los ingenieros
analizan las circunstancias y muchas veces
tratan de reproducir los modos de la falla en el
centro de ingeniería o en otra instalación de
prueba. Los mecanismos de las fallas no son
accidentales; en la mayoría de los casos existen
causas subyacentes que se deben descubrir,
como problemas en el diseño, fallas en los mate-
riales o instalaciones incorrectas. Schlumberger
ha establecido una base de datos en línea para
recolectar datos relativos a las instalaciones del
sistema, incluyendo los detalles acerca de las
condiciones ambientales, para poder identificar
posibles patrones recurrentes en las fallas
(derecha). Esta base de datos permite realizar un
análisis estadístico de los datos por región, ope-
rador, condiciones ambientales y otros paráme-
tros operacionales. A través de un minucioso
análisis de la base de datos mundial se podrá
aprender a partir de las diversas experiencias de
campo y concentrar los esfuerzos en las posibles
áreas de mejora.
Desde el 1 de agosto de 1987 hasta el pre-
sente, se ha controlado el funcionamiento de 712
instalaciones de sensores permanentes. El sis-
tema más antiguo tiene más de 16 años y fue
instalado unos años antes de la creación de la
base de datos. En un análisis de 572 instala-
ciones de tecnología digital de última ge-
neración, realizado desde su introducción en
marzo de 1994, se indica que más del 90% de
estos sistemas PressureWatch de cuarzo y zafiro
todavía se encontraban en funcionamiento
después de 2 años y medio (abajo). Este análisis, > Base de datos del sensor de fondo de instalación permanente. Un control cuidadoso de cada
sistema permite el análisis del comportamiento del sensor. Por medio de una comparación de
las condiciones ambientales, el equipo de trabajo puede prepararse para instalar los sensores
en nuevos sitios, aprendiendo de las experiencias vividas en áreas similares.
0
0,0 0,5 2,01,51,0 2,5 3,0 4,0 4,53,5 5,0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Vida operativa, años
Probabilidaddevidaútil,%
,Vida operativa de los sensores de instalación
permanente. Desde que comenzó a llevar un
registro en el año 1987, Schlumberger lleva
instalados más de 700 sensores de instalación
permanente en todo el mundo. El análisis de 572
instalaciones de última generación con tecnología
digital efectuadas desde marzo de 1994, que se
muestra con una línea violeta, indica que más del
88% de estos sistemas PressureWatch de cuarzo y
zafiro todavía se encontraban en operación
después de 4 años. La línea de tendencia de color
lila comienza en 97% y disminuye un 3% por año,
una tasa de falla más elevada que la de los datos
reales. La fotografía muestra las instalaciones de
producción del campo Baldpate, operado por la
empresa Amerada Hess.
>

9. basado en métodos introducidos por Møltoft,
permite revelar los factores clave que ejercen
influencia sobre la confiabilidad de los sistemas
de monitoreo permanente (arriba a la derecha).9
El método Møltoft considera el tiempo real de
operación de un sistema en lugar de su tiempo
calendario, lo cual constituye una ventaja impor-
tante cuando se estudian instalaciones de campo
durante un período de tiempo prolongado. Este
método ayuda a identificar las áreas que
requieren mejoras dentro del diseño y la insta-
lación del sistema.
Las compañías operadoras han estudiado en
forma independiente la confiabilidad de los sen-
sores de instalación permanente.10
Los distintos
fabricantes y operadores miden el compor-
tamiento de acuerdo con sus propios estándares.
Schlumberger prefirió concentrarse en el estudio
del sistema en su totalidad en lugar de hacerlo
sobre un único componente, ya que es funda-
mental que todo el sistema opere en forma co-
rrecta y suministre los datos utilizables.
Del fondo del pozo al escritorio: uso de los
datos
Una vez que los equipos han sobrevivido a la
odisea de las pruebas y la instalación, los ver-
daderos desafíos comienzan cuando el sistema
de monitoreo permanente se coloca en un pozo.
Un sistema que toma una medición por cada
segundo del día produce más de 31 millones de
datos por año. Tanto los operadores como las
compañías de servicios deben hacer frente al
volumen de datos provenientes de los sistemas
de monitoreo permanente, lo cual constituye un
tema de frecuente preocupación.11
Ciertos ope-
radores han optado por tomar muestras de datos
en momentos específicos, o bien cuando se pro-
duce una modificación en las mediciones que
supera un límite predeterminado. Otros, en cam-
bio, toman muestras de los datos a intervalos de
tiempo mayores, como por ejemplo cada 30
segundos, con el fin de reducir el volumen de los
datos.
Una vez que llegan al usuario, los datos se
aplican en dos problemas de producción ge-
nerales: el drenaje de los yacimientos y la pro-
ductividad del pozo (próxima página). Los
aspectos relativos al drenaje del yacimiento com-
prenden: monitoreo de la presión, mantenimiento
de la presión, modelos de balance de materiales
y de simulación dinámica de los yacimientos. Los
temas relativos a la productividad de los pozos,
como el daño y la permeabilidad, afectan a la
ingeniería de producción.
Cuando se cierra un pozo para realizar tareas
de mantenimiento, una sonda de presión sumi-
nistra el equivalente a una prueba de recu-
peración de presión en menor escala. Los
subsiguientes cierres del pozo les permiten a los
ingenieros analizar la semejanza entre estas
pruebas y aumentar la confianza en la selección
de un modelo del yacimiento. Si todos los pozos
de un campo se cierran, los sensores de fondo
pueden medir la presión promedio del yaci-
miento. La presión promedio del yacimiento
medida de esta forma constituye un componente
clave de la tasa de declinación y las estima-
ciones de las reservas, además de un parámetro
muy útil para las simulaciones del yacimiento.12
En los proyectos de inyección de fluidos, los
sensores de presión de instalación permanente
en el fondo del pozo pueden utilizarse para
mantener mejor la presión, desplazar el petróleo,
detener la subsidencia y desechar los fluidos.
28 Oilfield Review
Tiempo en operación
Fallasacumuladas,%
Fallas
(relacionadas con fabricación e instalación)
Sobrecarga aleatoria
(relacionada con el diseño)
Desgaste predecible
(relacionado con el diseño y el medio ambiente)
.Caracterización del comportamiento en el
tiempo. Hasta los sensores de instalación
permanente más confiables pueden fallar y
la causa de la falla es, con frecuencia, materia
de especulación. Muchas de las fallas
tempranas se originan en problemas
relacionados con la producción o la instalación.
En las etapas intermedias, las fallas ocurren en
una proporción baja y relativamente constante,
aparentemente debido a sobrecargas
esporádicas. Después de varios años de servicio,
las fallas pueden ocurrir por el envejecimiento de
los componentes.
A través del monitoreo continuo de la presión, los
operadores pueden controlar el comportamiento
del yacimiento mediante la inyección de fluidos
para mantener las presiones del yacimiento por
encima del punto de burbujeo y garantizar así la
producción de petróleo, en lugar de gas. Los sen-
sores de instalación permanente también ayudan
a determinar la tasa óptima de producción cuan-
do existe la posibilidad de producción de arena o
conificación de agua a altas tasas de flujo.
Los sensores de presión de fondo les per-
miten a los ingenieros distribuir la producción de
pozos específicos. Si se conoce la presión de
fondo, la presión en el cabezal del pozo y las pro-
piedades generales de los fluidos producidos se
puede realizar el cálculo de la tasa de flujo de un
pozo y calibrar la misma con los datos del pozo.
Los campos satelitales en áreas marinas conec-
tados a plataformas y campos de propiedad com-
partida resultan adecuados para esta aplicación
de los sensores de presión de fondo.
En los casos de levantamiento artificial por
gas, los sensores de presión de fondo ayudan a
determinar el comportamiento del sistema. Por
ejemplo, un yacimiento de petróleo prolífico, no
consolidado y de alta permeabilidad podría tener
alta producción, pero la presión de fondo del
pozo podría resultar inadecuada para producir el
fluido hasta la superficie. Si se instala en el pozo
una bomba electrosumergible o un sistema de
levantamiento artificial por gas, el operador
puede agregar un sensor de fondo para evaluar el
comportamiento del sistema de levantamiento.
>

10. Primavera de 2000 29
Los sensores en acción
Las aplicaciones de monitoreo permanente que
se describen a continuación provienen de
regiones totalmente separadas entre sí, que pre-
sentan diferentes desafíos operativos y priori-
dades por parte de los operadores. En cada caso,
el operador podría determinar el valor de los sis-
temas de monitoreo permanente en una diversi-
dad de formas; por ejemplo, la cantidad de
barriles adicionales de crudo recuperados gra-
cias a un drenaje más eficiente del yacimiento o
por una mejor productividad de algunos pozos, o
bien en términos de la reducción de costos
debida a la disminución del número de interven-
ciones. En un descubrimiento profundo del Medio
Oriente, se halló crudo sulfuroso a alta presión y
alta temperatura (HPHT, por sus siglas en Inglés).
Su evaluación planteaba numerosas dificultades
operativas y de interpretación. A diferencia de
los campos de petróleo someros y prolíficos que
se encontraban en las inmediaciones, el pozo
descubierto producía en forma anómala crudo de
alta densidad API de un yacimiento fracturado de
carbonatos con microporosidad limitada. La exis-
tencia de una espesa capa de sal por encima del
yacimiento complicaba la interpretación y las
operaciones. No obstante, la acumulación pre-
sentaba oportunidades fascinantes para evaluar
las zonas de fracturas encontradas por debajo de
los puntos de derrames de la estructura y la auto-
generación de hidrocarburos en una roca rica en
kerógeno.
Los datos correspondientes al pozo descubri-
dor resultaban inadecuados para calibrar las si-
mulaciones del yacimiento o para planificar su
desarrollo. Se perforó un pozo profundo de eva-
luación, con densidades de lodo que superaban
los 2,4 g/cm3
[20 libras por galón], del que se
extrajeron datos de núcleos, registros de lodo y
registros eléctricos. A partir de una prueba de
pozo de larga duración se obtuvieron suficientes
datos para que los ingenieros pudieran decidir
los procedimientos a seguir.
Las presiones de la formación eran suma-
mente elevadas y el uso de lodos de alta densi-
dad en los hoyos significaba que no se podrían
realizar mediciones de presión con probadores
operados por cable de perfilaje. En lugar de ello,
el operador seleccionó un sistema FloWatcher
para medir la presión, la temperatura y la tasa de
flujo en forma continua. En esta instalación se uti-
lizó por primera vez el sistema FloWatcher a una
presión de 15.000 lpc [103,4 Mpa], de manera que
fue necesario realizar algunas preparaciones pre-
vias. Se modificó el cabezal del pozo, que ya se
había encargado, para permitir una salida del
cable. Además, se construyó un cobertizo para
colocar los equipos de monitoreo de superficie.
El sistema de monitoreo permanente fue
instalado sin inconvenientes y se realizó una
prueba de pozo de cuatro meses de duración;
período durante el cual el petróleo fluía por un
conducto de 70 km [43,5 millas] de longitud. El
sistema FloWatcher fue seleccionado, en cierta
forma, porque las mediciones de presión re-
gistradas en la entrada y en la garganta del
Venturi permitían determinar la presión absoluta,
los cambios de presión ocurridos a través del
Venturi y la tasa de flujo. A pesar de que hubo
Drenaje del yacimiento
Aplicación Descripción
Entrega en la locación del pozo
Aplicación Descripción
Monitoreo de presión Relevamiento de la presión estática de fondo
Mantenimiento de presión Futuros planes de desarrollo (represurización
del yacimiento, instalaciones de inyección)
Monitoreo en tiempo real de operaciones de
fracturación y estimulación
Evaluación de los perfiles de inyección y de
producción en todo el pozo
Actualización del modelo de balance de
materiales
Ingreso de datos para actualización continua
y perfeccionamiento del modelo de balance
de materiales
Interpretación y análisis de pruebas de pozo
(recuperación de presión, fluencia, flujo
a tasas múltiples e interferencia)
Límites del yacimiento, requerimientos acerca
del espaciamiento de los pozos,
comunicación de presión entre los pozos
Monitoreo de inyección de agua y gas Evaluación del grado de soporte de presión
por parte de los pozos inyectores
Evaluación del comportamiento del
programa de inyección
Perfeccionamiento y validación del
modelo del yacimiento
Base de datos histórica para ajuste
histórico de la presión
Herramienta de calibración para modelo
de simulación
Interpretación y análisis de pruebas de pozo
(recuperación de presión, fluencia, flujo a
tasas múltiples e interferencia)
Factor de daño, permeabilidad y presión
promedio del yacimiento
Ingeniería de producción Datos de entrada para análisis NODAL
Indice de productividad (IP) y variación a largo
plazo de la medición del IP; generación de
agua, correlación de la tasa de producción
de arena y de gas en función de la presión
Estudio de la presión de fluencia en el fondo
del pozo para determinar la tasa máxima de
producción—presión de fluencia óptima
por encima del punto de burbujeo para
evitar la liberación de gas
Adición o corroboración de otras mediciones
de monitoreo del yacimiento
Corroboración de la información provista por
las innovaciones técnicas, tales como los
estudios sísmicos 4D, aplicación de la técnica
de lapsos de tiempo a los registros de pozos
>Aplicaciones típicas de los datos obtenidos con sensores instalados en
forma permanente en el fondo del pozo. Estos datos se pueden utilizar para
mejorar tanto el drenaje del yacimiento como la productividad del pozo.
9.Møltoft J: “Reliability Engineering Based on Field
Information—the Way Ahead,” Quality and Reliability
International 10, no. 5 (Mayo de 1994): 399-409.
Møltoft J: “New Methods for the Specification and
Determination of Component Reliability Characteristics,”
Quality and Reliability International 7, no. 7 (Julio de
1991): 99-105.
10. van Gisbergen SJCHM y Vandeweijer AAH: “Reliability
Analysis of Permanent Downhole Monitoring Systems,”
artículo de la OTC 10945, presentado en la Offshore
Technology Conference de 1999, Houston, Texas, EE.UU.,
Mayo 3-6, 1999.
11.Este artículo no incluye una discusión completa sobre el
procesamiento y la reducción de los datos provenientes
de los sensores instalados en el fondo del pozo en forma
permanente. Un ejemplo de la forma de procesar los
datos, se puede encontrar en: Athichanagorn S, Horne R
y Kikani J: “Processing and Interpretation of Long-Term
Data from Permanent Downhole Pressure Gauges,”
artículo de la SPE 56419, presentado en la Conferencia
Anual de la SPE, Houston, Texas, EE.UU., Octubre 3-6,
1999.
12. Baustad T, Courtin G, Davies T, Kenison R, Turnbull J,
Gray B, Jalali Y, Remondet J-C, Hjelmsmark L, Oldfield T,
Romano C, Saier R y Rannestad G: “Cutting Risk,
Boosting Cash Flow and Developing Marginal Fields,”
Oilfield Review 8, no. 4 (Invierno de 1996): 18-31.

11. una falla reparable en el sello del Venturi, se
obtuvieron mediciones de presión del sensor de
presión, que funcionó de acuerdo con lo espe-
rado a lo largo de toda la prueba. Además, el di-
seño especial del mandril para adaptarlo al
sistema resultó de un bajo costo relativo.
El sistema de monitoreo permanente les per-
mitió a los ingenieros producir el pozo a la tasa
máxima de producción manteniendo la presión
por encima del punto de burbujeo, y al mismo
tiempo, les permitió adquirir los datos necesarios
para formular los planes de desarrollo. Teniendo
en cuenta los desafíos operacionales que pre-
sentaban este pozo y esta área en particular,
sumado a su ubicación remota y a la importancia
de obtener datos útiles, la prueba de pozo de
alcance extendido con un sistema de monitoreo
permanente instalado en el fondo del pozo
resultó ser la solución óptima.
Los sistemas de monitoreo permanente insta-
lados en el fondo del pozo se han utilizado en el
Golfo de México durante varios años. Shell
Offshore, Inc., ha instalado sensores en forma
permanente en cada uno de los 10 pozos que
opera en el área Enchilada de la zona continental
del Golfo de México (abajo). El área Enchilada
comprende yacimientos de arenas de capas del-
gadas con turbidita, depositadas por encima y
por debajo de la sal. La primera sonda fue insta-
lada en septiembre de 1997, y hasta la fecha
todos los sensores continúan operando sin fallas.
Los sensores de presión de fondo instalados
en forma permanente cumplen dos requerimien-
tos importantes para la empresa Shell Offshore:
se observan mejoras tanto en las operaciones
diarias como en el manejo del yacimiento a largo
plazo. En ambos casos, los especialistas del
yacimiento deben tener acceso a los datos de
presión en un formato que puedan utilizar en
forma eficiente. El sistema instalado por
Schlumberger almacena los datos para poder
realizar posteriores análisis de pruebas de pre-
sión transitoria. Shell Offshore recupera los
datos del sistema y utiliza su propio sistema de
operaciones asistidas por computadora (CAO, por
sus siglas en Inglés) para manejar a largo plazo
la gran cantidad de datos.
La unidad de adquisición de datos CAO de
Shell captura las mediciones de presión en la
superficie y en el fondo a intervalos aproximados
de 30 segundos, lo cual permite analizar las ten-
dencias y archivar los datos de presión a largo
plazo. En el pasado, la mayor parte de las deci-
siones relativas a las operaciones diarias se rea-
lizaban en base a las mediciones de presión de
superficie o de presión en las tuberías de produc-
ción, obtenidas a intervalos prolongados y con
equipos operados a cable. Una declinación en la
presión de superficie puede indicar el ago-
tamiento del yacimiento o una obstrucción en el
fondo. Esta ambigüedad no se puede resolver
sólo con los datos de superficie. Pero si se
dispone de las mediciones de presión de superfi-
cie y de fondo, es posible diagnosticar los pro-
blemas de producción de inmediato. Por ejemplo,
si las curvas de presión de superficie y de fondo
se siguen una a la otra con una tendencia decli-
nante, es probable que la causa sea el ago-
tamiento del yacimiento. Por el contrario, si la
presión de superficie disminuye pero la presión
de fondo permanece constante o aumenta, se
podría sospechar que existe un bloqueo en la
tubería de producción provocado por la presencia
de sal, incrustaciones o parafinas (próxima
página, derecha).13
Por lo tanto, los ingenieros del
área Enchilada utilizan las mediciones de super-
ficie y de fondo para diagnosticar los problemas
de producción y optimizar los tratamientos de
remediación.
Las sondas de presión de fondo de instalación
permanente resultan especialmente importantes
para un manejo eficaz del yacimiento en el área
Enchilada y en otras zonas de características
similares. Los yacimientos de capas delgadas,
como las arenas con turbidita, pueden ser difí-
ciles de evaluar utilizando métodos conven-
cionales. Además, los productores quieren
determinar si se trata de un yacimiento continuo.
Durante el desarrollo inicial, se habían perforado
pocos pozos de evaluación y, debido a la ubi-
cación subsalina de diversas zonas potenciales,
resultaba difícil definir la geometría y la exten-
sión del yacimiento. La adquisición de datos
tempranos de presión de cada pozo permitió
planificar el desarrollo con mayor facilidad.
Además, los pozos del área Enchilada son de
largo alcance y en forma de S, por lo cual la per-
foración resulta sumamente costosa y no son de
fácil acceso por métodos convencionales. Más
aún, el riesgo mecánico que implica correr son-
das de medición de presión operadas a cable
dentro de estos pozos con altas tasas de produc-
ción se considera inaceptable. Por lo tanto, el sis-
tema de sensor de instalación permanente
permite el monitoreo de presión del yacimiento
en forma frecuente, sin riesgos mecánicos y con
un mínimo de retraso en la producción. Las medi-
ciones frecuentes permiten optimizar las tasas
de producción y dan una idea más acabada de las
reservas potenciales.
El ejemplo del área Enchilada confirma que
los datos provenientes de sensores de insta-
lación permanente son valiosos a lo largo de toda
la vida del pozo. El tiempo de operación consti-
tuye una gran preocupación para Shell Offshore,
ya que se espera que los pozos de Enchilada pro-
duzcan por lo menos durante 10 años. La confia-
bilidad y la durabilidad de estos sensores de
instalación permanente tienen un impacto
directo sobre el valor de los activos. Después del
éxito obtenido con la aplicación de la tecnología
30 Oilfield Review
Campo Enchilada. El área Enchilada incluye
varios bloques en la zona marina Garden Banks,
en Luisiana, EE.UU. Los bloques tienen 4,8 km de
largo [3 millas] y 4,8 km de ancho.
TEXAS
LUISIANA
Garden Banks
Baldpate
Baldpate
Norte
Enchilada
0
0 160 km
100 millas
>

12. Primavera de 2000 31
de monitoreo permanente, Shell decidió instalar
sensores en dos pozos de la plataforma Ram-
Powell, que opera en aguas profundas en la zona
marina del Golfo de México. La segunda de estas
instalaciones, una sonda de cuarzo de instalación
permanente (PQG) ubicada a una profundidad de
7230 m [23.723 pies] es la instalación más pro-
funda realizada por Schlumberger hasta la fecha.
Existen desarrollos complicados en aguas
profundas, como el campo Baldpate ubicado en
el Bloque 260 del área Garden Banks del Golfo de
México, que constituyen un verdadero desafío
para las compañías operadoras (arriba). El primer
sensor de fondo en el campo Baldpate fue insta-
lado en agosto de 1998. Actualmente, siete de
los ocho pozos poseen sensores de fondo y se
espera que el campo produzca por un período de
entre 6 y 10 años.
El campo Baldpate comprende dos yacimien-
tos principales del Plioceno, que se encuentran a
profundidades de 4724 a 5324 m [15.500 a
17.500 pies]. Las presiones originales del
yacimiento superaban los 13.000 lpc [89,63
MPa]. En un séptimo pozo en el área Baldpate
Norte las arenas producen en forma simultánea.
Hacia junio de 1999, el campo alcanzó su pico de
producción de 58.000 bppd [9216 m3
/d] y 230
MMscfg/D [6,5 MMm3
/d].
La instalación de los sensores permanentes
en el fondo del pozo resulta sumamente difícil,
considerando las profundidades y las presiones
de los pozos del campo Baldpate. El éxito
depende de un equipo de trabajo muy bien entre-
nado y sumamente competente. Por ejemplo, se
debe evitar toda posibilidad de error, como dañar
el cable o hacer empalmes defectuosos. Una
planificación exhaustiva previa al inicio del tra-
bajo le permite a todo el equipo anticipar los
problemas y tratar de encontrar soluciones antes
de emprender la instalación. Es conveniente que
muchos operarios del mismo equipo trabajen en
todas las instalaciones, ya que la experiencia
adquirida en cada pozo se puede aplicar en los
trabajos subsiguientes.
La empresa Amerada Hess Corporation, que
opera el campo Baldpate, prefirió instalar sen-
sores permanentes de medición de presión en el
fondo del pozo por razones mecánicas y de
manejo del yacimiento. En primer lugar, las com-
pletaciones con empaque de grava resultan cos-
tosas y, en los pozos con tasas elevadas de flujo,
las tuberías son proclives al daño si se produce
una caída de presión excesiva, o si la velocidad
erosional es demasiado elevada.14
A medida que
las tasas de flujo se incrementaban durante las
etapas iniciales de la producción, los datos de la
Presión
Tiempo
Psuperficie
Pfondo
Psuperficie
Pfondo
Presión
Tiempo
Diagnóstico de problemas de producción.
Los gráficos de presión de fondo, Pfondo, y de
presión de superficie, Psuperficie, en función del
tiempo permiten diagnosticar los problemas de
producción. En la figura superior, ambas
presiones están declinando, pero las curvas se
siguen una a la otra, lo cual sugiere el
agotamiento del yacimiento. En el gráfico
inferior, la presión de superficie se separa y
decae a un ritmo más rápido que la presión de
fondo. Se podría concluir que existe una
obstrucción provocada por incrustaciones
minerales en la tubería de producción.
13. Para información adicional sobre incrustaciones, véase
Crabtree M, Eslinger D, Fletcher P, Miller M, Johnson A
y King G: “Fighting Scale—Removal and Prevention,”
Oilfield Review 11, no. 3 (Otoño de 1999): 30-45.
14. La velocidad erosional es la velocidad a la cual un
chorro de fluido degrada un metal a nivel molecular. En
este caso, al operador le preocupaba la posibilidad de
que los pozos con alta tasa de flujo produjeran arena del
yacimiento no consolidado y dañaran la tubería de
producción.
15. Pahmiyer RC, Fitzpatrick HJ, Jr. y Dugan J: “Completion
Efficiency Measures for High-Permeability,
Unconsolidated Sand Environments,” presentado en la
Conferencia Europea de Daño a la Formación de la
SPE en 1999, La Haya, Holanda, Mayo 31-Junio 1, 1999.
>Ubicación del campo Baldpate. Se encuentra en la zona marina de Luisiana en el Bloque 260 del
área Garden Banks.
TEXAS
LUISIANA
Garden Banks
Baldpate
Baldpate
Norte
Enchilada
0
0 160 km
100 millas
>
presión permitieron evitar el daño, garantizando
que no se sobrepasaran los límites predetermi-
nados con respecto a la caída de presión y a la
velocidad erosional. Los ingenieros lograron cal-
cular la eficiencia mecánica, o factor de daño
mecánico, de la completación, midiendo la caída
de presión a través de toda la completación.15
El acceso a un flujo constante de datos de
presión les permite a los ingenieros de yaci-
miento ajustar los modelos composicionales para
la simulación dinámica del yacimiento, realizar el
ajuste de historia de la presión del yacimiento,
probar escenarios de recuperación secundaria y
pronosticar la recuperación final. Los datos de
presión también se utilizan para los análisis de
pruebas de presión transitoria, que se realizan
con frecuencia. Estos análisis proporcionan cál-
culos de permeabilidad efectiva, factor de daño
mecánico, efectos de flujos que no responden a
la ley de Darcy, presión promedio del yacimiento
y distancia aproximada a distintos límites del
yacimiento.

13. También se pueden realizar pruebas de inter-
ferencia, ya que todos los pozos cuentan con
sensores de presión de instalación permanente.
Cada pozo responde a los ajustes realizados en
los pozos vecinos en unas pocas horas, y las
respuestas de presión se pueden utilizar para
evaluar la continuidad del yacimiento. Los datos
provenientes de los sensores de presión
confirmaron el modelo geológico de una cuenca
de arena en forma de abanico y lateralmente
continua.
En el campo Baldpate se instalaron siete sen-
sores, seis de los cuales todavía funcionan. El
único que ha fallado, que, en realidad, es el único
caso de los 43 sensores instalados por
Schlumberger en América del Norte, aparente-
mente se debió a un problema originado dentro
del mismo sensor, aunque no se conocen los
resultados del análisis posmortem. La instalación
de sensores en todos los pozos hizo que la pér-
dida de uno de ellos no significara más que un
inconveniente, en lugar de una gran dificultad.
No valía la pena recuperarlo o repararlo, debido
al costo y a los riesgos mecánicos que implicaba
la extracción de la tubería de producción.
Por otra parte, los datos provenientes de los sen-
sores instalados en los otros pozos resultan sufi-
cientes para el manejo actual del yacimiento.
La empresa Amerada Hess maneja con
cuidado el gran volumen de datos provenientes
de las sondas de presión de fondo de instalación
permanente. Los datos se almacenan en el disco
rígido de una computadora personal instalada en
la torre de producción. Desde su oficina, el inge-
niero puede controlar la tasa de muestreo y recu-
perar esos datos en forma electrónica y
transmitirlos a su propia oficina. Sin embargo,
Amerada Hess planea trasladar y almacenar todo
el volumen de datos en otro sitio. Los datos se
pueden descargar en un paquete de aplicaciones
de análisis de pruebas de presión transitoria para
analizarlos pocos minutos más tarde.
Un ejemplo proveniente de Africa muestra
otras aplicaciones de los sensores de fondo. A
partir de 1992, Mobil Producing Nigeria Unlimited
ha instalado sensores permanentes en el fondo
del pozo para medir la presión en 12 de sus cam-
pos ubicados en el área marina de Nigeria: Usari,
Oso, Mfem, Ubit, Iyak, Enang, Asasa, Ekpe,
Asabo, Unam, Edop y Etim (arriba).16
Mobil ha utilizado las mediciones de presión
obtenidas con sensores de fondo en varias for-
mas. Las aplicaciones más sencillas comprenden
la determinación del mecanismo de drenaje del
yacimiento, la evaluación de los esquemas de
agotamiento y las discontinuidades del yaci-
miento y el planeamiento de programas para
mantener la presión. Los sensores de fondo de
instalación permanente miden la presión de
fondo en aquellos pozos que presentan alta pre-
sión en el cabezal del pozo, lo que impide el uso
de técnicas de medición de presión con sondas
operadas a cable. Mobil puede evitar los costos
que implica cerrar pozos con altas tasas de flujo
solamente para obtener datos. En los campos
que incluyen numerosos pozos, los datos sumi-
nistrados por sensores de presión colocados en
lugares estratégicos permiten calibrar las medi-
ciones de presión adquiridas por métodos opera-
dos a cable con aquellas provenientes de los
sensores de instalación permanente.
En el campo Edop, que incluye alrededor de
40 pozos, 7 de ellos cuentan con sensores de
fondo para medir la presión. Mobil esperaba
inyectar gas para mantener la presión del
yacimiento, por lo cual el plan inicial consistía en
colocar una sonda de presión de fondo en un
pozo en cada uno de los cuatro bloques del
campo Edop y evaluar la conectividad del
yacimiento a través de los bloques. Los resulta-
dos obtenidos con los sensores mostraban que
no existía comunicación alguna a través de los
bloques, y que sería necesario utilizar inyectores
separados para cada bloque. Los sensores tam-
bién indicaron que se deberían modificar los
esquemas de inyección planeados, por lo que se
integraron los datos obtenidos con los sensores
de presión de fondo con los modelos geológicos
3D para modificar y optimizar las ubicaciones de
los pozos productores e inyectores.
Los datos de presión suministrados por los
sensores de fondo resultaron fundamentales
32 Oilfield Review
16. Ogunlowo RF, Ewherido UJ y Oyewole AA: “Use of
Down-hole Permanent Gauges in Reservoir Description
and Management of a Gas Injection Project in Edop
Field, Offshore, Nigeria,” preparado para la Conferencia
Internacional Anual Nº 23, Abuja, Nigeria, Agosto 4-6,
1999.
17. Algeroy et al, referencia 1.
Huck R: “The Future Role of Downhole Process Control,”
Orador invitado, Offshore Technology Conference,
Houston, Texas, EE.UU., Mayo 3, 1999.
18. Christie A, Kishino A, Cromb J, Hensley R, Kent E,
McBeath B, Stewart H, Vidal A y Koot L: “Soluciones
submarinas,” Oilfield Review 11, no. 4
(Primavera de 2000): 2–19.
Delta de Nigeria
Terminal
Qua Iboe
Campos petroleros con sondas permanentes
0 15 millas
0 24 km
AFRICA
Asabo
Enang
Edop
Asasa
Etim
Unam
Ubit
Iyak
Mfem
Oso
Usari
Ekpe
> Zona marina de Nigeria. Desde 1992, Mobil Producing Nigeria Unlimited ha instalado sensores
permanentes en los 12 campos marinos que aparecen en color verde con contornos rojos. Alrededor
del 95% de los sensores todavía se encuentra en funcionamiento.

14. Primavera de 2000 33
para determinar la eficacia de la comunicación
alrededor de las láminas de lutitas, que no se
habían podido detectar por métodos sísmicos y
de registros de pozos. Además, los datos conti-
nuos de los sensores condujeron a mejores resul-
tados de la simulación del yacimiento que los
obtenidos a partir de datos individuales prove-
nientes de equipos operados a cable. A medida
que continuó el proyecto de inyección, las
respuestas de presión instantánea dentro del
flujo continuo de datos permitieron determinar
cuánto tiempo de inactividad del compresor
podía resistir el proyecto de inyección (derecha).
En otros campos operados por Mobil en la
zona marina de Nigeria, entre el 20 y el 25% de
los pozos cuentan con sensores de presión de
fondo. Aproximadamente el 95% de los sensores
suministrados por Schlumberger todavía se
encuentran en funcionamiento. Los pocos casos
de fallas se han atribuido a problemas originados
en causas externas (líneas de control, empalmes
defectuosos en los cables, fallas en el conector
húmedo o problemas en el árbol de válvulas) y no
en los sensores propiamente dichos. De todas
maneras, se consideran fallas del sistema y, en
realidad, se espera superar la tasa actual de
éxito que es del 95%.
Perspectivas en el monitoreo de
yacimientos
El monitoreo permanente de los yacimientos es
vital para poder realizar completaciones
inteligentes, que constituyen un enfoque mo-
derno para mejorar la recuperación de los
yacimientos.17
Para poder operar en forma efi-
ciente y provechosa las válvulas de control de
flujo en el fondo del pozo, es necesario compren-
der la dinámica del yacimiento, por lo cual
resulta esencial combinar los datos obtenidos en
el fondo del pozo con el uso de las válvulas de
control de flujo. Hoy en día, el conocimiento del
yacimiento proviene de analizar los datos de pre-
sión y de producción y, en algunos casos, los
datos de los medidores de flujo del fondo. A
partir de las investigaciones actuales y del
desarrollo de los medidores de flujo se espera
alcanzar mediciones precisas de las tasas de
flujo como también de las propiedades de los flui-
dos multifásicos. Asimismo, los investigadores
responden a los desafíos de obtener mediciones
exactas de las tasas de flujo en pozos direc-
cionales y horizontales.
Al mejorar el vínculo entre los sistemas de
adquisición de datos y los operadores se facilita
la transmisión de datos en tiempo real y el des-
pliegue de los mismos. El monitoreo permanente
les permite a los ingenieros formarse una idea
del yacimiento, pero para "ver" el yacimiento es
necesario transformar los datos a un formato uti-
lizable. Si el acceso a los datos o el despliegue
de los mismos resulta demasiado complicado, los
datos obtenidos por los sensores de fondo corren
peligro de ser ignorados.
Los costos y los beneficios económicos de los
sistemas de monitoreo permanente se deben
considerar en forma conjunta. Los casos exitosos
provenientes de todo el mundo, como los que se
incluyen en este artículo, deberían servir para
aumentar la confianza en los sensores de insta-
lación permanente de fondo y en otros sistemas,
con lo cual el valor de estos datos va a superar
las preocupaciones inmediatas que, en muchos
casos, se refieren a los costos.
Hoy en día, los operadores se aventuran en
áreas remotas y en zonas de aguas profundas
que se acercan a los 3048 m [10.000 pies] y com-
pletan pozos submarinos con la expectativa de
intervenciones limitadas o nulas.18
Para alcanzar
un nivel de producción óptima en estas áreas,
será necesario el uso de sistemas de monitoreo
permanente compatibles con los otros equipos
que intervienen en la completación. Como ocurre
en el caso de los sensores de presión de insta-
lación permanente y de las válvulas de control de
flujo, la confiabilidad de los medidores de flujo de
fondo y otros dispositivos de instalación perma-
nente en los pozos seguirá siendo un criterio fun-
damental para considerar antes de optar por la
instalación de estos dispositivos en pozos cos-
tosos y de difícil acceso.
La aplicación exitosa de rigurosos procesos
de desarrollo de los productos y de pruebas,
junto con la ingeniería de confiabilidad y el con-
trol de calidad del servicio en el campo, han
establecido el estándar de confiabilidad para los
sistemas de monitoreo permanente. Esto refleja
un compromiso a largo plazo de la gente y de los
recursos. El empleo de estos procesos de inge-
niería mejora los sistemas de monitoreo perma-
nente para el futuro. En lo que respecta a los
operadores, estas mejoras se traducen en el
diagnóstico prematuro de los problemas, menos
intervenciones en los pozos, reducción de los
riesgos y mayor recuperación de las reservas.
—GMG
2150
2100
2050
2000
1950
1900
1850
1800
1750
1700
1650
tmin
= 4/00Pmax
= 2100 lpca tmax
= 7/00
Presión,lpca
12/98 2/99 4/99 6/99 8/99 10/99 12/99 2/00 4/00 6/00 8/00
>Respuesta de la presión en el campo Edop. En el bloque central, la inyección de gas aumenta la
presión del yacimiento, como se observa en este gráfico de presión en función del tiempo medida
en cuatro pozos diferentes del yacimiento Intra Qua Iboe 3. Las presiones pronosticadas, que se
muestran con una línea de puntos, fueron calculadas sobre la base del emplazamiento del pozo, el
radio de drenaje, las tasas de producción y las tasas de inyección de gas esperadas. El parámetro
tmin o abril de 2000 representa la primera fecha prevista en que la presión del yacimiento alcanzará
la presión objetivo (Pmax), mientras que la variable tmax representa la última fecha proyectada para
alcanzar la presión deseada y ésta ocurre en julio de 2000.