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Caso de Estudio: Revelación del Potencial Comercial de un Yacimiento de Petróleo Pesado en Aguas Ultra-Profundas

Schlumberger efectúa una prueba con un sistema ESP para Petrobras a fin de determinar la capacidad de producción de un campo de gran extensión ubicado en un tirante de agua de 2 500 m

Challenge: Determinar si es posible producir un petróleo altamente viscoso de manera rentable en un pozo de baja temperatura ubicado en aguas ultra-profundas.

Solution: Efectuar una prueba integrada de fondo de pozo que emplea un sistema ESP para asegurar el flujo de la producción del yacimiento a la superficie y la adquisición de datos precisos.

Result: Se lograron todos los objetivos del cliente y se proveyó una evaluación concluyente mediante un proceso expeditivo y libre de incidentes o de tiempo inactivo.

En el año 2007, antes del descubrimiento presalino realizado en el área marina de Brasil, se incrementó el interés por las reservas de petróleo pesado de esa área. Estas reservas podrían contribuir al autoabastecimiento de petróleo; sin embargo, su explotación, especialmente en aguas ultra-profundas, constituye un desafío técnico y económico. La eficiencia de los procedimientos de pruebas de pozos y caracterización de yacimientos es un aspecto clave a la hora de evaluar un descubrimiento para determinar su viabilidad comercial.

En ese momento, los estudios geológicos preliminares del campo Xerelete situado en el área marina de Brasil, indicaron que su superficie total sería de más de 26 kilómetros cuadrados y que posiblemente alojaba un volumen de 1 400 millones de bbl de petróleo equivalente en sitio.

Determinación del potencial comercial de un pozo de petróleo pesado ubicado en aguas ultra-profundas

Petrobras, en colaboración con sus socios Devon y Total, solicitó la ejecución inmediata de una prueba de pozo para evaluar la viabilidad comercial del pozo 3-RJS-648 del campo Xerelete.

Dado que el entrenamiento para la prueba no había sido incluido en la etapa de planeación del pozo y considerando el poco tiempo disponible para ejecutar la prueba, el tirante de agua (profundidad del lecho marino) de más de 2 500 m, y la necesidad de posicionar el sistema ESP justo por encima del fondo del mar, la solicitud no podía tratarse como cualquier prueba estándar de pozo de petróleo pesado de Brasil.

Normalmente, para este tipo de pozo marino, los preparativos para la prueba que incluyen aspectos relacionados con la salud, la calidad, la seguridad y el medio ambiente; el diseño de la prueba; la selección y la preparación de los equipos; el transporte y la logística; el montaje del equipo de perforación/terminación; y el desarrollo de un plan de contingencia para volver a poner en marcha el sistema ESP después de un período estático; requerirían entre dos y tres meses. A través de un esfuerzo de equipo integrado entre Petrobras y Schlumberger, la preparación acelerada de la prueba estuvo concluida en dos semanas.

Aplicación de un amplio número de servicios y tecnologías para ofrecer respuestas concluyentes

Para determinar las características del sistema roca-fluido, evaluar el potencial del pozo y cuantificar las reservas —y en base a la alta probabilidad de que el pozo no produjera por flujo natural en un tirante de agua de 2 460 m— se requeriría una prueba de producción con monitoreo de la presión, efectuada mediante un sistema de levantamiento artificial.

Luego de analizar diversas alternativas, el equipo de trabajo seleccionó un sistema de prueba de fondo de pozo con una bomba ESP para asegurar la llegada de la producción del yacimiento a la superficie y garantizar la adquisición de datos precisos.

Para tomar su decisión, el equipo de trabajo contempló especialmente el volumen probable de pérdida de fluido de perforación en la formación durante la perforación, el rango operativo requerido del sistema ESP y la tasa de flujo pretendida para la prueba.

Para determinar la profundidad de instalación de la bomba se evaluaron diversas alternativas. Sobre la base de simulaciones efectuadas con el simulador de flujo multifásico en estado estacionario, PIPESIM, y el software de diseño del sistema ESP, DesignPro, se colocó la sarta ESP justo por encima del preventor de reventones (BOP) y se ideó un plan de contingencia para inyectar combustible diésel utilizando tubería flexible, en caso de ser necesario. Con el fin de ayudar a monitorear el proceso de separación de los fluidos, se utilizó el equipo fijo de monitoreo de la producción de pozos multifásicos PhaseWatcher. Y para identificar las variaciones del flujo de modo que no se volvieran problemáticas, se analizaron las mediciones en tiempo real de las tasas de flujo de petróleo, gas y agua, además de los niveles de los recipientes de agua, las densidades de los fluidos, el contenido de petróleo en la línea de agua, y las aperturas de las válvulas de control de las líneas de petróleo, agua y gas.

Sin tiempo inactivo, se llevó a cabo el proceso de limpieza y tres períodos de flujo con frecuencias de motores de fondo de pozo de 30 Hz a 60 Hz y con un estrangulador de cabezal de pozo de 9⁄16 pulgadas; esto permitió extraer petróleo con una densidad de alrededor de 16º API y una viscosidad de aproximadamente 0,04 Pa.s en condiciones de yacimiento.

Demostración del valor de la tecnología de levantamiento submarino

Sin un solo incidente o episodio de tiempo inactivo, esta prueba se llevó a cabo en 18 días, proporcionó una evaluación concluyente en tres períodos de flujo y satisfizo todos los objetivos del cliente y sus socios.

En base a los resultados de la prueba, Petrobras anunció que había declarado la comercialidad del campo Xerelete ante la Agencia Nacional del Petróleo. En la medida que sus estrategias actuales de desarrollo incorporen el uso extensivo de pozos que proveen acceso a recursos en aguas profundas y ultra-profundas, Petrobras considera que la tecnología de refuerzo submarino es fundamental para el acceso a las reservas almacenadas en las áreas marinas de Brasil.


Download: Revelación del Potencial Comercial de un Yacimiento de Petróleo Pesado en Aguas Ultra-Profundas (1.82 MB PDF)

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