Hoy en día la tecnología de fibra óptica como herramienta de medición en la industria del petróleo está bastante popularizada, tanto en Colombia como alrededor del mundo se han realizado gran cantidad de trabajos que demuestran la capacidad de esta tecnología para suministrar información de gran importancia para la toma de decisiones.
En Colombia esta tecnología se ha convertido en una herramienta de primera mano utilizada para determinar perfiles de inyección en pozos de inyección de agua y gas, perfiles de producción en pozos verticales y horizontales, monitoreo de inyección de vapor, estimulaciones y fracturamientos.
Aunque las aplicaciones son variadas, en el presente documento nos enfocaremos en el uso de esta tecnología para la medición de temperaturas transientes o distribuidas, conocida como DTS (Distributed temperatura sensing) en pozos inyectores.
Antes de iniciar con la descripción de la tecnología es importante comprender los datos que se van a registrar para tener una idea de la información que se va a obtener y los análisis que se pueden realizar, esto nos lleva al concepto de temperaturas transientes y a un cambio radical en el procedimiento y análisis convencional de los registros de perfiles de temperatura.
Temperaturas transientes
El término de temperaturas transientes se refiere a la introducción de la variable tiempo en la medición de temperatura, esto tiene que ver directamente con el diseño del sistema el cual a diferencia de los sensores convencionales, que solo pueden realizar la medición de temperatura en un tiempo (t1) a una profundidad (h1) dada T(t1,h1), realiza la medición de temperatura de múltiples puntos en profundidad en un mismo tiempo T(t1, h1), T(t1,h2),…..,T(t1,hi).
En la figura #1 se puede observar un esquemático del comportamiento genérico de la temperatura en un pozo inyector durante un cierre, en este caso se toman i medidas de temperatura a diferentes tiempos, es evidente la diferencia en los datos registrados por la tecnología DTS y los sensores convencionales.
Figura #1 Registro convencional de temperatura vs transientes
En la figura #1 se pueden observar tres diferencias importante:
- La medición de temperatura transiente con fibra óptica permite obtener una instantánea de la temperatura a lo largo de todo el pozo, desde superficie hasta el fondo del pozo, en cada tiempo
- La fibra óptica puede medir la temperatura en múltiples puntos entre dos puntos de profundidad registrados con la tecnología convencional.
- En periodos transientes, cuando se presenta un cambio de estados (flujo-cierre), la fibra óptica captura con precisión el comportamiento instantáneo de la temperatura a lo largo de todo el pozo mientras que con la tecnología convencional se obtiene solo una aproximación.
A continuación se presenta el procedimiento general en pozos inyectores para la medición de temperaturas transientes, esto permitirá comprender los cambios que se observan entre los perfiles de temperatura a diferentes tiempos (t1,………, tn-1 y tn) en la figura #1
Procedimiento general
El registro de temperaturas transientes con fibra óptica en pozos inyectores busca realizar la medición de los cambios en los perfiles de temperatura que ocurren cuando se cierra la inyección en un pozo después que este ha estado inyectando fluido a una temperatura determinada (Tiny), el fenómeno registrado se conoce como Warmback.
Cuando el pozo se encuentra a condiciones dinámicas de inyección se registran perfiles de temperatura cada determinado tiempo (Δt), este tiempo dependerá en gran medida del equipo de medición y puede variar entre 1 seg y 10 min, hasta cuando el perfil de temperatura no varíe con el tiempo, momento en el que se considera que la inyección es estable.
Una vez se alcanza el estado estable en la inyección, se detiene la inyección y se cierra el pozo quedando en estado estático; A medida que transcurre el tiempo de cierre, las temperaturas medidas se van alejando de la temperatura estabilizada de inyección [Tiny] y tienden hacia el gradiente geotérmico del pozo [Tgeo].
Esta variación del perfil de temperatura con el tiempo en el periodo estático se debe a la diferencia de temperaturas entre el fluido en la tubería, fluido inyectado, y la formación, se genera un intercambio térmico que depende de la configuración del completamiento, propiedades térmicas de la formación y fluidos como la capacidad calorífica y el coeficiente de transferencia de calor, del caudal inyectado por cada una de las arenas entre otros.
En la figura #2 se presenta un caso de campo de la medición de temperaturas transientes en un pozo inyector de agua donde se registró un perfil de temperatura cada 10 min; Inicialmente el pozo se encuentra inyectando, el punto 1 corresponde a las temperaturas en el periodo estabilizado de inyección de agua, posteriormente la inyección de agua se detiene, el punto 2 corresponde a las temperaturas registradas a diferentes tiempos a medida que el intercambio térmico produce un calentamiento hacia el gradiente geotérmico, el punto 3 es la temperatura del pozo después de 14 horas de cierre.
Figura #2 Temperaturas transientes en pozo inyector de agua
En el periodo de inyección (1) se observa un comportamiento lineal y repetitivo del perfil de temperatura debido a que el agua está fluyendo a lo largo de todas las zonas de inyección a un caudal constante, una vez se cierra el pozo (2 y 3) se puede observar cómo va cambiando el perfil de temperatura a medida que el tiempo de cierre aumenta, la curva Roja es la primera curva del periodo de cierre (10 minutos), la curva azul es la última curva del periodo de cierre (14 horas), estos cambios son debido al intercambio térmico que se presenta por la diferencia en temperatura entre el fluido inyectado y la formación.
En el periodo de cierre, se observa que en la zona de perforados los valores de temperatura permanecen más cercanos a la temperatura del fluido de inyección, esto es debido a la capacidad de cada una de las arenas para admitir el fluido inyectado; sobre cada una de las arenas se puede observar un nivel de variación diferente, así, la arena inferior muestra una tendencia mayor a mantener la temperatura más cerca a la temperatura de inyección que la arena superior, en general, se ha observado que entre más cerca permanezcan las temperaturas a la temperatura de inyección mayor es la inyección en ese punto, aunque no siempre se cumple.
En la zona del empaque, línea punteada, se observa una mayor velocidad de aumento de la temperatura, en general se ha observado este comportamiento debido a la mayor transferencia de calor que se genera entre la formación y el fluido estático en el pozo debido a la comunicación física entre la formación y el pozo por el contacto del empaque entre el tubing y el casing.
Con las curvas de temperatura registradas se pueden realizar análisis cualitativos y cuantitativos tales como:
- Determinar el perfil de inyección.
- Identificar las arenas que están recibiendo inyección
- Identificar el espesor de arena que está siendo afectada por la inyección (Canalización)
- Determinar integridad de empaques.
- Identificar flujo por detrás del revestimiento.
- Identificar puntos de inyección no deseados, rotos en tubería y casing y comunicación entre zonas.