Spanish Oilfield Review

Avances en las mediciones de
las propiedades de los fluidos
Las propiedades de los fluidos de yacimientos desempeñan un rol clave en el diseño
y la optimización de las terminaciones de pozos y de las instalaciones de superficie
destinadas a manejar los yacimientos en forma eficiente. Por lo tanto, la caracterización
precisa de los fluidos es una parte vital de cualquier proyecto de producción de petróleo
o gas. Las modernas técnicas de análisis de fluidos proveen los datos de alta calidad
requeridos para desarrollar estrategias de producción adecuadas.
Soraya Betancourt
Cambridge, Massachusetts, EUA
Tara Davies
Ray Kennedy
Edmonton, Alberta, Canadá
Chengli Dong
Sugar Land, Texas, EUA
Hani Elshahawi
Shell International Exploration and Production
Houston, Texas
Oliver C. Mullins
John Nighswander
Houston, Texas
El descubrimiento de una acumulación de petróleo o gas suscita de inmediato la formulación de
interrogantes acerca de su viabilidad económica.
Los operadores quieren saber la extensión del yacimiento, los tipos de fluidos que serían producidos, los regímenes de producción esperados, y por
cuánto tiempo podría mantenerse la producción.
El análisis de fluidos es una parte crítica del proceso por el cual los ingenieros realizan la caracterización de yacimientos, determinan la arquitectura
del yacimiento y deciden si una acumulación de
petróleo o gas amerita ser desarrollada. Las muestras de alta calidad son esenciales, porque los
datos erróneos podrían llevar a los ingenieros a
interpretar equívocamente los parámetros de pro-
ducción, tales como el volumen de drenaje, las
tasas de flujo, las reservas, y el diseño de las terminaciones de los pozos y de las instalaciones de
superficie. Claramente, los datos de fluidos pobres
o engañosos pueden producir un impacto financiero negativo severo.
Si el análisis del yacimiento resulta positivo,
los ingenieros comienzan a diseñar un sistema de
producción que transportará eficientemente sus
fluidos, desde la formación hasta los pozos, las
líneas de flujo, las instalaciones de producción y
más allá de éstas. Durante este viaje, los fluidos
del yacimiento experimentan cambios en las
temperaturas y presiones que difieren considerablemente de sus condiciones locales iniciales.
Michael O’Keefe
Hobart, Tasmania, Australia
16,000
1. Ratulowski J, Amin A, Hammami A, Muhammed M y
Riding M: “Flow Assurance and Subsea Productivity:
Closing the Loop with Connectivity and Measurements,”
artículo SPE 90244, presentado en la Conferencia y
Exhibición Técnica Anual de la SPE, Houston, 26 al
29 de septiembre de 2004.
2. Para obtener más información sobre las técnicas de
remoción de incrustaciones, consulte: Crabtree M,
Eslinger D, Fletcher P, Miller M, Johnson A y King G:
“La lucha contra las incrustaciones: Remoción y
prevención,” Oilfield Review 11, no. 3 (Otoño de
1999): 30–49.
60
14,000
Cera
12,000
Presión, lpc
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Gretchen Gillis y Don Williamson, Sugar Land,
Texas; y a Lisa Stewart, Cambridge, Massachusetts.
CHDT (Probador de la Dinámica de la Formación de Pozo
Entubado), Fluid Profiling, LFA (Analizador de Fluidos Vivos),
MDT (Probador Modular de la Dinámica de la Formación),
Oilphase-DBR, PVT Express, Quicksilver Probe y RealView
son marcas de Schlumberger.
OLGA es una marca de Scandpower AS.
10,000
Yacimiento
8,000
Hidrato
Asfalteno
6,000
4,000
Punto de burbujeo
2,000
0
Línea
de flujo
0
50
100
150
Temperatura, °F
200
250
300
> Diagrama de fases de un petróleo típico del sector de aguas profundas del Golfo
de México. Durante el trayecto comprendido entre el yacimiento y la línea de flujo,
la temperatura y la presión del petróleo se reducen y pueden atravesar los bordes
de fases en los que los asfaltenos (púrpura), las ceras (azul) y los hidratos (verde)
tenderán a separarse y formar depósitos sólidos. El gas comienza a separarse del
petróleo a medida que atraviesa el límite del punto de burbujeo (rojo).
Oilfield Review
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
45
40
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25
20
15
10
5
0
Petróleo medio pesado
Agua
Hidrocarburos
90
80
5
Condensado
3
4
70
2
60
0
1
50
Estas variaciones pueden inducir cambios en el
estado físico de los fluidos, que inhibirían o interrumpirían la producción si no fuesen comprendidos
antes de diseñar los tubulares y las instalaciones de
fondo y superficie. Por lo tanto, para determinar
cómo responderán los fluidos a las condiciones de
producción, es probable que los ingenieros quieran
recolectar y analizar muestras de fluidos de cada
capa potencialmente productiva del yacimiento.
Tradicionalmente, las muestras de fluidos son
recolectadas y enviadas a laboratorios auxiliares
para ser sometidas a pruebas, proceso que retarda
el acceso a los datos e interfiere con la capacidad
de un operador para tomar decisiones de desarrollo a su debido tiempo. Hoy se dispone de herramientas de muestreo y pruebas de formación
sofisticadas, que permiten recolectar los datos en
etapas tempranas del proceso de exploración,
incluyendo la capacidad para efectuar la caracterización de las propiedades de los fluidos de yacimientos Fluid Profiling en el fondo del pozo y en
tiempo real, y la cuantificación de su variación.
Esta tecnología otorga a los operadores la capacidad para evaluar el yacimiento mientras la herramienta de muestreo se encuentra en el pozo, y
adquirir datos adicionales si el grado de complejidad del yacimiento es mayor que el estimado
previamente. Además, los ingenieros y los espe-
Invierno de 2007/2008
cialistas en propiedades de los fluidos pueden
determinar mejor dónde y cuándo extraer las
muestras y cuántas muestras recolectar. Como resultado, la calidad de las muestras de fluidos llevadas a la superficie mejora sustancialmente.
En el laboratorio, los ingenieros químicos
determinan las composiciones de los fluidos, las
temperaturas y presiones a las que se producen
las transiciones de fases, y la forma en que se
comporta cada fase en función de la temperatura
y la presión. La caracterización precisa de los fluidos y el conocimiento del comportamiento de la
relación presión-volumen-temperatura (PVT), son
cruciales para la toma de decisiones apropiadas y
económicamente eficaces sobre la planeación y
las operaciones de construcción, producción y
monitoreo de pozos. Cuando el estudio PVT inicial y el modelado termodinámico identifican un
comportamiento de fases no estándar (tal como las
emulsiones, la precipitación de cera o asfaltenos,
los hidratos y la acumulación de incrustaciones),
suelen efectuarse pruebas especiales para comprender mejor el comportamiento de los fluidos de
yacimientos. Todas estas actividades corresponden
al ámbito general de lo que se conoce como aseguramiento del flujo.
Frente a los problemas potenciales de aseguramiento del flujo, los ingenieros cuentan con
40
diversas alternativas para mitigar o prevenir las
dificultades.1 Estos métodos incluyen el manejo
termal (circulación de fluido caliente, calefacción y aislamiento eléctricos), el manejo de la
presión (bombeo, sobrecompresión y purga), y
los tratamientos químicos. Estas técnicas ajustan
el trayecto que experimentan los hidrocarburos
durante la producción en el plano presión-temperatura o, en el caso de los tratamientos químicos,
alteran la composición de los fluidos para evitar
cambios de fases o dispersar las partículas de
sólidos cuando se produce la precipitación. Además, existen técnicas de remediación física,
tales como el método de limpieza con taco, diablo
o pistón rascador, limpieza por chorro y corte.2
A medida que las compañías de E&P alcanzan
ambientes de producción cada vez más remotos,
particularmente el área de aguas profundas, el aseguramiento del flujo adquiere una importancia
crítica. Los fluidos de yacimientos de aguas profundas siguen un trayecto PVT tortuoso desde la
formación hasta la instalación de producción, lo
que aumenta la probabilidad de que se entorpezca
el aseguramiento del flujo (página anterior). El aseguramiento del flujo también puede constituir una
preocupación en los ambientes árticos, donde las
diferencias de temperatura entre el yacimiento y
las instalaciones de superficie pueden ser extremas.
61
Punto
crítico
Petróleo
de
lp
b
de
ur
Cricondenbar
eo
buj
50%
40%
10%
del
Petróleo y gas
punt
o
20%
62
Gas
Cu
rva
5%
Muestreo de los fluidos de yacimientos
Los científicos e ingenieros de diversas disciplinas utilizan los datos de muestras de fluidos a la
hora de tomar decisiones relacionadas con el
desarrollo de los yacimientos. Por ejemplo, los
ingenieros de yacimientos utilizan los datos para
determinar la arquitectura del yacimiento, estimar las reservas, realizar cálculos de balances de
materiales y analizar el flujo de fluidos en medios
porosos. Los geólogos necesitan infor mación
exacta para efectuar correlaciones de yacimientos
y estudios geoquímicos. El personal de refinación
y mercadeo toma las decisiones relacionadas
con el rendimiento y el valor de los productos. Si
se utilizan datos erróneos, podrían producirse
consecuencias imprevistas y costosas durante la
producción.3
Una amplia diversidad de comportamientos
de los fluidos puede incidir en un programa de
muestreo y análisis. Un sistema de fluidos de
yacimientos puede ser catalogado de manera
aproximada por el comportamiento de sus fases
vapor-líquido; las clasificaciones abarcan desde
el gas seco, gas húmedo y gas retrógrado hasta el
petróleo volátil, petróleo negro o petróleo pesado
(derecha).4 Otra consideración es el comportamiento de los hidrocarburos en fase sólida. La
formación de cera e hidratos es inducida predominantemente por una declinación de la
temperatura, y las reducciones de la presión o la
mezcla de fluidos generalmente hacen que los
asfaltenos se separen de la solución (próxima
página, arriba).5
Los ingenieros recolectan muestras de agua
de formación para determinar si se formarán
acumulaciones de calcita, barita o halita dentro
de las líneas de flujo. Las sustancias corrosivas y
tóxicas, tales como el dióxido de carbono [CO2]
y el ácido sulfhídrico [H2S], deben ser detectadas y medidas porque inciden en la selección de
la aleación de los tubulares y en el diseño de los
Campo gasífero
con condensación
no retrógrada
de rocío
rva
Cu
to
un
Campo gasífero
con condensación
retrógrada
Cricondenterma
Campo petrolero
con gas disuelto
Presión
El conocimiento preciso del comportamiento
PVT es vital porque los problemas asociados con
los fluidos de yacimientos en estas localiza ciones remotas, podrían amenazar la viabilidad
económica de un proyecto.
Este artículo describe los roles de la química, la geología y la termodinámica durante los
estudios de caracterización de yacimientos y
aseguramiento del flujo realizados en la localización del pozo y en el laboratorio. Se presentan
además dos estudios de casos de campos petroleros marinos que demuestran cómo estas
actividades benefician el diseño y las operaciones de terminación de pozos.
0%
Temperatura
> Diagrama generalizado de la presión en función de la temperatura (PT) para
los fluidos de yacimientos. El diagrama contiene dos regiones principales:
monofásica (verde a naranja) y bifásica (beige). El límite entre estas regiones
se denomina envolvente de saturación; posee tres rasgos principales. La curva
del punto de burbujeo es la porción en la cual el gas comienza a separarse
del líquido. La curva de rocío es el segmento en el cual comienza a condensarse el líquido a partir del gas. El punto crítico es la localización en la que se
unen ambas curvas. La cricondenterma indica la temperatura más elevada
de la envolvente de saturación, y la cricondenbar es la presión más elevada
de la envolvente de saturación. Los fluidos de yacimientos se clasifican de
acuerdo con su comportamiento en el yacimiento y durante la producción en
el esquema PT. El gas seco no ingresa en la región bifásica en ningún punto
del trayecto PT de producción. El gas húmedo se mantiene como sistema
monofásico en el yacimiento, sin importar el agotamiento de la presión; sin
embargo, durante la producción, atraviesa la curva del punto de rocío y forma
una fase líquida. El gas retrógrado reside en la región monofásica, a temperaturas que oscilan entre el punto crítico y la cricondenterma. Durante el
agotamiento de la presión, a temperatura de yacimiento, se forma líquido en
el yacimiento en sí, que persiste a lo largo de todo el trayecto PT de producción. El petróleo volátil reside en la región monofásica, justo a la izquierda del
punto crítico. La liberación del gas se produce conforme el fluido atraviesa la
curva del punto de burbujeo durante la operación de producción. El petróleo
negro existe en la región monofásica a temperaturas de yacimiento considerablemente más bajas que el punto crítico. Durante el proceso de producción
se libera gas, pero su proporción relativa es pequeña si se compara con la
del petróleo volátil. El petróleo pesado es un subconjunto del petróleo negro
que contiene cantidades muy bajas de gas, y la fase líquida se compone
predominantemente de componentes con alto peso molecular.
sistemas de seguridad y medioambiente, desde
el cabezal del pozo hasta la instalación de superficie. El pH del agua también es un parámetro
importante que rige la acumulación de incrustaciones y la corrosión, y puede ser medido en el
fondo del pozo para evitar incertidumbres.6
Otra preocupación es la variabilidad de la
composición de los fluidos de yacimientos dentro
de un campo o de una formación. Los yacimientos
de petróleo pueden estar conformados por compartimientos aislados entre sí. Los elementos de
flujo independientes pueden tener un impacto
enorme sobre la capacidad de un operador para
drenar el yacimiento. A modo de analogía, consideremos que un compartimiento de un yacimiento
es como una esponja. Al igual que una esponja
con su estructura de celdas abiertas, todo el contenido puede ser drenado con un solo agujero o
pozo. Siguiendo con la analogía, los compartimientos independientes de un yacimiento son
similares a un rollo de material plástico de burbujas; un sistema de celdas cerradas a través del
cual el contenido de una burbuja no puede fluir
hacia otra. Si se perfora un solo agujero a través
Oilfield Review
del rollo, el drenaje se produce solamente desde
las celdas penetradas. El rollo de material plástico
de burbujas se encuentra, por ende, intensamente
compartimentalizado.
Una consideración adicional es la existencia
de variaciones composicionales significativas de
los hidrocarburos, tanto en sentido vertical como
lateral, dentro de un compartimiento. La gradación composicional es causada a menudo por
acción de la gravedad, o las fuerzas inestables de
la biodegradación, los gradientes de temperatura, la carga actual, la historia de carga o las
lutitas incompetentes que actúan como sellos.7
La magnitud de la variación composicional puede
variar en forma considerable, dependiendo de la
historia geológica y geoquímica del yacimiento
(abajo).8
Cuando existe compartimentalización del
yacimiento, gradación composicional, o ambos
fenómenos, es de vital importancia contar con
un programa de muestreo de fluidos técnicamente robusto. Las propiedades del sistema
roca-fluido inciden en la capacidad para recolectar muestras de fluidos representativas. La
recolección de muestras requiere el flujo de
fluido hacia el pozo, lo que ocurre solamente
cuando la presión de flujo del pozo es menor que
la presión de la formación. No obstante, si la
presión de flujo cae por debajo de la presión de
saturación del fluido, tendrá lugar la formación
de una fase gaseosa (en el caso del petróleo
volátil o negro) o una fase líquida (en el caso del
Asfalteno
Cera
Incrustación inorgánica
Hidrato
> Depósitos comunes que se forman en los tubulares durante la producción
de hidrocarburos. La depositación de cera e hidratos es principalmente el
resultado de una reducción de la temperatura, mientras que la precipitación
de asfaltenos puede ser causada por los cambios producidos en la presión,
la temperatura y la composición. Las incrustaciones inorgánicas provienen
de cambios producidos en la presión, la temperatura y la composición de los
fluidos acuosos que acompañan la producción de hidrocarburos. (Con la
generosa autorización de Springer Science and Business Media.)
Incremento de la profundidad
> Muestras de petróleo crudo extraídas de una sola columna de petróleo en un yacimiento. El cambio de color continuo es una ilustración vívida de la
gradación composicional. (La fotografía es cortesía de Shell.)
3. Nagarajan NR, Honarpour MM y Sampath K:
“Reservoir-Fluid Sampling and Characterization—Key to
Efficient Reservoir Management,” Journal of Petroleum
Technology 59, no. 8 (Agosto de 2007): 80–91.
4. McCain WD Jr: “The Five Reservoir Fluids,” in The
Properties of Reservoir Fluids (2ª edición). Tulsa:
PennWell Books (1990): 147–164.
5. Akbarzadeh K, Hammami, A, Kharrat A, Zhang D,
Allenson S, Creek J, Kabir S, Jamaluddin A, Marshall AG,
Rodgers RP, Mullins OC y Solbakken T: “Los asfaltenos:
Invierno de 2007/2008
Problemáticos pero ricos en potencial,” Oilfield Review
19, no. 2 (Otoño de 2007): 24–47.
6. Raghuraman B, Gustavson G, Mullins OC y Rabbito P:
“Spectroscopic pH Measurement for High Temperatures,
Pressures and Ionic Strength,” AIChE Journal 52, no. 9
(2006): 3257–3265.
Xian C, Raghuraman B, Carnegie A, Goiran P-O y Berrim
A: “Downhole pH as a Novel Measurement Tool in
Formation Evaluation and Reservoir Monitoring,”
Transcripciones del 48o Simposio Anual de Adquisición
de Registros de la SPWLA, Austin, Texas, 3 al 6
de junio de 2007, artículo JJ.
7. Riemens WG, Schulte AM y de Jong LNG: “Birba Field
PVT Variations Along the Hydrocarbon Column and
Confirmatory Field Tests,” Journal of Petroleum
Technology 40, no. 1 (Enero de 1988): 83–88.
8. Ruiz-Morales Y, Wu X y Mullins O: “Electronic Absorption
Edge of Crude Oils and Asphaltenes Analyzed by
Molecular Orbital Calculations with Optical Spectroscopy,”
Energy & Fuels 21, no. 2 (2007): 944–952.
63
Presión
Presión del
yacimiento
Fluido
original del
yacimiento
Gas libre
Presión
Punto de burbujeo
Presión de flujo del pozo
Fluido
original del
yacimiento
Muestra
representativa
monofásica
> Efectos de la declinación de la presión durante el muestreo del fluido de yacimiento. Si la presión del yacimiento cae por debajo del punto de burbujeo
durante el muestreo de petróleo, se producirá la separación del gas, creándose un sistema bifásico (extremo superior). De un modo similar, si el yacimiento
contiene gas retrógrado, se formará líquido si la presión del yacimiento cae
por debajo del punto de rocío. Cuando se producen cambios de fase en el
yacimiento, la fase con alto grado de movilidad fluye preferentemente debido
a los efectos de la permeabilidad relativa y, en ese caso, la muestra es no
representativa. Si la presión del yacimiento se mantiene por encima del punto
de burbujeo o el punto de rocío durante el muestreo, se preserva el comportamiento monofásico y se asegura la recolección de una muestra representativa
(extremo inferior).
gas retrógrado) (arriba). La movilidad relativa
de cada fase de fluido es diferente; debido a que
el flujo es desigual, la composición del fluido que
sale de la formación no será la misma que la del
fluido en el yacimiento. Este efecto puede minimizarse o eliminarse mediante un muestreo con
valores de tasas de flujo y diferenciales de presión lo más bajos posibles.
Finalmente, las mediciones precisas de la
temperatura del yacimiento son vitales. Errores
de unos pocos grados, introducidos durante las
pruebas PVT, pueden traducirse en interpretaciones falsas. Por ejemplo, lo que es condensado en
la formación puede comportarse como un petróleo volátil a una temperatura de laboratorio incorrecta. Este error podría generar costosos errores
de diseño de las instalaciones de producción.
Existen dos métodos principales de adquisición de muestras de hidrocarburos; el muestreo
de fondo de pozo y el muestreo de superficie. El
muestreo de fondo de pozo implica la bajada de
una herramienta de muestreo con una sarta DST,
con cable o con línea de acero, hasta la zona o
zonas productivas. En un agujero abierto, el
muestreo puede efectuarse utilizando el Probador Modular de la Dinámica de la Formación
(MDT) y la herramienta Quicksilver Probe para
el muestreo guiado del fluido de yacimiento
puro. Los dispositivos de muestreo en pozo entubado incluyen el Probador de la Dinámica de la
Formación de Pozo Entubado CHDT, el tomador
64
de muestras de yacimientos monofásicos (SRS) y
la herramienta de muestreo SCAR.9 El muestreo
de superficie, que se efectúa con más frecuencia
en el separador bajo condiciones de flujo estables, consiste en recolectar muestras de gas y
líquido. Los ingenieros pueden adquirir muestras de superficie durante las etapas de
exploración si no se dispone de métodos de
fondo de pozo, y pueden seguir adoptando este
procedimiento a lo largo de toda la vida productiva de un pozo para monitorear la evolución de
las propiedades de los fluidos.10
Las muestras de fluidos de fondo de pozo
deben ser extraídas de localizaciones que provean
la información más relevante para la toma de
decisiones. Para ello, las herramientas actuales de
muestreo y pruebas incluyen un arreglo de instrumentos que pueden efectuar el análisis de fluidos
de fondo de pozo (DFA). Las herramientas DFA
proveen mediciones de las propiedades de los
fluidos en tiempo real y en condiciones de yacimiento, lo que permite que los ingenieros analicen
las muestras antes de que sean recolectadas.
Los métodos DFA abarcan la espectroscopía
de absorción óptica en sitio, la reflectancia óptica,
la fluorescencia y algunas mediciones no ópticas, incluyendo la densidad, la viscosidad y el
pH. El espectrómetro opera en el rango visible o
cercano al infrarrojo; con longitudes de onda
que oscilan entre 400 y 2,100 nm. Los espectros
se registran en tiempo real, revelando las pro-
porciones de metano [C 1 ], etano a pentano
[C2–5], hexano y más pesados [C6+], y las fracciones de CO 2, además de una estimación de la
relación gas/petróleo (GOR). Adicionalmente,
las diferencias existentes entre los espectros de
fluidos de yacimientos y fluidos de perforación
indican el nivel de contaminación de la muestra.11
Las mediciones de fluorescencia de fondo de
pozo proveen información de las fases de los fluidos, que resulta especialmente útil para los
condensados retrógrados y los petróleos volátiles.12
La fluorescencia es además sensible a la formación de líquido en un gas condensado, cuando la
presión de flujo cae por debajo del punto de
rocío, lo que permite que los ingenieros especialistas en operaciones de muestreo monitoreen la
separación de las fases de los fluidos en tiempo
real, y asegura la recolección de muestras monofásicas representativas (abajo).13
La caracterización de fluidos de yacimientos
Fluid Profiling con el analizador DFA, permite
diagnosticar la gradación composicional y ayuda a
identificar los compartimientos del yacimiento.
Cartucho de energía
Módulo de botellas
para muestras
Módulo de
bombeo (muestra)
Flujo de
la muestra
Analizador de
fluidos LFA (muestra)
Módulo hidráulico
Probeta de
muestreo guiado
Flujo de
descarte
Analizador de
fluidos LFA (descarte)
Módulo de
bombeo (descarte)
> Diagrama esquemático de un Probador Modular
de la Dinámica de la Formación MDT, utilizando
la herramienta Quicksilver Probe para la extracción guiada (focused) del fluido de yacimiento.
La probeta de muestreo guiado se fija contra la
pared del pozo con el fin de extraer los fluidos de
formación para la caracterización y la recolección
de muestras Fluid Profiling. Los Analizadores de
Fluidos Vivos LFA de fondo de pozo, proveen
mediciones cuantitativas y en tiempo real de la
densidad, la viscosidad, el GOR, la composición de
los hidrocarburos y el pH del agua de formación.
Oilfield Review
Sección del yacimiento
100
0
GOR DFA, pie3/bbl
1,000 10,000 100,000
A
500
Se
B
llo
1,000
Se
llo
1,500
2,000
D
E
C
2,500
3,000
F G
H J
I
3,500
Petróleo
Agua
Gas seco
Profundidad, pies
Gas rico y condensado
> Sección del yacimiento (izquierda) y mediciones del GOR obtenidas con el
analizador DFA en tiempo real (derecha) de los fluidos de yacimiento en un
pozo de exploración de aguas profundas. Existe buena concordancia entre los
valores del GOR y la estructura del yacimiento. El análisis FCA sugirió las posiciones para el muestreo de fluidos (puntos azules, a la derecha). Los fluidos
del yacimiento varían significativamente de gas seco (Fluidos A y B) y gases
condensados (Fluido C), en el tope, a petróleos negros con diferentes relaciones GOR (Fluidos D a J inclusive) en la base. En la base de la columna de
petróleo (Fluidos H, I y J), las variaciones del GOR indican un gradiente de
composición de fluidos suave. Por otro lado, entre los Fluidos E y F es evidente
la presencia de una inversión del GOR; el Fluido F es más profundo que el
Fluido E, pero posee un GOR más alto. Una inversión similar se produce entre
los Fluidos G y J, lo que sugiere una estructura de yacimiento compleja con
una potencial barrera para el flujo en la estación de muestreo J.
Por ejemplo, la presencia de cambios abruptos en
la composición del fluido o en el GOR entre distintas zonas de un solo pozo o entre pozos vecinos,
puede indicar la existencia de compartimentalización. Para confirmar que las diferencias percibidas en las propiedades de los fluidos son
verdaderamente significativas, los ingenieros
deben considerar primero las incertidumbres aso-
ciadas con las mediciones. Un método reciente
para evaluar las incertidumbres es el algoritmo de
comparación de fluidos (FCA).14 El algoritmo FCA
utiliza modelos paramétricos para estimar el GOR
y las incertidumbres asociadas con la coloración
como una función de la variabilidad de las mediciones de la densidad óptica (σε) y la contaminación del lodo (ση). El algoritmo compara las
9. Para obtener más información sobre los dispositivos
de muestreo de fluidos de formación, consulte:
“The MDT Tool: Colley N, Ireland T, Reignier P,
Richardson S y Joseph J: “The MDT Tool: A Wireline
Testing Breakthrough,” Oilfield Review 4, no. 2
(Abril de 1992): 58–65.
Andrews RJ, Beck G, Castelijns K, Chen A, Cribbs ME,
Fadnes FH, Irvine-Fortescue J, Williams S, Hashem M,
Jamaluddin A, Kurkjian A, Sass B, Mullins OC, Rylander
E y Van Dusen A: “Cuantificación de la contaminación
utilizando el color del crudo y del condensado,” Oilfield
Review 13, no. 3 (Invierno de 2001/2002): 24–43.
Quicksilver Probe: Akkurt, R, Bowcock M, Davies J, Del
Campo C, Hill B, Joshi S, Kundu D, Kumar S, O’Keefe M,
Samir M, Tarvin J, Weinheber P, Williams S y Zeybek M:
“Muestreo guiado y análisis de fluidos en el fondo del
pozo,” Oilfield Review 18, no. 4 (Primavera de 2007):
4–21.
Herramienta CHDT: Burgess K, Fields T, Harrigan E,
Golich GM, Reeves R, Smith S, Thornsberry K,
Ritchie B, Rivero R y Siegfried R.: “Pruebas de
formación y obtención de muestras de fluidos a
través del revestimiento,” Oilfield Review 14, no. 1
(Verano de 2002): 50–63.
Herramientas SRS y SCAR: Aghar, H, Carie M, Elshahawi
H, Gómez JR, Saeedi J, Young C, Pinguet B, Swainson K,
Takla E y Theuveny B: “Nuevos alcances en pruebas de
pozos,” Oilfield Review 19, no. 1 (Verano de 2007): 44–59.
10. Para obtener más información sobre muestreo de
superficie, consulte: Aghar et al, referencia 9.
11. Para obtener más información sobre métodos DFA
ópticos, consulte: Betancourt S, Fujisawa G, Mullins OC,
Carnegie A, Dong C, Kurkjian A, Eriksen KO, Haggag M,
Jaramillo AR y Terabayashi H: “Análisis de
hidrocarburos en el pozo,” Oilfield Review 15, no. 3
(Invierno de 2003/2004): 60–69.
Crombie A, Halford F, Hashem M, McNeil R, Thomas
EC, Melbourne G y Mullins OC: “Innovations in Wireline
Fluid Sampling,” Oilfield Review 10, no. 3 (Otoño de
1998): 26–41.
Dong C, Hegeman PS, Carnegie A y Elshahawi H:
“Downhole Measurement of Methane Content and GOR
in Formation Fluid Samples,” SPE Reservoir Evaluation &
Engineering 9, no. 1 (Febrero de 2006): 7–14.
12. Betancourt SS, Fujisawa G, Mullins OC, Eriksen KO,
Dong C, Pop J y Carnegie A: “Exploration Applications of
Downhole Measurement of Crude Oil Composition and
Fluorescence,” artículo SPE 87011, presentado en la
Invierno de 2007/2008
mediciones obtenidas de dos fluidos y calcula la
probabilidad de que las diferencias sean estadísticamente significativas. Cuando el resultado del
algoritmo FCA indica que los fluidos son diferentes, se justifica la adquisición de muestras para
un análisis detallado en la superficie. El siguiente
estudio de un caso práctico demuestra cómo los
ingenieros emplean el análisis DFA y el algoritmo
FCA para caracterizar un yacimiento y determinar las localizaciones de muestreo.
Muestreo y caracterización de yacimientos
en una acumulación de aguas profundas
En un pozo de exploración de aguas profundas,
Shell empleó el análisis DFA y FCA en tiempo real
para caracterizar la arquitectura del yacimiento
y decidir dónde recolectar muestras de fluidos.15 A
medida que el arreglo MDT descendía por el pozo,
los espectrómetros medían el GOR en diversas localizaciones (izquierda). Sobre la base del análisis FCA, se recolectaron muestras de fluidos en 10
profundidades diferentes. El análisis reveló variaciones significativas en la composición del fluido
de yacimiento, que pasaba de gas seco y gases
condensados en el tope a petróleos negros con relaciones GOR diferentes en la base. En la base de
la columna de petróleo, el GOR variaba gradualmente con la profundidad en la arenisca inferior,
indicando un gradiente de composición de fluido.
Además se detectaron inversiones del GOR entre
la arenisca superior e inferior, lo que sugiere la
presencia de barreras para el flujo y una estructura de yacimiento compleja.
El análisis DFA y FCA indicó una probabilidad
mayor al 99% de que los fluidos presentes por
encima y por debajo de la inversión pertenecían a
compartimientos diferentes. Una discontinuidad
en la presión entre los compartimientos, confirmó la falta de comunicación hidráulica.
Conferencia Técnica de la Región del Pacífico Asiático
de la SPE sobre Modelado Integrado para el Manejo de
Activos, Kuala Lumpur, 29 al 30 de marzo de 2004.
13. Dong CM, O’Keefe M, Elshahawi H, Hashem M, Williams
S, Stensland D, Hegeman P, Vasques R, Terabayashi T,
Mullins O y Donzier E: “New Downhole Fluid Analyzer
Tool for Improved Reservoir Characterization,” artículo
SPE 108566, presentado en la Conferencia del Petróleo y
el Gas del Área Marina de Europa de la SPE, 4 al 7 de
septiembre de 2007.
14. Venkataramanan L, Weinheber P, Mullins OC, Andrews
AB y Gustavson G: “Pressure Gradients and Fluid
Analysis as an Aid to Determining Reservoir
Compartmentalization,” Transcripciones del 47o
Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA,
Veracruz, México, 4 al 7 de junio de 2006, artículo S.
15. Dong C, Elshahawi H, Mullins OC, Venkataramanan L,
Hows M, McKinney D, Flannery M y Hashem M:
“Improved Interpretation of Reservoir Architecture and
Fluid Contacts through the Integration of Downhole Fluid
Analysis with Geochemical and Mud Gas Analyses,”
artículo SPE 109683, presentado en la Conferencia y
Exhibición del Petróleo y el Gas de la Región del Pacífico
Asiático de la SPE, Yakarta, 30 de octubre al 1º de
noviembre de 2007.
65
Los especialistas en fluidos de las compañías
Shell y Schlumberger exploraron la columna de
petróleo en detalle, comparando el GOR con los
registros petrofísicos, los registros de presión de
formación, y los registros indicadores de gas en
el lodo, y efectuando el análisis FCA (abajo). Los
registros de rayos gamma y presión demostraron
que la porción superior del petróleo reside en un
5,500
3
900
GOR, ft /bbl 1,500
0
lóbulo de arenisca cuyos GOR y gradiente de
presión son relativamente constantes. El resto
del petróleo se encuentra en un lóbulo de arenisca inferior, donde el GOR disminuye con la
profundidad. El registro de presión resultó consistente, indicando una diferencia significativa
en la densidad del fluido entre los lóbulos superior e inferior.
Presión, lpc
Rayos gamma, API
6,000
Concentración relativa de metano
150
0
2
4
2,750
F
G
2,800
F
G
Arenisca superior
La mayor concentración
de C1 corresponde a la
menor densidad del
Fluido J
Profundidad, pies
2,850
2,900
2,950
H
J
3,000
3,050
J
H
Arenisca inferior
I
Incremento de la
contribución
de la carga
termogénica
I
3,100
3,150
Contaminación con lodo a base de aceite, ση
–55
Metano δ13C, partes por mil
0.10
1.0
0.09
0.9
0.08
0.8
0.7
0.07
0.6
0.06
0.5
0.05 Fluidos G y H
P = 0.95
0.04
0.03
–50
0.4
P = 0.80
P = 0.90
0.02 Fluidos G y J
P = 0.99
0.01
0.01 0.02 0.03 0.04 0.05 0.06 0.07 0.08 0.09 0.10
Densidad óptica, σε
0.3
0.2
0.1
0
> Presentación de registros expandidos y análisis FCA de una columna de petróleo en la base de un
yacimiento de aguas profundas. La correlación del registro GOR (extremo superior izquierdo) con el
registro de rayos gamma (verde, extremo superior central ), revela que los Fluidos F y G provienen de
una arenisca dada, y los Fluidos J, H e I residen en otra arenisca. En la arenisca superior, los Fluidos
F y G poseen el mismo GOR, mientras que en la arenisca inferior, los Fluidos J, H e I exhiben una reducción del GOR con la profundidad. Las densidades de los fluidos, obtenidas de los gradientes de
presión (azul), revelan dos características principales: una inversión de la densidad del fluido entre
los Fluidos G y J, y un incremento gradual de la densidad entre el Fluido J y el Fluido I. Esto es indicativo de la falta de comunicación vertical entre la arenisca superior y la inferior. El registro indicador
de gas en el lodo (extremo superior derecho) ofrece evidencias comprobatorias adicionales. En la
profundidad del Fluido J, el valor δ13C (rojo) cae en forma abrupta y aumenta gradualmente con la
profundidad. La concentración relativa de metano (azul) también fluctúa abruptamente en el Fluido J
y luego se reduce gradualmente con la profundidad; una característica consistente con el incremento
de la densidad del fluido. La confirmación final resultó de la aplicación de la técnica FCA (extremo
inferior). El algoritmo FCA genera un número que representa la probabilidad de que dos fluidos sean
estadísticamente diferentes. A medida que las incertidumbres asociadas con las mediciones (σ) se
reducen, la seguridad en la calidad de los datos aumenta. Por lo tanto, los valores σ bajos indican
una alta probabilidad de que las diferencias percibidas en las propiedades de los fluidos sean reales.
La gráfica de curvas de contorno indica que el Fluido G posee una probabilidad del 99% de ser
diferente del Fluido J, y una probabilidad del 95% de ser diferente del Fluido H. El descubrimiento de
la compartimentalización del yacimiento condujo a Shell a re-evaluar el campo y efectuar ajustes
estratégicos significativos en el desarrollo de los yacimientos.
66
Los avances recientes en los registros indicadores de gas en el lodo, proporcionaron a los
ingenieros otra herramienta para la detección
en tiempo real de sellos y barreras de permeabilidad, variaciones litológicas y contactos de
fluidos.16 Los gases recolectados en la superficie
durante las operaciones de perforación, o separados de las muestras de fluidos, pueden ser
analizados para determinar el contenido isotópico. La respuesta isotópica, δ13C, es el valor de
la relación isotópica 13C/12C del metano de una
muestra con respecto a un estándar, expresado
en partes por mil. Si se grafican junto a un registro estándar indicador de gas en el lodo, los
valores δ13C más grandes pueden indicar la existencia de concentraciones más altas de gas
biogénico en el yacimiento. La tendencia de los
valores δ 13C puede mostrar distribuciones de
metano inestables, y una discontinuidad clara
de la respuesta del isótopo de metano en el gas
presente en el lodo puede implicar la presencia
de un sello.17 Los ingenieros observaron una discontinuidad del valor δ13C a aproximadamente
899 m [2,950 pies], lo que sugirió la presencia de
una barrera adicional para el flujo. El análisis
FCA proporcionó la confirmación pertinente,
calculándose una probabilidad del 95 al 99% de
que los fluidos presentes por encima y por
debajo de la discontinuidad fueran disímiles y
provinieran de compartimientos diferentes sin
comunicación alguna.
El descubrimiento de los compartimientos de
fluidos en este campo de aguas profundas condujo
a los ingenieros de Shell a ajustar sus modelos de
yacimientos y la planeación de sus desarrollos.
La compartimentalización de los yacimientos
incrementa la complejidad y el costo del diseño
porque los ingenieros deben tratar cada zona
por separado. Los pronósticos de producción, los
cálculos de reservas y los esquemas de recuperación mejorada se volvieron proporcionalmente
más complejos.
El conocimiento regional mejorado de la arquitectura del subsuelo incidió en las decisiones
a corto plazo, relacionadas con los objetivos de
pozos de re-entrada. Desde la localización del
pozo, Shell dedujo además que la gradación composicional presente en el yacimiento inferior
probablemente se extendía hacia abajo de la zona
penetrada; como resultado, se alteraron los planos de las instalaciones de producción para
anticipar una reducción del GOR con el tiempo.
El acceso a los análisis de fluidos en tiempo real
permitió a Shell tomar decisiones en etapas mucho
más tempranas acerca del desarrollo del campo y
aceleró el proyecto en al menos seis meses. Con los
precios actuales del petróleo, el tiempo ahorrado
implicó cientos de millones de dólares.
Oilfield Review
1.0
1.5
0.9
0.8
1.0
Densidad óptica LFA
Densidad óptica
0.7
0.6
0.5
0.4
0.3
1,070
1,725
0.5
0.2
1,290
1,671
1,920
1,445
1,600
0.1
Muestra de laboratorio
Analizador LFA
0.0
-0.1
1,000 1,100 1,200 1,300 1,400 1,500 1,600 1,700 1,800 1,900 2,000
Longitud de onda, nm
0
0
0.5
X=Y
Regresión de los datos
1.0
1.5
Densidad óptica derivada del laboratorio
> Investigación de la cadena de custodia de una muestra de petróleo crudo válida. Los ingenieros químicos comparan el espectro visible cercano al infrarrojo del análisis DFA con la muestra de laboratorio. Ambos espectros fueron medidos en condiciones de fondo de pozo; 15,000 lpc [103 MPa] y 121°C
[250°F]. El análisis espectral (izquierda) compara los datos discretos de fondo de pozo (círculos rojos) con el espectro continuo de la muestra de laboratorio
(azul). La regresión de los datos (derecha) de las densidades ópticas LFA versus las densidades ópticas del laboratorio muestra una concordancia excelente, evidenciada por la superposición casi perfecta de la línea de regresión (rojo) sobre la línea X = Y (azul). La muestra de fluido está bien preservada
y resulta adecuada para la ejecución de estudios de laboratorio posteriores.
Preparación de los fluidos de laboratorio
y cadena de custodia de las muestras
El estudio del caso práctico precedente demuestra el grado considerable de esfuerzo y cuidado
que ejercen los ingenieros durante el muestreo. Sin
embargo, el ambiente riguroso del fondo del pozo
y la naturaleza de las operaciones de pozos pueden hacer que el equipo DFA, los dispositivos de
muestreo y el análisis subsiguiente se ensucien,
presenten fallas y otras imprecisiones.
Los ingenieros de Schlumberger abordaron
este problema mediante la implementación de un
procedimiento de cadena de custodia, concepto
extraído de la ciencia forense.18 La evidencia debe
recorrer el trayecto entre la escena del crimen y
16. Venkataramanan L, Elshahawi H, McKinney D, Flannery
M, Hashem M y Mullins OC: “Downhole Fluid Analysis
and Fluid Composition Algorithm as an Aid to Reservoir
Characterization,” artículo SPE 100937, presentado en la
Conferencia y Exhibición del Petróleo y el Gas de la
Región del Pacífico Asiático de la SPE, Adelaide,
Australia, 11 al 13 de septiembre de 2006.
17. Berkman T, Ellis L y Grass D: “Integration of Mud Gas
Isotope Data with Field Appraisal at Horn Mountain
Field, Deepwater Gulf of Mexico,” AAPG Bulletin 86,
no. 13 (2002): suplemento.
18. Betancourt SS, Bracey J, Gustavson G, Mathews SG y
Mullins O: “Chain of Custody for Samples of Live Crude
Oil Using Visible Near-Infrared Spectroscopy,” Applied
Spectroscopy 60, no. 12 (Diciembre de 2006): 1482–1487.
19. Aghar et al, referencia 9.
20. Para obtener más información sobre espectroscopía
visible y cercana al infrarrojo, consulte: Crombie et al,
referencia 11.
Invierno de 2007/2008
la sala del tribunal de manera validada y segura;
de lo contrario, es probable que el tribunal no las
acepte. De un modo similar, los químicos de un laboratorio de pruebas remoto deben poder determinar si se ha preservado la composición química
de una muestra de campo. El método DFA provee
una forma conveniente de establecer una cadena
de custodia para las muestras de fluidos porque
los químicos tienen la oportunidad de comparar
los datos analíticos adquiridos en el fondo del
pozo con los de las muestras correspondientes
que llegan al laboratorio.
En el campo, después de recuperar las herramientas, los ingenieros remueven las muestras
de fluidos de yacimientos. En este momento, se
puede disponer de un sistema de análisis de fluidos de pozo en sitio PVT Express para obtener
mediciones preliminares que determinen si las
propiedades de la muestra recolectada coinciden con las medidas por las herramientas DFA.19
Si no se dispone del análisis en sitio o se requieren pruebas más sofisticadas, las muestras son
enviadas a un laboratorio de pruebas remoto en
las botellas para muestras originales, o se transfieren a un contenedor de transporte aprobado.
Cuando las muestras de fluido llegan al laboratorio de Schlumberger, los químicos restituyen el
fluido contenido en el contenedor de muestras a
la temperatura y presión originales y dejan que
el fluido se equilibre mediante su agitación continua durante un total de hasta cinco días. El
proceso de restitución tiene como objetivo redisolver las partículas precipitadas de asfaltenos y
cera, garantizar un fluido homogéneo en todo el
cilindro para muestras y proveer un fluido representativo monofásico para las pruebas.
El espectro visible cercano al infrarrojo (IR)
es una marca efectiva de un hidrocarburo.20 El espectrómetro DFA realiza el análisis de la muestra
en el momento en que se obtiene la muestra de
crudo, proveyendo una medición directa de las
propiedades de los fluidos bajo condiciones de
fondo de pozo. En el laboratorio, los químicos obtienen la misma medición con un espectrómetro
de investigación a la temperatura y presión de
fondo de pozo. Las diferencias entre el espectro
DFA y el espectro del laboratorio pueden indicar
que se ha comprometido la muestra de laboratorio. Por ejemplo, si la concentración de metano es
inferior en el espectro del laboratorio, puede haberse producido una fuga de la botella para muestras o un error de transferencia del fluido durante
el muestreo o el transporte hasta el laboratorio.
Los ejemplos que se presentan a continuación
ilustran la técnica de la cadena de custodia.
El primer ejemplo corresponde a una muestra de fluido obtenida de un campo petrolero
marino. Existe excelente concordancia entre el
espectro del fondo del pozo y el espectro del laboratorio (arriba). Esto indica que la muestra
está bien preservada y resulta apta para estudios
de laboratorio ulteriores.
67
1.6
1.5
1.4
Muestra de laboratorio
Analizador LFA
1,070
Densidad óptica LFA
Densidad óptica
1.2
1.0
0.8
0.6
1.0
1,725
0.5
1,280
0.4
1,671
1,600
0.2
0
1,000
1,200
1,400
1,600
1,800
2,000
0
1,445
1,820
0
X=Y
Regresión de los datos
0.5
1.0
1.5
Densidad óptica derivada del laboratorio
Longitud de onda, nm
> Investigación de la cadena de custodia de una muestra de petróleo crudo comprometida. Ambos espectros fueron medidos en condiciones de fondo de
pozo; 20,000 lpc [138 MPa] y 93°C [200°F]. El análisis espectral visible cercano al infrarrojo (izquierda) muestra diferencias sutiles de la densidad óptica
en la región que se encuentra por encima de aproximadamente 1,600 nm. Con un valor de 1,671 nm, correspondiente al metano, la densidad óptica de la
muestra de laboratorio es menor que la medida con el analizador LFA. Con un valor de 1,725 nm, correspondiente al “pico de petróleo” del metileno, la
densidad óptica de la muestra de laboratorio es mayor que la medida con el analizador LFA. Estas diferencias también son visibles en la gráfica de regresión lineal (derecha). La relación entre el metano y los picos de petróleo puede utilizarse para calcular el GOR. En este caso, los algoritmos indicaron que
el GOR de la muestra de laboratorio era significativamente menor que la de la muestra de campo. En consecuencia, sería necesario un análisis posterior
para poder confiar en esta muestra.
El segundo ejemplo corresponde a otra muestra de un campo petrolero marino (arriba). El
espectro del fondo del pozo y el espectro del laboratorio exhiben buena concordancia general;
sin embargo, existen diferencias sutiles a una
longitud de onda por encima de unos 1,600 nm.
Los ingenieros químicos investigaron las diferencias espectrales con más detenimiento mediante
el empleo de algoritmos para calcular las relaciones GOR y las probabilidades de similitud
entre las dos muestras.21 Los cálculos demostraron que el GOR, obtenido del espectro del fondo
del pozo, es decir 103.3 m3/m3 [580 pies3/bbl], era
significativamente más alto que el del espectro
del laboratorio, de 57.0 m3/m3 [320 pies3/bbl].
Esta diferencia correspondía a una probabilidad
del 93% de que uno de los espectros (o ambos)
fuera erróneo o que la muestra de laboratorio
estuviera comprometida. Se requeriría una
investigación adicional acerca de los procedimientos de superficie y del desempeño de las
herramientas DFA para utilizar esta muestra con
seguridad en el laboratorio.
Técnicas de laboratorio
para el aseguramiento del flujo
En el laboratorio, los ingenieros químicos determinan las composiciones de los fluidos y miden
las propiedades de los mismos relacionadas con
el aseguramiento del flujo. Para el análisis com-
68
posicional, un volumen de fluido medido con precisión es transferido isobárica e isotermalmente
a un picnómetro para medir la masa y la densidad.
Luego, el picnómetro se conecta a un instrumento, en el que la muestra de petróleo se enfría
hasta alcanzar la temperatura ambiente y se descomprime. El volumen de gas liberado mediante
este procedimiento permite el cálculo del GOR.
Los ingenieros químicos emplean la técnica
de cromatografía en fase gaseosa para determinar
la composición de la fase vapor hasta C15+ y la
composición de la fase líquida hasta C36+. La composición del petróleo crudo se calcula a través de
la suma de las contribuciones individuales de
cada fase (próxima página, arriba). Este procedimiento asegura que se disponga de una
composición de fluido de yacimiento consistente
para las operaciones subsiguientes de caracterización de las pro pie da des de los fluidos y
simulación de la producción del yacimiento.
La presión de burbujeo se determina mediante
una prueba de expansión a composición constante (CCE). Los técnicos colocan un volumen
conocido de fluido equilibrado en una celda PVT a
temperatura y presión de yacimiento (próxima
página, abajo). El fluido es inicialmente monofásico y la prueba comienza mediante la reducción
isoterma de la presión y el monitoreo del cambio
de volumen del fluido. Finalmente, el fluido se
separa en dos fases. Las reducciones de la pre-
sión continúan en incrementos que oscilan entre
100 y 500 lpc [0.69 y 3.45 MPa], las fases vapor y
líquido se equilibran en cada paso, y los volúmenes de las fases se miden y grafican como una
función de la presión. Para un petróleo negro, la
intersección de las líneas monofásica y bifásica
en la gráfica PV define el punto de burbujeo.
El protocolo de pruebas de aseguramiento del
flujo depende de la naturaleza del petróleo crudo.
Por ejemplo, cuando los asfaltenos constituyen
una preocupación, las técnicas de investigación
principales incluyen el análisis de saturados, aromáticos, resinas y asfaltenos (SARA) y el proceso
de valoración en solvente parafínico con petróleo
muerto.22 También es común medir la presión de
la precipitación de asfaltenos en una muestra de
petróleo vivo. Si las pruebas identifican un problema de precipitación de asfaltenos, se efectúan
estudios adicionales para mapear el diagrama de
fase de los asfaltenos y evaluar la efectividad de
los aditivos químicos o los revestimientos como estrategias de prevención.23
Los petróleos crudos parafínicos plantean diferentes desafíos de producción y transporte. La
depositación de cera dentro de los tubulares y de
las líneas de conducción reduce el área efectiva de
flujo, lo que incrementa la caída de presión y causa
potencialmente una obturación completa. Por lo
tanto, es importante comprender en forma exhaustiva el comportamiento del petróleo a lo largo de
Oilfield Review
21. Mullins OC, Beck G, Cribbs MY, Terabayashi T y
Kagasawa K: “Downhole Determination of GOR on
Single-phase Fluids by Optical Spectroscopy,”
Transcripciones del 42o Simposio Anual de
Adquisición de Registros de la SPWLA, Houston,
17 al 20 de junio de 2001, artículo M.
Venkataramanan L, Fujisawa G, Mullins OC, Vasques RR
y Valero H-P: “Uncertainty Analysis of Near-Infrared
Data of Hydrocarbons,” Applied Spectroscopy 60,
no. 6 (Junio de 2006): 653–662.
22. El petróleo vivo contiene los gases disueltos,
presentes en el yacimiento. Si los gases son
liberados, o “evaporados instantáneamente,” en la
superficie o en el laboratorio, el líquido residual se
denomina petróleo muerto. El petróleo en condiciones
de tanque (STO) también es un petróleo muerto.
23. Para acceder a un análisis detallado del aseguramiento
del flujo de asfaltenos, consulte: Akbarzadeh et al,
referencia 5.
Invierno de 2007/2008
100.00
10.00
Porcentaje en peso
1.00
0.10
CO2
H2S
N2
C1
C2
C3
I-C4
N-C4
I-C5
N-C5
C6
MCYC-C5
Benceno
CYCL-C6
C7
MCYCL-C6
Tolueno
C8
C2-Benceno
M&P-Xyleno
O-Xyleno
C9
C10
C11
C12
C13
C14
C15
C16
C17
C18
C19
C20
C21
C22
C23
C24
C25
C26
C27
C28
C29
C30+
0.01
Componentes
> Análisis composicional típico del petróleo crudo, determinado mediante cromatografía en fase
gaseosa. La gráfica muestra la contribución de hidrocarburos desde C1 hasta C30+, además de la
concentración de CO2.
Vista lateral
Catetómetro
Solvente
Petróleo
Bombas
de alta
presión
Mezclador magnético
16,030
14,030
Tres = 176°F
T = 120°F
T = 75°F
12,030
Presión, lpc
todo el trayecto de la variación de la presión en
función de la temperatura, existente entre la formación y las instalaciones de producción. La temperatura es el parámetro predominante que afecta
la viscosidad del petróleo crudo parafínico, la resistencia de gel, el punto de escurrimiento, la cristalización y la depositación de cera. Si bien los
petróleos muertos, tales como el petróleo en condiciones de tanque (STO), pueden utilizarse para
generar datos preliminares, es importante incluir
los petróleos vivos en el programa de pruebas porque la presión y los gases disueltos pueden influir
significativamente en la solubilidad de la cera.
El primer paso de la caracterización consiste
en medir la cantidad de cera que puede precipitar y depositarse sobre una superficie sólida. La
filtración de petróleos vivos y la cromatografía
en fase gaseosa a alta temperatura (HTGC) son
métodos comunes para medir el contenido de
cera. El método HTGC es más valioso porque
provee la composición de las n-parafinas con
números de carbono altos (desde C 60 hasta
C100); información que los ingenieros químicos
ingresan en los modelos termodinámicos para
predecir el comportamiento de la cera.
La temperatura de aparición de la cera (WAT)
es una de las mediciones más importantes de
aseguramiento del flujo e indica la temperatura
a la cual comienzan a formarse los cristales de
parafina en una muestra de petróleo crudo. Esta
medición provee una evaluación preliminar de la
probabilidad de que se presenten problemas de
depositación relacionados con la cera. El personal del laboratorio coloca el petróleo muerto en
la platina de un microscopio de polarización cruzada (CPM) y bloquea la transmisión de la luz
mediante el ajuste de los prismas polarizados en
los extremos opuestos de la muestra. Cuando son
iluminados con luz polarizada, los materiales cristalinos perturban el plano de polarización; por lo
tanto, conforme la muestra de fluido se enfría, la
formación de cristales de parafina resulta claramente visible a medida que aparecen puntos
10,030
8,030
6,030
4,030
2,030
30
25
30
35
40
45
50
55
Volumen, cm3
60
65
70
75
> Celda para evaluar la relación presión-volumen-temperatura (PVT) y para la determinación del punto
de burbujeo. La celda PVT, completamente visual, permite la confirmación directa de los puntos de
burbujeo a diversas temperaturas y presiones (extremo superior ). Un mezclador magnético provee
una agitación vigorosa para mantener las fases en equilibrio. Un catetómetro con cámara de video
mide los niveles de fluidos presentes en la celda para los cálculos de los volúmenes de las fases. El
horno calienta la celda PVT hasta la temperatura de la prueba y los técnicos monitorean y grafican
los volúmenes de las fases en una función de la presión. El punto de inflexión de las curvas a medida
que se reduce la presión, define el punto de burbujeo. En el caso analizado en esta gráfica, el punto
de burbujeo es de aproximadamente 5,000 lpc [34.5 MPa] (extremo inferior ).
69
Dispositivo
acoplado
cargado
Vista superior de
la sección caliente
Analizador
10
Temperatura 48.6
20
50
Sección caliente
Polarizador
Filtro IR
0°C
WAT = 42°C
Gas
Parte refrigerante
giratoria
360º
44°C
> Determinación de la temperatura de aparición de la cera (WAT) mediante microscopía de polarización
cruzada (CPM). El microscopio está provisto de una sección caliente, posicionada entre dos prismas
polarizados (extremo superior). Al comienzo de la prueba, los prismas se ajustan para bloquear la
transmisión de la luz. A medida que la sección se enfría, la formación de cristales de parafina cambia
la polaridad de la luz, y la cámara de video detecta la aparición de puntos brillantes. En este ejemplo,
no se transmite luz a 44°C [111°F] (extremo inferior, panel derecho) porque la temperatura del fluido
es superior a la temperatura WAT. Los puntos comienzan a aparecer cuando el fluido se enfría hasta
alcanzar la temperatura WAT (panel central ), y la imagen se vuelve más brillante cuando el fluido se
enfría hasta alcanzar 0°C (panel izquierdo). Este método posee una precisión de ± 1.1°C [2°F].
brillantes en contraste con el fondo negro (arriba).
Algunos laboratorios poseen instrumentos CPM
de alta presión que pueden medir la temperatura WAT en los petróleos vivos. La celda para
muestras opera a presiones de hasta 20,000 lpc
[138 MPa] y a temperaturas de hasta 200°C
[392°F].
La formación y el desarrollo de los cristales de
parafina pueden afectar el comportamiento reológico del petróleo crudo. Por encima de la temperatura WAT, la mayoría de los sistemas de
hidrocarburos se comporta como fluidos newtonianos; sin embargo, es posible que se inicie el comportamiento no newtoniano, tal como la fluidificación
por esfuerzo de corte, cuando los fluidos se enfrían
y se producen cambios de fases. Este comporta-
miento debe cuantificarse correctamente para permitir que los ingenieros diseñen un sistema de producción adecuado.24 Las propiedades reológicas de
interés en el contexto del petróleo crudo parafínico, son el punto de escurrimiento, la viscosidad
aparente y la resistencia de gel.
El punto de escurrimiento es la temperatura
por debajo de la cual un fluido deja de ser colable
debido a los fenómenos de viscosificación, gelificación o formación de sólidos. La prueba de
punto de escurrimiento con petróleos muertos
responde a la Norma ASTM D97.25 Para los petróleos vivos, los ingenieros utilizan un instrumento
que contiene una celda visual de zafiro instalada
en un soporte pivote automático, libre de vibraciones, que reside en un horno de convección
24. A temperatura y presión constantes, los fluidos
newtonianos exhiben una viscosidad constante a todas
las tasas de corte. La viscosidad de los fluidos no
newtonianos no es constante a todas las tasas de corte.
La viscosidad aparente es la viscosidad de un fluido a
una temperatura y a una tasa de corte dadas.
25. ASTM D97-06 Standard Test Method for Pour Point of
Petroleum Products. West Conshohocken, Pensilvania,
EUA: ASTM International, 2006.
26. El límite elástico, τy, se calcula mediante la siguiente
PyD
ecuación de equilibrio de fuerzas: τy = ____
donde Py
4L
es la presión hidráulica necesaria para producir el
movimiento del fluido, D es el diámetro interior de la
bobina y L es su longitud.
27. Alboudwarej H, Huo Z y Kempton E: “Flow-Assurance
Aspects of Subsea Systems Design for Production of
Waxy Crude Oils,”artículo SPE 103242, presentado en
la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,
San Antonio, Texas, 24 al 26 de septiembre de 2006.
70
programable. La muestra de petróleo es calentada hasta alcanzar la temperatura de yacimiento
y se enfría lentamente hasta que cesa el movimiento del fluido en la celda. La mayoría de los
petróleos crudos parafínicos comienzan a exhibir
un comportamiento no newtoniano cerca del
punto de escurrimiento. Si el punto de escurrimiento excede las temperaturas de producción de
petróleo anticipadas, los ingenieros pueden
agregar aditivos químicos depresores del punto
de escurrimiento para mantener el flujo.
La viscosidad aparente de los petróleos crudos parafínicos por lo general se incrementa en
forma significativa a medida que se reducen la
temperatura y la tasa de corte, particularmente
a temperaturas cercanas al punto de escurrimiento. Los ingenieros de Schlumberger miden
la viscosidad con un reómetro que puede operar
a 6,000 lpc [41.4 MPa] y 150°C [302°F], permitiendo el trabajo con petróleos vivos.
Los petróleos crudos parafínicos tienden a
formar geles a temperaturas inferiores al punto
de escurrimiento. En caso de interrumpirse la
producción, pueden requerirse altas presiones
de bombeo para romper el gel y restituir el flujo.
Por lo tanto, es necesario contar con datos del
límite elástico, obtenidos de los petróleos crudos
parafínicos, para diseñar correctamente las
líneas de flujo y evitar problemas de producción.
El límite elástico de los fluidos vivos puede
determinarse mediante una prueba de línea de
flujo modelo (MPT) (próxima página, arriba).26
Otra medición importante en el contexto del
diseño de los sistemas de producción y del aseguramiento del flujo, es la tasa de depositación
de cera. Los parámetros de control principales
son la temperatura del fluido, la pérdida de calor
a través de la pared de la tubería de conducción,
el contenido de cera, la tasa de corte y la viscosidad del fluido. La tasa de depositación de cera
puede determinarse bajo condiciones simuladas
de flujo de tubería en un circuito cerrado de flujo
de depositación de cera (WDFL) (próxima
página, abajo).
El siguiente estudio de un caso práctico ilustra cómo los operadores utilizan las mediciones
de laboratorio para desarrollar estrategias operacionales que previenen, mitigan o remedian la
depositación de cera y la formación de gel.
28. El término parafina es un nombre común que se aplica
a un grupo de alcanos con la fórmula general CnH2n+2,
donde n es el número de átomos de carbono. La
molécula parafínica más simple es el metano, CH4, un
gas a temperatura ambiente. El octano, C8H18, es líquido
a temperatura ambiente. Las formas sólidas de la
parafina son las moléculas más pesadas, que van
desde C20 hasta C40. Los miembros lineales de la serie
(aquellos que no poseen ramificaciones o estructuras
cíclicas) se denominan n-parafinas.
Oilfield Review
Presión de N2 para romper el gel
Bomba de circulación
de alta presión
ción C30+ y la distribución de las n-parafinas
revelaron que el petróleo crudo contenía aproximadamente un 13.1% (porcentaje en peso) de
n-parafinas C17+.28 La concentración relativamente
alta de n-parafinas fue la causa de preocupación
de que el fluido pudiera exhibir problemas de
aseguramiento del flujo relacionados con la
depositación de cera. Por lo tanto, el objetivo del
equipo Oilphase-DBR era generar mediciones
que proporcionaran orientación acerca de las
formas de mitigar y remediar la depositación de
cera durante los eventos estacionarios y transitorios que se presentan durante la producción
de petróleo crudo.
La prueba de expansión a composición constante (CCE) mostró una presión de burbujeo de
700 lpc [4.8 MPa] a la temperatura del yacimiento. Las pruebas de temperatura WAT y punto
de escurrimiento se realizaron tanto con muestras
Regulador de
contrapresión
Cilindro
para
muestras
de fluido
Horno de convección
Líneas calientes
Baño controlado
por la temperatura
Bomba de carga del sistema
> Dispositivo de prueba de línea de flujo modelo (MPT). El petróleo en condiciones de tanque circula a través de una tubería en espiral, sumergida en un
baño controlado por la temperatura. El flujo a través del tubo en espiral se
detiene cuando el baño alcanza la temperatura de la prueba, permitiendo
que el fluido se estacione y forme una estructura de gel. Transcurrido el
período de estacionamiento, el personal del laboratorio mide la presión del
nitrógeno necesaria para iniciar el flujo en el tubo en espiral y calcula la
resistencia de gel utilizando una ecuación simple de equilibrio de fuerzas.
Transductor de presión
Optimización del diseño de un sistema
submarino en África Occidental
Un campo de África Occidental, situado en un
tirante de agua (profundidad del lecho marino)
inferior a 300 m [1,000 pies], posee una temperatura y una presión de yacimiento de 76.7°C
[170°F] y 3,180 lpc [21.9 MPa]. La temperatura
del fondo marino es de 12.8°C [55°F]. El operador proyectó producir petróleo a través de un
empalme submarino de 6 pulgadas de diámetro
interior, conectado a una instalación central situada a 3.2 km [2 millas] del yacimiento. Dada
la gran diferencia de temperatura existente entre
el yacimiento y el fondo marino, y la larga distancia por la que deben fluir los fluidos a lo largo
del lecho marino frío, el operador necesitaba
estar seguro de que la depositación de sólidos no
impediría el flujo. Schlumberger recolectó muestras de fluidos de fondo de pozo y las envió al
laboratorio de muestreo y análisis de fluidos
Oilphase-DBR, situado en Edmonton, Alberta,
Canadá, para la ejecución de un estudio de aseguramiento del flujo.27
El análisis composicional del fluido de yacimiento reveló la presencia de un petróleo negro
con un GOR de 41.0 m3/m3 [230 pies3/bbl] y una
densidad de 36.3 °API. El análisis composicional
indicó que la fracción con un número de carbono superior a C30 representaba el 35.8% de la
muestra. La caracterización posterior de la frac-
Invierno de 2007/2008
Agua refrigerante
Termocuplas
Baño refrigerante
Termocuplas
Termocuplas
Sección de depositación
Depósito
Bomba
Medidor
de flujo
Baño de refundición
Baño de temple
> Circuito cerrado de flujo de depositación de cera (WDFL). El WDFL es un circuito cerrado de flujo
diminuto que expone los petróleos en condiciones de tanque (STO) a un rango de temperaturas y
tasas de corte, que serían esperables en la línea de flujo durante la operación de producción real.
La sección de depositación del circuito cerrado de flujo es un tubo de acero inoxidable de 0.375 pulgada
de diámetro exterior y 39 pulgadas [1 m] de largo. Un depósito de 2.0 L [0.53 galón] de petróleo mantiene el petróleo por encima de la temperatura WAT a lo largo de toda la prueba. El petróleo sale del
depósito y fluye a una velocidad controlable a través de 15 m [50 pies] de tubería flexible de cobre,
colocada en un baño de temple para el ajuste de la temperatura. El circuito de depositación se sumerge
en un baño refrigerante para simular la pérdida de calor en la línea de conducción. A medida que el
petróleo fluye a través del circuito de depositación, un sistema de adquisición de datos monitorea la
temperatura de la pared, las temperaturas del petróleo y el agua, la caída de presión entre la entrada
y la salida del tubo en espiral, y la tasa de flujo. Los depósitos de cera restringen el flujo que se encuentra dentro del circuito de depositación, incrementando la presión requerida para mantenerlo.
El incremento de la presión permite el cálculo de la cantidad de cera depositada.
71
WAT
Punto de escurrimiento
Temperatura, °F
160
130
100
70
40
0
200
400
600
800
Presión, lpc
> Datos de la temperatura de aparición de la cera
(WAT) y del punto de escurrimiento (PP), medidos
con petróleo crudo vivo y muerto de África Occidental. Las mediciones del petróleo muerto se
muestran a presión atmosférica. Al reducirse la
presión del fluido de petróleo vivo, pasando de
700 lpc a la presión atmosférica, tanto la temperatura WAT (rojo) como el punto de escurrimiento
(azul) se incrementaron aproximadamente en
unos 20°F. Estos incrementos fueron el resultado
de la pérdida de gases disueltos en el fluido.
de petróleo vivo como con muestras de petróleo
muerto (arriba). Cuando la presión del fluido
cayó por debajo del punto de burbujeo hasta
alcanzar condiciones ambiente, el gas disuelto
escapó, la composición promedio de la muestra
se desplazó hacia los hidrocarburos más pesados, y tanto la temperatura WAT como el punto
de escurrimiento se incrementaron aproximadamente unos 11.1°C [20°F].
Las pruebas reológicas revelaron la formación
de una estructura de gel en el petróleo crudo
vivo, con tasas de corte bajas, cuando la temperatura del fluido cayó por debajo del punto de
escurrimiento y se aproximó a la temperatura
del fondo marino (abajo). Al reducirse la presión
del reómetro, se incrementó el esfuerzo de corte
requerido para romper los geles; un compor tamiento consistente con la pérdida de los
hidrocarburos más livianos. Se observó un comportamiento de tipo fluidificación por esfuerzo
de corte sin gelificación en torno al punto de
escurrimiento. Esto ocurrió para todas las
presiones. La investigación posterior de la resistencia de gel consistió en dejar estacionar las
muestras de petróleo vivo y petróleo muerto
durante 12 horas a la temperatura del fondo
marino. La resistencia de gel del petróleo vivo,
entre 100 y 700 lpc, varió de 38 a 42 Pa, y la
resistencia de gel del petróleo muerto a presión
ambiente fue más de tres veces superior; 142 Pa.
300 lpc
700 lpc
1.0E+11
1.0E+11
1.0E+10
1.0E+10
1.0E+09
1.0E+07
1.0E+08
Viscosidad, mPa-s
Viscosidad, mPa-s
1.0E+09
Viscosidad a 55°F
Viscosidad a 65°F
Viscosidad a 80°F
1.0E+08
1.0E+06
1.0E+05
1.0E+04
1.0E+06
1.0E+05
1.0E+04
1.0E+03
1.0E+02
1.0E+02
1.0E+01
1.0E+01
Esfuerzo de corte, Pa
100
1.0E+00
10
Esfuerzo de corte, Pa
100
> Comportamiento reológico de un petróleo crudo vivo de África Occidental.
Las mediciones de la viscosidad versus el esfuerzo de corte se obtuvieron
cerca y por debajo del punto de escurrimiento, a 100, 300 y 700 lpc [0.69,
2.07 y 4.83 MPa]. A una presión de 700 lpc (extremo superior izquierdo), la
existencia de mesetas de viscosidad elevadas con tasas de corte bajas, a
12.8° y 18.3°C [55° y 65°F], indicó la presencia de estructuras de gel. Se
observó escasa gelificación cerca del punto de escurrimiento, a 26.7°C
[80°F]. Un comportamiento similar se produjo a 300 lpc (extremo superior
derecho); no obstante, se requirieron esfuerzos de corte más elevados
para romper los geles a 55° y 65°F; un comportamiento consistente con la
pérdida de los hidrocarburos más livianos en la muestra. A 100 lpc
(extremo inferior izquierdo), la muestra con una temperatura de 80°F exhibió
un comportamiento intenso de tipo fluidificación por esfuerzo de corte.
100 lpc
1.0E+11
1.0E+10
1.0E+09
1.0E+08
Viscosidad, mPa-s
1.0E+07
1.0E+03
1.0E+00
10
Las pruebas de depositación de cera con petróleo muerto fueron efectuadas en el circuito
WDFL a temperaturas de entre 27.2°C y 50.0°C
[81° y 122°F] (próxima página, arriba). Los resultados revelaron una discontinuidad de la tasa de
depositación en el extremo más elevado del rango
de tasas de corte. Para cada tasa de corte, los ingenieros químicos ingresaron las tasas de depositación medidas, la distribución de las n-parafinas,
la composición de C30+ y el perfil de viscosidad en
un modelo de ecuaciones de estado estándar que
calcula un coeficiente de difusión de n-parafinas.
El modelo asume que la difusión molecular de las
moléculas de cera es la fuerza impulsora principal que rige la depositación de cera.29
El paso siguiente consistió en ingresar las mediciones de aseguramiento del flujo, los datos de
depositación de cera y los coeficientes de difusión
en el simulador OLGA—un modelo comercial de
transporte de fluidos de flujo multifásico—para
evaluar y anticipar el comportamiento del petróleo crudo en los diversos escenarios de producción. Los ingenieros de Schlumberger aplicaron
las simulaciones OLGA a dos casos: las operaciones de producción en régimen estacionario y el
reinicio de la producción después de un cierre.
1.0E+07
1.0E+06
1.0E+05
1.0E+04
1.0E+03
1.0E+02
1.0E+01
1.0E+00
10
72
Esfuerzo de corte, Pa
100
Oilfield Review
35
30
25
20
15
10
70
80
90
100
110
120
130
Temperatura, °F
> Comportamiento de la depositación de cera de un
petróleo crudo muerto de África Occidental. Las
mediciones de la depositación a dos tasas de
corte, 170 y 511 s–1, revelaron un comportamiento
inusual. A la tasa de corte más baja (rojo), la depositación se desaceleró en forma constante con el incremento de la temperatura. No obstante, cuando
la temperatura del fluido superó los 37.8°C [100°F]
aproximadamente, las tasas de depositación existentes a la tasa de corte más alta (azul) súbitamente sobrepasaron las tasas de depositación
existentes a la tasa de corte más baja. Los ingenieros químicos reiteraron las mediciones para verificar la reproducibilidad de este comportamiento.
Las tasas de depositación fueron ingresadas en los
modelos de ecuaciones de estado y transporte de
fluidos que ayudan a los ingenieros a anticipar
cómo se comportará el petróleo crudo en los diversos escenarios de producción.
de petróleo crudo. Las simulaciones OLGA determinaron que el aislamiento de la tubería era el
método de aseguramiento del flujo más adecuado
(abajo). El hecho de contar tanto con datos de
petróleo vivo como con datos de petróleo muerto
demostró ser importante. Conocer solamente la
temperatura WAT del petróleo muerto hubiera
llevado al operador a creer que era necesario
implantar un proceso costoso de aislamiento
de tipo tubería dentro de otra tubería (PIP).
Los cálculos efectuados utilizando la temperatura WAT más baja del petróleo vivo demostraron
que sería suficiente un aislamiento húmedo, más
económico, para prevenir la depositación de cera.
Dado que la temperatura WAT del petróleo
crudo de África Occidental era aproximadamente
27.7°C [50°F] más alta que el punto de escurrimiento, la depositación de cera y la formación
de gel constituían los riesgos principales para el
aseguramiento del flujo durante el proceso de
producción en régimen estacionario. El objetivo
de diseño del operador consistía en prevenir la
depositación de cera con regímenes de producción superiores a 5,000 bbl [795 m3] de petróleo
por día. Entre los métodos para prevenir o retardar la depositación de cera en una línea de
conducción se encuentran el empleo de tubería
aislada, la instalación de calentadores y la inyección de inhibidores de parafina en la corriente
160
150
Temperatura de arribo, ºF
Tasa de depositación, mg/m2s
170 s-1
511 s-1
40
140
WAT del petróleo STO
130
120
WAT del petróleo vivo
Aislamiento PIP
Aislamiento húmedo
110
29. Hayduk W y Minhas BS: “Correlations for Prediction of
Molecular Diffusivities in Liquids,” Canadian Journal of
Chemical Engineering 60, no. 2 (Abril de 1982): 295–299.
100
0
2,500
5,000
7,500
10,000
12,500
15,000
17,500 20,000
Régimen de producción de petróleo, bbl/d
160
1.2
Aislamiento PIP
Aislamiento húmedo
120
100
Punto de escurrimiento del petróleo STO
80
Punto de escurrimiento del petróleo vivo
60
40
0
5
10
0.8
Coeficiente estándar de
difusión de n-parafinas
0.6
Coeficiente WDFL de
difusión de n-parafinas
0.4
0.2
15
Tiempo, h
Espesor recomendado de remoción de cera
1.0
Espesor del depósito, mm
Temperatura, ºF
140
20
25
0
Cabezal del pozo
0
0.5
Instalación
de recolección
1.0
1.5
2.0
Distancia de la línea de flujo, mi
> Simulaciones con el modelo OLGA del comportamiento de un crudo de África Occidental en una línea de flujo durante una operación de producción en
régimen estacionario. Los ingenieros utilizaron las simulaciones como una herramienta de diseño para seleccionar el aislamiento de la tubería y evitar la
depositación de cera durante la producción. Las temperaturas a las cuales el petróleo llegaría a la estación de recolección se grafican en función del régimen de producción (extremo superior derecho). El aislamiento húmedo (rojo) es más económico que una carcasa en la que una tubería pasa por dentro
de otra (PIP) (azul), pero es cuatro veces menos eficiente. Afortunadamente, se contaba con la temperatura WAT del petróleo vivo porque ésta demostró
que el aislamiento húmedo sería suficiente con regímenes de producción de más de 5,000 bbl/d. La gráfica siguiente (extremo inferior izquierdo) revela el
perfil de enfriamiento a medida que el petróleo se desplaza a través de la línea de flujo. Utilizando aislamiento húmedo (rojo), el tiempo de enfriamiento
hasta la formación del gel sería de 12 horas hasta el punto de escurrimiento del petróleo muerto o de 20 horas hasta el punto de escurrimiento del petróleo
vivo. Este último período es suficiente para desplazar el petróleo desde el cabezal del pozo hasta la estación de recolección. El simulador OLGA anticipó
además perfiles de depositación de cera de dos semanas a lo largo de la línea de flujo (extremo inferior derecho). El espesor del depósito de cera anticipado por el modelo estándar (azul) es casi tres veces mayor que el valor calculado en base a las pruebas de depositación de cera del WDFL, realizadas
en el laboratorio (rojo). Como resultado, se pudo reducir significativamente la frecuencia de los tratamientos de remoción de cera.
Invierno de 2007/2008
73
2,000
Presión de reinicio del flujo, lpc
1,750
1,500
1,250
1,000
750
Máxima presión de reinicio del flujo
500
250
0
0
100
200
300
400
500
600
700
800
Presión del fluido, lpc
> Cálculo OLGA de las presiones de reinicio del flujo en la tubería de 6 pulgadas.
Si el petróleo se gelifica en la línea de flujo durante un cierre, se debe aplicar
presión para superar la resistencia de gel y reiniciar el flujo. La máxima presión
que se puede aplicar en forma segura es de 500 lpc. La simulación muestra que
el mantenimiento de una presión superior a 100 lpc en la línea de flujo interna,
permitiría a los ingenieros reiniciar el flujo en forma segura.
Dado que el petróleo se enfría a medida que
fluye a través de las tuberías hasta la instalación
de recolección, era esencial predecir la probabilidad de formación de gel. Asumiendo un régimen de producción de 5,000 bbl/d a través de la
tubería con aislamiento húmedo, el simulador
OLGA indicó que el petróleo vivo podía fluir a través de los tubulares durante unas 20 horas antes
de alcanzar su punto de escurrimiento; tiempo suficiente para llegar al tanque de almacenamiento.
Para tasas de flujo inferiores a 5,000 bbl/d, el
simulador OLGA anticipó las tasas de depositación de cera en la línea de conducción. Sin los
datos experimentales de depositación de cera
WDFL, los ingenieros tendrían que utilizar el
modelo estándar para estimar el coeficiente de
difusión de n-parafinas, predecir una tasa de
depositación y programar las operaciones de
remoción de cera. Para este petróleo crudo de
África Occidental, el modelo estándar anticipó
que sería necesario un proceso de remediación
cada dos semanas. Con los datos WDFL, el simulador predijo una tasa de depositación mucho
más baja, incrementando a seis semanas el
tiempo requerido entre las operaciones de remediación. Los métodos para remover los depósitos
de cera incluyen la limpieza de la tubería con
taco, diablo o pistón rascador, la circulación de
petróleo caliente y los tratamientos con solvente
utilizando tubería flexible.
Un punto esencial, en relación con el aseguramiento del flujo, es la capacidad del sistema
para retomar la marcha después de una interrupción de la producción. Según el operador, la
74
máxima presión que podía aplicarse en forma
segura para superar la resistencia de gel e iniciar
el flujo era de 500 lpc (arriba). Utilizando datos
de resistencia de gel y parámetros de transporte
de fluidos con petróleos vivos, el simulador OLGA
calculó que el flujo de fluido podía restituirse
siempre que la presión existente en la tubería de
conducción se mantuviera por encima de 100 lpc.
Este estudio demuestra que el hecho de
basarse en datos experimentales de petróleo
muerto y cálculos estándar de depositación de
cera podría hacer que los operadores tomaran
decisiones indebidamente conservadoras a la
hora de diseñar los sistemas de producción. En
este caso, los pronósticos de aseguramiento del
flujo, basados en datos de petróleos vivos, permitieron que el operador ahorrara millones de
dólares en tuberías y operaciones de remoción
de cera menos frecuentes.
Próximos avances en el aseguramiento
del flujo de petróleo crudo parafínico
Existen significativos trabajos en curso para seguir
mejorando las pruebas de aseguramiento del flujo
y la observación continua de las propiedades de
los fluidos a lo largo de toda la vida productiva de
un campo. El estudio del caso de África Occidental demostró los beneficios de efectuar
experimentos de aseguramiento del flujo con
petróleos crudos vivos. No obstante, las pruebas
de depositación de cera en dispositivos tales
como el circuito WDFL se han confinado a los
petróleos muertos. El circuito WDFL podría modificarse para efectuar pruebas de alta presión,
pero el consumo de dos litros de petróleo vivo
resultaría prohibitivamente caro.
Los científicos de Oilphase-DBR superaron
este problema mediante el diseño y la introducción de la celda de depositación de sólidos vivos
RealView.30 Requiriendo sólo 150 mL [0.04 galón]
de petróleo, la celda puede operar a presiones
de hasta 15,000 lpc [103.4 MPa], temperaturas
de hasta 200°C y números de Reynolds de hasta
500,000.31 A diferencia del circuito WDFL, el petróleo reside en un recipiente cilíndrico. Un eje
rotativo, colocado en el centro, induce el movimiento del fluido. El dispositivo puede simular
las condiciones de producción en términos de
temperatura, presión, composición, rugosidad de
la superficie de la tubería, y tanto el flujo laminar como el flujo turbulento. La prueba de flujo
turbulento es útil porque simula las condiciones
de corte en la pared de la tubería (próxima página,
a la izquierda).
Gracias a las pruebas con petróleos vivos en
la celda RealView, ya se han logrado avances
significativos en el aseguramiento del flujo de
asfaltenos.32 Los resultados de laboratorio preliminares indican que las pruebas con petróleos
vivos se traducirán en mejoras similares para los
petróleos crudos parafínicos. En un estudio de
laboratorio reciente se verificó el comportamiento de un petróleo crudo parafínico negro en
una situación de aseguramiento del flujo hipotética. Los científicos de Oilphase-DBR asumieron
que el petróleo ingresaba en una línea de conducción de 2 mi de largo y 6 pulgadas de diámetro
interior, a una temperatura de 76.7°C y una presión de 3,170 lpc [21.9 MPa]. El régimen simulado
de producción de petróleo fue de 5,000 bbl/d, y
la temperatura del fondo marino de 18.3°C
[65°F]. En este escenario, los ingenieros efectuaron pruebas de tasas de depositación para
comparar el desempeño del petróleo STO con los
petróleos vivos en el flujo laminar y en el flujo
turbulento (próxima página, a la derecha). Los
resultados demostraron que la despositación de
cera es más lenta en el flujo turbulento, y que las
30. Zougari M, Hammami A, Broze G y Fuex N: “Live Oils
Novel Organic Solid Deposition and Control Device:
Wax Deposition Validation,” artículo SPE 93558,
presentado en la 14a Muestra y Conferencia del
Petróleo y el Gas de Medio Oriente de la SPE,
Bahrain, 12 al 15 de marzo de 2005.
31. En mecánica de fluidos, el número de Reynolds es
una relación adimensional existente entre las fuerzas
inerciales y las fuerzas viscosas. Las condiciones de
flujo turbulento existen cuando el número de Reynolds
es superior a 3,000.
32. Akbarzadeh et al, referencia 5.
33. Amin A, Smedstad E y Riding M: “Role of Surveillance
in Improving Subsea Productivity,” artículo SPE 90209,
presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica
Anual de la SPE, Houston, 26 al 29 de septiembre
de 2004.
Oilfield Review
Válvulas de
control de
flujo de alta
presión
Celda de corte
Soporte de
montaje
mecánico
Motor de CC
de velocidad
variable
Tasa total de depositación de cera, mg/m2s
Termocuplas
multipunto
30
25
WDFL
24.5
20
15.5
15
9.2
10
5
3.3
0
STO,
laminar
Carga
Cilindro
de rotación
interno
Salida de
refrigerante
Depósito
Cartucho de
calefacción
eléctrica
Cilindro
fijo externo
Petróleo
Entrada de
refrigerante
Refrigerante
Descarga
> Ilustración y diagrama esquemático de la celda
de depositación de sólidos vivos RealView. La celda puede alcanzar flujo turbulento y condiciones
de cizalladura en la pared, que reflejan las observadas en las líneas de flujo (extremo superior).
El eje interno, dentro de la celda, gira para crear
el movimiento del fluido (centro). La temperatura
de la pared y la presión del sistema pueden ser
controladas por separado. La superficie de depositación y la rugosidad pueden modificarse
mediante la inserción de camisas especiales.
El depósito de cera aparece en la superficie del
cilindro fijo (extremo inferior).
tasas de depositación de cera, con los petróleos
vivos, son mucho más bajas que las observadas
con el petróleo STO.
Las tasas bajas de depositación de cera, observadas con los petróleos vivos, incidirían significa-
Invierno de 2007/2008
Celda RealView
23.7
STO,
laminar
STO,
turbulento
Petróleo vivo,
laminar
Petróleo vivo,
turbulento
> Comportamiento de la depositación de cera del petróleo crudo parafínico
en el circuito WDFL y en el dispositivo RealView. Los ingenieros efectuaron
las pruebas con petróleo muerto y petróleo vivo. En el flujo laminar, las tasas
de depositación de cera con el petróleo muerto fueron esencialmente las
mismas en el circuito WDFL y en la celda RealView. El flujo turbulento en la
celda RealView redujo sustancialmente la tasa de depositación correspondiente al petróleo muerto. Las tasas de depositación correspondientes al
petróleo vivo en el dispositivo RealView, fueron aún más bajas para ambos
regímenes de flujo.
tivamente en el diseño hipotético de la tubería y la
frecuencia de las operaciones de remoción de cera.
Las simulaciones OLGA demostraron que la tubería
de 2 mi de largo podía construirse con tubulares aislados con espuma en vez de utilizar un aislamiento
en el que una tubería pasa por dentro de otra, generando un ahorro potencial de US$ 4 millones.
En el contexto de la remediación de la línea de
flujo, las mediciones tradicionales del circuito
WDFL con el petróleo STO indicaron que sería necesario remover la cera cada dos semanas. Las simulaciones efectuadas con los datos de petróleos
vivos anticiparon que la remoción de la cera sería
necesaria una vez por año, lo que daría como resultado un ahorro operacional significativo.
A medida que un campo produce, las propiedades del petróleo crudo suelen cambiar. Por
ejemplo, cuando el gas condensado cae por debajo
de la presión de saturación durante el proceso
de agotamiento, la producción de condensado y
la temperatura WAT pueden reducirse. En una
acumulación composicionalmente gradada, la
composición puede cambiar a medida que se
producen los fluidos de regiones que se en contraban originalmente distantes del punto de
muestreo inicial. El impacto sobre el aseguramiento del flujo puede ser significativo.
Tradicionalmente, los ingenieros monitorean
la evolución de las propiedades de los fluidos
mediante el muestreo periódico de los separadores o la extracción de petróleo vivo cerca de los
disparos, y la ejecución de pruebas de asegura-
miento del flujo en el laboratorio. En los campos
marinos y de aguas profundas, este enfoque es
costoso.33 Con la introducción de las terminaciones
inteligentes, provistas de sensores que transmiten la temperatura, la presión y las tasas de
flujo de fondo de pozo en tiempo real, el monitoreo de la producción se puede realizar en forma
remota. Estas terminaciones incorporan además
bombas y válvulas de control remoto que los
ingenieros pueden utilizar para mitigar los problemas de aseguramiento del flujo.
Se están desarrollando sensores químicos que
pueden detectar cambios en la composición de
los fluidos. Si se instalan en posiciones estratégicas en la terminación del pozo y a lo largo de
una línea de conducción, los sensores proveerán
datos en tiempo real para el monitoreo de la
depositación de sólidos, las tasas de corrosión y
las propiedades reológicas. Como resultado, sólo
se efectuarán intervenciones con fines de muestreo o remediación cuando sea necesario.
Hoy, las técnicas de muestreo y análisis de
fluidos han avanzado hasta un punto en que se
aplican estándares consistentes desde el análisis
DFA y la caracterización de yacimientos, hasta
el muestreo y el análisis de laboratorio, e incluso
hasta la inspección de la producción. Este enfoque integrado será cada vez más valioso para los
ope ra dores que deben tomar decisiones de
exploración, desarrollo y producción de yacimientos, particularmente en áreas remotas y de
alto riesgo.
—EBN
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