Caso de estudio: Mediciones PVT de calidad de

CASO DE ESTUDIO
Mediciones PVT de calidad de
laboratorio obtenidas en sitio
El servicio de muestreo y análisis de fluidos multifásicos PhaseSampler permitió
medir los parámetros PVT cambiantes en un ambiente de irrupción de gas
Desarrollar un nuevo perfil de fluidos de
yacimiento después de que la irrupción
de gas invalidara el modelo basado en
la composición original de los fluidos
del yacimiento.
Desde la primera producción de petróleo de su campo del este de Argelia, obtenida en
octubre de 2004, Groupement Berkine ha recurrido a Schlumberger para el monitoreo continuo
de la producción mediante el equipo fijo de monitoreo de la producción de pozos multifásicos
PhaseWatcher† con la tecnología Vx†. En cada colector múltiple se instalan dos medidores: uno
para las pruebas de pozos individuales y otro para el monitoreo de la producción a través de todo
el colector múltiple. El gas producido se reinyecta para proveer el soporte de presión.
SOLUCIÓN
Necesidad de un perfil actualizado de fluidos de yacimiento
DESAFÍO
Utilizar el equipo de muestreo multifásico
PhaseSampler* para medir las propiedades
de los fluidos en la localización del pozo.
RESULTADOS
Se recogieron muestras de fluidos de
alta calidad en condiciones de línea para
la obtención de datos de calidad de
laboratorio en sitio.
Para pronosticar el comportamiento del petróleo liviano producido, se había desarrollado
un modelo de ecuación de estado (EOS) basado en la composición original de los fluidos
de yacimiento, utilizando los datos PhaseWatcher. Sin embargo, el modelo inicial no pudo
dar cuenta del exceso de gas presente en la corriente de producción una vez que el gas
reinyectado comenzó a irrumpir.
Si bien la reinyección de gas desde el campo principal y sus campos satélites había modificado
la composición del gas, el efecto de dicha composición sobre las mediciones de flujo multifásico
era insignificante. Las mediciones más importantes para el operador estaban representadas
por el incremento de la cantidad de gas disuelto en el petróleo y la reducción de la densidad
del petróleo vivo.
Selección del sistema PhaseSampler para
medir las propiedades del fluido en el sitio
Schlumberger decidió determinar si podía desarrollarse un perfil actualizado de los fluidos de
yacimiento a través del uso del equipo de muestreo multifásico PhaseSampler para medir las
propiedades de los fluidos en la localización del pozo.
A tales efectos, se planificó un proceso de validación de tres pasos:
1.Las mediciones obtenidas con el servicio PhaseSampler se compararían con las predicciones
derivadas del modelo de propiedades de fluidos originales.
2.También se compararían las mediciones obtenidas con el servicio PhaseSampler y las
mediciones PVT de laboratorio, incluidas la relación GOR y la composición del gas.
3.La repetibilidad de las mediciones obtenidas con el servicio PhaseSampler se confirmaría
mediante la ejecución de evaporaciones instantáneas múltiples en condiciones idénticas
de flujo.
En mayo de 2008, se seleccionó un pozo que había mostrado un incremento considerable de
la producción de gas en los últimos meses. El equipo de pruebas de pozos de fluidos multifásicos
PhaseTester* y el equipo de muestreo multifásico PhaseSampler fueron montados en la localización del pozo, y el equipo de monitoreo PhaseWatcher fue instalado en el colector múltiple, a
200 m de distancia.
La validación de los datos PhaseSampler confirmó las expectativas clave
Los datos PhaseSampler demostraron su validez a través de la comparación con las mediciones
PVT de laboratorio e indicaron su repetibilidad en evaporaciones instantáneas múltiples efectuadas
en condiciones idénticas de flujo.
Servicios de pruebas
El servicio de muestreo y análisis de fluidos multifásicos PhaseSampler permitió medir los parámetros PVT en Argelia
Como se indica en la Tabla 1, la correspondencia entre las mediciones
obtenidas con el servicio PhaseSampler y las mediciones de laboratorio
del gas disuelto en el petróleo fue excelente.
Las diferencias entre los tres conjuntos de datos fueron insignificantes
para el gas (Tabla 2).
Tabla 2. Parámetros del gas
Tabla 1. Mediciones de la relación GOR, m3/m3
Sistema PhaseSampler
149.8
Laboratorio
148.8
Las mediciones de las composiciones del gas libre y del gas disuelto
(Fig. 1 y Fig. 2) mostraron una buena correspondencia y se consideraron
incuestionablemente precisas porque se utilizaron dos tipos diferentes
de cromatografías en fase gaseosa. El sistema PhaseSampler posibilitó
la recolección de muestras de fluidos multifásicos de alta calidad
en condiciones de línea, directamente desde la línea de flujo, lo que
proporcionó información inmediata de calidad de laboratorio en la
localización del pozo.
Las mediciones obtenidas con el servicio PhaseSampler fueron comparadas con las predicciones del modelo de propiedades de fluidos
originales y con las predicciones del modelo de petróleo negro.
80
Cromatografía
Laboratorio
70
60
Sistema PhaseSampler
Modelo EOS
Modelo de petróleo negro
‡En
10
0
Densidad
del gas,‡
kg/m3
0.827
0.845
0.844
65.7
63.5
64.3
60.0
57.5
61.1
estándar divididas por condiciones de línea.
condiciones de línea.
Las diferencias para el petróleo (Tabla 3 y Tabla 4) fueron significativas
y confirmaron las previsiones. El modelo basado en la composición
original de los fluidos de yacimiento dejó de ser válido debido a la
irrupción del gas. La dependencia con respecto a ese modelo habría
conducido a la subestimación de la contracción del petróleo y a la
sobreestimación de su densidad.
Por otro lado, los dos conjuntos de mediciones de propiedades del
petróleo confirmaron la excelente repetibilidad de las mediciones
obtenidas con el servicio PhaseSampler.
Tabla 3. Parámetros del petróleo, Conjunto de Prueba 1
Sistema PhaseSampler
Modelo EOS
Modelo de petróleo negro
20
Factor de
volumen de
gas,† m3/m3
†Condiciones
50
Composición, 40
%
30
Factor de
desviación
del gas real
Volumen de
gas en
petróleo,†
m3/m3
Factor de
volumen de
petróleo,‡
m3/m3
Densidad
del petróleo,§
kg/m3
152.3
89.7
73.7
0.648
0.759
0.799
671.3
702.2
718.9
†Condiciones
de línea convertidas a condiciones estándar.
estándar divididas por condiciones de línea.
§En condiciones de línea.
‡Condiciones
N2 CO2 H2S C1 C2 C3 iC4 nC4 iC5 nC5 C6 C7
Gases
Figura 1. Composición del gas libre.
Tabla 4. Parámetros del petróleo, Conjunto de Prueba 2
35
Cromatografía 1
Cromatografía 2
Laboratorio
30
25
Sistema PhaseSampler
Modelo EOS
Modelo de petróleo negro
20
Composición,
%
15
Volumen de
gas en
petróleo,†
m3/m3
Factor de
volumen de
petróleo,‡
m3/m3
Densidad del
petróleo,§
kg/m3
147.2
89.7
74.1
0.661
0.758
0.797
679.0
701.9
717.9
†Condiciones
de línea convertidas a condiciones estándar.
estándar divididas por condiciones de línea.
§En condiciones de línea.
‡Condiciones
10
5
0
N2 CO2 C1
C2
C3 iC4 nC4 iC5 nC5 C6
C7
Gases
Figura 2. Composición del gas disuelto.
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*Marca de Schlumberger
†Marca conjunta de Schlumberger y Framo
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