Laboratorio de fluidos de fondo de pozo

Laboratorio de fluidos de fondo de pozo
Jefferson Creek
Chevron Energy Technology Company
Houston, Texas, EUA
Myrt (Bo) Cribbs
Chevron North America
Houston, Texas
Chengli Dong
Oliver C. Mullins
Houston, Texas
Hani Elshahawi
Shell International Exploration & Production
Houston, Texas
Peter Hegeman
Sugar Land, Texas
Michael O’Keefe
Hobart, Tasmania, Australia
Kenneth Peters
Mill Valley, California, EUA
Julian Youxiang Zuo
Edmonton, Alberta, Canadá
Traducción del artículo publicado en Oilfield Review, Winter
2009/2010: 21, no. 4. Copyright © 2010 Schlumberger.
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Richard Byrd, Martin Isaacs y Michelle Parker,
Sugar Land; y a Dietrich Welte, Aachen, Alemania.
Fluid Profiling, InSitu Density, InSitu Family, InSitu Fluid
Analyzer, InSitu Fluorescence, InSitu pH, InSitu Pro, MDT
y Quicksilver Probe son marcas de Schlumberger.
1. Para obtener más información sobre el proceso de
muestreo de fluidos y el análisis DFA, consulte:
Betancourt S, Davies T, Kennedy R, Dong C, Elshahawi H,
Mullins OC, Nighswander J y O’Keefe M: “Avances en las
mediciones de las propiedades de los fluidos,” Oilfield
Review 19, no. 3 (Invierno de 2007/2008): 60–75.
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.
2. Los hidrocarburos son definidos como los compuestos
orgánicos que comprenden el hidrógeno y el carbono.
La forma más simple es el metano [CH4]. Los hidrocarburos
más comunes son el gas natural, el petróleo y el carbón.
El término “petroleum” (en inglés), una forma de hidrocarburo, se aplica generalmente al petróleo crudo líquido.
40
Los fluidos de yacimientos raramente existen como líquidos y gases simples que
rellenan estructuras monolíticas. Su generación, migración y acumulación están
afectadas por procesos diversos que se traducen en composiciones y distribuciones
de fluidos complejas. En el pasado, el hecho de no considerar las complejidades del
yacimiento y sus fluidos, a menudo generaba problemas de producción onerosos y
resultados decepcionantes. Los desarrollos recientes en materia de pruebas de
formación y tecnologías de muestreo, proporcionan a los equipos a cargo de los
activos de las compañías petroleras un laboratorio de fondo de pozo para medir las
propiedades de los fluidos en sitio y conocer la conectividad del yacimiento.
El material orgánico presente en las rocas generadoras (rocas madre) se convierte en el petróleo
y el gas que migran hacia los yacimientos. Las
variaciones producidas en la composición de la
materia orgánica original y los procesos que tienen lugar durante la migración y la acumulación
de los hidrocarburos, a menudo incrementan su
complejidad composicional. Una vez en sitio, los
fluidos de yacimiento pueden equilibrarse y todavía exhibir gradientes composicionales grandes.
No obstante, con frecuencia los fluidos se encuentran en estado de desequilibrio, perturbados por
procesos tales como la biodegradación, las cargas
de múltiples fluidos de yacimientos y el fracturamiento de los sellos. Las mediciones derivadas
del análisis de fluidos de fondo de pozo, algunas
de las cuales han sido recientemente introducidas, ayudan a resolver la complejidad de estos
fluidos en condiciones de fondo de pozo. Provistos
de estos datos, los responsables de los activos de
las compañías (asset managers) pueden tomar
decisiones adecuadamente informadas mucho
antes de incurrir en los enormes costos asociados
con el desarrollo de los campos petroleros y la
construcción de las instalaciones de producción.
Si bien los planes de desarrollo de los campos
petroleros dependen de una comprensión exhaustiva de las propiedades de los fluidos en sitio
(propiedades locales), el solo conocimiento de
las características de los fluidos es insuficiente
para maximizar la recuperación de hidrocarburos.
En particular, la existencia de barreras no detectadas para el flujo de fluido puede crear problemas enormes para los operadores. Por ejemplo,
dado que a través del tiempo geológico se puede
producir un equilibrio de la presión a través de las
barreras que actúan como sello, este equilibrio no
demuestra la comunicación de flujo en las escalas
de tiempo de producción. La falta de contemplación de la complejidad arquitectónica del yacimiento, a menudo se traduce en errores costosos.
Actualmente, se dispone de nuevas tecnologías de
análisis de fluidos de fondo de pozo (DFA) que
posibilitan la identificación de la compartimentalización y la conectividad del yacimiento, además
de las heterogeneidades de los fluidos.
Para determinar las propiedades de los fluidos requeridas para un desarrollo de yacimientos
efectivo, hoy los ingenieros utilizan las técnicas
DFA en forma extensiva.1 Si bien las propiedades
de los fluidos se obtienen a partir de numerosos
sensores, la espectroscopía óptica basada en la
luz del espectro visible y cercano al infrarrojo
(Vis-NIR) constituye la base de las mediciones
DFA para los hidrocarburos.2 Esta técnica utiliza
las propiedades de absorción de la luz de los fluidos, además de la dispersión de la luz de diferentes materiales, para identificar la composición de
los fluidos (C1, C2, C3-5, C6+ y CO2), la relación
gas-petróleo (GOR), el contenido relativo de asfaltenos y la fracción de agua. Otras mediciones y
capacidades del análisis DFA son la determina-
Oilfield Review
ción del valor del pH y la resistividad (si el fluido
es agua), el índice de refracción, la fluorescencia
y la densidad de los fluidos vivos.
Antes de que se dispusiera de las mediciones
DFA, los operadores recolectaban un número
limitado de muestras, las enviaban a un laboratorio y, transcurrido un lapso de tiempo, a menudo
prolongado, recibían un informe que describía los
fluidos de yacimientos. Sin el análisis en tiempo
real para establecer la magnitud de la complejidad de los fluidos, los analistas con frecuencia
asumían su simplicidad. Si bien el resultado habitual era un programa de evaluación simplificado
que inicialmente parecía ser económicamente
efectivo, su precio era la falta de un conocimiento
adecuado de las complejidades del yacimiento.
Con demasiada frecuencia, todo esto incrementaba los costos totales de los proyectos. Gracias al
análisis DFA en tiempo real, la complejidad y el
costo del programa de análisis de fluidos se equiparan con la complejidad de la columna de fluido.
Este mejoramiento de la eficiencia de los procesos de muestreo y pruebas permite que los operadores detecten la complejidad de los fluidos y
Volumen 21, no. 4
resuelvan las cuestiones que surgen de la información de fondo de pozo.
Las complejidades de los fluidos responden a
muchas razones. El kerógeno, el principal precursor global del petróleo, está compuesto por materiales orgánicos celulares resistentes, preservados
selectivamente (algas, polen, esporas y cutículas
de hojas de plantas), y residuos degradados de
materia orgánica biológica (material amorfo). La
conversión del kerógeno y la migración de los fluidos de la roca generadora a la roca yacimiento
impactan las propiedades y la composición de los
fluidos. Por otro lado, la complejidad de los fluidos
a escala de yacimiento puede ser causada por las
diferencias de temperatura, la presión, la fuerza
de gravedad, la biodegradación, las transiciones
de fases y la historia de carga de los yacimientos.
En los primeros proyectos de desarrollo en
aguas profundas, gran parte del interés en las
mediciones de la composición de los fluidos se centraba en el aseguramiento del flujo en el pozo a
través de las líneas de conducción y en las instalaciones de producción. No obstante, pronto se puso
de manifiesto que en el yacimiento existían proble-
mas aún más significativos. En consecuencia, el
énfasis del análisis de fluidos se desplazó hacia el
yacimiento, donde el conocimiento de las propiedades locales de los fluidos incide considerablemente
en la ubicación de los pozos, el desarrollo del yacimiento, las estrategias de terminación de pozos y el
diseño de las instalaciones de superficie.
Utilizando el laboratorio de fondo de pozo provisto por los sensores DFA, los ingenieros de yacimientos cuantifican las propiedades de los fluidos
con una precisión que se aproxima a la de las
mediciones del laboratorio de superficie. La ventaja del análisis DFA es que las propiedades de los
fluidos se miden bajo condiciones de yacimiento.
A diferencia de las mediciones equivalentes obtenidas en un laboratorio de superficie, los ingenieros pueden reiterar, validar o utilizar las mediciones para explicar las heterogeneidades del
yacimiento. Un laboratorio de superficie puede
repetir las mediciones pero sólo sobre la misma
muestra. Por otro lado, el análisis DFA emplea la
misma herramienta, tiempo, temperatura, calibración y operador técnico—pero con fluidos diferentes—entre una estación DFA y la siguiente.
41
Productos de la maduración
del kerógeno
CO2, H2O
Petróleo
Gas húmedo
Gas seco
Falta de potencial
petrolífero
Incremento de
la maduración
Relación hidrógeno-carbono
Tipo I
1.5
Tipo II
1.0
Tipo III
Tipo IV
0.5
0
0.1
Este artículo examina la formación y migración de los fluidos de yacimientos, incluida la
carga del yacimiento, y los efectos resultantes
sobre las propiedades de los fluidos. Se analiza la
gradación composicional—la variación suave y
continua de las propiedades de los fluidos con la
profundidad—junto con los métodos para detectar el fenómeno de compartimentalización de los
yacimientos. Además se describen los desarrollos
recientes que utilizan la distribución en equilibrio de los asfaltenos como indicador de la conectividad del yacimiento.5 Algunos casos de estudio
de la región de aguas profundas del Golfo de
México, el Mar del Norte y las áreas marinas de
África demuestran la aplicación de nuevos métodos y tecnologías de muestreo.
La complejidad de los fluidos
Fuera de la industria del petróleo y el gas, existen
equivocaciones significativas acerca del hábitat de
los hidrocarburos en la naturaleza. Quizás ciertas
obras, tales como Viaje al centro de la Tierra de
Julio Verne u otras caracterizaciones similares, han
transmitido al público en general la impresión de
que el petróleo se encuentra alojado en vastos lagos
situados por debajo de la superficie de la Tierra,
esperando que la temeraria barrena de perforación
de las compañías petroleras aparezca en escena y
drene el petróleo como si absorbiera soda con una
pajita. El tecnólogo petrolero no alberga tal ilusión
puesto que sabe que los hidrocarburos entrampados
en los espacios porosos de las rocas yacimiento
deben extraerse pacientemente de los lugares en los
que se ocultan, a través de esfuerzos extenuantes y
metodologías comprobadas a lo largo del tiempo.
No obstante, incluso entre los profesionales, a
menudo existe una visión simplista del petróleo o
el gas presentes en un yacimiento. Si bien se
reconoce que el petróleo no se encuentra en un
lago subterráneo, muchos integrantes del sector
industrial consideran a un yacimiento como algo
similar a un contenedor poroso grande lleno de
fluidos homogéneos. La heterogeneidad arquitectónica del yacimiento y la complejidad composicional de los fluidos no sólo existen en la naturaleza
sino que constituyen la regla más que la excepción. Esto se cumple especialmente en las estructuras prospectivas profundas, en las que el
tiempo y las fuerzas naturales generan las condiciones ideales para dicha heterogeneidad.
0.2
Relación oxígeno-carbono
> Conversión del kerógeno en hidrocarburos. El
diagrama de Van Krevelen clasifica los tipos de
kerógenos a través de las gráficas de interrelación
de las relaciones oxígeno-carbono e hidrógenocarbono. Durante el proceso de maduración, el
kerógeno se convierte termogénicamente en
hidrocarburos. Los trayectos evolutivos del
incremento de la maduración (flechas verdes)
indican el tipo de hidrocarburos generados a
partir de cada tipo de fuente de kerógeno. Los
demás subproductos de etapa temprana del
proceso de conversión son el agua y el CO2.
Roca de cubierta
Gas
Petróleo más liviano
Las mediciones del análisis DFA también permiten la identificación de la compartimentalización del yacimiento, definida como la falta de
flujo de fluido libre entre las diferentes regiones
de un campo en las escalas de tiempo de producción.3 Las unidades
de Review
flujo presentes en un yaciOilfield
09 y diminutas y, para
miento oscilanAutumn
entre masivas
FluidsLab
Fig. 1 la producción, se
un drenaje efectivo
durante
ORWIN09/10-FluidsLab Fig. 1
requiere que el pozo entre en contacto con tantos
compartimientos como sea económicamente factible. Dado que los compartimientos son una de
las causas principales del desempeño deficiente
de los yacimientos, algunos especialistas consideran que éste es el problema más grande con que
se enfrentan los operadores de aguas profundas
cuando desarrollan yacimientos estratégicos.4
42
Petróleo mediano
Roca generadora
con bajo grado
de madurez
Petróleo más pesado
Agua
Roca generadora
con un grado de
madurez intermedio
Ventana de petróleo,
límite de baja temperatura
Roca generadora
con alto grado
de madurez
> Modelo de la historia de carga de Stainforth. Según el modelo de Stainforth, la historia de carga
determina la distribución de los hidrocarburos. En la etapa inicial, la roca generadora con bajo grado
de madurez (izquierda) genera petróleo más pesado, la roca generadora de madurez intermedia
(centro) produce petróleos más livianos además de gas y, por último, la roca generadora con alto
grado de madurez (derecha) genera petróleo liviano y gas. Los fluidos más livianos se elevan hacia el
tope del yacimiento y empujan a los fluidos que migraron antes. El volumen de gas disuelto (como se
refleja en la relación GOR) en la columna de hidrocarburos es controlado por la presión y la temperatura. En este modelo, los fluidos no están en equilibrio. El hecho de que los fluidos de yacimiento
logren un estado de equilibrio es una función de parámetros tales como la permeabilidad vertical y
los gradientes térmicos.
Oilfield Review
3. Muggeridge AH y Smelley PC: “A Diagnostic Toolkit to
Detect Compartmentalization Using Time-Scales for
Reservoir Mixing,” artículo SPE 118323, presentado en
la Exhibición y Conferencia Internacional del Petróleo
de la SPE, Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos, 3 al 6
de noviembre de 2003.
  4.Mullins OC: The Physics of Reservoir Fluids: Discovery
Through Downhole Fluid Analysis. Sugar Land, Texas:
Schlumberger (2008): 43.
  5.Los asfaltenos son materiales orgánicos que constan
de compuestos de tipo anillos aromáticos y nafténicos,
junto con los alcanos periféricos, y contienen cantidades
pequeñas de moléculas de nitrógeno, azufre y oxígeno.
Existen como suspensión coloidal en el petróleo. Los
asfaltenos pueden ser problemáticos en las operaciones
de producción cuando se precipitan como resultado de
situaciones tales como la caída de presión, la existencia
de esfuerzos de corte (flujo turbulento), la presencia de
ácidos, CO2 disuelto, carga de condensado, mezcla de
petróleos crudos incompatibles u otras condiciones que
rompen la estabilidad de la suspensión asfáltica.
  6.Welte DH: “Organischer Kohlenstoff und die Entwicklung
der Photosynthese auf der Erde,” Naturwissenschaften
no. 57 (1970): 17–23.
  7.Tissot BP y Welte DH: Petroleum Formation and
Occurrence. Berlin: Springer-Verlag, 1984.
  8.Peters KE y Cass MR: “Applied Source Rock
Geochemistry,” en Magoon LB y Dow WG (eds): The
Petroleum System—From Source to Trap. Tulsa: AAPG,
AAPG Memoir 60 (1994): 93–119.
  9.Welte DH y Yukler MA: “Petroleum Origin and
Accumulation in Basin Evolution—A Quantitative Model,”
AAPG Bulletin 65, no. 8 (Agosto de 1981): 1387–1396.
10.El equilibrio, en este artículo, se define como una
condición en la que los fluidos son estables y los
cambios pequeños producidos en las condiciones
se traducen en cambios pequeños en las propiedades
de los fluidos. Por el contrario, las condiciones
metaestables son aquéllas en las que los cambios
pequeños pueden producir cambios sustanciales
en las propiedades de los fluidos.
Volumen 21, no. 4
Tipo III potencialmente gasíferos están compuestos por material generador terrígeno leñoso.
Muchos carbones de América del Norte y Europa
contienen kerógeno Tipo III. El gas hidrocarburo
proveniente de este tipo de kerógeno muestra un
predominio de metano pero también puede contener etano, propano, butano y pentano. El kerógeno Tipo IV, una forma de carbono muerto,
prácticamente carece de potencial para la generación de hidrocarburos y normalmente consiste
de materia orgánica reciclada que ha experimentado procesos previos de sepultamiento y
maduración.8
A medida que la roca generadora rica en kerógeno es sepultada y compactada, el incremento
de la temperatura y la presión convierten el
material orgánico en petróleo a través de la catagénesis. La migración de los fluidos hacia las rocas
permeables es controlada por tres parámetros
principales: la presión capilar, la flotabilidad y la
hidrodinámica.9 A medida que los fluidos se cargan
en el yacimiento, es posible que se encuentren significativamente fuera de equilibrio (página anterior, a la derecha).10 Por ejemplo, si los fluidos
ingresan en un yacimiento a través de un trayecto
de gran movilidad tal como una falla, se produce
un proceso pobre de mezcla de fluidos. A lo largo
Hidrocarburos generados
A medida que una cuenca sedimentaria madura,
los procesos que afectan la generación, migración y
acumulación de hidrocarburos se traducen en
composiciones de fluidos complejas. La comprensión de la complejidad de las distribuciones de los
hidrocarburos en un yacimiento comienza en la
roca generadora. Del total de 6 x 1015 toneladas
estimadas de materia orgánica alojada en la corteza terrestre, el 95% se encuentra en forma de
kerógeno.6 Y es a partir de este bloque que se
genera la mayoría de los hidrocarburos.
El kerógeno consiste de restos vegetales,
tales como algas, esporas, desechos de plantas
superiores, polen, resinas y ceras.7 La maduración térmica del kerógeno hace que se expulsen
fluidos, tales como el petróleo y el gas, dejando
atrás una forma madura y sólida de kerógeno
(página anterior, a la izquierda). Los kerógenos
Tipo I son poco comunes y potencialmente petrolíferos, y se componen fundamentalmente de restos de algas y bacterias. El kerógeno presente en
la formación lacustre Green River Shale, situada
en la porción central de EUA, es un ejemplo de
este grupo. Comprendiendo una mezcla de fuentes terrígenas y marinas, los kerógenos Tipo II
pueden ser potencialmente petrolíferos o gasíferos dependiendo de la temperatura y de las proporciones de los componentes. Los kerógenos
del tiempo geológico, a través de la difusión molecular y la segregación gravitacional, se puede
establecer el equilibrio de los fluidos asociados a
los hidrocarburos. Los gases livianos se elevan
hasta alcanzar el nivel más alto del yacimiento, el
agua generalmente llena el nivel más bajo, y los
hidrocarburos de diversas densidades se distribuyen en el medio.
Salvo raras excepciones, los kerógenos Tipos I
y II son requeridos para la generación de hidrocarburos líquidos. En las etapas iniciales del proceso de conversión, con un nivel de calor bajo, se
forman los petróleos pesados que pueden ser preservados como depósitos de asfalto o alquitrán.
El incremento de la temperatura conduce a la
generación de petróleos más livianos, a menudo
craqueados a partir de petróleos pesados de
etapa temprana. No obstante, existe un límite de
temperatura para la generación de petróleo.
Cuando la temperatura excede el límite superior
de la ventana de petróleo—más de 150ºC
[300ºF]—el resultado es la formación de condensado y gas húmedo. A temperaturas más elevadas,
a través de un proceso térmico más extremo denominado metagénesis, se generan gases menos
complejos y el gas metano finalmente se convierte
en el hidrocarburo primario producido (abajo).
Metano biogénico
Gas húmedo
y condensado
Petróleo,
Kerógeno
Tipo l y ll
Gas seco
Todos los tipos
de kerógeno
CO2, H2O
Incremento de la profundidad y de la temperatura
Diagénesis
Zona inmadura
50°C
Catagénesis
Metagénesis
Ventana de petróleo
Ventana de gas
150°C
> Maduración de los hidrocarburos. La formación de los hidrocarburos de
etapa temprana tiene lugar en la roca generadora inmadura, en un proceso
de diagénesis por el cual los materiales orgánicos son sepultados y comprimidos,
y experimentan un proceso de alteración química. La diagénesis bacteriana
también puede producirse a través de la conversión microbiana anóxica del
material orgánico en metano. Cuando las temperaturas se elevan por encima
de 50°C, conforme aumenta la profundidad de sepultamiento, los microbios
mueren y predomina la catagénesis. Este proceso es similar al proceso de
craqueo y destilación a alta temperatura que se lleva a cabo en las
refinerías de petróleo, en las que los petróleos pesados son convertidos en
productos de petróleo más livianos, pero puede tener lugar a temperaturas
mucho más bajas a lo largo del tiempo geológico. La metagénesis es una
fase posterior de la generación de hidrocarburos que tiene lugar por
encima de 150°C, en la que los materiales orgánicos y el petróleo generado
previamente se convierten en gas natural, predominantemente metano, a
temperaturas más elevadas.
43
A diferencia de la ventana limitada de generación de petróleo—que se restringe a ciertos tipos
de kerógenos y a un rango específico de temperatura—el gas natural se origina bajo una diversidad de condiciones, generándose desde todas las
rocas generadoras y a lo largo de un amplio rango
de temperatura. Durante la diagénesis (sepultamiento temprano), los microorganismos anaeróbicos pueden convertir la materia orgánica de la
roca generadora en metano. Durante la catagénesis y la metagénesis, se producen cantidades significativas de gas natural.11
El proceso de maduración se presta a la existencia de columnas de fluidos y gradientes composicionales potencialmente complejos. Las fuerzas
naturales de la flotabilidad gravitacional y la
solubilidad pueden crear gradientes de asfaltenos
en la columna de fluido. Por efectos gravitacionales, los hidrocarburos menos densos, especialmente el gas, se desplazan hacia el tope del
yacimiento. Dado que los asfaltenos no son solubles en gas, la presencia de un gradiente de la
relación GOR grande se traduce en un gradiente
de asfaltenos con concentraciones más altas en
un punto más bajo de la columna.
Los procesos de transporte tanto de convección como de difusión también pueden mantenerse activos. A diferencia de la difusión, la
convección requiere un gradiente térmico suficiente, o un gradiente de densidad invertido para
que se produzca un cambio en la distribución de
los fluidos.
Estos procesos normales comúnmente se traducen en gradientes de fluidos ordenados según
la densidad, los cuales se acomodan en forma
ascendente comenzando por los petróleos pesados, pasando por los petróleos medianos, los
petróleos livianos, el condensado, el gas húmedo,
el gas más liviano y por último el metano. No obstante, a menudo existen condiciones de desequilibrio; esto aún con escalas de tiempo geológico
suficientes para que los fluidos se equilibren. Los
procesos de mezcla de fluidos que tienen lugar en
el yacimiento pueden ser extremadamente lentos. Los efectos adicionales del tectonismo, la
formación de fallas y la heterogeneidad de los
yacimientos contribuyen a generar distribuciones de fluidos complicadas. Los procesos que
actúan sobre los fluidos de yacimientos pueden
preservar la condición de no equilibrio.
Otro elemento que contribuye a las condiciones de no equilibrio es la biodegradación que se
produce en el contacto agua-petróleo (OWC). La
biodegradación es el resultado de la conversión
metabólica de los hidrocarburos saturados, principalmente por la acción de las bacterias metanogénicas y sulfato reductoras en condiciones
anóxicas. La remoción preferencial de los alcanos en el contacto agua-petróleo, como consecuencia de la biodegradación, se traduce en un
incremento de la concentración de asfaltenos
que genera gradientes de viscosidad grandes en
condiciones de no equilibrio. El contacto OWC
puede cambiar con el proceso subsiguiente de
carga del yacimiento o con las fugas producidas
en los sellos pero la biodegradación se mantiene
activa sólo por debajo de 80ºC [175ºF]; por
encima de esta temperatura, los microbios ya no
son factibles. Entre otros efectos, la biodegradación aumenta la viscosidad del petróleo, reduce
la densidad API, incrementa el contenido de
asfaltenos y azufre, e incrementa las concentraciones de metales.12 La biodegradación puede
ejercer un control importante sobre la calidad
del petróleo y su producibilidad.13
El petróleo biodegradado puede encontrarse
como una mezcla de petróleos. Por ejemplo, el
petróleo primario llega primero, es biodegradado,
y luego es seguido por el petróleo proveniente de
las cargas subsiguientes del yacimiento. Los petróleos secundarios pueden permanecer inalterados,
apareciendo después de haber cesado la biodegradación y generando variaciones espaciales en las
propiedades de los fluidos.
Por otro lado, el gas biogénico o termogénico
puede pasar por alto el petróleo existente en el
yacimiento, desplazarse echado arriba y alterar los
gradientes de fluidos de yacimientos existentes.14
La relación GOR del petróleo primario cambia con
este influjo, creando variaciones composicionales.15 La detección de estas perturbaciones de los
gradientes, resultantes de los procesos de carga y
recarga, pueden indicar la presencia de compartimientos, tema que será analizado más adelante.
Finalmente, en lugar de un contenedor abierto
lleno de capas de agua, petróleo y gas, el yacimiento es una estructura arquitectónica compleja
que contiene mezclas de fluidos. No existe una
herramienta única para identificar estas complejidades, y los ingenieros crean las estrategias de
terminación de pozos y los planes de desarrollo de
yacimientos utilizando datos de muchas fuentes.
No obstante, las mediciones del análisis DFA han
demostrado ser altamente efectivas como herramienta para comprender tanto los fluidos de yacimientos como la complejidad arquitectónica.
Innovación orientada por aplicaciones
Las herramientas para pruebas de formación
operadas con cable (WFT) aparecieron por primera vez en la década de 1950 como forma de
recuperar muestras de fluidos para su análisis en
la superficie. Las pruebas de laboratorio de estas
muestras se vieron obstaculizadas por la conta-
minación, especialmente con filtrado del fluido
de perforación, y por la alteración de los fluidos
durante el proceso de muestreo y transferencia.
Las generaciones sucesivas de herramientas condujeron al desarrollo de dispositivos más avanzados, tales como el probador modular de la dinámica
de la formación MDT, el cual incorporaba innovaciones tales como cámaras múltiples, la capacidad para bombear fluido en el pozo antes de
tomar una muestra, mejor precisión y resolución,
una diversidad de estilos de probetas, arreglos de
empacadores duales y el proceso de muestreo
guiado para reducir significativamente la conta-
Cartucho de energía
Módulo de botellas
para muestras
Módulo de bombeo
(muestra)
Módulo InSitu Fluid
Analyzer (muestra)
Módulo hidráulico
Herramienta
Quicksilver Probe
Módulo analizador
de fluidos (descarte)
Módulo de bombeo
(descarte)
> La herramienta MDT. El servicio InSitu Family
es proporcionado por la herramienta MDT en el
fondo del pozo. Junto con el módulo InSitu Fluid
Analyzer se encuentran la herramienta Quicksilver
Probe para una limpieza rápida de las muestras
de fluidos, dos módulos de bombeo para hacer
fluir los fluidos de muestreo y los de descarte, y
un módulo de botellas para muestras. Las muestras recuperadas se utilizan para el análisis de
los fluidos de yacimiento en el laboratorio de
superficie.
44
Oilfield Review
Oilfield Review
Muestra aceptable
Nivel de contaminación
Nivel de contaminación
Herramienta de tipo probeta convencional
Tiempo
Herramienta Quicksilver Probe
Muestra aceptable
Tiempo
Probeta principal
Probeta de descarte
> Herramienta de muestreo guiado Quicksilver Probe. Las áreas de flujo de admisión concéntrico de la herramienta Quicksilver Probe están conectadas a
las bombas independientes de la herramienta MDT (derecha). La probeta externa, o probeta de descarte, extrae el filtrado y mantiene el proceso de bombeo
durante el muestreo para evitar que los fluidos contaminados migren hacia la probeta principal. Además de los niveles más bajos de contaminación de las
muestras (gráfica, derecha), este arreglo puede producir muestras aceptables más rápido que los arreglos de probetas convencionales (izquierda).
minación con filtrado de lodo (página anterior).
La herramienta MDT es además la plataforma
principal para la obtención de mediciones de las
propiedades de los fluidos.
Los ingenieros de yacimientos necesitan una
evaluación precisa de las propiedades de los fluidos para los procesos de evaluación de yacimientos,
aseguramiento del flujo, simulación y modelado de
yacimientos, y para el diseño de las instalaciones,
las estrategias de producción, los cálculos de
reservas y de los factores de recuperación. Los
primeros métodos de muestreo a veces arrojaban
resultados subóptimos. Se utilizaba un número
relativamente escaso de muestras, con modelos
de fluidos simplistas, para explicar las distribuciones de los fluidos en el yacimiento. Por otro
lado, los ingenieros recurrían a métodos analíticos para corregir las mediciones de laboratorio
por los cambios de fases y la contaminación producida por el filtrado de lodo, lo cual a menudo se
traducía en caracterizaciones de fluidos erróneas. Esta limitación fue superada parcialmente
gracias a la capacidad para bombear los fluidos
contaminados provenientes de la formación antes
de la iniciación del proceso de muestreo.
El módulo de bombeo de la herramienta MDT
se utiliza para hacer fluir los fluidos de yacimientos hacia el interior de la herramienta y a través de
ésta. Esto hace posible la reducción de la contaminación con filtrado para la obtención de fluidos
nativos casi vírgenes, según las determinaciones
Volumen 21, no. 4
derivadas de las mediciones DFA, y la obtención de
fluidos de yacimientos en botellas para muestras
incorporadas en la herramienta. Una operación de
este tipo, llevada a cabo en Kuwait, implicó el
bombeo de 2,100 litros [555 galones] a lo largo de
un intervalo de 66.5 horas, para adquirir muestras no contaminadas. Si bien el volumen de
fluido desplazado es considerable, no constituye
un método eficiente si se necesitan muestras
múltiples o si la meta es la obtención de perfiles
de fluidos DFA con puntos de pruebas múltiples.
Una probeta de muestreo guiado, agregada a
la herramienta MDT en el año 2006, mejoró considerablemente la eficiencia en la localización
del pozo, permitiendo la adquisición oportuna de
muestrasOilfield
de fluidos
libres o casi libres de contaReview
Autumn
09
minación
con filtrado
de lodo.16 Utilizando un
Fig.5
arreglo FluidsLab
de muestreo
concéntrico y dos bombas
ORWIN09/10-FluidsLab Fig.5
sincronizadas, la herramienta Quicksilver Probe
obtiene muestras no contaminadas en un marco
temporal mucho más corto (arriba). Un anillo de
protección externo extrae los fluidos—principal-
mente filtrado y fluidos de formación contaminados (fluidos de descarte)—que ingresan en la
probeta periféricamente. El fluido que fluye a través de la probeta central pasa rápidamente de
fluido contaminado con filtrado a fluido de formación de calidad aceptable para las mediciones de
las propiedades locales de los fluidos.
Los fluidos con bajo nivel de contaminación
se obtienen rápidamente para el análisis de
fondo de pozo y se pueden extraer más muestras
en un marco temporal razonable. Los sensores de
la herramienta y las capacidades de análisis de
fluidos también han avanzado hasta el punto en
que se pueden registrar y evaluar las propiedades
de los fluidos mientras la herramienta aún se
encuentra en el pozo. Por este motivo, no siempre es necesario llevar las muestras a la superficie. Además, los ingenieros pueden crear un
registro conocido como Fluid Profiling, a través
de todo el intervalo prospectivo en base a las
mediciones de calidad de laboratorio efectuadas
en condiciones de fondo de pozo.
11.Grunau HR: “Abundance of Source Rocks for Oil and
Gas Worldwide,” Journal of Petroleum Geology 6, no. 1
(1983): 39–53.
12.Connan J: “Biodegradation of Crude Oils in Reservoirs,”
en Brooks J y Welte DH (eds): Advances in Petroleum
Geochemistry, vol. 1. Londres: Academic Press (1984):
299–335.
13.Mullins, referencia 4: 26.
14.El metano biogénico puede ser diferenciado del metano
termogénico por las relaciones de los isótopos estables
del carbono.
15.Mullins, referencia 4: 52.
16.Para obtener más información sobre las operaciones
de muestreo con probetas guiadas, consulte: 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): 4–20.
45
Fuente de luz
Detector de fluorescencia
Sensor de
presión y
temperatura
Sensor de densidad
de fluidos vivos
Flujo de fluido
Sensor
de resistividad
Espectrómetro de
arreglo de filtros
Espacio para
un sensor futuro
Espectrómetro
de rejilla
> Laboratorio de fluidos de fondo de pozo. A medida que el fluido se desplaza a través del probador MDT,
el servicio InSitu Fluid Analyzer actúa como un laboratorio portátil de fluidos. Dos espectrómetros miden
las propiedades de absorción de la luz del fluido además de su color. Los sensores de fluorescencia
ejecutan la función de detección de la condensación retrógrada y diferencian el tipo de petróleo
cuando los fluidos forman una emulsión. El pH de las muestras de agua se mide mediante la inyección
de una tintura sensible al pH en la corriente de flujo (que no se muestra aquí) y la detección del
cambio de color. Los sensores de presión, temperatura y resistividad adquieren datos a medida que
el fluido fluye a través de la herramienta. Un sensor de densidad de fluidos vivos está colocado en la
línea de flujo y un segundo sensor puede colocarse también en el arreglo de probetas.
4
Petróleo pesado
Densidad óptica
3
Petróleo mediano
Agua
2
Condensado
1
Petróleo
liviano
Filtrado
OBM
0
500
Espectrómetro de arreglo de filtros
1,000
Longitud de onda, nm
1,500
2,000
Espectrómetro de rejilla
Oilfield Review
> Densidad óptica de los fluidos a partir
de las mediciones espectroscópicas. La herramienta InSitu
Autumn
09
Fluid Analyzer está provista de dos espectrómetros ópticos incorporados: un espectrómetro de arreglo
FluidsLab
Fig.varía
6 entre 400 y 2,100 nm, y un espectrómetro de
de filtros que cubre un rango de frecuencia que
ORWIN09/10-FluidsLab
Fig.
rejilla que se enfoca en un rango estrecho
de 1,600 a 1,800 nm,
en6el que los fluidos de yacimientos
poseen absorciones características que reflejan sus estructuras moleculares. La frecuencia de la luz
visible es de aproximadamente 500 nm, y la luz NIR oscila entre 750 y 2,500 nm. Los fluidos de campos
petroleros poseen características espectrales específicas de densidad óptica (OD), las cuales son
funciones de la frecuencia de la luz que los atraviesa. La luz visible (Vis) es más adecuada para
distinguir el contenido relativo de asfaltenos. El espectro NIR es útil para la detección del agua,
distinguiendo el agua del petróleo e identificando el tipo de petróleo. La espectroscopía óptica fue
introducida originalmente para determinar la calidad de las muestras, en especial la transición de
filtrado OBM a fluidos de yacimiento durante el proceso de muestreo. Los filtrados OBM no contienen
asfaltenos o niveles significativos de gas disuelto. Por consiguiente, los filtrados OBM se diferencian
del petróleo crudo utilizando la concentración de asfaltenos determinada a partir de la densidad
óptica de las mediciones de luz visible. El contenido de gas disuelto derivado de las mediciones
NIR constituye un indicador adicional de la calidad de las muestras.
46
El laboratorio de fondo de pozo
La mayoría de las grandes compañías de servicios
cuentan con algún tipo de servicio de análisis de
fluidos de fondo de pozo. Cada compañía ha elegido determinados métodos para analizar los fluidos, incluidos los métodos de absorción óptica y
resonancia magnética. Los sensores InSitu Family
de la herramienta MDT proveen las siguientes
mediciones:
• composición de los fluidos de hidrocarburos
(C1, C2, C3-5 y C6+)
• relación gas-petróleo
• concentración de CO2
• color (y contenido relativo de asfaltenos)
• fluorescencia
• pH (para las muestras de agua)
• densidad y viscosidad de los fluidos vivos
• contaminación con lodo a base de aceite (OBM)
• resistividad
• presión y temperatura (en la profundidad de
muestreo).
No obstante, el método básico de análisis de
fluidos es el de espectroscopía óptica del módulo
InSitu Fluid Analyzer (izquierda, extremo superior).17 Los espectrómetros ópticos miden la
absorción de la luz con diferentes longitudes de
ondas para los fluidos que pasan a través del sensor y diferencian el agua, el gas, el petróleo crudo
y el filtrado OBM (izquierda, extremo inferior).
Introducidas originalmente para monitorear la
contaminación, las mediciones obtenidas en el
fondo del pozo utilizando métodos de espectroscopía han experimentado numerosos avances.
La herramienta actual incluye dos espectrómetros; un arreglo de filtros y un arreglo de rejilla.
Ambos espectrómetros comparten la misma célula
óptica, pero cubren rangos de longitud de onda
diferentes y proveen funciones complementarias.
Las longitudes de ondas de los 20 canales del arreglo de filtros cubren el rango del espectro visible e
infrarrojo cercano (Vis-NIR) que oscila entre 400
y 2,100 nm. Estos canales indican el color y las
absorciones de las vibraciones moleculares del
fluido y muestran los picos de absorción principales del agua y del CO2. El sensor detecta además el
cambio de color para la medición del pH. El
espectrómetro de rejilla posee 16 canales que se
enfocan en el espectro NIR, de 1,600 a 1,800 nm,
17.Para obtener más información sobre espectroscopía
óptica, consulte: 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.
Betancourt et al, referencia 1.
18.Mullins, referencia 4: 74.
Oilfield Review
> Crudo azul. La coloración azul de esta variedad
poco común de petróleo crudo del Golfo de
México es producida por la intensa fluorescencia
que tiene lugar bajo la luz ambiente, a partir de
una alta concentración de perileno, un
hidrocarburo policromático. Habitualmente, los
petróleos son marrones y su color, según
mediciones obtenidas por espectroscopía
óptica, es su grado de “coloración marrón.”
en el cual el fluido de yacimiento posee absorciones características que reflejan la estructura
molecular. Para los fluidos de campos petroleros
de interés, gran parte de la información se
encuentra en el espectro NIR.18
El color, que oscila entre muy oscuro en los
crudos pesados y claro o muy claro en los condensados gaseosos, es utilizado para distinguir distintos tipos de petróleo. El término color no debe
confundirse con tonalidad, tal como el rojo, el
verde o el azul. Estos colores más exóticos se producen cuando los petróleos crudos son observados
con la luzOilfield
de fondoReview
que induce cierto grado de fluo09
rescencia,Autumn
y la absorción
de la luz genera una
Fig.De
8 hecho, en el Golfo de
diversidadFluidsLab
de colores.
ORWIN09/10-FluidsLab Fig. 8
México, durante muchos años se produjo un petróleo crudo azul; su color azul se debe a la intensa
fluorescencia producida por la iluminación
(arriba). Medidos correctamente, los petróleos
crudos habitualmente son marrones y la coloración se refiere al grado de absorción del marrón.
Uno de los usos de la coloración es la determinación de la contaminación de las muestras de
fluidos con filtrado OBM que contiene un nivel
escaso o nulo de asfaltenos y, por ende, posee
poco color. El grado de contaminación es deter-
Volumen 21, no. 4
minado a través del monitoreo del incremento
del color con el tiempo mientras la herramienta
MDT bombea el fluido proveniente del intervalo
probado a través del módulo DFA. Además de
poseer poco color, el filtrado OBM generalmente
exhibe niveles insignificantes de gas disuelto—
baja relación GOR—mientras que la mayoría de
los petróleos nativos poseen cantidades apreciables de gas disuelto. Durante el bombeo, los fluidos muestreados pasan de una relación GOR baja
a alta, lo cual indica que el nivel de contaminación se reduce mientras que el porcentaje de
petróleo nativo aumenta. De utilidad para la
determinación de la contaminación, la relación
GOR medida en el fondo del pozo antes de que se
produzcan los efectos de la temperatura y la presión, también es una propiedad local importante
de los fluidos.
La contaminación de las muestras es sólo un
aspecto de las mediciones espectroscópicas. Las
moléculas interactúan con las ondas electromagnéticas, tales como las ondas del espectro visible
y NIR, como una función de su complejidad. Los
petróleos con alto contenido de asfaltenos y resinas son más oscuros y más absorbentes que los
hidrocarburos más simples.
En el rango NIR, la absorción de la luz excita la
vibración molecular en forma análoga a la excitación de otros osciladores mecánicos, tales como las
cuerdas de una guitarra. La absorción máxima se
produce con frecuencias características que son
una función de la estructura molecular del hidrocarburo. El metano [CH4]—el hidrocarburo más
simple, con una relación hidrógeno-carbono
única—posee un carácter espectral único. El etano
se compone de dos grupos –CH3 (el grupo metilo) y
posee un carácter único conspicuo. La mayoría de
los hidrocarburos gaseosos son dominados por su
grupo químico –CH3. Por el contrario, los hidrocarburos líquidos son dominados por el grupo químico
–CH2– (el grupo metileno). La señal espectral se
utiliza para diferenciar el metano y el etano de
otros gases y líquidos. El dióxido de carbono [CO2]
posee su propia frecuencia de excitación característica y puede ser identificado con los datos del
servicio InSitu Fluid Analyzer.
A medida que la complejidad molecular de los
hidrocarburos se incrementa más allá del etano,
el carácter único de las frecuencias se vuelve más
complejo. Por consiguiente, el grupo que comprende el propano, el butano y el pentano—el
grupo C3-5—se combina para el análisis. Los
hidrocarburos líquidos incluyen el hexano y los
hidrocarburos más pesados—el grupo C6+.
La absorción óptica del agua cubre un amplio
espectro en el rango NIR y se superpone con
muchos de los picos de hidrocarburos. La presen-
> Fluorescencia de hidrocarburos. Los cromoforos
son moléculas que absorben la luz; los fluoroforos,
un subconjunto de los cromoforos, absorben la luz
y luego emiten fluorescencia. En el caso del
petróleo crudo, virtualmente todos los cromoforos y fluoroforos poseen algo de carbono
aromático. El grafito es un carbono aromático en
los sistemas de anillos grandes y, en consecuencia,
es negro. En el espectro de luz visible, los petróleos
pesados que absorben la luz aparecen oscuros y
los petróleos más livianos poseen menos color
porque absorben menos luz (extremo superior).
Bajo los efectos de la radiación UV (extremo
inferior), los petróleos pesados emiten una
fluorescencia marrón rojiza mate. Los petróleos
livianos aparecen
azules
y emiten una
Oilfield
Review
Autumn
09 intensidad. Siendo
fluorescencia con
mayor
FluidsLab
Fig. 9 absorbe poca luz
claro, el petróleo
más liviano
ORWIN09/10-FluidsLab Fig. 9
visible y alguna radiación UV, por lo que emite
fluorescencia pero con un nivel bajo.
cia de agua puede enmascarar otros fluidos, especialmente el CO2, y obstaculizar su detección.
La fluorescencia de los hidrocarburos proviene de la fracción aromática de los petróleos
crudos y su color e intensidad son característicos
del tipo de petróleo (arriba). La luz ultravioleta
(UV) y la fluorescencia han sido utilizadas por la
industria petrolera durante muchos años. En
cierta época, era común que las unidades de
adquisición de registros con cable poseyeran una
luz negra, o una luz UV, principalmente para el
análisis de núcleos y la detección de vestigios de
hidrocarburos en las muestras de fluidos de formación cuando se recuperaba mayormente filtrado. Los especialistas en registros de lodo aún
utilizan luces negras para detectar rasgos de fluorescencia en los recortes de perforación.
El sensor InSitu Fluorescence posibilita la
medición del nivel de fluorescencia en el fondo
del pozo. Si bien conserva algunas de sus primeras aplicaciones, este sensor ofrece nuevas utilidades, incluyendo la detección de la fase fluida y
47
Densidad óptica
Intensidad de la fluorescencia
F
4
E
3
D
C
2
B
A
1
0
1,000
1,200
1,400
1,600
1,800
2,000
2,200
2,400
A
3
B
2
1
0
D
Fuente
láser
500
Longitud de onda, nm
Densidad óptica
600
C
700
800
900
F
C
E
D
B
A
1
0
F
Longitud de onda, nm
3
2
E
1,000
1,200
1,400
1,600
1,800
2,000
2,200
2,400
Longitud de onda, nm
> Medición del nivel de fluorescencia y emulsiones. Los laboratorios de superficie utilizan centrifugadores y agentes químicos
para romper las emulsiones y medir las propiedades de los hidrocarburos nativos. Las mediciones NIR de seis muestras de
emulsiones de petróleo pesado se exhiben antes (extremo superior izquierdo) y después (extremo inferior izquierdo) de los
intentos de desemulsificación. Las muestras de la emulsión D, E y F exhiben una intensa dispersión de la luz, lo cual produce un
cambio en sus densidades ópticas. Además, se observa un pico de agua notable después de 2,200 nm. Las Muestras B (amarillo)
y D (verde) poseen caracteres espectrales únicos diferentes como emulsiones pero las porciones de petróleo son similares
después de la desemulsificación en base a sus características ópticas. Las mediciones de espectroscopía óptica obtenidas en
el fondo del pozo no contemplan la desemulsificación. No obstante, el espectro de medición del nivel de fluorescencia no es
afectado por la emulsión (derecha), y las respuestas son idénticas a las de los petróleos desemulsionados (que no se muestran).
Los espectros de fluorescencia de las Muestras B y D indican claramente que los petróleos de la emulsión son similares en
cuanto a tipo, lo cual no se manifiesta en los datos de espectroscopía óptica obtenidos de las muestras emulsionadas.
la tipificación del petróleo. Una de las aplicaciones de la medición del nivel de fluorescencia es la
detección de la condensación retrógrada, también denominada rocío retrógrado, una condición
que puede darse cuando se reduce la presión con
cada carrera de la herramienta de bombeo.19
Una innovación reciente que implica el uso de la
fluorescencia es la tipificación de los fluidos en las
emulsiones.20 Las emulsiones a menudo se forman
en la adquisición de muestras de petróleos pesados
porque los asfaltenos presentes en el petróleo
actúan como surfactante tanto para el agua de formación como para el filtrado de lodo a base de agua
(WBM). Cuando se forman estas emulsiones, se produce un grado significativo de dispersión de la luz,
lo cual dificulta la interpretación de las mediciones
de densidad óptica. En el laboratorio, se utilizan
centrifugadores y compuestos químicos para desemulsionar los líquidos y analizar la porción de petróleo. Este enfoque no siempre es exitoso ni constituye
una opción en el fondo del pozo.
No obstante, a diferencia de la medición de la
densidad óptica, la medición de la fluorescencia
es relativamente independiente del estado de la
emulsión y constituye un indicador cualitativo
48
del tipo de petróleo (arriba). Esto resulta particularmente útil para la identificación de los fluidos composicionalmente gradados presentes en
los yacimientos de petróleo pesado, tales como
los fluidos afectados por la biodegradación, sin
necesidad de proceder al bombeo para obtener
una muestra libre de emulsiones.21
Otra propiedad importante de los fluidos de
yacimientos es el pH del agua. El pH del agua se
utiliza para pronosticar el potencial para la acumulación de incrustaciones y la corrosión, y para
la evaluación
petrofísica,
Oilfield
Review y además puede aportar
información
importante
Autumn 09 sobre la conectividad del
22
yacimiento.
El concepto
FluidsLab
Fig. 10de medición es similar
ORWIN09/10-FluidsLab
Fig.los10cuales el
al de los experimentos
escolares, en
cambio de color del papel de tornasol indica el
pH de un líquido. Para la medición del pH, se
inyecta una tintura colorimétrica directamente
en la corriente de flujo en la que el espectrómetro óptico detecta el cambio de color. La obtención de la medición en el fondo del pozo es
importante porque pueden producirse cambios
irreversibles cuando las muestras de agua son
llevadas a la superficie para las pruebas de laboratorio. La medición no sólo refleja el estado del
agua a temperatura y presión de formación sino
que además incluye los efectos del ácido sulfhídrico [H2S] y del CO2. Habitualmente, estos gases
subliman y se pierden cuando el agua se analiza
en condiciones de superficie. Además, se superan
los errores de medición causados por la precipitación de sólidos que alteran el pH, lo cual puede
producirse a temperaturas más bajas.
Las mediciones del pH han demostrado su utilidad para diferenciar el filtrado WBM del agua
connata. El filtrado de los sistemas WBM por lo
general es básico, con un rango de pH que oscila
entre 8 y 10, y las aguas de formación son usualmente más acídicas. En el pasado, se utilizaba la
resistividad del fluido para identificar el agua de
formación; sin embargo, este método no resulta
efectivo cuando la resistividad del filtrado WBM
es similar a la de las aguas connatas. Los ingenieros utilizan el sensor de pH para detectar las
transiciones y los contactos de fluidos.
El método convencional de determinación de
las transiciones y los contactos de fluidos es la
representación gráfica de los datos de presión
MDT versus profundidad. Si bien este método es
ampliamente utilizado, su precisión depende de
Oilfield Review
Composición
según el
servicio
InSitu
Fluid
Analyzer
3,800
lpc
4,200
Exceso de presión
–10
lpc
10 0
Rayos
gamma
ºAPI 150 0
0
CO2
C6+
C3-5
Fracción
Muestra
C2
de agua
tomada
C1
% 100 0
% 100
1
Profundidad, pies
Presión según la
última lectura
Canal de
fluorescencia 0
7
Canal de
fluorescencia 1
0
Densidad del fluido vivo
0
gm/cm3
1.2 5
pH
0.8 10
Contaminación Fluorescencia
Reflectancia
6.5 0
%
10 0
0.5 0.01
GOR
pies3/bbl
100,000
Resistividad
ohm.m
100
11,200
GOC
11,300
1
11,400
1
OWC
11,500
11,600
1
11,700
11,800
11,900
12,000
> Software InSitu Pro con análisis en tiempo real. Los ingenieros de campo pueden efectuar verificaciones de control de calidad de los datos de campo
en un formato que provee una representación clara de las propiedades de los fluidos de fondo de pozo y del yacimiento utilizando el software InSitu Pro.
Las gráficas de presión proporcionan los gradientes y las transiciones de los fluidos; además se dispone de una gráfica de exceso de presión (Carril 1).
Se pueden observar los gradientes composicionales de los fluidos derivados de los datos de presión, junto con el análisis de fluidos (Carriles 3 y 4) en la
profundidad verdadera. A modo de referencia, se muestran mediciones adicionales del módulo InSitu Fluid Analyzer en función de la profundidad. Este
software puede ser utilizado para procesar los datos con posterioridad a la adquisición y generar informes de interpretación generales.
la capacidad para medir la presión de formación.
Las gráficas de gradientes de presión pueden ser
afectadas por el número y el espaciamiento de los
puntos de presión, la precisión de la medición, la
precisión de la profundidad y la independencia
respecto de las perturbaciones externas que incluyen fenómenos de supercarga, el desplazamiento
de la herramienta y las fallas de los sellos de la
herramienta. Por otro lado, no es fácil establecer
gradientes de presión en yacimientos estratificados con permeabilidad variable, formaciones con
petróleos viscosos y rocas de baja permeabilidad.23
Las mediciones de la densidad superan muchas
de las limitaciones inherentes a las gráficas de
presión. Los datos de densidad de los fluidos vivos
se obtienen con dos sensores independientes, uno
colocado en la probeta de muestreo y el otro, en
la línea de flujo. Los perfiles de densidad de fluidos permiten cuantificar las variaciones producidas en los fluidos en función de la profundidad.
La compartimentalización, los elementos que
actúan como sellos y las barreras para el flujo
pueden ser identificados a partir de los cambios
abruptos producidos en las propiedades de los
fluidos. La precisión y la resolución de los datos
hacen posible la comparación de los fluidos de
diferentes pozos de un campo, estableciendo la
conectividad o la falta de ésta. El sensor que
mide la densidad en sitio puede colocarse tanto
Oilfield
Review de fluidos como en la
en la sección
del analizador
Autumn
09
herramienta
Quicksilver
Probe, proveyendo una
FluidsLab Fig.11
confirmación independiente de la medición.24
Los ingenieros de Schlumberger desarrollaron además el software InSitu Pro para integrar
los datos de los sensores InSitu Family, proveyendo tanto el análisis en tiempo real como el
procesamiento posterior a la adquisición (arriba).
Estas capacidades en tiempo real ayudan a identificar lecturas anómalas, contactos de fluidos y
la heterogeneidad potencial del yacimiento. Con
esta aplicación intuitiva, el ingeniero puede
desarrollar un conocimiento más profundo de los
fluidos de yacimientos y además identificar los
problemas de conectividad relacionados con la
arquitectura del yacimiento. La integración de
los datos, basada en un modelo reconocido de
ecuación de estado (EOS) con correcciones de
las propiedades de los fluidos, permite la modifi-
19.La condensación retrógrada es la formación de
hidrocarburos líquidos en un gas, cuando la presión
cae por debajo de la presión del punto de rocío. Se
denomina retrógrada porque una parte del gas se
condensa para formar un líquido bajo condiciones
isotérmicas, en lugar de expandirse o vaporizarse
cuando se reduce la presión, como sucedería con
un fluido monofásico.
20.Andrews AB, Schneider MH, Cañas J, Freitas E, Song
YQ y Mullins OC: “Methods for Downhole Fluid Analysis
of Heavy Oil Emulsions,” Journal of Dispersion Science
and Technology 29, no. 2 (Febrero de 2008): 171–183.
21.Mullins, referencia 4: 139.
22.Raghuraman B, O’Keefe M, Eriksen KO, Tau LA, Vikane
O, Gustavson G e Indo K: “Real-Time Downhole pH
Measurement Using Optical Spectroscopy,” artículo
SPE 93057, presentado en el Simposio Internacional
sobre Química de Campos Petroleros de la SPE, The
Woodlands, Texas, 2 al 4 de febrero de 2005.
23.O’Keefe M, Godefroy S, Vasques R, Agenes A,
Weinheber P, Jackson R, Ardila M, Wichers W,
Daungkaew S y De Santo I: “In-Situ Density and
Viscosity Measured by Wireline Formation Testers,”
artículo SPE 110364, 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.
24.O’Keefe et al, referencia 23.
Volumen 21, no. 4
ORWIN09/10-FluidsLab Fig. 11
49
La compartimentalización
En el Talud Norte de Alaska, justo a 55 km [35 millas]
al este del prolífico campo Prudhoe Bay, se
encuentra el campo petrolero Badami. Descubierto
en el año 1990 y puesto en producción en 1997, se
estima que el campo contiene más de 120 millones
de bbl [19.1 millones de m3] de reservas recuperables. La agitación que produjo este descubrimiento
tan importante se extinguió rápidamente después
de la producción que en breve alcanzó un pico de
18,000 bbl/d [2,860 m3/d] en 1998, para caer en
forma vertiginosa a 1,350 bbl/d [214 m3/d].
Finalmente, el campo fue puesto fuera de servicio
en agosto de 2003 y los intentos subsiguientes
para reiniciar las operaciones dos años más tarde
resultaron infructuosos.26 Después de invertir más
de US$ 300 millones en costos de desarrollo, los
representantes de la compañía operadora mencionaron un problema importante: el yacimiento
se encontraba más compartimentalizado de lo
que se creía en un principio, lo cual impidió que el
petróleo fluyera entre las zonas a las que se
apuntó como objetivos de producción.27 Éste es
sólo un ejemplo del alto costo de reconocer la
existencia de compartimentalización después de
iniciada la fase de desarrollo del campo.
El término compartimentalización cubre una
diversidad de condiciones entre las cuales se
encuentran la presencia de barreras continuas y
fallas que actúan como sello, lentes discontinuas
de arenisca, comunicación de presión en ausencia de comunicación de flujo y regiones de baja
permeabilidad que inhiben el flujo de fluido.28
Una distribución discontinua de fluidos es
indicativa de una perturbación de los gradientes
de fluidos normales que resultan de la migración
primaria y secundaria de los fluidos durante el
proceso de maduración de los hidrocarburos. Esta
situación se complica aún más por la existencia
50
Rayos gamma
0
XX,700
Presión de fluidos
de formación
°API 100 8,400
lpc
Densidad óptica
Intensidad de fluorescencia
9,200 0.5
3.5 0.12
A
A
0.24
A
XX,800
XX,900
Profundidad vertical verdadera, pies
cación en tiempo real del programa de pruebas y
muestreo mientras la herramienta MDT aún se
encuentra en el pozo.25 Las indicaciones de existencia de compartimentalización pueden ser validadas antes de terminar el pozo y ejecutar
pruebas de pozo extensivas.
Si bien las capacidades de medición del sistema InSitu Family continúan expandiéndose, aún
no existe un solo sensor o herramienta que pueda
proveer a los ingenieros de yacimientos toda la
información necesaria para desarrollar y producir
eficientemente los hidrocarburos almacenados en
un yacimiento. Estas mediciones deben integrarse
con los datos de perforación, los modelos de yacimientos, las pruebas de producción y los análisis
dependientes del tiempo para decidir cuál es el
mejor curso de acción a adoptar.
B
B
B
XY,000
XY,100
C
XY,200
D
XY,300
E
XY,400
F
C
C
D
D
E
E
F
F
XY,500
> Identificación de compartimientos. Los datos de presión muestran diversos intervalos de arenisca
desconectados (Carril 2). Los diferenciales de presión grandes entre los Puntos C y D indican falta
de conectividad. Las estaciones DFA y las muestras de fluidos fueron tomadas en seis profundidades:
Puntos A a F inclusive. El análisis cromático DFA (Carril 3) muestra diferencias claras entre las
distintas zonas, al igual que los datos de fluorescencia (Carril 4). Los componentes con más color
poseen mayor densidad óptica y deberían situarse en la base del intervalo. Su presencia, en una
posición superior de la columna, sugiere la existencia de compartimentalización. Los niveles de
intensidad de fluorescencia variable indican tipos de petróleo diferentes. La falta de continuidad y
la alteración del gradiente implican claramente la existencia de muchos compartimientos pequeños
desconectados, lo que finalmente condujo al abandono del pozo por parte del operador.
de gradientes de temperatura no uniforme; por la timientos. En particular, el incremento de las
reestructuración del yacimiento durante los pro- concentraciones de asfaltenos en una posición
cesos de sepultamiento, levantamiento y erosión; más alta de la columna de petróleo indica la prey por la acción de otros eventos hidrodinámicos. sencia de una barrera que actúa como sello
Si estos procesos cesan, los fluidos retornarán a su (arriba). Estas partículas densas de asfaltenos
condición de estado estacionario a lo largo del tienden a hundirse, no a flotar, en una sola
tiempo geológico. La ausencia de un gradiente de columna de hidrocarburos.
La consecuencia de la compartimentalización
fluido continuo implica una distribución de fluiOilfield
Review no detectada es la reducción de la eficiencia de
dos en condiciones de no equilibrio
y la posibiliAutumn
29 09
drenaje y del flujo. Con la identificación temdad de que exista compartimentalización.
FluidsLab Fig. 12
prana del
En una secuencia normal de sepultamiento,
ORWIN09/10-FluidsLab
Fig.grado
12 y la complejidad de la compartila generación de hidrocarburos de etapa poste- mentalización, los ingenieros pueden diseñar
rior produce hidrocarburos más livianos que se esquemas de desarrollo apropiados para mitigar
elevan hasta que encuentran un elemento que su impacto. Además, pueden adoptar decisiones
actúa como sello. La presencia anómala de flui- mejor informadas en relación con las instalaciodos más livianos o de menor densidad en un nes de producción y los aspectos económicos del
punto de la columna de petróleo más bajo que lo yacimiento.30 En algunos casos, el desarrollo de
esperado, sugiere la existencia de yacimientos yacimientos intensamente compartimentalizaapilados o de compartimentalización vertical. La dos puede resultar antieconómico al menos con
distribución discontinua de los asfaltenos tam- la tecnología y los precios actuales.31
bién es un indicador de la existencia de compar-
Oilfield Review
En el pasado, los compartimientos eran identificados usualmente mediante pruebas de pozos;
pruebas de formación efectuadas mediante la
columna de perforación (DST) y pruebas de
pozos extendidas. En aguas profundas, las pruebas DST pueden volverse impracticables e implicar costos similares a los costos de perforación de
un pozo nuevo. Los problemas ambientales resultantes de los derrames potenciales también constituyen una inquietud. El método de detección
más concluyente es la vigilancia de la producción
en el largo plazo, pero quizás opere muy tarde
para posibilitar la mitigación.32 Hoy en día, estos
obstáculos para la identificación del fenómeno
de compartimentalización están siendo abordados a través de las técnicas DFA Fluid Profiling.33
Antes de que estuviera disponible el análisis
DFA, los ingenieros de yacimientos consideraban
la comunicación de presión para evaluar la compartimentalización y la conectividad. Este enfoque es más adecuado para la detección de
bolsones aislados o no conectados en los campos
productivos. En los yacimientos vírgenes, es probable que no exista ningún diferencial de presión
entre los elementos no conectados. La práctica de
confiar en los diferenciales de presión también
puede ser engañosa porque los compartimientos
pueden exhibir comunicación de presión a lo largo
del tiempo geológico sin comunicación de flujo en
el tiempo de producción. Un desarrollo reciente,
introducido en el análisis de fluidos, utiliza la concentración de asfaltenos para indicar la existencia
de conectividad y comunicación de flujo.
Revelación de la conectividad de los
yacimientos—Nanoagregados coloidales
El asfalteno presente en el petróleo es un ejemplo de un coloide; una mezcla de una sustancia
dispersa dentro de otra. Consistentes comúnmente de un núcleo de carbono aromático con
sustituyentes de alcanos periféricos, los asfaltenos hacen “pesados” a los petróleos pesados y le
confieren su color al petróleo.34
Las moléculas de asfaltenos se combinan—o
se agregan—fácilmente para formar partículas
pequeñas denominadas nanoagregados que suelen constituir su forma dominante en los petróleos crudos. Con concentraciones altas, los
nanoagregados pueden combinarse posteriormente para formar grupos (arriba, a la derecha).
Tanto los nanoagregados como los grupos se
encuentran en el petróleo crudo como dispersiones coloidales.35
Volumen 21, no. 4
Molécula de asfalteno
Asfaltenos
nanoagregados
Nanoagregado
Grupos de asfaltenos
nanoagregados
Grupo
N
> Estructuras moleculares de los asfaltenos. Los asfaltenos (izquierda)
pueden adoptar muchas formas pero se caracterizan como anillos
aromáticos (verde) con cadenas de alcanos. Los anillos se pueden fusionar,
lo cual significa que comparten al menos un lado. Además pueden contener
heteroátomos, tales como azufre, nitrógeno, oxígeno, vanadio y níquel. La
molécula de la izquierda contiene un heteroátomo de nitrógeno [N]. Las
moléculas de asfaltenos forman nanoagregados (centro) en los petróleos.
Las concentraciones altas de nanoagregados forman grupos (derecha) en
los petróleos pesados.
Los especialistas en fluidos utilizan el color deri- tamaño de las partículas de asfaltenos. Tanto la
vado de las mediciones DFA para estimar la concen- relación GOR como la fuerza de gravedad intertración de asfaltenos en los fluidos de yacimientos. vienen para concentrar los asfaltenos en el punto
Las semejanzas de color pueden utilizarse luego más bajo del yacimiento, mientras que la entropara identificar los fluidos composicionalmente pía generada térmicamente tiende a dispersar
similares provenientes de localizaciones diferentes los asfaltenos.
Las barreras que actúan como sellos o las resdentro de un yacimiento. Esta información está
siendo utilizada para inferir la conectividad de flujo tricciones al flujo alteran el movimiento y la
migración de los fluidos y, en consecuencia,
y conocer la arquitectura del yacimiento.
Los gradientes de asfaltenos son utilizados segregan fluidos con diferentes concentraciones
para comprender la distribución de los fluidos en de asfaltenos. La presencia de una concentración
un yacimiento, y pueden existir como resultado discontinua de asfaltenos, lateral o verticalmente
de los gradientes de la relación GOR. Una carac- en el yacimiento, indica de manera explícita la
terística de los fluidos con baja relación GOR es existencia de un límite para el flujo de fluido.
Si el gradiente de asfalteno es el mismo a traque pueden disolver (o dispersar) grandes cantiOilfield Review
dades de asfaltenos. Los fluidos con alta relación vés de un yacimiento, y especialmente si se
Autumn 09
GOR pueden disolver muy poco
asfalteno;
FluidsLab
Fig. 13el encuentra en equilibrio, se infiere la presencia de
metano, el alcano más simple,
no
disuelve
los conectividad
ORWIN09/10-FluidsLab
Fig. 13 porque el establecimiento de un graasfaltenos. Por otro lado, la segregación gravita- diente de asfalteno equilibrado implica tiempo
cional tiende a concentrar los asfaltenos en la geológico y el movimiento del fluido. Las barreras
base de una columna de fluido; la magnitud de que actúan como sellos prácticamente impiden las
este efecto es intensamente afectada por el distribuciones de asfaltenos en equilibrio.
25.Una ecuación de estado sirve para describir las
propiedades de los fluidos y las mezclas de fluidos.
Estas relaciones matemáticas describen el estado de la
materia bajo un conjunto dado de condiciones físicas;
en este caso los hidrocarburos sometidos a presión y
temperatura.
26.Nelson K: “Back to Badami,” Petroleum News 10,
no. 23 (2005), http://www.petroleumnews.com/
pntruncate/369854151.shtml (Se accedió el 11 de
noviembre de 2009).
27.“BP Will Postpone Restarting Badami Oil Field,”
Anchorage Daily News, September 1, 2009,
http://www.adn.com/money/industries/oil/story/
919225.html (Se accedió November 11, 2009).
28.Muggeridge and Smelley, referencia 3.
29.Muggeridge and Smelley, referencia 3.
30.Elshahawi H, Hashem M, Mullins OC y Fujisawa
G: “The Missing Link—Identification of Reservoir
Compartmentalization Through Downhole Fluid
Analysis,” artículo SPE 94709, presentado en la
Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,
Dallas, 9 al 12 de octubre de 2005.
31.Mullins OC, Rodgers RP, Weinheber P, Klein GC,
Venkataramanan L, Andrews AB y Marshall AG: “Oil
Reservoir Characterization via Crude Oil Analysis by
Downhole Fluid Analysis in Oil Wells with Visible–
Near-Infrared Spectroscopy and by Laboratory
Analysis with Electrospray Ionization Fourier
Transform Ion Cyclotron Resonance Mass
Spectrometry,” Energy & Fuels 20 (2006): 2448–2456.
32.Muggeridge and Smelley, referencia 3.
33.Elshahawi H, Mullins OC, Hows M, Colacelli S, Flannery
M, Zou J y Dong C: “Reservoir Fluid Analysis as a Proxy
for Connectivity in Deepwater Reservoirs,” presentado
en el 50a Simposio Anual de Adquisición de Registros
de la SPWLA, The Woodlands, Texas, 21 al 24 de junio
de 2009.
34.Para obtener más información sobre asfaltenos:
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—Problemáticos pero ricos en potencial,”
Oilfield Review 19, no. 2 (Otoño de 2007): 24–47.
35.Mullins OC: “The Modified Yen Model,” Energy & Fuels
(19 de enero de 2010), http://pubs.acs.org/doi/full/
10.1021/ef900975e (Se accedió el 29 de enero de 2010).
51
Ahora es posible modelar la distribución de
los asfaltenos dentro de un yacimiento, una vez
determinado el tamaño de las partículas coloidales de asfaltenos.36 Este proceso requiere no sólo
la medición precisa de la concentración relativa
de asfaltenos sino además una medición precisa
de la relación GOR, vertical y lateralmente en el
yacimiento.
El servicio In Situ Fluid Analyzer provee
mediciones con un grado de resolución y preci-
Pozos de exploración
y evaluación
Primer
pozo de
producción
sión suficiente como para comparar los fluidos
presentes en todo un yacimiento. Estos datos
pueden incorporarse luego en una ecuación de
estado (EOS) para modelar la distribución de
asfaltenos. Si el gradiente medido se ajusta al
modelo EOS, se indica la existencia de conectividad. La capacidad de las tecnologías DFA para
relacionar las concentraciones de asfaltenos con
la conectividad quedó demostrada en un estudio
multi-pozo y multi-año, llevado a cabo en el
Campo Tahiti del Golfo de México.
Los asfaltenos, los coloides y el equilibrio
Situado a aproximadamente 300 km [190 millas]
al sur de Nueva Orleáns, y a una profundidad de
agua de 1,280 m [4,200 pies], el pozo descubridor
del Campo Tahiti fue perforado en el año 2002.
Con una profundidad total de 8,660 m [28,411 pies],
el pozo resume los riesgos y recompensas poten-
Campo Tahiti, Areniscas M21A y M21B
> Modelo geológico que muestra los horizontes superior e inferior del Campo Tahiti. Las capas de
inclinación pronunciada del Campo Tahiti situado en aguas profundas, cuyas areniscas se muestran
en este modelo de facies 3D, infrayacen un domo salino de 11,000 pies de espesor. La flotabilidad de
la sal alóctona hizo que el campo se inclinara. Dado que el yacimiento no es un cuerpo rígido, la
inclinación del campo se traduce en la formación de fallas. El factor de riesgo más grande en el
desarrollo del campo es si estas fallas son fallas de transmisión y, por consiguiente, contribuyen a
la conectividad del yacimiento. Los modelos sísmicos no pueden proveer esta información pero los
datos DFA han demostrado ser útiles para la identificación de la conectividad dentro del campo.
Norte
Sur
Campo Tahiti, Sección Transversal M21
GC 596 1
ST1
GC 640 1
ST2 BP1
GC 640 1
GC 641 1
ST1
GC 640 2
ST1
Profundidad submarina, pies
2X,000
2X,500
2Y,000
M21A
M21B
2Y,500
2Z,000
19,XXX
19,XXX
19,XXX
19,XXX
Presión de formación, lpc
GC 640 2
ST2 BP2
Análisis geoquímico basado
en cromatografía en fase gaseosa
de alta resolución
M21A
Oilfield Review
Autumn 09
FluidsLab Fig. 14
ORWIN09/10-FluidsLab Fig. 14
M21B
Arenisca M21A
Arenisca M21B
Arenisca M21A,
GC 596 1, ST1
> Campo Tahiti, dos areniscas separadas. La sección transversal petrofísica (izquierda) del Campo Tahiti, desarrollado a partir de numerosos pozos y pozos de
re-entrada (ST), exhibe un grado considerable de heterogeneidad. Las areniscas M21A y M21B constituyen los objetivos primarios y, aunque se encuentran
presionadas en forma similar, corresponden a dos regímenes de presión diferentes (derecha, extremo superior). Por consiguiente, las dos areniscas primarias
están desconectadas. El diagrama de tipo estrella, derivado de la cromatografía en fase gaseosa (GC) (derecha, extremo inferior), indica las huellas geoquímicas
que diferencian los petróleos crudos M21A (azul) de los de la arenisca M21B (rojo). El petróleo proveniente de la arenisca M21A presente en un pozo subsiguiente,
perforado en el área norte del campo, poseía su propia huella GC (verde), lo cual indica la posible separación respecto del resto del yacimiento.
52
Oilfield Review
36.Mullins, referencia 35.
37.“Tahiti, Gulf of Mexico, USA,” http://www.offshore-technology.
com/projects/tahiti/ (Se accedió el 30 de noviembre de 2009).
38.Betancourt SS, Dubost F, Mullins OC, Cribbs ME, Creek
JL y Matthews SG: “Predicting Downhole Fluid Analysis
Logs to Investigate Reservoir Connectivity,” artículo
IPTC 11488, presentado en la Conferencia Internacional
de Tecnología del Petróleo, Dubai, 4 al 6 de diciembre
de 2007.
Volumen 21, no. 4
Sección de pozo
Pozo
Resistividad
Pozo
Rayos gamma
ciales de la exploración en aguas profundas,
habiendo encontrado más de 122 m [400 pies] de
zona productiva neta. Los pozos de evaluación
subsiguientes encontraron espesores productivos
netos superiores a 300 m [1,000 pies]. Los datos
de lo que en ese momento fue la prueba de pozo
exitosa más profunda del mundo indicaron una tasa
de producción de un pozo de más de 30,000 bbl/d
[4,800 m3/d].37
El yacimiento está compuesto por varios
intervalos de areniscas turbidíticas apiladas de
edad Mioceno, sepultadas por debajo de un domo
salino de 3,353 m [11,000 pies] de espesor. Luego
del descubrimiento inicial, se perforaron dos pozos
de evaluación con trayectorias desviadas, y se obtuvieron datos extensivos de presión, datos DFA y
muestras de fluidos para los intervalos productivos
(página anterior, arriba). Las dos capas de arenisca
principales—M21A y M21B—corresponden a regímenes de presión diferentes, y las pruebas de presión indicaron que estas dos capas principales de
arenisca se encuentran compartimentalizadas
(página anterior, abajo).
La falta de conectividad, resultante de la
compartimentalización, constituye un riesgo significativo para las operaciones de desarrollo de
aguas profundas porque su existencia requiere la
perforación de pozos adicionales para contactar
las reservas sin explotar. Los extremadamente
altos costos de pozos pueden volver antieconómico un proyecto. Debido al domo salino de gran
espesor que suprayace al Campo Tahiti, la delineación de la arquitectura del yacimiento y de los
compartimientos potenciales a partir de los datos
sísmicos constituye un serio desafío. Por otro
lado, muchas barreras que actúan como sellos
son demasiado delgadas para resultar visibles en
los datos sísmicos. Con el fin de comprender la
conectividad del yacimiento, los ingenieros de
yacimientos se han concentrado en las propiedades de los fluidos muestreados.
En el estudio se analizaron los datos de 14 estaciones de muestreo DFA en las areniscas M21.38
Las mediciones de fondo de pozo y de laboratorio
muestran la presencia de petróleo negro subsaturado con relaciones GOR que oscilan entre 99 y
117 m3/m3 [550 y 650 pies3/bbl]. Los resultados de
los datos de presión fueron confirmados mediante
la huella geoquímica, obtenida por cromatografía
Datos de los canales DFA
Datos DFA
medidos
Datos DFA
pronosticados
Datos DFA
medidos
Datos DFA
pronosticados
M21A
Arenisca
M21A
Arenisca
M21B
M21B
> Predicción de la respuesta DFA. El espectrómetro DFA mide la densidad
óptica a partir de canales discretos enfocados en frecuencias específicas.
La densidad óptica se computa a partir de estos datos y se utiliza para
cuantificar el color del petróleo. Los asfaltenos constituyen la fuente primaria
de este color. Utilizando una ecuación de la distribución de Boltzmann
modificada, basada en las estimaciones de los tamaños de las partículas de
nanoagregados de los asfaltenos, los ingenieros desarrollaron un modelo
cromático predictivo. Para este modelo se utilizaron los datos DFA del pozo
descubridor original del Campo Tahiti con el fin de pronosticar la respuesta
de los canales del espectrómetro (que se muestran como bandas de color
en el Carril 3) para el petróleo, en un pozo de desarrollo subsiguiente. Los
datos DFA de las areniscas M21A y M21B (Carril 2) se ajustaron al modelo,
lo cual indica la conectividad del yacimiento. Los datos de producción
recientes confirmaron esta conectividad, validando el modelo original.
en fase gaseosa: las muestras M21A son similares En consecuencia, la distribución de los asfaltea las muestras recuperadas en la arenisca M21B nos queda determinada por la segregación gravipero se distinguen de éstas. Los datos DFA indica- tacional. En un modelo EOS, la componente
ron la existencia de un gradiente composicional gravitacional corresponde a la flotabilidad estade asfaltenos, como lo señala un incremento del blecida por el principio de Arquímedes para los
color del fluido a medida que aumenta la profun- asfaltenos nanoagregados en una distribución de
didad en ambos cuerpos arenosos. Este gradiente Boltzmann. Los especialistas en fluidos desarrofue corroborado utilizando mediciones de fluidos llaron un modelo EOS basado en un tamaño fijo
de partículas de asfalteno, correlacionando la
de laboratorio.
Para la planeación de los pozos de desarrollo, densidad óptica con la profundidad. Como una
los ingenieros integraron la información
de este indicación de la conectividad, se desarrolló una
Oilfield Review
Autumn 09
estudio para pronosticar las mediciones
DFA en ecuación simple a partir de los datos de campo
FluidsLabSobre
Fig. NEW
16 daba cuenta de la distribución de asfaltenos
las localizaciones de pozos propuestas.
la que
ORWIN09/10-FluidsLab Fig. NEW 16
base del análisis de asfaltenos, se generaron en casi todo el campo.
El primer pozo de producción encontró petróregistros sintéticos Fluid Profiling para un pozo
subsiguiente y se ajustaron a los datos DFA. Con leo negro que se correlacionó con la concentraesto se validó el modelo y se verificó la conectivi- ción de asfaltenos pronosticada a partir de los
dad dentro de las capas de arenisca encontradas datos del pozo descubridor y de los pozos de evaen el pozo nuevo. Si no hubiera existido ningún luación (arriba). Este análisis confirma que los
ajuste, las estaciones DFA podrían haberse read- asfaltenos se encuentran en una distribución en
quirido para el proceso de validación o el modelo equilibrio tanto en la arenisca M21A como en la
geológico podría haberse ajustado para dar arenisca M21B. Como consecuencia, según lo
pronosticado, cada arenisca posee conectividad
cuenta de las diferencias.
En el Campo Tahiti, el petróleo crudo posee una en gran escala. Este pronóstico fue confirmado
baja relación GOR y es bastante incompresible. posteriormente durante la fase de producción.
53
Datos M21A
Modelo M21A
Datos M21B
Modelo M21B
Datos M21A Norte
Modelo M21A Norte
2X,400
2X,450
Concentración
de asfaltenos, %
1.5
4.0
5.0
2X,500
Profundidad, pies
N
3.0
6.0
Posible falla
7.0
2X,550
2X,600
2X,650
2X,700
2X,750
0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
Densidad óptica a 1,000 nm
> Tendencias de densidad óptica y modelado
de asfaltenos. Con el modelo de distribución de
Boltzmann se pronosticó el color (OD) utilizando
un tamaño fijo de partículas pero diferentes
concentraciones de asfaltenos. Los datos de
las muestras y el modelo predictivo demuestran
nuevamente que las areniscas M21A (azul) y
M21B (rojo) son dos areniscas separadas. Los
datos provenientes de un pozo subsiguiente,
perforado en el área norte del campo (verde),
arrojan una tendencia diferente porque el
petróleo proveniente de la arenisca M21A,
presente en la sección norte, posee una
concentración menor de asfaltenos que en
las regiones sur y central.
En los datos de las areniscas M21A y M21B se
observan tendencias de asfaltenos definidas
(arriba). Un pozo subsiguiente, perforado en la
sección norte del campo, reveló una concentración menor de asfaltenos en la arenisca M21A
que en los pozos perforados en otras partes. No se
observó ningún diferencial de presión en la arenisca porque el yacimiento estaba a presión virgen. Siendo casi todas las otras propiedades de
Oilfield Review
Autumn 09Gradientes de presión
FluidsLab Fig. 17
ORWIN09/10-FluidsLab Fig. 17
Profundidad, m
0.374 g/cm3
X,X68.2
X,Z85.6
Y,X00.0
Y,Y06.3
0.982 g/cm3
Incremento de presión
54
los hidrocarburos iguales, la distribución de los
asfaltenos constituyó la forma principal de determinar una falta de conectividad entre el pozo
norte y el resto del yacimiento. La interpretación
posterior al reprocesamiento de los datos sísmicos confirmó la posibilidad de que las regiones
estuvieran separadas por una falla (arriba).
La integración es la clave
El laboratorio de fondo de pozo proporciona una
multiplicidad de información en tiempo real. Pero
si los datos DFA han de ser aprovechados al
máximo, es importante que sean tratados como las
piezas de un rompecabezas más grande. Los inge-
nieros de yacimientos integran las propiedades
medidas de los fluidos con los modelos geológicos
existentes. Los pronósticos de fluidos, basados en
los modelos EOS, son corroborados con las mediciones de fondo de pozo o bien los modelos pueden
adaptarse para que se ajusten a los datos.
Por ejemplo, en el año 2002 un operador del
Mar del Norte identificó un gradiente composicional grande en un pozo descubridor que contenía petróleo y gas.39 La tecnología DFA era
bastante nueva, y el programa de muestreo original fue modificado en tiempo real para generar
un perfil de las propiedades de los fluidos complejas y variables en función de la profundidad.
Review , Gradiente composicional vertical en un pozo
GOR OilfieldGOR
provistoAutumn
09
provisto
descubridor. Los datos de presión y el análisis de
por la FluidsLab
por elFig. 18fluidos (izquierda) muestran una transición de
Composición, % en peso herramienta laboratorio
X,Y75.1
0.599 g/cm3
> Concentraciones de asfaltenos en todo el campo. Este modelo 3D del
yacimiento M21A muestra la concentración de asfaltenos en función de la
profundidad, la cual es consistente con una distribución en equilibrio de los
asfaltenos e indica la conectividad del yacimiento en los conjuntos de
pozos de las porciones central y sur. Las dos penetraciones de pozos del
norte muestran una distribución similar pero diferente, lo cual podría indicar
que el área se encuentra separada por una falla. Una reinterpretación
sísmica reciente indica además la posible presencia de una falla en esta
orientación.
C1
C2-5
C6+ Agua
agua (azul)
(verde) y a gas (rojo),
ORWIN09/10-FluidsLab
Fig.a petróleo
18
3 3
m3/m3
m /m
1,410
1,085
450
336
360
312
320
284
270
265
indicada por los cambios observados en la
pendiente de la línea. El análisis de fluidos
(centro), basado en los datos DFA, muestra un
gradiente con un incremento de la relación GOR
(mayor concentración de gas C1 y C2-5 versus
líquidos C6+) entre la base y el tope de la sección
yacimiento. Esto fue confirmado con las
mediciones GOR de laboratorio (derecha).
Las mediciones de la herramienta DFA indican
la existencia de un gradiente composicional en
el petróleo que no se observó en los datos de
presión. A partir de estos datos se desarrolló
una ecuación de estado (EOS) para pronosticar
la respuesta en los pozos de desarrollo
subsiguientes.
Oilfield Review
Composiciones modeladas
equivalentes a DFA
On
5
Extra
2
Off
3
On
4
On
Modelo de fluidos
Salida del
modelo
Presión, lpc
1
Temperatura, K
Modelado EOS
Medidas
Estación 2, fuera de tendencia
Composiciones medidas
equivalentes a DFA
Resultados del análisis DFA
y del análisis de muestras
, Modelado predictivo DFA. Los datos adquiridos
en el pozo descubridor (extremo inferior derecho)
se combinan con los modelos de yacimientos y
los modelos EOS para pronosticar las mediciones
DFA en un pozo de inyección perforado en fecha
posterior (extremo superior). Dado que la
Estación 2 no se ajustaba al pronóstico, se tomó
una quinta estación que se ajustó a la respuesta
pronosticada y confirmó el modelo original. La
estación fuera de tendencia se consideró
errónea y se descartó. Éste es un ejemplo de
observaciones en tiempo real que sugieren la
reiteración de las pruebas. Sin el modelo
predictivo, los datos erróneos podrían haber
conducido a una conclusión incorrecta, tal
como la existencia de compartimentalización.
Pozo
Pozo
descubridor A
inyector B
A partir del análisis de los datos, los ingenieros
de yacimientos picaron la profundidad del contacto gas-petróleo (GOC) en una posición más
alta dentro del yacimiento y desplazaron el contacto agua-petróleo (OWC) hasta una posición
más baja que la modelada originalmente (página
anterior, abajo). El resultado fue un incremento
de la estimación de las reservas. Posteriormente
se desarrolló un modelo de fluidos EOS basado en
los datos DFA.
En el año 2008, el operador perforó un pozo
de inyección en el campo. Los ingenieros de yacimientos utilizaron el modelo EOS del pozo descubridor para pronosticar las presiones, los gradientes de fluidos, los contactos de fluidos y la
respuesta del registro DFA para el pozo nuevo.
Además, desarrollaron un flujo de trabajo de
modelado predictivo que integró los modelos de
yacimientos, los modelos EOS y los de fluidos
(arriba). Se asumió tanto la condición de equilibrio de los fluidos como de conectividad de flujo.
Cuando los datos medidos del pozo nuevo se compararon con los datos del modelo, se observó un
valor atípico cerca del contacto GOC que no se
ajustaba. Se seleccionó una estación extra, lo
cual permitió validar el modelo original de fluidos y descartar el punto de medición erróneo.
No obstante, aún con esta corrección, en el segundo pozo el contacto GOC se encontró a una
profundidad 18 m [59 pies] menor que la pronosticada, lo cual requirió la refinación posterior del
modelo de yacimiento.
Pozo descubridor
675
Profundidad, m
Pozo de desarrollo
Oilfield Review
Autumn 09
FluidsLab Fig. 21
ORWIN09/10-FluidsLab
Fig. 21
C calculado
670
680
1
C2-5 calculado
685
C6+ calculado
690
C1 (DFA)
695
C2-5 (DFA)
C6+ (DFA)
700
705
0
10
20
39.Gisolf A, Dubost F, Zuo J, Williams S, Kristoffersen
J, Achourov V, Bisarah A y Mullins OC: “Real Time
Integration of Reservoir Modeling and Formation
Testing,” artículo SPE 121275, presentado en la
Conferencia y Exhibición Anual de las EUROPEC/EAGE
de la SPE, Ámsterdam, 8 al 11 de junio de 2009.
30
40
50
Composición, % en peso
60
70
C1 pronosticado
C2-5 pronosticado
C6+ pronosticado
C1 (DFA)
C2-5 (DFA)
C6+ (DFA)
–75
Profundidad respecto del contacto GOC, m
665
También se observaron diferencias significativas
entre la composición pronosticada y las mediciones
DFA (abajo). El análisis de los datos DFA provenientes de un punto situado justo por encima del
contacto GOC indicó que la formación de tapones
durante el bombeo estaba afectando la medición.
Un pico producido en la medición de la fluorescencia por este flujo bifásico no estaba siendo contemplado en el modelo. La corrección del modelo por
esta condición mejoró la correlación con los datos
medidos pero persistió una discrepancia.
–50
–25
GOC
0
25
50
0
10
20
30
40
50
60
70
80
Composición, % en peso
> Modelo de ecuación de estado. Los ingenieros desarrollaron un modelo EOS utilizando los datos de pozos descubridores
(extremo superior). Los valores calculados (curvas roja, azul y negra) se compararon con la respuesta de la herramienta DFA en
términos de C1, C2-5 y C6+ (símbolos rojo, azul y negro). El modelo se utilizó luego para pronosticar la composición de los fluidos
para el pozo de inyección (extremo inferior). Si bien los datos C1 y C2-5 concuerdan con el modelo, los datos C6+ de la herramienta
DFA (círculos verdes) difieren considerablemente de los pronósticos del modelo por encima del contacto GOC. Se determinó que
la causa de la discrepancia era la formación de tapones, y los datos fueron reprocesados y corregidos por este efecto.
Volumen 21, no. 4
55
Profundidad vertical verdadera, m
3,660
Pozo A
Pozo B
3,670
3,680
3,690
Densidad óptica, modelo
3,700
3,710
0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
Densidad óptica
> Análisis cromático entre pozos. Los datos cromáticos del Pozo A, derivados de las mediciones DFA
(puntos azules), siguen una tendencia consistente aunque los puntos más profundos poseen más color
que los pronósticos de los datos modelados (curva roja). El modelo asume un tamaño fijo de partículas
de asfalteno y da como salida el color en base a la concentración de asfaltenos. Los datos derivados
de las mediciones DFA obtenidas en el Pozo B (verde) se grafican en la línea de tendencia del modelo
en el tope del yacimiento, pero los puntos de medición más profundos se encuentran por encima de la
línea. La observación derivada de los datos del Pozo A, según la cual los fluidos de la porción inferior
del yacimiento poseen más color que el esperado, se refleja en los datos del Pozo B. Si bien ésta podría
ser una indicación de la existencia de compartimentalización, también podría explicarse a través del
desequilibrio de los fluidos en el yacimiento. A partir de los datos de producción, los ingenieros llegaron
a la conclusión de que los dos pozos no se encontraban en compartimientos separados.
Los geólogos creían que los dos pozos tenían los modelos de fluidos EOS y pudieron validar los
sus propios casquetes de gas independientes resultados cuando los datos se desviaron inicialpero asumieron que compartían un yacimiento mente del modelo. La capacidad para ajustar el
de petróleo en común con comunicación de flujo programa en tiempo real proporciona al ingeniero
y de presión. La diferencia inesperada de 18 m de yacimientos una herramienta de diagnóstico
puede explicarse mediante dos escenarios: dese- para el control de calidad de los datos. En este
caso, la revisita de un punto de medición anómalo
quilibrio lateral o compartimentalización.
Para diferenciar estas dos posibilidades, se confirmó el modelo original. De un modo similar,
efectuó un análisis cromático de las fracciones el análisis de los gradientes de color y de los grapesadas, o componentes pesados, de los fluidos. dientes de asfaltenos confirmó la conectividad del
Las fracciones pesadas en general no se verían yacimiento cuando los datos de la prueba inicial
afectadas por dos contactos GOC diferentes; en el fueron poco concluyentes.
gas no existe ningún componente de tipo fracción
pesada. Si la arenisca se encuentra en un solo Resolución de las incertidumbres asociadas
compartimiento, las fracciones pesadas deberían con las operaciones en aguas profundas
Oilfield Review
gradar de manera continua a través del yaci- Los plays de aguas profundas se están volviendo
Autumn 09
miento; si la arenisca se encuentra compartimenFluidsLab Fig. 22más comunes y se están descubriendo campos en
tirantes de agua (profundidad del
talizada, las fracciones pesadas deberían
mostrar áreas cuyos
ORWIN09/10-FluidsLab
Fig. 22
un cambio discontinuo. Los datos indican que el lecho marino) las volvía inaccesibles no hace
color es generalmente continuo (arriba). Por mucho tiempo atrás. La relación riesgo-recomotro lado, los datos EOS sugieren la existencia de pensa del sector de E&P de aguas profundas trasfracciones pesadas equilibradas, lo cual indica la ciende el potencial para descubrir acumulaciones
presencia de conectividad. Desde entonces esto grandes de hidrocarburos sin explotar y comprende las decisiones de desarrollo que deben
fue confirmado con los datos de producción.
La integración de los datos permite la compro- tomarse con conjuntos de datos limitados. La
bación predictiva del yacimiento para establecer conectividad de los yacimientos es a menudo la
la conectividad y el equilibrio de los fluidos. Los mayor incertidumbre y no existe ninguna mediespecialistas en fluidos desarrollaron un pro- ción única que pueda proveer una solución
grama de muestreo, con anticipación, a partir de completa.40
56
Los gradientes de presión han sido utilizados
tradicionalmente para confirmar la conectividad
además de computar la densidad de los fluidos y
detectar los contactos de fluidos. El éxito de esta
técnica depende del número de puntos de medición y de su localización dentro de la columna del
yacimiento. Las secciones prospectivas discontinuas, las areniscas finamente laminadas y el fenómeno de supercarga pueden distorsionar o
confundir la interpretación. Los cambios abruptos producidos en la densidad de los fluidos dentro de una columna de fluido, se esperan en los
contactos OWC y GOC; sin embargo, cuando son
detectados dentro de la columna de petróleo indican la posibilidad de compartimentalización.
En un yacimiento de areniscas apiladas del
área marina de África Occidental se empleó un
nuevo sensor que mide la densidad del fluido
vivo. El pozo vertical de evaluación de aguas profundas fue perforado en un tirante de agua de
1,000 m [3,280 pies]. Los objetivos del pozo eran
evaluar el potencial de contener hidrocarburos,
evaluar las propiedades de los fluidos, determinar los contactos de fluidos e identificar la presencia de gradación composicional.41 Los datos se
obtuvieron con una herramienta MDT provista de
dos sensores InSitu Family. Un sensor se encontraba ubicado en el arreglo de probetas guiadas y
un segundo sensor en el módulo InSitu Fluid
Analyzer.
El programa de muestreo de presión incluyó
56 pre-ensayos (pre-tests) de presión, junto con
la generación de perfiles y la extracción de muestras de fluidos en siete profundidades del intervalo prospectivo. Una técnica que utiliza una
gráfica de exceso de presión indicó la existencia
de comunicación de presión dentro del yacimiento y una sola unidad productiva con gradación
composicional. Se identificaron tres gradientes
correspondientes al agua, al petróleo y al gas;
todos con comunicación de presión (próxima
página). Una estación de medición que incluyó el
sensor InSitu Density se ejecutó a una profundidad
medida (MD) de 1,754.5 m [5,756 pies]; es decir,
cerca del tope de la zona de petróleo.
El análisis PVT de laboratorio del fluido recuperado en esa estación indicó una densidad de
petróleo de 0.70 g/cm3. El sensor InSitu Density
registró una densidad de 0.71 g/cm3. Estos valores se corresponden entre sí, con una precisión
40.Elshahawi et al, referencia 33.
41.O’Keefe et al, referencia 23.
Oilfield Review
Análisis
petrofísico
Gas desplazado
Presión de formación
2,900
lpc
Gas
3,200
Densidad del fluido
0.5
Agua
Composición
Metano
g/cm3
1 0
Etano
% en peso
Hexano
Rayos
gamma
100 0
°API
100 0.1
Petróleo
Arenisca
Movilidad por
caída de presión
Agua ligada
mD/cP
Arcilla 1
100,000
1,720
1,740
GOC
Estación A
Estación C
OWC
Profundidad, m
1,760
Estación B
1,780
1,800
1,820
> Contactos de fluidos a partir de datos de presión y datos InSitu Density. Cincuenta y seis puntos de
presión fueron muestreados para construir una curva de perfil de presión (Carril 1). Los datos indican
la existencia de cambios de fluidos a 1,798 m y 1,748 m. Los datos de composición de los fluidos
obtenidos con el módulo InSitu Fluid Analyzer muestran la presencia de petróleo y gas (Carril 2).
Las estaciones A, B y C confirman que la densidad del petróleo (triángulos rojos) es consistente a lo
largo de todo el intervalo de petróleo. A partir de este análisis, el operador confirmó la densidad de
los fluidos, identificó rápidamente los contactos de fluidos y desarrolló un programa DST subsiguiente
que validó el análisis DFA.
de 0.01 g/cm3; típica de las mediciones de densidad de fluidos obtenidas en el ambiente controlado de un laboratorio.
Con los datos DFA que incluyeron la densidad
del fluido, el operador pudo analizar rápidamente
la composición del fluido, determinar los contactos de fluidos y evaluar la conectividad del yacimiento. Dado que la técnica Fluid Profiling no
reveló la existencia de ningún rasgo que actuara
como sello o de compartimentalización potencial, el operador decidió proceder con el plan de
desarrollo inicial.
El laboratorio de fondo de pozo del futuro
Lo que comenzó como una forma de cuantificar la
calidad de las muestras, actualmente se ha convertido en mediciones de laboratorio que cuantifican las propiedades locales de los fluidos.
Conforme se expande la naturaleza de las medi-
Volumen 21, no. 4
ciones DFA, tales como el servicio InSitu Family,
también lo hacen las aplicaciones.
El futuro de los datos DFA puede adoptar dos
direcciones: los servicios de tipo LWD y las nuevas
mediciones. Hoy, las compañías de servicios cuentan con herramientas que pueden proporcionar
perfiles de presión durante la perforación. Tarde o
temprano, los elementos del laboratorio de fluidos
de fondo de pozo se incorporarán en estos servicios, posibilitando la medición de las propiedades
de los fluidos en tiempo real antes de que se produzca la invasión de los fluidos de perforación.
Oilfield Review
Existen en proceso de desarrollo nuevas técAutumn 09
nicas, tales
como laFig.
medición
FluidsLab
23 precisa de la viscosidad local
de
los
fluidos
y de las concentraciones
ORWIN09/10-FluidsLab
Fig. 23
de otros componentes. La viscosidad, por ejemplo, posee un impacto significativo sobre la recuperación de los fluidos y, por consiguiente, sobre
la economía del campo. No obstante, las medicio-
nes de la viscosidad en la superficie a menudo
producen una diversidad de efectos que pueden
volverlas imprecisas o inválidas. Para conocer
mejor el yacimiento y maximizar la producción,
los ingenieros de yacimientos podrán utilizar las
mediciones de la viscosidad con el fin de analizar
los fluidos que fluyen desde el yacimiento antes
de que experimenten cambios de fases debidos a
las variaciones de presión y temperatura.
El desarrollo de yacimientos nunca será tan
simple como insertar una pajita larga en un lago
de petróleo crudo para absorberlo. No obstante,
por el momento, el ingeniero de yacimientos
cuenta con un laboratorio portátil extensivo para
enviar al fondo del pozo y ayudar a revelar la complejidad de los fluidos en sitio, contribuyendo al
mismo tiempo a esclarecer la comprensión de la
arquitectura del yacimiento.
—TS
57