10. - Schlumberger

Valor del agua de formación
Normalmente, los operadores consideran al agua de formación como un subproducto
indeseado de la producción de hidrocarburos. No obstante, las muestras y el análisis
de esa misma agua proveen información vital para los planes de desarrollo de
campos petroleros que incluyen la optimización del diseño de las terminaciones,
la selección de materiales y la recuperación de hidrocarburos.
Medhat Abdou
Abu Dhabi Company for Onshore Operations
Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos
Andrew Carnegie
Woodside Petroleum
Perth, Australia Occidental, Australia
S. George Mathews
Kevin McCarthy
Houston, Texas, EUA
Michael O’Keefe
Londres, Inglaterra
Bhavani Raghuraman
Princeton, Nueva Jersey, EUA
Wei Wei
Chevron
Houston, Texas
Cheng Gang Xian
Shenzhen, China
Traducción del artículo publicado en Oilfield Review,
Primavera de 2011: 23, no. 1.
Copyright © 2011 Schlumberger.
Por su colaboración en la preparación de este artículo,
se agradece a Sherif Abdel-Shakour y Greg Bowen, Abu
Dhabi, Emiratos Árabes Unidos; Ahmed Berrim, Abu Dhabi
Marine Operating Company, Abu Dhabi, Emiratos Árabes
Unidos; Hadrien Dumont, Balikpapan, Indonesia; Will Haug,
Cuong Jackson y Oliver Mullins, Houston; Chee Kin Khong,
Luanda, Angola; Cholid Mas, Yakarta; y Artur Stankiewicz,
Clamart, Francia.
InSitu Density, InSitu Fluid Analyzer, InSitu pH, MDT,
Oilphase-DBR, PS Platform y Quicksilver Probe son
marcas de Schlumberger.
26
42005schD6R1.indd 1
Oilfield Review
SPRING 11
WATER Fig. Opener
ORSPRG11-WATER Fig. Opener
Oilfield Review
9/12/11 10:04 PM
Ante la mención de la presencia inesperada de
agua de formación en sus pozos, muchas compañías productoras de petróleo y gas reaccionan
con alarma. La producción imprevista de agua,
especialmente si contiene impurezas indeseadas,
puede reducir significativamente el valor de un
activo hidrocarburífero. Además, puede acelerar
el daño de los equipos e incrementar los costos
de manipulación y eliminación del agua. Pero la
captura de una cierta cantidad de agua de formación también es de utilidad, ya que las propiedades del agua contienen información que puede
ser utilizada para incidir significativamente en la
rentabilidad de los campos petroleros.
El análisis del agua de formación desempeña
un rol importante en el modelado dinámico de los
yacimientos, la cuantificación de las reservas y el
cálculo de los costos de las terminaciones de
pozos que incluyen los montos que se invertirán
en el entubado y el equipamiento de superficie;
las erogaciones de capital (capex). El análisis del
agua también ayuda a los operadores a estimar los
costos operativos (opex), tales como el costo de
los proyectos de inyección química. La cuantificación de la química del agua asiste en la comprensión de la conectividad del yacimiento y en la
caracterización de las zonas de transición en los
carbonatos, por lo que incide en las estimaciones
de la extensión de los yacimientos. Además, ayuda
a los planificadores del desarrollo de campos
petroleros a determinar si los nuevos descubrimientos pueden ser conectados a la infraestructura existente y es crucial para el diseño de los
proyectos de inyección de agua.
Las propiedades del agua de formación varían
entre un yacimiento y otro, y dentro de un mismo
yacimiento. La composición del agua depende de
una serie de parámetros que incluyen el ambiente
depositacional, la mineralogía de la formación,
su historia de presión y temperatura, y el influjo o
la migración de los fluidos. En consecuencia, las
propiedades del agua pueden variar a lo largo del
tiempo con la interacción entre el agua y la roca,
y con la producción y el reemplazo de los fluidos
del yacimiento por agua de otras formaciones,
agua inyectada u otros fluidos inyectados.
Este artículo examina las causas de la variación de la composición del agua y describe el
valor del análisis del agua de formación a lo largo
de toda la vida productiva del yacimiento, desde
la fase de exploración hasta las fases de desarrollo y producción. Algunos ejemplos de Noruega,
Medio Oriente, el Golfo de México y China ilustran los métodos de recolección de muestras de
agua de alta calidad y muestra cómo el análisis
del agua de formación, tanto en condiciones de
Volumen 23, no. 1
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Tipo de agua
Salinidad, partes por mil
Agua fluvial promedio
0,11
Agua de mar
35
Sistemas evaporíticos
35 a 350
Agua de formación
7 a 270
> Variaciones de la salinidad. La salinidad del agua connata varía con el
ambiente depositacional; se incrementa del agua dulce de los ríos al agua
de mar y los sistemas evaporíticos salobres. El agua de formación, que es
el resultado de la mezcla de agua y de otros procesos físicos y químicos,
presenta un amplio rango de salinidades. (Datos de Warren, referencia 2.)
fondo de pozo como en condiciones de superficie,
contribuye a la comprensión y el desarrollo de los
yacimientos.
les no volátiles. El agua también puede contener
gases disueltos, tales como el dióxido de carbono
[CO2] y el ácido sulfhídrico [H2S], el nitrógeno,
los ácidos orgánicos, las bacterias sulfato-reducLa composición del agua
toras, los sólidos disueltos y suspendidos, y las
La mayoría de las rocas yacimiento se forman en el trazas de compuestos de hidrocarburos.
agua, a través de la depositación de granos de rocas
Las concentraciones de estos componentes pueo detritus biológico. El agua que queda entram- den variar a medida que el agua es expulsada por
pada en los poros a medida que los sedimentos se la compactación y reacciona con los minerales de la
compactan y se unen entre sí se denomina agua formación. Algunos minerales reaccionan fácilmente.
connata; el agua presente en el yacimiento en el Por ejemplo, el mineral de la arcilla glauconita
momento en que es penetrado por una barrena posee aproximadamente la siguiente composi2+
de perforación se denomina agua de formación. ción: K0,6Na0,05Fe 3+
1,3Mg0,4Fe 0,2Al0,3Si3,8O10(OH)2.
El agua connata reacciona con la roca hasta un Si el agua connata se encuentra subsaturada en los
punto que depende de la temperatura, la presión, componentes de la arcilla, interactuará con los
la composición del agua y la mineralogía de la for- granos minerales mediante el intercambio iónico,
mación. Las reacciones químicas y biológicas pue- lixiviando los iones de la glauconita en la solución
den iniciarse tan pronto como se depositan los acuosa. Otros minerales, tales como el cuarzo
OilfieldyReview
sedimentos y pueden continuar
acelerarse con- [SiO2], poseen mayor resistencia a la disolución y
SPRINGa 11
forme la formación es sometida
mayor presión y permanecen como la matriz de la roca. Si el agua
WATER Fig. 1
temperatura durante el sepultamiento.
Los efecORSPRG11-WATER
Fig. 1 se satura con los iones de la roca, los minerales
tos combinados de estos procesos químicos, pueden precipitar y formar nuevos granos o desafísicos y biológicos se conocen como diagénesis.1 rrollarse en los granos existentes. Las propiedaSi bien gran parte de los esfuerzos se ha centrado des del agua, tales como el pH y la concentración
en el estudio del impacto de la diagénesis sobre iónica, son algunos de los factores que controlan o
las formaciones rocosas, poco se ha hecho para inciden en las interacciones entre el agua y la roca.
Aún después de alcanzar un estado de equilicomprender cómo afecta al fluido original prebrio, las interacciones entre el agua y la roca consente en la roca; el agua.
El agua connata varía con el ambiente deposi- tinúan. No obstante, los cambios producidos en la
tacional. En los sedimentos marinos, se trata de temperatura, la presión, la profundidad y el
agua de mar. En los depósitos lacustres y fluvia- echado estructural, pueden alterar el equilibrio,
les, se trata de agua dulce. En los depósitos eva- como lo hacen la migración y la acumulación de
poríticos, el agua intersticial corresponde a una petróleo y gas, que empujan el agua a mayor
salmuera de alta salinidad (arriba).2 Estas solu- profundidad a medida que los hidrocarburos
ciones acuosas contienen componentes iónicos, más livianos se elevan a través de las formaciones.
los cuales incluyen cationes tales como el sodio 1. Ali SA, Clark WJ, Moore WR y Dribus JR: “La diagénesis
[Na+], el magnesio [Mg2+], el calcio [Ca2+], el
y la calidad de los yacimientos,” Oilfield Review 22, no. 2
(Diciembre de 2010): 14–29.
potasio [K+], el manganeso [Mn2+], el estroncio
2. El agua intersticial es el agua que se encuentra entre
[Sr2+], el bario [Ba2+] y el hierro [Fe2+ y Fe3+];
los granos. Para obtener más información sobre las
evaporitas, consulte: Warren JK: Evaporites: Sediments,
aniones tales como el cloruro [Cl–], el sulfato
Resources and Hydrocarbons. Berlín, Alemania:
[SO42–], el bicarbonato [HCO –3 ], el carbonato
Primavera de 2006.
[CO32–], el hidróxido [OH–], el borato [BO33–], el
bromuro [Br–] y el fosfato [PO43–]; y ácidos débi-
27
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Lluvia (agua meteórica)
Mar
Acumulación de
hidrocarburos
Lutita
Fallas
Arenisca
Basamento
Sal
Lutita
> Movimiento del agua y procesos que pueden incidir en la evolución del
agua de formación. La composición del agua de formación que rellena
originalmente una capa de arenisca puede ser modificada a través del
agregado de agua de otras fuentes (flechas), tales como el agua meteórica
y el agua expulsada de las lutitas y la sal en proceso de compactación.
El agua también puede ser alterada por el influjo de los hidrocarburos en
migración. Las fallas que actúan como sello y otras barreras al flujo pueden
formar compartimentos con composiciones de agua diferentes. Por otro
lado, las fallas conductoras facilitan el flujo.
El influjo de agua desde otras fuentes, tales como de la resistividad del agua como dato de entrada.
el agua meteórica, los acuíferos, el agua inyectada Ese valor se computa a menudo a partir de las
y otros fluidos inyectados, también puede produ- mediciones derivadas de los registros de resistivicir cambios en las propiedades del agua (arriba). dad y porosidad, obtenidas en una zona de agua,
La producción de agua de formación es otra en la que el agua probablemente no posea la
de las causas del desequilibrio; los minerales misma composición que el agua de formación del
disueltos y los gases pueden precipitar a partir de yacimiento en otras zonas. El análisis de las muesla solución a medida que el fluido llega a la super- tras de agua de formación extraídas de la pata de
ficie; especialmente como reacción a los sulfatos petróleo es considerado una de las formas más
introducidos en la formación a través de la inva- confiables de obtención de la salinidad del agua y
sión del fluido de perforación o la inyección de la resistividad para los cálculos de la saturación.
Antes de seleccionar el material para la tubeagua de mar. Estas pérdidas de los componentes
disueltos alteran la composición del agua produ- ría de revestimiento o la tubería de producción, es
cida o muestreada, de modo que el agua recupe- vital evaluar la corrosividad del gas, el petróleo y
rada en la superficie quizás no representa el agua el agua a producir. El gas libre presente en la forde formación real. Por este motivo, es importante mación puede contener constituyentes corrosivos
Oilfield Review
recolectar y analizar el agua de formación
bajo 11—tales como el H2S y el CO2— y estos mismos
SPRING
las condiciones existentes en sitio y continuar
constituyentes
pueden disolverse en el agua de
WATER Fig.
2
ORSPRG11-WATER
haciéndolo a medida que cambian las condicioformación.Fig.
Los 2pozos que producen dichos fluidos
nes del yacimiento.
en concentraciones que exceden ciertos límites
requieren tuberías de revestimiento con formulaAplicaciones del análisis del agua
ciones metalúrgicas especiales resistentes a la
El agua de formación es rica en información refe- corrosión, o tratamientos con químicos inhibidorente a la roca en la que reside, y puede propor- res de la corrosión.4 Por otro lado, las líneas de
cionar datos cruciales para los análisis en todas conducción y las instalaciones de superficie
las fases de la vida productiva de un yacimiento. deben tener la capacidad para manipular el agua
En las primeras etapas de la vida productiva de producida junto con sus gases (véase “De las
un campo, el análisis del agua de formación esta- líneas de conducción al mercado,” página 4).
blece la salinidad y la resistividad del agua para Para diseñar la tubería de producción, las líneas
la evaluación petrofísica.3 La ecuación de satura- de flujo y las instalaciones de superficie, los ingeción de agua de Archie, en la cual la saturación y nieros deben conocer la composición química del
las reservas de petróleo se computan con mucha agua de formación. Los valores del pH y la salinifrecuencia a partir de registros, requiere el valor dad del agua, utilizados en los cálculos metalúrgi-
28
42005schD6R1.indd 3
cos para la selección de los tubulares, deben
incluir los valores correspondientes a las condiciones de presión y temperatura de yacimiento así
como la composición del agua.5
A medida que se producen los fluidos de yacimiento, la reducción de presión asociada puede
causar la liberación de gas a partir de la solución y
la precipitación y depositación de sólidos en los
poros del yacimiento y sobre la tubería de producción y el equipamiento de fondo de pozo. Por ejemplo, a medida que se reduce la presión, el agua de
formación libera gas CO2, el pH del agua se incrementa y la solución se supersatura con carbonato
de calcio [CaCO3], lo que puede producir la depositación de incrustaciones que eventualmente obstruyen el flujo (próxima página).6 La precipitación
puede pronosticarse mediante el modelado o la
experimentación en el laboratorio si se conoce la
química del agua de formación.
Las incrustaciones también pueden formarse
cuando se mezclan aguas con diferentes composiciones.7 Por ejemplo, la precipitación de sólidos de
sulfato de bario [BaSO4] o de sulfato de estroncio
[SrSO4] constituye un problema común cuando
se inyecta agua de mar, que contiene sulfatos, en
formaciones que contienen bario o estroncio.
También se produce cuando los sulfatos provenientes de la invasión del fluido de perforación
interactúan con el agua de formación, y es la razón
principal que subyace las prácticas industriales
recientes en las que se utilizan fluidos de perforación con bajo contenido de sulfatos. Dichas incrustaciones pueden depositarse en la formación o en
la tubería de producción.8 Las tuberías obturadas
parcialmente pueden limpiarse a veces con herramientas de reparación de pozos que despliegan
abrasivos y la acción de chorros de limpieza.
No obstante, si la incrustación es demasiado espesa,
es poco lo que se puede hacer excepto extraer la
tubería y reemplazarla; a un costo significativo.
El manejo efectivo de la acumulación de incrustaciones es un tema importante para la planeación
del desarrollo de campos petroleros y puede producir un impacto directo sobre la viabilidad de la
producción, especialmente en los campos marginalmente económicos.9 El potencial del agua de
formación para formar incrustaciones cuando se
mezcla con el agua inyectada debe ser evaluado
si va a explotarse alguna parte del campo con el
soporte de presión proveniente de los fluidos
inyectados. En muchos casos, los operadores
debieron modificar los planes —por ejemplo,
mediante la suspensión de la inyección de agua de
mar y su reemplazo por otra fuente más costosa de
agua de inyección— en base al conocimiento de
las propiedades del agua de formación.10
Oilfield Review
9/12/11 10:04 PM
A la hora de evaluar el potencial para la acumulación de incrustaciones, una de las mayores
incertidumbres es quizás la composición del agua
de formación y las propiedades de fondo de pozo.
Algunas compañías han adoptado la práctica de
monitoreo del agua como rutina para los campos
con propensión a la formación de incrustaciones.
Por ejemplo, Statoil monitorea la composición
del agua producida de la mayoría de sus pozos de
petróleo y gas y utiliza gráficas de interrelación
de la relación de las concentraciones iónicas
para asistir en la definición de las zonas de agua
productivas.11 La frecuencia de muestreo depende
de la necesidad: en los casos que plantean un alto
potencial para la acumulación de incrustaciones,
el agua se muestrea semana por medio o cada dos
semanas.
Otra de las aplicaciones del modelado del agua
en la planeación de desarrollos es la optimización
de la mezcla de las corrientes de los pozos y la participación en el proceso: cuando las corrientes de
producción de diversos pozos, especialmente de
pozos submarinos, se combinan antes de ser
enviadas a los separadores intermedios o las instalaciones de procesamiento. Para minimizar el
riesgo de acumulación de incrustaciones y corrosión en las líneas de conducción, los operadores
deben comprender claramente la interacción
química del agua producida proveniente de diferentes fuentes antes de comprometerse con erogaciones de capital considerables.
La composición del agua de formación desempeña un rol importante en el “agriamiento,” un
proceso por el cual se produce un incremento de la
concentración de H2S en el yacimiento.12 En muchos
casos, el fenómeno de agriamiento se atribuye a
3. Warren EA y Smalley PC (eds): North Sea Formation
Waters Atlas. Londres: The Geological Society,
Geological Society of London Memoir 15 (1994).
4. Para obtener más información sobre la corrosión,
consulte Acuña IA, Monsegue A, Brill TM, Graven H,
Mulders F, Le Calvez J-L, Nichols EA, Zapata Bermúdez F,
Notoadinegoro DM y Sofronov I: “Detección de la
corrosión en el fondo del pozo,” Oilfield Review
22, no. 1 (Septiembre de 2010): 46–55.
5. Williford J, Rice P y Ray T: “Selection of Metallurgy and
Elastomers Used in Completion Products to Achieve
Predicted Product Integrity for the HP/HT Oil and Gas
Fields of Indonesia,” artículo SPE 54291, presentado en la
Conferencia y Exhibición del Petróleo y el Gas de la Región
del Pacífico Asiático, Yakarta, 20 al 22 de abril de 1999.
6. Ramstad K, Tydal T, Askvik KM y Fotland P: “Predicting
Carbonate Scale in Oil Producers from High Temperature
Reservoirs,” artículo SPE 87430, presentado en el Sexto
Simposio Internacional sobre Acumulación de
Incrustaciones en Campos Petroleros, Aberdeen,
26 al 27 de mayo de 2004.
7. Mackay DJ y Sorbie KS: “Brine Mixing in Waterflooded
Reservoir and the Implications for Scale Prevention,”
artículo SPE 60193, presentado en el Segundo Simposio
Internacional sobre Acumulación de Incrustaciones en
Campos Petroleros, Aberdeen, 26 al 27 de enero de 2000.
8. Bezerra MCM, Rosario FF, Rocha AA y Sombra CL:
“Assessment of Scaling Tendency of Campos Basin
Fields Based on the Characterization of Formation
Volumen 23, no. 1
42005schD6R1.indd 4
> Acumulación de incrustaciones en la tubería
de producción. Las incrustaciones reducen las
tasas de flujo y, finalmente, pueden bloquear
por completo la producción.
la actividad microbiana; el agua de mar inyectada
constituye una fuente de generación de bacterias
sulfato-reductoras (SRB) y el agua de formación
suministra los nutrientes en forma de ácidos
orgánicos de bajo peso molecular denominados
ácidos grasos volátiles (VFA). Las consecuencias
del agriamiento de los yacimientos son potencialOilfield
mente costosas.
ElReview
incremento de los niveles de
SPRING 11
H2S incrementa
losFig.riesgos
de seguridad para el
WATER
3
Fig. 3
personal de ORSPRG11-WATER
los campos petroleros,
reduce el
valor de venta de los hidrocarburos producidos e
incrementa las tasas de corrosión en los equipamientos de fondo de pozo y en las instalaciones
de superficie. Aproximadamente un 70% de los
Waters,” artículo SPE 87452, presentado en el Sexto
Simposio Internacional sobre Acumulación de
Incrustaciones en Campos Petroleros, Aberdeen,
26 al 27 de mayo de 2004.
Para acceder a un panorama general de las causas
y la mitigación de la acumulación de incrustaciones,
consulte: Crabtree M, Eslinger D, Fletcher P, Miller M,
Johnson A y King G: “La lucha contra las
incrustaciones—Remoción y prevención,”
Oilfield Review 11, no. 3 (Otoño de 1999): 30–49.
  9.Graham GM y Collins IR: “Assessing Scale Risks and
Uncertainties for Subsea Marginal Field Developments,”
artículo SPE 87460, presentado en el Sexto Simposio
Internacional sobre Acumulación de Incrustaciones en
Campos Petroleros, Aberdeen, 26 al 27 de mayo de 2004.
10.Graham y Collins, referencia 9.
Andersen KI, Halvorsen E, Sælensminde T y Østbye
NO: “Water Management in a Closed Loop—Problems
and Solutions at Brage Field,” artículo SPE 65162,
presentado en la Conferencia Europea del Petróleo
de la SPE, París, 24 al 25 de octubre de 2000.
11.Ramstad K, Rohde HC, Tydal T y Christensen D: “Scale
Squeeze Evaluation Through Improved Sample
Preservation, Inhibitor Detection and Minimum Inhibitor
Concentration Monitoring,” artículo SPE 114085,
presentado en la Conferencia Internacional sobre
Acumulación de Incrustaciones en Campos Petroleros
de la SPE, Aberdeen, 28 al 29 de mayo de 2008.
12.Farquhar GB: “A Review and Update of the Role of
Volatile Fatty Acids (VFA’s) in Seawater Injection
yacimientos sometidos a procesos de inyección de
agua en todo el mundo experimenta el fenómeno
de agriamiento.13 La comprensión de las propiedades del agua y el modelado de sus cambios a lo
largo de toda la vida productiva del yacimiento
ayudan a los ingenieros químicos a pronosticar la
generación de H2S y tomar decisiones informadas
acerca de la selección de los materiales y el
diseño de las instalaciones. Por consiguiente, las
muestras de agua con bajos niveles de contaminación son esenciales para establecer el nivel de
VFA presentes en el agua de formación.14
Las variaciones producidas en la composición
del agua de formación también pueden revelar la
existencia de compartimentalización —o la falta
de comunicación hidráulica entre volúmenes de
yacimientos adyacentes— si los yacimientos han
sido aislados el tiempo suficiente para que sus
aguas de formación alcancen diferentes estados
de equilibrio. La comprensión de la conectividad
de los yacimientos es importante para estimar la
magnitud del soporte de los acuíferos —el empuje
de agua natural presente en muchos yacimientos— y para la planeación de las localizaciones
de los pozos de desarrollo, la formulación de programas de recuperación relacionados con la
inyección de agua, y la detección de la incursión
de agua de inyección. El análisis del agua de formación, y en particular la comparación de su
composición isotópica natural con la del agua de
inyección, ha sido utilizada para el monitoreo de
los proyectos de inyección de agua.15 Los isótopos
actúan como trazadores en el agua para ayudar a
los ingenieros de yacimientos a identificar las
capas de alta permeabilidad, las fracturas y otras
causas de la comunicación entre pozos.
Systems,” artículo NACE 98005, presentado en la 53a
Conferencia Anual de la NACE, San Diego, California,
EUA, 22 al 27 de marzo de 1998.
Mueller RF y Nielsen PH: “Characterization of
Thermophilic Consortia from Two Souring Oil
Reservoirs,” Applied and Environmental Microbiology
62, no. 9 (Septiembre de 1996): 3083–3807.
13.Elshahawi H y Hashem M: “Accurate Measurement of
the Hydrogen Sulfide Content in Formation Water
Samples—Case Studies,” artículo SPE 94707,
presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica
Anual, Dallas, 9 al 12 de octubre de 2005.
14.Elshahawi y Hashem, referencia 13.
15.Carrigan WJ, Nasr-El-Din HA, Al-Sharidi SH y Clark ID:
“Geochemical Characterization of Injected and
Produced Water from Paleozoic Oil Reservoirs in
Central Saudi Arabia,” artículo SPE 37270, presentado
en el Simposio Internacional sobre Química de Campos
Petroleros, Houston, 18 al 21 de febrero de 1997.
Danquigny J, Matthews J, Noman R y Mohsen AJ:
“Assessment of Interwell Communication in the
Carbonate Al Khalij Oilfield Using Isotope Ratio Water
Sample Analysis,” artículo IPTC 10628, presentado en la
Conferencia Internacional de Tecnología de Petróleo,
Doha, Qatar, 21 al 23 de noviembre de 2005.
Smalley PC y England WA: “Reservoir Compartmentalization
Assessed with Fluid Compositional Data,” SPE Reservoir
Engineering (Agosto de 1994): 175–180.
Ramstad et al, referencia 11.
29
9/12/11 10:04 PM
Muestreo del agua
Las muestras de agua pueden ser recolectadas
mediante diferentes métodos. Las muestras de
agua producida pueden obtenerse en los separadores de boca de pozo o de superficie, pero probablemente no sean representativas del agua de
formación si se han liberado gases o precipitado
compuestos. No obstante, estas muestras resultan
útiles y se recolectan habitualmente a los efectos
de supervisar la producción. Las muestras de
superficie se utilizan para monitorear los cambios
producidos en las propiedades del agua con el
tiempo, para identificar la incursión de agua de
inyección y para compararlas con muestras de
otros pozos productores con el fin de conocer la
conectividad de los yacimientos. La adquisición de
dichas muestras es menos costosa que el muestreo
de fondo de pozo y puede efectuarse en forma más
rutinaria. Las muestras de agua también pueden
recuperarse a partir de núcleos preservados.16
No obstante, las muestras recuperadas con esta
técnica experimentan reducciones de presión y
temperatura y, por consiguiente, pueden no ser
representativas del agua de formación real.
Durante las etapas de exploración y evaluación, en las que el operador apunta a lograr la
compresión de los fluidos de yacimiento y utiliza
los datos para el modelado, es vital contar con
muestras de agua representativas. Las muestras
representativas pueden ser recolectadas con un
probador de formación operado con cable, equipado con una probeta o con un empacador dual,
un módulo de bombeo, capacidades de análisis
de fluidos en el fondo del pozo y cámaras para
muestras. El proceso de muestreo del agua en el
fondo del pozo comienza con una etapa de limpieza, en la que el fluido —que en un principio es
una mezcla de filtrado de lodo y agua de formación— se introduce en la herramienta, a través
de la probeta, directamente desde la formación.17
A medida que se incrementa el tiempo de bombeo, la proporción de filtrado de lodo, o contaminación, se reduce y la proporción de agua de
formación pura presente en la línea de flujo se
incrementa.
Si las propiedades ópticas o de resistividad
del filtrado son significativamente diferentes de
las del agua de formación, los analizadores ópticos de fluidos o los sensores de resistividad localizados en la línea de flujo de la herramienta
miden la diferencia y de ese modo monitorean la
contaminación en tiempo real. En las primeras
etapas del proceso de limpieza, el agua no es suficientemente pura como para ser recolectada, y se
devuelve al pozo. Cuando la contaminación se
encuentra por debajo de un nivel designado, el
30
42005schD6R1.indd 5
fluido es dirigido hacia el interior de las cámaras
para muestras presurizadas, que luego se llevan a
la superficie y se transportan a un laboratorio
para su análisis.18
La calidad de las muestras adquiridas en el
fondo del pozo depende del método de muestreo y
del tipo de lodo de perforación utilizado en las zonas
muestreadas. En las zonas perforadas con lodos a
base de aceite (OBM), normalmente se obtienen
muestras de alta calidad porque el filtrado de lodo
no es miscible con el agua de formación. El agua
de formación y el OBM habitualmente poseen propiedades ópticas y de resistividad diferentes, lo
que les permite ser diferenciados por los analizadores ópticos de fluidos y los sensores de resistividad. Por el contrario, el filtrado de lodo a base de
agua (WBM) posee propiedades ópticas similares
a las del agua de formación, por lo que es difícil
distinguirlos por el color. Además, el WBM es miscible con el agua de formación y puede mezclarse
y reaccionar con ésta, lo cual genera muestras de
agua contaminadas y no representativas a menos
que se adopten recaudos especiales en cuanto a
extender el bombeo un tiempo considerable para
recoger muestras sin contaminar.
La tecnología de extracción guiada Quicksilver
Probe permite recolectar fluidos de formación
virtualmente libres de contaminación, lo que
resulta especialmente importante a la hora de
muestrear el agua de formación en presencia de
filtrado WBM.19 La probeta articulada de la herramienta, que contacta la formación en la pared del
pozo, lleva el fluido contaminado con filtrado
hacia el perímetro del área de contacto, donde es
bombeado hacia el interior de una línea de flujo
de descarga. Esta divergencia permite que el
fluido de yacimiento puro fluya preferentemente
hacia el interior de la línea de flujo de muestreo.
La probeta puede ser operada como un módulo,
combinada con la herramienta InSitu Fluid
Analyzer, en el probador modular de la dinámica
de la formación MDT.
El muestreo ideal implica la recolección de
una muestra monofásica y su conservación como
monofásica al ser llevada a la superficie y transportada al laboratorio. La cámara para muestras
múltiples monofásicas (SPMC) Oilphase-DBR
utiliza una carga de nitrógeno para mantener la
presión de fondo de pozo en la muestra de fluido
de yacimiento, entre el punto de recolección de
fondo de pozo y el laboratorio. Esta práctica asegura que los gases y las sales permanezcan en
solución durante el viaje desde el fondo del pozo
hasta el laboratorio, lo cual quizás no sea posible
con las cámaras para muestras estándar.
Las muestras monofásicas también pueden
obtenerse de las pruebas de formación efectuadas a través de la columna de perforación (DST).
Normalmente, el agua no se muestrea intencionalmente durante una prueba DST, pero algunos
operadores se esfuerzan especialmente para estudiar la composición del agua y recolectan las
muestras de agua de las pruebas DST para el análisis de laboratorio.20
Las muestras de agua de formación pueden
obtenerse en las etapas posteriores de la vida
productiva del campo durante las operaciones de
adquisición de registros de producción. No obstante, la obtención de muestras de formación
previa a la producción es crucial para registrar la
composición de referencia. La herramienta Compact
Production Sampler captura muestras convencionales de fondo de pozo en los pozos productores.
Puede ser corrida en cualquier sección de la
sarta de adquisición de registros de producción
de la sonda PS Platform, operada con línea de
acero o con línea eléctrica.
Una vez recuperadas, las muestras se transportan hasta un laboratorio y se reacondicionan
con las condiciones de fondo de pozo existentes
antes del análisis, como se describe en una sección posterior. Los resultados se ingresan en un
modelo de equilibrio multifásico —existen diversos modelos disponibles a nivel comercial— para
predecir el pH del fondo del pozo y el potencial
para la corrosión, la acumulación de incrustaciones y la formación de hidratos.
Debido a la falta de una medición del pH en
las muestras reacondicionadas, los ingenieros
químicos utilizan el modelado del equilibrio para
pronosticar el pH bajo condiciones de yacimiento.
No obstante, las incertidumbres asociadas con los
modelos termodinámicos para el agua de formación a altas temperaturas y presiones, así como las
incertidumbres asociadas con la posible precipitación de sales, pueden propagar los errores a los
modelos de incrustaciones y corrosión. Por otro
lado, a menos que se utilicen dispositivos tales
como la herramienta SPMC, los cambios producidos en la presión y la temperatura a medida que la
muestra de agua es transportada hacia la superficie pueden inducir cambios de fases que no siempre son completamente reversibles durante el
proceso de reacondicionamiento.21
Dado que el pH es un parámetro clave para la
comprensión de la química del agua y desempeña
un rol muy importante para la predicción de la
corrosión y la depositación de incrustaciones, la
obtención de mediciones confiables del pH en el
agua de formación, en condiciones de fondo de
pozo, ha constituido una prioridad para los especialistas en fluidos de campos petroleros.
Oilfield Review
9/12/11 10:04 PM
Detector
espectroscópico
Lámpara
Relación de densidad óptica (570:445)
10
1,0
Mezcla de tres colorantes
Modelo
Experimento
0,1
2
Pared de
la herramienta
4
6
8
10
pH
Inyector de
colorante
Flujo
de fluido
> Medición del pH en el fondo del pozo. Equivalente a una prueba de tornasol de fondo de pozo, el módulo InSitu pH (izquierda)
utiliza una mezcla de colorantes sensibles al pH y detecta su cambio de color en función del pH. El detector espectroscópico
mide la densidad óptica con dos longitudes de onda: 570 nm y 445 nm. Los experimentos de laboratorio llevados a cabo como
parte del desarrollo de esta tecnología indicaron que el pH es una función predecible de la relación entre la densidad óptica con
una longitud de onda de 570 nm y la densidad óptica con una longitud de onda de 445 nm (extremo superior derecho). El color de
la mezcla del agua con el colorante varía entre amarillo con un pH de 2 y púrpura con un pH de 10 (extremo inferior derecho).
Medición del pH en sitio
Los investigadores de Schlumberger desarrollaron
un método de medición del pH en el fondo del pozo,
utilizando colorantes sensibles al pH.22 El sensor
de fluidos de yacimiento InSitu pH funciona sobre
la base de los mismos principios comprobados que
otros analizadores ópticos de fluidos de fondo de
pozo, diseñados para el análisis de hidrocarburos.23
Sin embargo, una diferencia es que el módulo
InSitu pH inyecta el colorante sensible al pH en la
línea de flujo de la herramienta, donde éste se
mezcla con el fluido que está siendo bombeado
desde la formación (arriba). La mezcla de fluidos
cambia de color según el pH del agua, y los sensores
ópticos cuantifican el cambio de color mediante la
detección de la densidad óptica con múltiples longitudes de onda. Las longitudes de onda de los
canales ópticos del dispositivo InSitu pH han sido
seleccionadas para detectar los colores esperados
cuando las aguas con un pH oscilante entre 3 y 9
reaccionan con una mezcla de colorantes seleccionada para este rango. La medición es similar a
la conocida prueba de tornasol para la indicación
del pH, pero la ciencia y las aplicaciones fueron
adaptadas a las condiciones de alta presión y alta
temperatura que imperan en el fondo del pozo.
En las primeras etapas de bombeo de los sistemas WBM, el fluido predominante de la línea
de flujo es filtrado, pero a medida que el bombeo
continúa, el nivel de contaminación —la concentración de filtrado de lodo— se reduce, lo cual
produce una muestra de agua más representativa
del agua de formación. Si el pH del filtrado WBM
es significativamente diferente del pH del agua
de formación (los rangos habituales corresponden a un pH oscilante entre 7 y 10 para el WBM, y
16.Smalley y England, referencia 15.
17.El filtrado de lodo es la porción de fluido de perforación
que invade la formación durante la formación del
revoque de filtración en la pared del pozo. El filtrado
penetra en la formación debido a la diferencia de
presión existente entre el lodo de perforación y el
fluido de formación.
18.Creek J, Cribbs M, Dong C, Mullins OC, Elshahawi H,
Hegeman P, O’Keefe M, Peters K y Zuo JY: “Laboratorio
de fluidos de fondo de pozo,” Oilfield Review 21, no. 4
(Junio de 2010): 40–57.
19.Para obtener más información sobre el método
Quicksilver Probe, consulte: Akkurt R, Bowcock M,
Davies J, Del Campo C, Hill B, Joshi S, Kundu D, Kumar
S, O’KeefeOilfield
M, Samir Review
M, Tarvin J, Weinheber P, Williams
S y Zeybek M: “Muestreo guiado y análisis de fluidos
SPRING
11
en el fondo del pozo,” Oilfield Review 18, no. 4
Fig. 4
(PrimaveraWATER
de 2007): 4–21.
Fig. 4 D y
20.O’Keefe M,ORSPRG11-WATER
Eriksen KO, Williams S, Stensland
Vásquez R: “Focused Sampling of Reservoir Fluids
Achieves Undetectable Levels of Contamination,”
artículo SPE 101084, presentado en la Conferencia y
Exhibición del Petróleo y el Gas de la Región del
Pacífico Asiático de la SPE, Adelaide, Australia
Meridional, Australia, 11 al 13 de septiembre de 2005.
21.Es probable que el agua haya requerido millones de
años para equilibrarse con la formación hospedadora.
Una vez alterado, el equilibrio quizás no sea recuperado
a tiempo para el análisis de laboratorio.
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,
Houston, 2 al 4 de febrero de 2005.
23.Andrews RJ, Beck G, Castelijns K, Chen A, Cribbs ME,
Fadnes FH, Irvine-Fortescue J, Williams S, Hashem M,
Jamaluddin A, Kurkjian A, Sass B, Mullins OC, Rylander
E y Van Dusen A: “Cuantificación de la contaminación
utilizando el color del crudo y del condensado,” Oilfield
Review 13, no. 3 (Invierno de 2001/2002): 24–43.
Volumen 23, no. 1
42005schD6R1.indd 6
31
9/12/11 10:04 PM
7,2
pH
7,0
6,8
6,6
6,4
0
2 000
4 000
6 000
8 000
Tiempo de bombeo, segundos
> Monitoreo de la limpieza del agua en un
pozo de Egipto, antes de la recolección de
las muestras. A medida que la herramienta
bombeaba el fluido desde la formación hacia
el interior de la línea de flujo, las mediciones
del pH indicaron el cambio en la composición
del agua. En las primeras etapas del proceso
de limpieza, la mezcla de fluidos exhibía un
pH alto, lo cual indicaba predominantemente
filtrado WBM. Al cabo de aproximadamente
6 000 segundos de tiempo de bombeo, el pH
se niveló hasta alcanzar un valor bajo, lo que
indicó que el fluido se había limpiado hasta
alcanzar un nivel aceptable de pureza para
la recolección de las muestras.
un pH comprendido entre 4 y 6 para el agua de
formación), el pH de la mezcla cambia al reducirse la contaminación (arriba). El monitoreo de
este cambio ayuda a los intérpretes a rastrear
cualitativamente la pureza de la muestra de agua
en tiempo real antes de recolectar la muestra de
agua. La precisión de la medición del pH con este
método se estima en 0,1 unidades de pH.
Un operador utilizó esta técnica de medición
en dos pozos del área marina de Noruega, respecto de los cuales estaba previsto que fueran
conectados a diferentes plataformas de producOilfield Review
ción flotantes existentes.24 El conocimiento tanto
SPRING 11
de la composición
los5 hidrocarburos como de
WATERde
Fig.
la composición
del
agua
es crucial
ORSPRG11-WATER
Fig.para
5 la implementación de planes de desarrollo de campos
petroleros con empalmes. En particular, el análisis del agua es importante para el aseguramiento
del flujo en las líneas de conducción del fondo
marino, y la técnica de empalmes requiere la
compatibilidad del agua con el equipamiento de
proceso de la plataforma principal y con las aguas
que fluyen a través de dicho equipamiento desde
otros pozos.
El pozo 1, un pozo de exploración, fue perforado con WBM a través de un yacimiento de petróleo y penetró una zona de agua infrayacente.
Durante la limpieza de la zona de agua, varias
series de inyecciones de colorantes seguidas por
la medición del pH indicaron un cambio claro del
pH con el tiempo, lo que demostró la reducción
32
42005schD6R1.indd 7
de la contaminación del fluido en la línea de flujo.
El análisis de laboratorio de un trazador agregado al fluido de perforación confirmó el bajo
nivel de contaminación con WBM de 0,2% existente en la muestra recolectada.
El pozo 2, un pozo de evaluación perforado en
un campo de gas condensado, fue perforado con un
sistema OBM para facilitar el muestreo de agua de
alta calidad. Antes de recolectar las muestras en
tres profundidades, la herramienta midió el pH y
obtuvo en cada oportunidad múltiples lecturas.
En la estación de medición más somera, el analizador de fluidos indicó que la línea de flujo de la
herramienta contenía una mezcla de petróleo y
agua de formación. No obstante, el petróleo y el
agua se separaban dentro de la herramienta, y el
colorante sólo se mezclaba con el agua, lo cual permitió la medición del pH de los tapones de agua.
Los valores del pH no mostraron variaciones con el
tiempo porque el filtrado OBM no había contaminado el agua de formación.
El análisis de laboratorio de las muestras de
agua adquiridas en estos pozos cuantificó las concentraciones de los componentes más importantes
y las propiedades físicas existentes en condiciones
de superficie. Los ingenieros químicos utilizaron
estos resultados como datos de entrada para los
modelos con el fin de predecir el pH en condiciones
de fondo de pozo.
Para la muestra del pozo 1, el valor simulado
del pH se ajustó al valor del pH obtenido en el
fondo del pozo, con una precisión de 0,03 unidades, lo cual generó confianza en los ingenieros de
yacimientos respecto de la medición de fondo de
pozo, la condición de la muestra y el método de
modelado (abajo).
En el pozo 2, la muestra del nivel más somero
mostró valores similares del pH obtenido en el
fondo del pozo y el pH simulado, con una diferencia de sólo 0,03 unidades, lo cual validó nuevamente la medición de fondo de pozo, la condición
de la muestra y el modelo. La muestra intermedia,
a una profundidad 3,8 m [12,5 pies] mayor, mostró
Pozo
Profundidad, m
un error de ajuste significativo de 0,39 unidades de
pH entre el valor simulado y el valor medido; discrepancia varias veces mayor que la precisión de
la medición habitual.
La confianza en la medición de fondo de pozo
obtenida en esta estación proviene de la ponderación de 60 puntos de medición con una desviación
estándar de 0,02 unidades de pH; una buena precisión respecto de la medición esperada. La discrepancia entre la medición en sitio y el valor
obtenido mediante modelado, basado en los resultados de laboratorio, puede indicar un deterioro
de la integridad de la muestra durante la transferencia de las condiciones de fondo de pozo a las
del laboratorio, lo cual destaca el beneficio de la
obtención de mediciones en tiempo real. El pH de
la tercera muestra del pozo 2 tiene una precisión
de 0,2 unidades del valor simulado, lo que constituye un ajuste más aceptable.
Estas pruebas demostraron la capacidad y la
precisión de la medición del pH en el fondo del
pozo en tiempo real. La herramienta posee la
capacidad para obtener mediciones múltiples en
cada estación para verificar la pureza del agua
antes de la recolección de las muestras. Por otro
lado, puede analizar el pH en numerosas profundidades sin adquirir muestras.
Supuestos respecto del agua
Las mediciones del pH del agua obtenidas en el
fondo del pozo también han sido utilizadas para
resolver los desafíos asociados con la evaluación
de formaciones en un campo carbonatado de
Medio Oriente.25 En un campo marino gigante, Abu
Dhabi Marine Operating Company (ADMA-OPCO)
tenía la esperanza de poder identificar la presencia de zonas productivas delgadas sin agotar y rastrear el movimiento del contacto agua-petróleo
(OWC) en el yacimiento principal. El yacimiento
principal experimentó varias décadas de producción con inyección de agua, pero algunas zonas
delgadas aún no han sido explotadas y constituyen objetivos de evaluación.
Temperatura, °C
pH de fondo de pozo
pH modelado
1
Y Y08,5
53,8
6,26
6,29
2
X X26,0
134,0
5,82
5,85
2
X Y29,8
X Y49,9
139,0
142,0
6,14
6,02
5,75
5,82
2
> Mediciones del agua de formación obtenidas en el fondo del pozo y en el laboratorio. Las muestras
de agua de formación limpias fueron analizadas en el laboratorio. Los ingenieros químicos utilizaron
las concentraciones iónicas y las propiedades físicas medidas en el líquido y a partir de la composición
del gas como datos de entrada (que no se muestran en esta figura) para los modelos, con el objeto de
predecir el pH en condiciones de fondo de pozo. La comparación de estas predicciones con las
mediciones de fondo de pozo muestra ajustes razonables en todos los casos, salvo la muestra del
pozo 2 a X Y29,8 m. El error de ajuste puede indicar una disminución de la integridad de la muestra
durante la transferencia de las condiciones de fondo de pozo a las condiciones de laboratorio.
Oilfield Review
9/12/11 10:04 PM
saturación de petróleo (abajo). No obstante, las
mediciones de presión obtenidas a través del
intervalo mostraron una densidad de fluido de
formación equivalente a la del agua, lo cual contradijo la interpretación de una saturación de
petróleo elevada.
El análisis de fluidos de fondo de pozo, llevado
a cabo en el centro de esta zona después de bombear varios cientos de litros de fluido desde la
formación, indicó solamente la presencia de agua
en la línea de flujo de la herramienta. Las mediciones del pH en tiempo real arrojaron un valor de
6,2; más bajo que el esperado del lodo WBM, pero
más alto que el del agua de formación anticipada.
Dado que se había bombeado tanto fluido desde la
formación antes de obtener la medición del pH, se
esperaba que la contaminación del agua con lodo
La mayor parte de los pozos del campo, incluidos los cuatro pozos de este estudio, fueron perforados con lodo WBM utilizando agua de mar como
base. El lodo WBM y el agua de formación no pueden diferenciarse utilizando la resistividad, pero
el agua de formación posee un valor de pH bajo,
comprendido entre 5,0 y 5,6, en comparación con
el del lodo WBM (mayor que 7,0). El lodo WBM y
el agua de formación también poseen concentraciones de estroncio marcadamente diferentes, lo
cual permite diferenciarlos a través del análisis
de laboratorio, que era la práctica estándar antes
de la disponibilidad de las mediciones del pH en
tiempo real. En el pozo A, se recolectó una muestra de agua con métodos tradicionales y se envió
al laboratorio para su análisis; esa muestra constituyó la base para la comparación con los resultados de los otros tres pozos.
El pozo C penetró el yacimiento principal y
varias zonas delgadas consideradas zonas sin
explotar. En una estación, se obtuvo una medición
del pH después de haber bombeado algunos litros
de fluido desde la formación. Se esperaba que el
fluido fuera rico en filtrado WBM, y de hecho,
exhibió un pH de fondo de pozo de 7,3. Las muestras del lodo WBM fueron recolectadas para el
análisis de laboratorio en la superficie.
El análisis de los registros de resistividad
indicó que esta capa delgada de 6 m [20 pies]
poseía una saturación de petróleo móvil elevada y
podía ser una zona productiva potencial. Las pruebas de presión en tres estaciones del intervalo
indicaron la existencia de baja movilidad, pero no
fueron concluyentes en cuanto a la densidad del
fluido.
El análisis de fluidos en el fondo del pozo, en
la localización con mayor movilidad, detectó cantidades mínimas de petróleo que fluía con agua
en la línea de flujo. Después de bombear aproximadamente 280 L [74 galones] de fluido de formación
a través de la herramienta, la inyección de colorante seguida por la medición del pH arrojó un
valor de 5,1. A partir de la experiencia previa con
las mediciones de fondo de pozo del campo, los
intérpretes llegaron a la conclusión de que el
agua era agua de formación, y se recolectaron
muestras. El análisis de laboratorio subsiguiente
de la concentración de estroncio confirmó la
interpretación de que esta muestra provenía de
la zona de transición agua-petróleo.
Por otro lado, el pequeño flujo fraccional de
petróleo detectado en el análisis de fluidos de
fondo de pozo implica que la saturación de petróleo es sólo levemente superior a la saturación de
petróleo residual, y que la profundidad de muestreo se encuentra cercana al contacto aguapetróleo. Este ejemplo demuestra las ventajas del
análisis de fluidos de fondo de pozo para la caracterización de las zonas de transición de calizas
complejas, especialmente en los intervalos delgados en los que las interpretaciones de la presión
y de los registros de resistividad pueden presentar incertidumbres.
En el tope de la zona yacimiento principal, las
estimaciones del contenido de fluidos —calculadas con un valor asumido para la salinidad del
agua de formación— indicaron un valor alto de
24.Raghuraman et al, referencia 22.
25.Xian CG, Raghuraman B, Carnegie AJ, Goiran P-O y
Berrim A: “Downhole pH as a Novel Measurement Tool
in Carbonate Formation Evaluation and Reservoir
Monitoring,” Petrophysics 49, no. 2 (Abril de 2008):
159–171.
> Interpretaciones contradictorias en una zona petrolífera potencial. La elevada saturación de
petróleo pronosticada (izquierda, sombreado verde) cerca del tope de esta zona contrasta con
las mediciones de presión (derecha), que exhiben un gradiente indicativo de agua (puntos azules).
Los puntos rosados corresponden a mediciones obtenidas en zonas de baja movilidad y fueron
excluidos del cálculo del gradiente. Las mediciones del pH en sitio (que no se muestran en esta
figura) sustentaron una interpretación según la cual en este intervalo se había producido la
irrupción de agua de inyección.
Volumen 23, no. 1
42005schD6R1.indd 8
Resistividad
Rxo
Hidrocarburo desplazado
Agua
Hidrocarburo desplazado
%
0,2
Calcita
Análisis de fluidos derivado
de la resistividad
%
0
4 430
ohm.m 2 000
Movilidad en
el pre-ensayo
Presión de formación, lpc
Análisis volumétrico
0 100
ohm.m 2 000
Profunda
Dolomía
Petróleo
ohm.m 2 000
Intermedia
0,2
Petróleo
Agua
50
0,2
4 530 0,1
mD/cP 1 000
1,082 g/cm3 (agua)
1,111 g/cm3 (agua)
1,140 g/cm3 (agua)
33
9/12/11 10:04 PM
WBM fuera baja. Los analistas de fluidos sospechaban que el fluido no era agua de formación,
sino agua proveniente de un pozo de inyección
cercano. Esta interpretación fue corroborada con
el análisis de laboratorio de tres muestras de agua
recolectadas en esta profundidad.
La irrupción del agua de inyección había
pasado desapercibida durante el proceso inicial
de adquisición de registros en agujero descubierto porque el agua no había sido analizada, y
los valores predeterminados de la salinidad del
agua de formación hacían que la interpretación
de los registros pronosticara erróneamente que
la zona contenía grandes volúmenes de petróleo
móvil. La salinidad verdadera del agua presente en
esta zona es aproximadamente un sexto del valor
predeterminado del agua de formación, lo cual
modifica significativamente la interpretación.
La identificación correcta del origen del agua
mediante la medición de su pH en sitio puede
tener implicancias significativas en la planeación
de las operaciones de terminación y producción
para minimizar la producción de agua.
34
42005schD6R1.indd 9
6,4
Contaminación con lodo WBM, %
80
6,2
60
Hd
6,0
40
Contaminación
pH
20
0
0
2
4
5,8
6
8
10
Tiempo de bombeo, 1 000 segundos
> Monitoreo de la contaminación en un pozo de ADCO. Mientras la herramienta
bombeaba fluido desde la formación a X X51 pies, el sensor óptico detectó
una reducción de la fracción de lodo WBM coloreado en azul con el tiempo
de bombeo, lo que indica una disminución de la contaminación del agua de
formación con lodo. Las mediciones del pH, en cuatro oportunidades,
muestran una caída de 6,47 a 5,7 a medida que se limpia el fluido presente
en la línea de flujo.
de agua, no existe forma de conocer si el agua es
filtrado WBM o agua de formación. La presencia de
filtrado WBM puro implica que el agua de formación es inmóvil, en tanto que la presencia de cualquier agua de formación implica que el agua de
formación es móvil a esta profundidad.
X X41 pies
pH
X X??
90% de petróleo,
10% de agua de formación
50
6,0
5,5
0
0
4
8
12
Tiempo, 1 000 segundos
Oilfield Review
SPRING 11
WATER Fig. 7
ORSPRG11-WATER Fig. 7
Contacto agua-petróleo
X X51
100% de agua de formación
X X51 pies
100
pH
Petróleo
pH
6,5
50
6,0
5,5
% de petróleo
X X41
100
pH
Petróleo
6,5
% de petróleo
En la estación de muestreo siguiente, situada a
3 m [10 pies] por encima de la primera, el analizador óptico detectó solamente agua hasta que el
tiempo de bombeo alcanzó 7 443 segundos. En ese
momento, apareció petróleo en la línea de flujo, y
a los 12 700 segundos, la fracción de petróleo se
había incrementado hasta alcanzar el 90% (abajo).
Sin una medición del pH para caracterizar el tipo
Profundidad, pies
¿De dónde viene el agua?
Abu Dhabi Company for Onshore Operations
(ADCO) utilizó la medición del pH en el fondo de
un pozo de producción para delinear el contacto
agua-petróleo, caracterizar la zona de transición
agua-petróleo e identificar las fuentes de agua en
diversas capas.26 El bajo contraste de resistividad
existente entre el WBM y el fluido de formación
impedía el empleo de la resistividad para localizar la contaminación con petróleo. Por consiguiente, ADCO seleccionó otros dos métodos de
monitoreo de la contaminación: la medición del
pH en sitio y un trazador coloreado en el lodo
WBM que permite obtener estimaciones cuantitativas de la contaminación antes de la recolección de las muestras.
La primera estación de muestreo se encontraba
a X X51 pies, cerca de la base de la supuesta zona
de transición agua-petróleo. Esto fue confirmado
con el analizador óptico, que sólo mostró agua sin
petróleo fluyendo a esta profundidad. El monitoreo
del pH y las respuestas ópticas del trazador coloreado durante la fase de limpieza mostraron una
reducción de la contaminación con lodo WBM
con el tiempo de bombeo. La reducción de la contaminación se manifestó como tendencias descendentes tanto en el pH como en la densidad
óptica del lodo con agregado de trazadores (derecha, extremo superior ). El pH se redujo de 6,47,
con un nivel alto de contaminación, a 5,7; valor
éste que los ingenieros interpretaron como el pH
del agua de formación casi limpia.
100
0
4
6
8
10
Tiempo, 1 000 segundos
> Restricción del contacto agua-petróleo. Las mediciones obtenidas en dos profundidades, X X41 pies
y X X51 pies, limitan el contacto agua-petróleo a un determinado lugar entre ambas profundidades.
En la estación más profunda, el análisis óptico de fluidos detectó solamente agua y las mediciones
del pH indicaron agua de formación. En la estación correspondiente a la zona de transición, 10 pies
más arriba, el análisis óptico de fluidos detectó inicialmente agua, pero finalmente llegó petróleo e
incrementó la fracción volumétrica hasta el 90%. La medición del pH en esta estación indicó que el
agua era una mezcla de agua de formación y filtrado, lo que confirmó la presencia de agua de
formación móvil. Por consiguiente, el contacto agua-petróleo se limita al intervalo de 10 pies
existente entre estas dos estaciones.
Oilfield Review
9/12/11 10:05 PM
Una medición del pH obtenida a 6 452 segundos, un poco antes del arribo del petróleo, proporcionó un valor de 5,77, indicativo de una mezcla
de lodo WBM y agua de formación. La medición
óptica del trazador coloreado confirmó esta
interpretación. Esto implica que tanto el petróleo
como el agua son móviles en esta profundidad.
Por consiguiente, el contacto agua-petróleo debe
encontrarse entre las dos estaciones de medición, lo que lo limita a una profundidad de entre
X X41 y X X51 pies.
En otro caso de ADCO, se perforó un pozo
para determinar la fuente de agua en los pozos
adyacentes productores de petróleo. El pozo
nuevo, perforado con OBM para simplificar el
muestreo del agua, penetró seis zonas calcáreas.
La más somera, la zona 1, contenía petróleo sola26.Raghuraman B, Xian C, Carnegie A, Lecerf B, Stewart L,
Gustavson G, Abdou MK, Hosani A, Dawoud A, Mahdi
A y Ruefer S: “Downhole pH Measurement for WBM
Contamination Monitoring and Transition Zone
Characterization,” artículo SPE 95785, presentado en
la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,
Dallas, 9 al 12 de octubre de 2005.
27.Carnegie AJG, Raghuraman B, Xian C, Stewart L,
Gustavson G, Abdou M, Al Hosani A, Dawoud A, El
Mahdi A y Ruefer S: “Applications of Real Time
Downhole pH Measurements,” artículo IPTC 10883,
presentado en la Conferencia Internacional de
Tecnología de Petróleo, Doha, Qatar, 21 al 23 de
noviembre de 2005.
28.Stiff HA: “Interpretation of Chemical Water Analysis by
Means of Patterns,” Transactions of the American
Institute of Mining and Metallurgical Engineers 192 (1951):
376–378. [También publicado como artículo SPE 951376 y
reimpreso en la publicación Journal of Petroleum
Technology 3, no. 10 (Octubre de 1951): 15–17.]
29.Un equivalente es la cantidad de un material que
reaccionará con una molécula de OH– o de H+. Un
miliequivalente es un equivalente/1 000.
Zona
Fluido
Medición
Permeabilidad
pH de fondo de pozo
pH modelado
1
2
3
4
5
Petróleo
Petróleo y agua
Agua
Agua
Agua
Muestra de petróleo
Delineación del OWC
pH, muestra de agua
pH, muestra de agua
Inexistente
Alta
Alta
1 mD a 10 mD
Inferior a 1 mD
Demasiado compacta para
experimentar surgencia
6,5
7,3
6,6
7,8
6
Agua
pH, muestra de agua
Inferior a 1 mD
6
6,3
> Datos derivados del muestreo de fluidos. Para facilitar el muestreo del agua en un pozo perforado
con lodo OBM, ADCO recolectó los fluidos de cinco de seis zonas carbonatadas. El agua de la zona 4
es claramente diferente de la de las otras zonas rellenas con agua. El agua de la zona 6 puede diferir
de la correspondiente a la zona 3; estos datos fueron combinados con los datos que se muestran
abajo y en la página siguiente para determinar la fuente de agua producida de la zona 2.
mente; la zona 2 contenía petróleo y agua, y las
cuatro zonas inferiores eran acuíferas. ADCO necesitaba saber si el agua producida de la segunda
capa provenía del flanco del yacimiento a través de
la zona 3, o de las zonas más profundas.27
De las zonas de agua, la zona 5 era demasiado
compacta como para experimentar surgencia,
pero en las otras tres el probador de la formación
midió el pH en el fondo del pozo y recolectó muestras presurizadas para el análisis de laboratorio.
Las mediciones del pH en el fondo del pozo
indicaron que el agua en la zona 4 era significativamente diferente de la de las otras zonas, y el
modelado basado en los resultados de laboratorio
confirmó este hecho (arriba,). No obstante, para
identificar qué capa estaba suministrando agua a
la zona productora de petróleo se requería la
comparación con el agua producida. En el agua
producida previamente, no se obtuvieron mediciones del pH, pero el análisis de laboratorio
efectuado en las muestras de los tanques de
almacenamiento proporcionó las concentraciones iónicas correspondientes a las aguas de los
pozos productores; éstas fueron comparadas con
las concentraciones de las aguas muestreadas en
el pozo nuevo.
Los científicos utilizaron un método gráfico
denominado “diagrama de Stiff” para comparar las
composiciones de las diversas fuentes de agua.28
Cada gráfica muestra las concentraciones relativas de aniones y cationes correspondientes a
una muestra de agua en particular, en escala de
miliequivalentes por litro (meq) (abajo).29 Todas las
muestras del agua producida mostraron un
patrón similar. No obstante, las muestras del
pozo nuevo exhibieron diferencias. Las muestras
de las zonas 2 y 3 poseían patrones semejantes a
los del agua producida, en tanto que las zonas 4 y
6 contenían aguas con composiciones claramente
diferentes.
Oilfield Review
SPRING 11
WATER Fig. 9
ORSPRG11-WATER Fig. 9
Na+K/1 000
Cl/1 000
Ca/100
–10
–8
Na+K/1 000
Sulfato/10
–6
–4
–2
0
2
Ca/100
4
6
–10
–8
Sulfato/10
–6
–4
Mg/10
Carbonato/10
–2
0
2
4
6
meq
meq
Pozos productores
de petróleo
Cl/1 000
Pozos productores
de petróleo
Zona 2
Zona 3
Zona 4
Zona 6
Mg/10
Carbonato/10
> Comparación de las composiciones del agua. Los diagramas de Stiff permiten la identificación visual de las semejanzas y las diferencias entre las
muestras de agua. Las concentraciones de cationes se representan gráficamente a la izquierda del eje vertical, y las concentraciones de aniones a la
derecha. Las composiciones de las muestras de agua de los pozos productores (izquierda) son todas similares, en tanto que las composiciones de las
muestras del pozo nuevo (derecha) exhiben una gran variabilidad. Las aguas de las zonas 2 y 3 son similares al agua producida, pero las composiciones
de las muestras de las zonas 4 y 6 son diferentes en la mayoría de los cationes y los aniones.
Volumen 23, no. 1
42005schD6R1.indd 10
35
9/12/11 10:05 PM
Zona 6
–5
5
Zona 3
Zona 2
–10
δ 18OSMOW
R muestra = relación isótopo
pesado-isótopo liviano en
la muestra
R estándar = relación isótopo
pesado-isótopo liviano en
el agua oceánica media
estándar (SMOW)
Zona 3
3
Zona
δDSMOW
10
δ = R muestra – 1 × 1 000
R estándar
Zona 2
2
Zona 4
Zona 4
4
5
6
Zona 6
0,7074
0,7076
0,7078
0,7080
87Sr/ 86Sr
> Análisis isotópico de las muestras de agua del pozo nuevo de ADCO. Muchos elementos poseen
isótopos o átomos con diferentes pesos atómicos. La forma más común de hidrógeno (con un protón)
posee un peso atómico de 1, y se escribe como 1H. Un isótopo menos común, el 2H, con un protón y un
neutrón, se expresa normalmente como D, por deuterio. De un modo similar, el oxígeno posee tres
isótopos, 16O, 17O y 18O. Los isótopos exhiben propiedades químicas similares pero propiedades físicas
diferentes. Por ejemplo, se “fraccionan” durante la evaporación y la condensación, dejando agua
enriquecida en isótopos pesados. La comparación de las relaciones de los isótopos de hidrógeno y
oxígeno constituye un método común para diferenciar las aguas provenientes de diferentes fuentes.
En el caso de ADCO, el análisis muestra que el agua de la zona 4 es diferente de las correspondientes
a las otras zonas (izquierda). La comparación de las relaciones isotópicas del estroncio [Sr] (derecha)
es otra técnica que destaca las diferencias entre las fuentes de agua. En este caso, las aguas de las
zonas 4 y 6 son significativamente diferentes de las de las zonas 2 y 3.
El análisis isotópico corroboró la información
composicional. Una gráfica de las relaciones isotópicas del hidrógeno y el oxígeno del pozo nuevo
confirmó que el agua de la zona 3 era similar a la
de la zona 2. Además, las aguas de las zonas 4 y 6
eran muy diferentes entre sí y con respecto a las
de las zonas 2 y 3 (arriba). Las relaciones isotópicas del estroncio también eran diferentes.
Estos análisis indicaron que la zona 3 es la
fuente del agua producida en la zona 2 —la capa
productora de petróleo— lo que llevó a los ingenieros de ADCO a deducir que el barrido de agua
proviene de los flancos del yacimiento y que no
existe soporte alguno de agua de las zonas 4 y 6,
por debajo del yacimiento.
Mediciones de laboratorio en aguas vivas
El análisis de laboratorio tradicional se efectúa normalmente en agua “muerta” o en agua de tanques
de almacenamiento, y puede resultar de utilidad
para la supervisión de la producción. No obstante,
durante las etapas iniciales de exploración y evaluación, en las que el operador logra una comprensión de los fluidos de yacimiento y utiliza
esos datos para el modelado de la química del
agua en condiciones de yacimiento y de líneas de
conducción, resulta crítico trabajar con muestras
representativas de agua viva.
36
42005schD6R1.indd 11
A través del análisis de fluidos en el fondo del
pozo, los especialistas pueden obtener mediciones directas en fluidos vivos —fluidos que aún
contienen gas disuelto— en condiciones de yacimiento. Por otro lado, la tecnología de recolección de muestras, que permite monitorear la
contaminación y mantener las muestras de agua
a una presión elevada, permite que los operadores lleven los fluidos vivos a la superficie y los
Oilfield Review
transportenSPRING
intactos11
a un laboratorio.
En el laboratorio,
las11
muestras de agua recoWATER Fig.
ORSPRG11-WATER
Fig. 11
lectadas son
reacondicionadas con
la temperatura y la presión de fondo de pozo, lo que favorece
la redisolución de los gases y sólidos que han precipitado. Las muestras se someten a una expansión instantánea —las botellas para muestras se
abren y los fluidos se exponen a la presión y la
temperatura de superficie— antes del análisis de
laboratorio. Los especialistas del laboratorio
miden la relación agua-gas (GWR) y mediante
cromatografía en fase gaseosa analizan la composición del gas liberado. Además, analizan la composición iónica, el pH y los ácidos orgánicos de
bajo peso molecular presentes en la fase acuosa.
Un proceso más riguroso que emplean algunos
operadores consiste en la separación de la muestra de agua sometida a expansión instantánea en
tres partes. El ácido es agregado a una parte de la
muestra para preservar los cationes que luego son
analizados mediante técnica de plasma acoplado
inductivamente (ICP). A la segunda parte se le
agrega hidróxido de sodio para preservar los ácidos orgánicos, que luego son analizados mediante
el proceso de cromatografía iónica. La tercera
porción se mantiene sin tratar y se utiliza para
medir la densidad, el pH, la conductividad, la alcalinidad (por titulación) y los aniones mediante
cromatografía iónica.
En su mayoría, los laboratorios comerciales
no han sido equipados para analizar directamente el agua viva en condiciones de yacimiento,
si bien algunos están avanzando en esta dirección. Los científicos de Schlumberger han desarrollado una nueva técnica de laboratorio para
medir el pH de las muestras de agua de formación
viva en condiciones de temperatura y presión de
yacimiento.30 La muestra permanece en la botella
presurizada en la que fue llevada a la superficie.
Con una camisa calentada se lleva la botella a temperatura de yacimiento. A medida que la muestra
de agua fluye a través de una línea de flujo presurizada —que es similar a la línea de flujo de la
herramienta— se mezcla con el mismo colorante
utilizado en la medición de fondo de pozo, y la mezcla de fluido pasa a través de un espectrómetro
que analiza el color.
Oilfield Review
9/12/11 10:05 PM
6,3
6,2
pH
6,1
6,0
5,9
5,8
8 000
12 000
16 000
20 000
Presión, lpc
> Mediciones del pH efectuadas en el laboratorio en condiciones de alta presión y alta temperatura (HPHT). Los científicos de Schlumberger obtuvieron
mediciones del pH en aguas vivas en condiciones de presión y temperatura de yacimiento (19 542 lpc y 242°F) y con un rango de presiones de hasta 8 000 lpc
(centro). El espectro óptico del sistema acuoso fue medido con probetas conectadas a una celda de barrido HPHT (derecha). El monitoreo de la señal
óptica (izquierda) indicó que el agua se mantenía en estado monofásico hasta 8 000 lpc sin que se iniciara la formación de incrustaciones. La medición
del pH se calibra solamente hasta 10 000 lpc: la escasez de datos termodinámicos provistos en la literatura dificulta la calibración y la torna incierta con
presiones superiores. En esta figura, se utilizan los parámetros de calibración correspondientes a 10 000 lpc para los datos con presiones de 10 000 lpc
y superiores, lo que se indica con una línea de guiones.
La comparación de la medición del pH en el
laboratorio con las mediciones del pH obtenidas
en sitio en tiempo real, en la misma agua de formación, permite que los analistas de fluidos validen la integridad de la muestra. La existencia de
un buen ajuste indica que la muestra sigue siendo
representativa del agua de formación. Este tipo
de validación de muestras es una implementación del concepto de la “cadena de custodia.”31
La configuración del laboratorio permite además
que los químicos midan el pH del agua viva como
una función de la temperatura y la presión y
señalen el inicio de la precipitación de incrustaciones. Estas mediciones adicionales pueden utilizarse para restringir y ajustar mejor los modelos
de química del agua.
30.Mathews SG, Raghuraman B, Rosiere DW, Wei W,
Colacelli S y Rehman HA: “Laboratory Measurement of
pH of Live Waters at High Temperatures and Pressures,”
artículo SPE 121695, presentado en el Simposio
Internacional sobre Química de Campos Petroleros de
la SPE, The Woodlands, Texas, EUA, 20 al 22 de abril
de 2009.
31.Betancourt SS, Bracey J, Gustavson G, Mathews SG y
Mullins OC: “Chain of Custody for Samples of Live Crude
Oil Using Visible-Near-Infrared Spectroscopy,” Applied
Spectroscopy 60, no. 12 (2006): 1482–1487.
32.Mathews et al, referencia 30.
Volumen 23, no. 1
42005schD6R1.indd 12
Chevron probó esta técnica en muestras de
agua de formación de dos pozos del Golfo de
México.32 En el pozo A, la zona de interés es una
zona de agua permeable de gran espesor —un
suministro potencial de agua de inyección— ubicada a miles de metros por encima del yacimiento.
La compañía deseaba evaluar el potencial de
corrosión del agua y su compatibilidad con el agua
de formación del yacimiento. Se obtuvieron las
mediciones del pH de fondo de pozo y se extrajeron muestras en dos profundidades. Las mediciones de laboratorio fueron ajustadas a las mediciones
de fondo de pozo con una precisión de 0,08 unidades de pH,Oilfield
lo que brindó
Reviewconfianza a los químicos
de Chevron
en
cuanto
SPRING 11 a que las muestras vivas
reacondicionadas
representativas del agua
WATER eran
Fig. 12
ORSPRG11-WATER Fig. 12
de formación.
La comparación con los pronósticos provenientes de dos simuladores diferentes indicó la
existencia de un buen ajuste (con una precisión de
0,15 unidades) para una de las muestras. Para la
segunda muestra, las discrepancias fueron más
grandes, no sólo entre los valores pronosticados y
los valores medidos, sino también entre los modelos comerciales utilizados para la simulación
(0,24 a 0,65 unidades). Los motivos de las diferen-
cias en los valores pronosticados, provenientes de
los dos simuladores, son las diferentes bases de
datos termodinámicos en las que se basan, además de los diferentes procedimientos de empleo
de los datos de entrada al modelo. Estas diferencias destacan las incertidumbres que pueden surgir cuando se utiliza el análisis del agua sometida
a expansión instantánea como información para
los simuladores y subraya la importancia de las
mediciones directas obtenidas en aguas vivas
para restringir y ajustar los modelos.
En el pozo B, la zona de interés corresponde a
un intervalo rico en agua situado por debajo del
objetivo de petróleo; se considera una fuente
potencial de corte de agua que podría manifestarse en algún momento de la vida productiva
futura del campo. El pH de esta agua puede generar un impacto considerable sobre el diseño, la
selección y los costos de los equipos.
Las mediciones del pH de las aguas vivas fueron obtenidas a la temperatura de 117°C [242°F] y
la presión de 19 542 lpc [134,7 MPa], existentes en
sitio, y luego a presiones de hasta 8 000 lpc [55 MPa]
para comprobar la sensibilidad de la medición a la
presión (arriba). Los analistas de fluidos monitorearon la señal óptica durante este cambio de pre-
37
9/12/11 10:05 PM
sión y no detectaron precipitación alguna de
sólidos resultante del inicio de la formación de
incrustaciones o la liberación de gas que habría
causado difusión lumínica. Esto indica que el agua
se mantuvo en estado monofásico desde la condición de presión de yacimiento hasta 8 000 lpc.
La capacidad para medir el pH y rastrear el inicio
de la formación de incrustaciones con la presión y
la temperatura en este marco, lo convierte en un
método potencialmente poderoso de recolección
de datos para el ajuste y el incremento de la confiabilidad en los modelos de simulación de la química del agua.
Otras mediciones de fluidos
Actualmente, el análisis de fluidos de fondo de
pozo permite cuantificar muchas propiedades de
los fluidos en sitio, las cuales incluyen la presión,
la temperatura, la resistividad, la densidad, la
composición, la relación gas-petróleo, el pH, la
fluorescencia y la densidad óptica. Si bien la
mayoría de estas mediciones de las propiedades
de los fluidos fueron diseñadas originalmente con
los hidrocarburos in mente, muchas —además
del pH— pueden ser aplicadas al análisis del
agua de formación.
Recientemente, se probó una medición de la
densidad del fluido en el fondo del pozo como
alternativa respecto del pH para la detección de la
33.Mas C, Ardilla M y Khong CK: “Downhole Fluid Density
for Water-Base Mud Formation-Water Sampling with
Wireline Formation Tester,” artículo IPTC 13269,
presentado en la Conferencia Internacional de
Tecnología de Petróleo, Doha, Qatar, 7 al 9 de
diciembre de 2009.
34.Creek et al, referencia 18.
38
42005schD6R1.indd 13
contaminación con lodo WBM y de los contactos
agua-petróleo. El sensor InSitu Density es una
varilla vibratoria minúscula —un resonador mecánico— de la línea de flujo de la herramienta.
La frecuencia de resonancia de la varilla se reduce
a medida que la densidad del fluido aumenta.
La medición de la densidad resulta de utilidad
cuando el pH del lodo WBM es similar al del agua
de formación. Otra ventaja es que las mediciones
de la densidad pueden asistir en la tipificación de
los fluidos en los casos que resultan problemáticos
para la interpretación de los contactos de fluidos
en base al gradiente de presión, tales como las
capas delgadas, las formaciones de baja permeabilidad y los pozos con condiciones deficientes.
El dispositivo InSitu Density ha sido utilizado
para el análisis del agua en el fondo del pozo en
pozos perforados con lodo WBM en el área marina
de Vietnam, Noruega y China.33 Las aplicaciones
incluyen el monitoreo de la eliminación de la contaminación antes de la recolección de las muestras de agua, el análisis del agua de formación
para la reinyección futura con agua de mar, la
evaluación de la conectividad vertical de los yacimientos y la evaluación del aseguramiento del
flujo en las líneas de conducción y en las corrientes de flujo que han de ser conectadas al equipamiento de proceso de una plataforma principal.
En un caso de exploración del área marina de
China, los pre-ensayos de presión realizados en
cinco arenas arrojaron resultados inconclusos de
tipificación de los fluidos en todas las zonas salvo
la más profunda, la arena E, que tenía un gradiente de presión indicativo de petróleo. De cada
una de las arenas A, B y C, se pudo obtener sola-
mente una lectura de presión, de modo que
resultó imposible computar los gradientes en esas
zonas. El gradiente de las dos presiones medidas
en la arena D correspondió a la densidad del lodo,
lo cual indicó la invasión de lodo. El análisis
óptico de los fluidos bombeados desde las cinco
arenas proporcionó información adicional pero
sorprendente: las arenas A y C produjeron agua, y
las arenas B y D produjeron petróleo. Las mediciones de la densidad del fluido en el fondo del pozo,
obtenidas en estos mismos fluidos en tiempo real,
corroboraron el análisis óptico y el análisis de presión y ayudaron a determinar el nivel de agua
libre en la arena B (próxima página).
El número de mediciones del análisis de fluidos que pueden obtenerse en sitio se está incrementando. Las capacidades actuales se han
equiparado con las de un laboratorio de fluidos
de fondo de pozo.34 Indudablemente, algunas de
las nuevas mediciones serán de aplicación en el
análisis del agua de formación, lo cual incrementará la capacidad de las compañías de petróleo y
gas para comprender sus yacimientos, optimizar
las terminaciones, seleccionar los materiales y
monitorear los procesos de inyección de agua.
Es probable que la expansión del arreglo de
mediciones de fondo de pozo haga que las técnicas de laboratorio en condiciones de alta presión
y alta temperatura deban mantenerse al mismo
ritmo. Actualmente, pueden obtenerse mediciones del pH de alta precisión tanto en sitio como
en el laboratorio, en condiciones similares. En el
futuro, mediante análisis adicionales, se podrá
extraer más información y más valor del agua de
formación.—LS
Oilfield Review
9/12/11 10:05 PM
Presión de formación, lpc
2 200
Prueba por vía seca
Pérdida del sello de fluido
Prueba por vía seca
Calidad del pre-ensayo
0
250
°API
3 200 Fracción
Pérdida del sello de fluido
Calidad del pre-ensayo
Rayos gamma
Rayos gamma
°API
2 200
3 200 Fracción
Prueba por vía seca
Pérdida del sello
Calidad del pre-ensayo
0
Presión de formación, lpc
Presión de formación, lpc
2 200
3 200
250
1,0124 g/cm3 (agua)
Rayos gamma
Prof.,
m
1 600
0
Arena A
°API
250
1,0124 g/cm3 (agua)
Prof.,
m
Arena A
1 600
0,8859
g/cm3 (petróleo)
1 700
1,0195 g/cm3 (agua)
Arena B
Arena C
1 800
0,8859 g/cm3 (petróleo)
1 900
Nivel de agua libre:
1 693,5 m
2 000
1,3545 g/cm3 (lodo)
0,7807
1 700
1,3545 g/cm3 (lodo)
2 100
g/cm3 (petróleo)
Arena B
0,8929 g/cm3 (petróleo)
0,7807
Arena D
g/cm3 (petróleo)
1,0195 g/cm3 (agua)
2 200
Arena C
Arena E
> Búsqueda de contactos de fluidos. Las densidades de los fluidos, derivadas de los gradientes de las mediciones de presión (izquierda) en cinco arenas,
indicaron petróleo sólo en la zona más profunda, la arena E (por debajo de 2 200 m). Las mediciones de presión (puntos) se codifican con colores en base
a la calidad: el verde corresponde a alta y el amarillo a satisfactoria. En la arena D, situada a alrededor de 2 100 m, el gradiente sugiere un fluido más
pesado que el agua, tal como el lodo de perforación. La caracterización óptica (centro, Carril de Profundidad) de los fluidos bombeados desde las arenas
A y C identificó estos intervalos como capas potencialmente acuíferas (sombreado azul en el carril de profundidad); las arenas B y D contienen petróleo
(sombreado verde en el carril de profundidad). Las mediciones obtenidas con la herramienta InSitu Density arrojan valores de densidad precisos
(sombreado gris) para estos fluidos, valores que pueden ser extendidos a través de los gradientes de presión. En una vista expandida (derecha), el análisis
de los gradientes ayuda a los intérpretes a comprender la arquitectura del yacimiento. La intersección del gradiente de agua en la arena C (línea azul
inferior) con el gradiente de petróleo en la arena B (línea verde) identifica el nivel de agua libre en la arena B a 1 693,5 m. La falta de intersección (círculo
de guiones) de los gradientes de agua confirma la falta de comunicación entre la arena B y la arena A.
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SPRING 11
WATER Fig. 14
ORSPRG11-WATER Fig. 14
Volumen 23, no. 1
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39
9/12/11 10:05 PM