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 42005schD6R1.indd 2 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 9/12/11 10:04 PM 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. Oilfield Review SPRING 11 WATER Fig. 14 ORSPRG11-WATER Fig. 14 Volumen 23, no. 1 42005schD6R1.indd 14 39 9/12/11 10:05 PM