Muestreo guiado y análisis de fluidos en el fondo del pozo

4 Oilfield Review

Muestreo guiado y análisis de fluidos en el fondo del pozo

Ridvan AkkurtSaudi AramcoDhahran, Arabia Saudita

Martin BowcockBG GroupReading, Inglaterra

John Davies ChevronHouston, Texas

Chris Del CampoSugar Land, Texas, EUA

Bunker HillRosharon, Texas

Sameer JoshiDibyatanu KunduMumbai, India

Sanjay KumarCairn Energy India Pty LtdGurgaon, India

Michael O’KeefeHobart, Tasmania, Australia

Magdy SamirAberdeen, Escocia

Jeffrey TarvinCambridge, Massachusetts, EUA

Peter WeinheberHouston, Texas

Stephen WilliamsHydroBergen, Noruega

Murat ZeybekAl-Khobar, Arabia Audita

Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Stephane Briquet, David Núñez y RicardoVásquez, Sugar Land, Texas; Kåre Otto Eriksen, Statoil ASA,Stavanger; Noriuki Matsumoto, Sagamihara, Kanagawa,Japón; Moin Muhammad, Edmonton, Alberta, Canadá; OliverMullins, Houston; Tribor Rakela, Caracas; John Sherwood, Cambridge, Inglaterra; y Dag Stensland, ENINorge, Stavanger. Se agradece además a ConocoPhillips(UK) Ltd.CFA (Analizador de la Composición de los Fluidos), InterACT,LFA (Analizador de Fluidos Vivos), MDT (Probador Modularde la Dinámica de la Formación), MRX (Resonancia Magnética eXpert), Quicksilver Probe, Platform Express,PVT Express y SlimXtreme son marcas de Schlumberger.

Un nuevo dispositivo de muestreo guiado permite la obtención de muestras de fluidos de

fondo de pozo de pureza inigualable y en una fracción del tiempo requerido por la tec -

nología de muestreo convencional. Además, el método resulta altamente superior para

las mediciones de las propiedades de los fluidos de formación en el fondo del pozo.

Para entender las propiedades de los fluidos deyacimientos de hidrocarburos, es necesario reali-zar mediciones en muestras de fluidos. El análisisde las muestras ayuda a identificar el tipo defluido, estimar las reservas, evaluar el valor de loshidrocarburos y determinar las propiedades delos fluidos para optimizar así la producción. Utili-zando los resultados del análisis de los fluidos, lascompañías petroleras deciden cómo terminar unpozo, desarrollar un campo, diseñar instalacionesde superficie, conectar campos satélites y mez-clar la producción entre los pozos.

El análisis de los fluidos también es impor-tante para comprender las propiedades del aguade formación, las cuales pueden tener un impactoeconómico significativo en cualquier proyecto. Amenudo, la meta más crítica es la identificaciónde las propiedades corrosivas del agua, con elobjetivo de seleccionar los materiales de termi -nación de pozos y evaluar el potencial deacumulación de incrustaciones para evitar pro-blemas de asegu ramiento del flujo. Además, losanalistas de registros necesitan cuantificar lasalinidad del agua de formación para la evalua-ción petrofísica, y los geólogos e ingenieros deyacimientos deben establecer el origen del aguapara evaluar la conectividad del yacimiento.

Las muestras de fluido de formación puedenobtenerse utilizando una de las tres técnicasprincipales. En primer lugar, los probadores deformación operados con cable y desplegados enagujero descubierto, pueden utilizarse para ob -te ner muestras de fluidos y realizar el análisisde las mismas en el fondo del pozo, asegurandola obtención de muestras óptimas y la posibilidad

de analizar los fluidos en las primeras etapas dela vida productiva del pozo. Estos probadoresproveen un método económicamente efectivopara obtener muestras de fluidos en forma tem-prana, con un desempeño que a menudo iguala osupera el desempeño logrado con el segundométodo; el de pruebas de formación efectuadas através de la columna de perforación (DST). Enel pasado, las pruebas DST, diseñadas habitual-mente para probar la producción e investigar laextensión del yacimiento, producían muestrascon menos contaminación que las muestrasextraídas en agujero descubierto. Las pruebasDST requieren un proceso de planeación anti -cipada y terminaciones de pozos que puedantolerar las presiones de producción; y, además,pueden costar mucho más que los métodos deextracción de muestras en agujero descubierto,es pecialmente en pozos marinos. Con el tercermétodo, las muestras pueden obtenerse me dian -te herramientas operadas con cable desplegadasen pozos entubados y ya puestos en producción.

Un aspecto importante del muestreo de flui-dos es el análisis de los fluidos en condiciones deyacimiento, que ayuda a validar la calidad de lasmuestras durante el proceso de muestreo y que,además. posibilita el mapeo de las variacionesverticales de las propiedades de los fluidos, per-mitiendo que los intérpretes determinen laco nec tividad vertical y definan la arquitecturade los yacimientos en las primeras etapas de lavida productiva del campo. Las muestras de flui-dos no contaminadas permiten la mediciónprecisa de las propiedades de los fluidos, tantoen el fondo del pozo como en la superficie.

1. La frase “composición hasta C30+” indica que loscompuestos de hasta 29 átomos de carbono sediscriminan por separado, combinándose el resto en una fracción indicada como C30+.El punto de escurrimiento es la temperatura mínima a la que el petróleo se escurre o fluye.

2. Fujisawa G, Betancourt S, Mullins OC, Torgersen T,O’Keefe M, Terabayashi T, Dong C y Eriksen KO: “LargeHydrocarbon Compositional Gradient Revealed by In-SituOptical Spectroscopy,” artículo SPE 89704, presentadoen la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Houston, 26 al 29 de septiembre de 2004.

3. Mullins OC, Schroer J y Beck GF: “Real-TimeQuantification of Filtrate Contamination During OpenholeWireline Sampling by Optical Spectroscopy,”

Transcripciones del 41er Simposio Anual de Adquisiciónde Registros de la SPWLA, Dallas, 4 al 7 de junio de 2000,artículo SS.Mullins OC y Schroer J: “Real-Time Determination ofFiltrate Contamination During Openhole WirelineSampling by Optical Spectroscopy,” artículo SPE 63071,presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anualde la SPE, Dallas, 1 al 4 de octubre de 2000.Dong C, Mullins OC, Hegeman PS, Teague R, Kurkjian A yElshahawi H: “In-Situ Contamination Monitoring and RGPMeasurement of Formation Fluid Samples,” artículo SPE77899, presentado en la Conferencia y Exhibición delPetróleo y el Gas del Pacífico Asiático de la SPE,Melbourne, Australia, 8 al 10 de octubre de 2002.

Primavera de 2007 5

Después de obtenidas, las muestras se anali-zan habitualmente en un laboratorio, donde sonsometidas a una serie de pruebas que dependende lo que el cliente necesita conocer. Los análi-sis estándar para las muestras de hidrocarburosincluyen la composición química hasta C30+, larelación gas-petróleo (RGP), la densidad, la vis-cosidad, y las propiedades de las fases, talescomo presión de saturación, punto de burbujeo,punto de escurrimiento y estabilidad de losasfaltenos.1 Ahora es posible obtener numerosasmediciones en el fondo del pozo, utilizandométodos de espectroscopía óptica para caracte-rizar los fluidos de formación en condiciones deyacimiento.2 Estas mediciones incluyen la densi-dad volumétrica, la densidad óptica, la RGP y lacomposición química hasta C6+.

Las mediciones de los fluidos en el laborato-rio y en el fondo del pozo requieren, en amboscasos, muestras puras y sin contaminar. La con-taminación se produce cuando el filtrado delfluido de perforación miscible, que ha invadido

la formación, se mezcla con el fluido de forma-ción que está siendo muestreado. Por ejemplo,las muestras de hidrocarburos se contaminancon filtrado de lodo a base de aceite (OBM) y lasmuestras de agua se mezclan con filtrado delodo a base de agua (WBM).

Para reducir la contaminación durante la reco-lección de las muestras, los ingenieros re curren ,en general, a aumentar el volumen del fluido extra-ído del yacimiento mediante el incremento de los

tiempos o de la velocidad de bombeo. El análisisdel nivel de contaminación del fondo de pozopuede determinar cuándo el fluido que fluye a tra-vés de la línea de flujo de la herramienta demuestreo se encuentra suficientemente limpiocomo para ser recolectado.3 Sin embargo, los tiem-pos de bombeo largos aumentan el tiempo deequipo de perforación y los costos asociados con elmismo, y pueden incrementar el riesgo de atasca-miento de las herramientas en el fondo del pozo.

Dependiendo de la permeabilidad del yaci-miento, las tasas de bombeo altas pueden hacerque la presión del fluido de yacimiento caiga pordebajo de la presión de saturación. Si esto

sucede, las muestras de fondo de pozo no seránrepresentativas del fluido del yacimiento. En elcaso de formaciones no consolidadas, un régimende bombeo alto puede inducir la producción de

arena. Además, en ambientes con una alta perme-abilidad vertical, ni siquiera los tiempos debombeo largos y los altos regímenes de bombeogarantizan la obtención de muestras limpias.

Los especialistas en análisis de fluidos hantrabajado para comprender y mitigar los efectosde la contaminación sobre las muestras. Algunosmétodos buscan obtener la composición o la RGPde una muestra pura, conociendo la composicióndel OBM que contamina la muestra recolectada.4

Sin embargo, las propiedades de fluidos esti -madas de este modo van acompañadas deincertidumbres y errores. Los investigadores hancuantificado los errores causados por la contami-nación en ciertas mediciones. Por ejemplo, lapresión a la que precipitan los asfaltenos de lasolución en los petróleos crudos, se reduce enpresencia de contaminación con OBM. En uncaso, un nivel de contaminación con OBM de tansólo un 1% en peso, hizo que la presión de iniciode la precipitación de asfaltenos sufriera unareducción de entre 100 y 150 lpc [0.7 a 1.0 MPa](izquierda).5 Por ende, las mediciones realizadasen muestras contaminadas subestiman la presiónde inicio de la precipitación de asfaltenos, y pue-den afectar negativamente las predicciones deaseguramiento del flujo y de producción. Estosresultados ponen de manifiesto la necesidad decontar con muestras con niveles de contamina-ción extremadamente bajos.

Un nuevo dispositivo de muestreo, diseñadopara reducir la contaminación con filtrado, guía(focuses) el flujo de admisión de modo que elfluido del yacimiento fluye hacia una línea demuestreo, mientras que el filtrado fluye haciauna línea independiente. Con esta herramientainnovadora, el fluido contaminado con filtradode lodo puede separarse en forma eficaz delfluido de formación en las primeras etapas delproceso de muestreo. Se puede obtener unamuestra del fluido de yacimiento limpia, muchomás rápido que con las técnicas de muestreoconvencionales. Este artículo describe las venta-jas de la nueva herramienta de muestreo guiado(focused fluid sampling), utilizando ejemplosde muestreo de hidrocarburos y agua en camposdel Golfo de México, el Mar del Norte, India yMedio Oriente.

Más rápido y más limpioPara apreciar en su totalidad las ventajas delnuevo método de muestreo, es necesario haceruna breve descripción de la tecnología conven-cional de muestreo de fluidos en el fondo delpozo. En el escenario típico, la perforación a tra-vés de una formación permeable en condicionesde sobre balance, facilitará la invasión del fil-

6 Oilfield Review

Presión desaturación

Presiones de inicio de laprecipitación de asfaltenos

Contaminación(en base al petróleo vivo)

2.6% en peso7.6% en peso14.2% en peso19.4% en peso

Presión

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da

> Muestreo de fluidos de formación convencional con un probador de laformación operado con cable. El probador hace que un empacador se sellecontra la pared del pozo, y luego presiona una probeta a través del revo quede filtración y contra la formación (derecha). El fluido de formación seindica en azul grisáceo y el filtrado en marrón claro. La probeta (izquierda)posee un solo orificio de admisión. Cuando se inicia el bombeo, el fluido seencuentra muy contaminado (gráfica, inserto), pero la contaminación sereduce gradualmente con el tiempo. No obstante, es probable que aun contiempos de bombeo largos, el nivel de contaminación no alcance un valoraceptable en ciertas formaciones.

Niv

el d

e co

ntam

inac

ión

Tiempo

Muestra aceptable

> Efecto de la contaminación con filtrado de lodo a base de aceite (OBM) sobre la presión de inicio dela precipitación de asfaltenos. El análisis de laboratorio sobre los petróleos vivos, con el agregado decantidades variables de filtrado OBM, muestra una reducción de las presiones de inicio de la preci pi -tación de asfaltenos con el incremento de la contaminación con OBM. Los petróleos vivos son petró -leos que contienen gas disuelto. La precipitación de asfaltenos es detectada por el factor de trans mi -sión de la luz; los precipitados dispersan la luz y reducen el factor de transmisión. Éstos y otros expe -rimentos similares muestran que para una contaminación con OBM de un 1% (porcentaje en peso), la presión de inicio de la precipitación de asfaltenos se reduce entre 100 y 150 lpc. La muestra con19.4% de contaminación alcanzó la presión de saturación antes de alcanzar la presión de preci pita -ción de asfaltenos. (Adaptado de Muhammad et al, referencia 5).

Primavera de 2007 7

trado de fluido de perforación hacia la forma-ción y la creación del revoque de filtración sobrela pared del pozo. Durante el muestreo conven-cional del fluido de formación, un probador de laformación operado con cable asienta un empa-cador contra la pared del pozo para aislar laprobeta de muestreo de los fluidos del pozo y dela presión hidrostática. Luego, la probeta es pre-sionada a través del revoque de filtración ycontra la formación (página anterior, abajo).Una vez logrado el sellado exitoso del empaca-dor, la probeta de muestreo se conecta con laformación, quedando la línea de flujo de laherramienta aislada del fluido del pozo y de lapresión hidrostática.

A medida que la herramienta de muestreoextrae fluido de la formación a través de la pro-beta, el primer fluido de yacimiento que ingresaen la línea de flujo se contamina con el filtradodel fluido de perforación. El nivel de conta -minación, monitoreado en tiempo real conanalizadores espectroscópicos de fondo de pozo,se reduce conforme continúa la extracción.Dependiendo de la permeabilidad de la forma-ción, la anisotropía y la magnitud de la invasión,la viscosidad del fluido de formación, y el tiempo

de bombeo, la reducción de la tasa y presión deflujo, el nivel de contaminación puede reducirse losuficiente o no como para permitir la reco lecciónde una muestra de fluido que sea representativadel fluido de formación. El fluido contaminado confiltrado de zonas invadidas profundamente, puedeseguir alimentando la probeta de muestreo y, enlos casos en los que el revoque de filtración se haformado deficientemente, el fluido del pozo puedeseguir invadiendo la formación a un ritmo relati-vamente significativo. El logro de niveles decontaminación suficientemente bajos quizásrequiera operaciones de bombeo prolongadas queinsumen varias horas. Esto puede resultar costosoen términos de tiempo de equipo de perforación yen una mayor exposición al atascamiento en agu-jeros descubiertos.

Buscando formas de mejorar la calidad de lasmuestras y reducir el tiempo de muestreo, loscientíficos investigaron los efectos de las dife-rentes configuraciones de las probetas. Paracomprobar la idea de que el flujo guiado hacia elinterior de una probeta podía reducir la conta-minación de una muestra y acortar el tiempo demuestreo, un científico del Centro de Investiga-ciones de Schlumberger en Cambridge,

Inglaterra, simuló el flujo hacia el interior deunas probetas modificadas.6 Los resultados delmodelado ayudaron a determinar el tamañoóptimo de las probetas. Los investigadores delCentro de Investigaciones Doll de Schlumbergeren Ridgefield, Connecticut, EUA, realizaronexperimentos 2D en modelos de laboratorio paradeterminar los beneficios potenciales de la lim-pieza de las muestras (arriba).7 Las probetasmodificadas poseían tres aberturas: dos aberturaslaterales, denominadas probetas de protección

A

B

C

D

Sin protección

A

B

C

D

Con protección

> Configuración y resultados visuales de los experimentos de laboratorioque simulan el flujo guiado. La configuración experimental (arriba) con sis -tió en una formación 2D hecha con partículas de vidrio, rodeadas por unsolo aceite con un índice óptico idéntico al de las partículas de vidrio, todosostenido entre dos placas de vidrio verticales. La porción inferior delaceite se tiñó de rojo para representar la zona invadida con filtrado. Por encima de esta porción, el aceite se dejó transparente. Utilizando undispositivo de probetas de muestreo y de protección (o descarte) en la basede la formación, se extrajo el fluido (inserto). Una cámara monito reó la lim -pieza en la formación, directamente frente al dispositivo de probetas. Despuésdel procesamiento de las imágenes, las imágenes visuales obtenidas conla técnica de repetición (izquierda) muestran diferencias grandes en la zonalimpiada con la probeta de muestreo sola (izquierda) y con las probetas demuestreo y de protección juntas (derecha). La probeta de muestreo y la pro -beta de protección limpian un área grande frente a la probeta de muestreo,lo que asegura que sólo el fluido no contaminado ingrese en la probeta demuestreo.

4. Gozalpour F, Danesh A, Tehrani D-H, Todd AC y Tohidi B:“Predicting Reservoir Fluid Phase and VolumetricBehaviour from Samples Contaminated with Oil-BasedMud,” artículo SPE 56747, presentado en la Conferenciay Exhibición Técnica Anual de la SPE, Houston, 3 al 6 deoctubre de 1999.

5. Muhammad M, Joshi N, Creek J y McFadden J: “Effectof Oil Based Mud Contamination on Live FluidAsphaltene Precipitation Pressure,” presentado en la 5taConferencia Internacional sobre el Comportamiento dela Fase Petróleo y la Acumulación de Incrustaciones,Banff, Alberta, Canadá, 13 al 17 de junio de 2004.

6. Sherwood JD: “Optimal Probes for Withdrawal ofUncontaminated Fluid Samples,” Physics of Fluids 17, no. 8 (Agosto de 2005): 083102.

7. Tarvin JA, Gustavson G, Balkunas S y Sherwood J:“Sampling Fluid from a Two-Dimensional Porous MediumWith a Guard Probe,” presentado ante el Journal ofPetroleum Science and Engineering.

Fluido de formación y filtrado(lado de suministro)

Muestreo y conductividad(lado de medición)

Acumuladores

Válvulas demedición

Válvulas demedición

Medidoresde flujo

Medidoresde flujo

Medidores deconductividad

(o de descarte), que extraían y alejaban el fluidocontaminado de la porción central de la probeta,y una abertura central, denominada probeta demuestreo, que recolectaba el fluido con bajonivel de contaminación. Los resultados experi-mentales indicaron que la limpieza con lasprobetas de protección activas se producíamucho más rápido que sin ellas, logrando nivelesde contaminación más bajos con menos volumende fluido bombeado (abajo, a la izquierda).

Las pruebas de ingeniería adicionales, realiza-das en el Centro de Tecnología de Sugar Land enTexas, extendieron los resultados 2D en lasformaciones simuladas a tres dimensiones y a for-maciones rocosas reales. En estos experimentos,un prototipo de probeta de fondo de pozo de unanueva herramienta de muestreo guiado extrajolos fluidos de un núcleo de arenisca grande en undispositivo de prueba (derecha).8 El núcleo, de 12 pulgadas de altura y 15.5 pulgadas de diáme-tro, contenía fluido de formación acuoso concloruro de sodio [NaCl] y fluido con filtrado delodo de diferentes conductividades conocidas. El flujo de fluido hacia la línea de flujo dedescarte y la línea de flujo de muestreo fue con-trolado y medido con válvulas de medición ymedidores de flujo de alta presión. Los medidoresde conductividad eléctrica calibrados, colocadosen las líneas de flujo instaladas desde la probetade protección y la probeta de muestreo, registra-ron la historia de limpieza de cada prueba de

muestreo. Con el guiado de la muestra, los nivelesde contaminación del fluido de la línea de mues-treo se redujeron rápidamente , mientras que elnivel de contaminación de la línea de descarte

disminuyó en forma gradual (abajo, a la derecha).Una probeta tradicional habría medido el flujocom binado y no habría alcanzado un nivel decontaminación inferior al 10%.

8 Oilfield Review

> Reducción de la contaminación con y sin probeta de protección o des car -te. Las mediciones de laboratorio detectaron niveles de contaminación másbajos con el incremento del volumen de fluido bombeado, lo que corres pon -dió a un incremento del tiempo de bombeo. La extracción de muestras sinla probeta de protección (azul) nunca alcanzó niveles de contaminacióninferiores al 1%.

Conc

entra

ción

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100

10

1

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200Volumen bombeado, ml

Sin protecciónCon protección

> Diseño de una configuración experimental para investigar la factibilidad del muestreoguiado. Un probador de la interfase de la formación, que contiene un núcleo de areniscade 12 pulgadas de altura y 15.5 pulgadas de diámetro, se encuentra en contacto con doscolectores de fluido y una probeta prototipo de laboratorio que permite el guiado de lamuestra. El fluido de formación simulado se suministra en la base del núcleo y el filtradosimulado en un aro que rodea al núcleo. El flujo hacia y desde el pro bador es controlado ymonitoreado con bombas y válvulas, y el nivel de contaminación se calcula a partir demediciones de la conductividad eléctrica en las líneas de flujo. (Adaptado de Dong et al,referencia 8).

> Datos experimentales obtenidos con el método de muestreo guiado.La reducción de la contaminación, inferida de las mediciones de la con -ductividad eléctrica en la línea de flujo de descarte y en la línea de flujo demuestreo, demuestra la limpieza del fluido en esta prueba de mues treo.El nivel de contaminación en la línea de flujo de muestreo (verde) seredujo rápidamente, mientras que en la línea de flujo de descarte (rojo)dismi nuyó gradualmente. La suma del flujo de ambas líneas da comoresultado el flujo total (azul); es decir, el flujo que habría medido unaprobeta tradicional. (Adaptado de Dong et al, referencia 8).

Cont

amin

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n, %

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–10 0 10 20 30 40 50 60Tiempo transcurrido, minutos

Línea de flujo de descarteFlujo totalLínea de flujo de muestreo

Primavera de 2007 9

> Muestreo de fluido de formación con la herramienta de muestreo guiado Quicksilver Probe.La probeta (izquierda) posee dos orificios de admisión, con la línea de toma de descarterodeando la línea de toma de muestras. Los empacadores rodean y separan estas probetasy se sellan contra la pared del pozo (derecha). El fluido de formación se muestra en azul gri -sá ceo y el filtrado en marrón claro. Cuando se inicia el bombeo, el fluido que fluye a travésde la línea de toma de muestras se encuentra altamente contaminado (gráfico, inserto),pero la contaminación se reduce rápidamente con el tiempo. Pronto, los niveles de conta -mina ción alcanzan un valor aceptable.

Niv

el d

e co

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ión

Tiempo

Muestra aceptable

Cartucho desuministrode energía

Módulode botellas

para muestras

Módulode bomba

de muestreo

Analizadorde fluido

de muestreo

Módulohidráulico

Probetade muestreo

guiado

Analizadorde fluido

de descarte

Módulode bomba

de descarte

La clave para la obtención de muestras conniveles de contaminación tan bajos es el guiado delflujo logrado con la probeta de admisiones múlti-ples.9 Este diseño innovador ha sido implementadoen la herramienta de muestreo operada con cableQuicksilver Probe, un nuevo módulo del ProbadorModular de la Dinámica de la Formación MDT. En ciertos aspectos, la configuración del móduloQuicksilver Probe es similar a la de los tomado-res de muestras tradicionales, por cuanto unsello de empacador aísla la zona de muestreo delfluido del pozo. No obstante, dentro de la zonade muestreo del fluido, una probeta de protec-ción cilíndrica, colocada en la periferia de lazona de muestreo, rodea y protege la zona demuestreo más interna (abajo). Un sello de empa-cador adicional separa la admisión del fluido de

descarte de la admisión del fluido de muestreo.La zona interna y la zona periférica están conec-tadas a líneas de flujo independientes, a las quese alude como línea de flujo de muestreo y líneade flujo de descarte o de pro tección, respectiva-mente. Dos bombas, una colocada por encima dela probeta y otra por debajo, introducen el fluidoen las dos líneas de flujo, con velocidades dife-rentes, y los analizadores espectroscópicosdeterminan la composición del fluido en cadalínea de flujo (derecha). El efecto de orientaciónde este método se asemeja levemente a la formaen que los dispositivos de adquisición de latero-perfiles utilizan los electrodos “protectores” paraguiar la corriente dentro de una formación, conel fin de medir la resistividad.10

8. Dong C, Del Campo C, Vasques R, Hegeman P yMatsumoto N: “Formation Testing Innovations for FluidSampling,” presentado en la Conferencia y Exhibición deTecnología Marina Profunda, Vitoria, Espíritu Santo,Brasil, 8 al 10 de noviembre de 2005.

9. Del Campo C, Dong C, Vasques R, Hegeman P y YamateT: “Advances in Fluid Sampling with Formation Testers

for Offshore Exploration,” artículo OTC 18201, presentadoen la Conferencia de Tecnología Marina, Houston, 1 al 4de mayo de 2006.

10. Doll HG: “The Laterolog: A New Resistivity LoggingMethod with Electrodes Using an Automatic FocusingSystem,” Petroleum Transactions of the AIME 192 (1951):305–316.

> La sarta de herramientas Quicksilver Probe. Los fluidos ingresan en la herramienta en la pro -beta de muestreo guiado. Los fluidos conta mina -dos fluyen hacia abajo a través del analizador defluidos y la bomba de descarte. Los fluidos limpiosfluyen hacia arriba a través de los módulos delanalizador de fluidos y la bomba de muestreo,hasta el módulo de botellas para muestras. La configuración puede variar para las diferentesoperaciones de muestreo. Por ejemplo, para cier -tas aplicaciones, las bombas pueden estar loca li -zadas aguas arriba de los analizadores de fluidos.(Adaptado de Del Campo et al, referencia 9).

0

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Tiempo transcurrido, segundos

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El dispositivo de muestreo guiado QuicksilverProbe bombea el fluido desde la formación, através del área central y el área periférica de lazona de muestreo, simultáneamente. Inicial-mente, el fluido contaminado mezclado fluyehacia ambas áreas, pero no se recolecta. Luego,el flujo de fluido se separa, o se divide, entre lalínea de descarte y la línea de muestreo. El flujode fluido hacia la entrada de la línea de descartepuede incrementarse, y en poco tiempo, todo elfluido contaminado se introduce en la línea dedescarte, permitiendo que el fluido de formacióncon bajo nivel de contaminación fluya hacia lalínea de muestreo. Esta técnica acentúa la dife-rencia en el nivel de contaminación entre elfluido limpio y el fluido contaminado, lo que faci-lita la identificación del momento en el que sepuede obtener una muestra limpia. Algunosestudios de casos de diversos ambientes mues-tran la calidad de las muestras que es posibleobtener utilizando la nueva tecnología de flujoguiado.

Exploración en el Golfo de MéxicoEn el año 2004, Chevron perforó un pozo deexploración en el play incipiente, de edad Tercia-rio Inferior, situado en aguas profundas del Golfode México. Estos pozos habitualmente son difíci-les de perforar y terminar, con tirantes de agua(profundidades del lecho marino) que alcanzan3,000 m [10,000 pies] y profundidades totales de

pozos que exceden 7,600 m [25,000 pies]. Hastael momento, más de 20 pozos de exploración yevaluación han sido perforados en este play, másde la mitad de los cuales fueron pozos descu -bridores, con columnas de petróleo de granespesor en muchos casos. No obstante, en esascon diciones, las pruebas de pozos suelen serextremadamente caras y su costo habitualasciende a US$ 70 millones o una suma superior.Por este motivo, raramente se realizan pruebasDST en esta región.

Perforando en este play del Bloque WalkerRidge 759, en septiembre de 2004, Chevron y sussocios anunciaron el descubrimiento de areniscaspetrolíferas de más de 110 m [350 pies] de espe-sor neto en el Pozo Jack 1, el primer pozo delárea prospectiva Jack.11 El área marina subsalinase encuentra a aproximadamente 430 km[270 millas] al sudoeste de Nueva Orleáns y a280 km [175 millas] de la costa (arriba).

Para evaluar el área prospectiva con más dete-nimiento, Chevron perforó un segundo pozo,de no minado Jack 2, en el Bloque Walker Ridge 758,hasta una profundidad total de 8,588 m [28,175 pies]. Apartándose de los procedimien-tos habituales, Chevron planificó una prueba depozo, que convertiría el pozo Jack 2 en el únicopozo del Terciario Inferior probado en el Golfode México. La obtención de una muestra pura defluido de formación, previo a la prueba deproducción , ayudaría significativamente a la

10 Oilfield Review

reducción de las incertidumbres asociadas conel fluido en el diseño de la prueba, mejorando enconsecuencia el valor de este costoso emprendi-miento.

Una configuración singular de la sarta deherramientas de muestreo MDT posibilitó larecolección de muestras de fluido obtenidas enforma tradicional, en dos estaciones, con unaprobeta de diámetro extra-largo (XLD), y orientólas muestras en dos estaciones con el móduloQuicksilver Probe.12 El análisis del fluido de lalínea de flujo en tiempo real, realizado en una esta-ción con la probeta XLD, muestra que la relaciónRGP se incrementa pero no se nivela, aun des-pués de 8 horas de bombeo (abajo). No obstante,se recolectaron muestras a los 30,000 segundos.Los análisis de laboratorio demostraron poste-riormente que estas muestras poseían más de10% de contaminación con OBM.

> El play de edad Terciario Inferior, situado en el área de aguas profundas del Golfo de México, dondeChevron descubrió el Campo Jack en el año 2004. Los otros pozos del play de edad Terciario Inferiorse muestran como puntos.

S A L

Houston Nueva Orleáns

G O L F O D E M É X I C O

Jack

km

millas0

0 150

150

> Gráfica de limpieza del fluido de la línea de flujo,obtenida con una probeta de diámetro extra gran -de en el Pozo Jack 2 de Chevron. El volumen defluido bombeado durante el muestreo se muestraen el carril superior. El análisis en tiempo real dela densidad óptica medida con el Analizador deFluidos Vivos LFA conduce a la cuantificación dela facción de volumen de los componentes C6+,que son básicamente hidrocarburos líquidos (se gundo carril), y de la relación gas-petróleo(RGP) (tercer carril), a medida que el fluido de lalínea de flujo se vuelve más limpio. La relaciónRGP (azul) continúa creciendo, lo que indica unmues treo más limpio, pero no se nivela, ni siquie radespués de 8 horas de bombeo. El análisis delaboratorio de las muestras recolectadas a los30,000 segundos indicó que el nivel de conta mi -nación era superior al 10%. Un carril indicadorde la calidad de los datos (carril inferior) es verdecuando la calidad de los datos es alta y marróncuando la calidad de los datos es pobre.

Primavera de 2007 11

Las muestras obtenidas con el móduloQuicksilver Probe exhibieron una contaminacióninferior al 1% después de 4 horas de bombeo. Lasgráficas de volumen de bombeo y RGP, obtenidasde las líneas de flujo de descarte y de muestreo,muestran las etapas de limpieza del fluido(arriba). Entre 0 y 7,340 segundos, la bomba infe-rior inició el desplazamiento del fluido hacia elpozo, llevando los fluidos mezclados a través dela línea de flujo de descarte. El bombeo de losprimeros fluidos a través de la bomba de la líneade descarte ayuda a optimizar la obtención de lasmuestras. Los fluidos que fluyen en las primerasetapas son más proclives a contener sólidos delodo que pueden obturar potencialmente labomba. Si ha de producirse tal obturación, losingenieros de campo prefieren que se obture labomba de descarte en vez de la bomba de mues-treo. Si bien el flujo no será guiado si se bombeacon una sola bomba, podrán extraerse muestrassi la bomba de muestreo está funcionando. No sepueden obtener muestras si sólo opera la bombade descarte.

En este ejemplo, la bomba de descarte sedetuvo a los 7,340 segundos y la bomba de lalínea de muestreo comenzó a funcionar. La RGP

observada con el Analizador de Fluidos VivosLFA de la línea de muestreo comenzó a incre-mentarse. La RGP detectada con la herramientaLFA de la línea de descarte se ignora, ya que nocircula fluido a través de la misma.

Aproximadamente a los 11,500 segundos, elflujo se divide. La RGP de la línea de muestreose incrementa rápidamente, lo que indica unproceso de limpieza rápido conforme el filtradocontaminado es guiado lejos de la probeta demuestreo. Además, la curva RGP se aplana deinmediato, lo que indica que el fluido está tanlimpio como es posible. La RGP de la línea dedescarte sigue aumentando; su fluido aún se estálimpiando. La muestra obtenida a los 14,000segundos fue analizada posteriormente en ellaboratorio, detectándose un nivel de contami-nación demasiado bajo para ser medido.

El empleo del dispositivo Quicksilver Probepermitió comparar las muestras de fluido de altacalidad con las del pozo descubridor y proporcionóuna estimación mejorada de la viscosidad, en comparación con las muestras obtenidas conherramientas con configuraciones más convencio-nales. Las muestras con menos contaminaciónmejoraron además el diseño de la prueba DST

mediante la cuantificación de la RGP para losrequerimientos del separador y de las instalacio-nes de superficie, prediciendo el comportamientoPVT y mejorando la caracterización del yacimiento.

La prueba de producción del Pozo Jack 2,finalizada en septiembre de 2006, fue la pruebade pozo exitosa más profunda realizada en elGolfo de México.13 Durante la prueba, el pozomantuvo una tasa de flujo de más de 950 m3/d[6,000 b/d] de petróleo crudo, proveniente deaproximadamente el 40% de su espesor neto.Chevron y sus socios, Statoil ASA y Devon EnergyCorporation, decidieron perforar un pozo adicio-nal de evaluación en el año 2007.

Operaciones de muestreo a altas presiones y altas temperaturasLas condiciones de alta presión y alta tempera-tura (HPHT) presentan un ambiente desafiantepara todos los aspectos de las operaciones de per-foración, adquisición de registros, terminación yproducción de pozos. Los pozos HPHT son amenudo profundos y requieren el empleo de losequipos de perforación de mayor capacidad, loque puede resultar costoso. La adquisición deregistros con cable generalmente demanda variasca rreras para obtener la información necesaria, ya menudo se presentan problemas de atasca-miento de las herramientas, por lo que lasoperaciones de pesca—costosas y prolongadas—conllevan riesgos potenciales. La adquisición deregistros con la tubería no suele ser la mejoropción porque expone las herramientas a tempe-raturas elevadas durante más tiempo.

La tradicional adquisición de registros concable, que utiliza cables estándar, probable-mente no ofrezca suficiente esfuerzo de tracciónpara desplegar las sartas de herramientas largasen pozos profundos, y quizás carezca delesfuerzo de tracción extra necesario paraextraer una herramienta si se produce un atas-camiento. Un método de despliegue reciéndesarrollado, que utiliza un cable de alta resis-tencia a la tracción y un malacate o cabrestantede alta tracción puede resultar efectivo en estos

11. ChevronTexaco Announces Discovery in Deepwater Gulfof Mexico (Chevron Texaco anuncia un descubrimientoen el área de aguas profundas del Golfo de México,http://www.chevron.com/news/press/2004/2004-09-07.asp(Se accedió el 22 de septiembre de 2006).

12. Weinheber P y Vasques R: “New Formation Tester Probe Design for Low-Contamination Sampling,”Transcripciones del 47o Simposio Anual sobreAdquisición de Registros de la SPWLA, Veracruz,México, 4 al 7 de junio de 2006, artículo Q.

13. Chevron Announces Record Setting Well Test at Jack(Chevron anuncia una prueba de pozo que bate récordsen el Pozo Jack), http://www.chevron.com/news/press/2006/2006-09-05.asp (Se accedió el 22 deseptiembre de 2006).

> Gráficas de volumen de bombeo, fracción de volumen y RGP para los fluidos de la línea de muestreo(izquierda) y la línea de descarte (derecha), obtenidos con el método de muestreo guiado de la herra -mienta Quicksilver Probe. Como se observa en el carril correspondiente al volumen de bombeo(extremo superior), sólo la bomba de la línea de descarte (rojo) opera entre 0 y 7,340 segundos.Luego, se activa la bomba de la línea de muestreo (marrón), que bombea hasta 11,500 segundos, encuyo momento ambas bombas funcionan en forma sincrónica pero a diferentes velocidades. Lalimpieza puede verse por el incre mento de la RGP (azul) en la línea de flujo de descarte, entre 0 y7,340 segundos, mientras la línea de muestreo se encuentra inactiva. Luego, la bomba de descarte sedetiene y la bomba de la línea de muestreo se pone en funcionamiento. La RGP observada con elmódulo LFA de la línea de muestreo se incrementa gradualmente al principio y luego, cuando el flujose divide a los 11,500 segundos, la RGP de la línea de muestreo se incrementa en forma sustancial yalcanza una meseta, lo que indica que el fluido está limpio. La muestra obtenida a 14,000 segundosmostró un nivel de contaminación demasiado pequeño para ser medido.

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7,030 kg [9,700 a 15,500 lbm], lo que aseguraque se puedan recuperar hasta las sartas deherramientas pesadas y largas.

En este pozo exploratorio, ConocoPhillips(UK) Ltd proyectó registrar el pozo y obtener laspresiones con el fin de determinar los pesos dellodo para perforar a mayor profundidad y carac-terizar el fluido de formación. No se requeriríaningún proceso de muestreo en el yacimientoprimario , porque los fluidos presentes en los blo-ques de fallas productores cercanos ya seconocían. Se esperaba que las temperaturas defondo de pozo alcanzaran 185°C [365°F] y quelas presiones de formación excedieran 14,000 lpc[97 MPa]. Las herramientas de adquisición deregistros en pozos HPHT de diámetro reducidoSlimXtreme, incluyendo la nueva herramientaanalógica de sísmica de pozo, se correrían concable de alta resistencia con el malacate extra.

El pozo encontró un yacimiento secundarioimprevisto, por encima del objetivo primario,provocando cierta incertidumbre en la compren-

sión de las propiedades de los fluidos. El pro gra -ma de adquisición de registros fue modificado deinmediato para incluir el muestreo del fluido enestas zonas recién descubiertas. Se preparó unmódulo de la herramienta Quicksilver Probe a finde ser corrido en el pozo y, en la plataforma, seinstaló un sistema PVT Express de análisis de flui-dos en la localización del pozo para realizar elanálisis de superficie de las muestras recolecta-das en las cuatro zonas nuevas.

En la primera arenisca, muestreada con eldispositivo de flujo guiado Quicksilver Probe, laherramienta operó en forma uniforme, y el flujoa través de la herramienta se inició en modomezclado. El flujo se dividió entre la probeta demuestreo y la probeta de protección después de2,600 segundos de muestreo, lo que dio lugar aun incremento abrupto de la RGP, que pasó de150 m3/m3 [850 pies3/bbl] a cerca de 270 m3/m3

[1,500 pies3/bbl] (próxima página, arriba). LaRGP se niveló en 279 m3/m3 [1,550 pies3/bbl] y semantuvo elevada durante la recolección de las

12 Oilfield Review

casos (derecha).14 Este método permite el des-pliegue rápido de la sarta de adquisición deregistros y una sobretracción mucho mayor, loque reduce el riesgo de atascamiento de lasherramientas.

En el sector británico del Mar del Norte, lospozos HPHT son perforados usualmente conOBM. El muestreo de fluidos con cable con -vencional en los pozos perforados con OBM,normalmente requiere tiempos de bombeo lar-gos. Estos tiempos extendidos aumentan lasposibilidades de falla de las herramientas, rela-cionadas con la temperatura elevada y puedenarrojar muestras insatisfactorias. Se necesita untiempo de limpieza más corto y muestras demejor calidad para una operación de muestreo defluidos exitosa en condiciones de HPHT. Algunosejemplos de pozos HPHT del Mar del Norte mues-tran cómo la acción de guiado del flujo de laherramienta Quicksilver Probe reduce el tiempode limpieza, minimizando la exposición de laherramienta a temperaturas elevadas, mejorandola calidad de las muestras y reduciendo el riesgode atascamiento de la herramienta.

En un ejemplo HPHT del sector central delMar del Norte, ConocoPhillips (UK) Ltd aplicótecnologías nuevas y comprobadas para superarlas dificultades presentes en este ambientehostil . La experiencia había demostrado queademás de las altas temperaturas y las altas pre-siones, los pozos del área mostraban propensiónal atascamiento; los efectos de la profundidad,las propiedades del revoque de filtración, lascondiciones de sobrebalance hidrostático y latortuosidad de los pozos se combinaban paraobstaculizar la evaluación de yacimientos conherramientas operadas con cable. La obtenciónde cualquier dato bajo estas condiciones re -quería que se asegurara al equipo de perforaciónque se adoptarían los pasos necesarios parareducir el riesgo de atascamiento de las herra-mientas de adquisición de registros en el pozo.Se realizaron estudios para confirmar que nin-gún hidrocarburo bombeado en el pozo duranteel análisis de fluidos desestabilizaría la columnade lodo. Las operaciones de adquisición de re -gistros con la tubería fueron descartadas porrazones de seguridad.

ConocoPhillips (UK) Ltd había registradocon éxito otros pozos HPHT desafiantes de laregión con un equipo de adquisición de registrosde alta resistencia a la tracción. En estos casos,las herramientas de adquisición de registros concable se bajaron y extrajeron de los pozos, utili-zando cable de alta resistencia a la tracción y unmalacate. El malacate, colocado entre el piso demaniobra y la unidad de cable, incrementa el esfuerzo de tracción del cable, de 4,400 a

> Sistema de adquisición de registros de alta resistencia a la tracción para registrar pozos pro -fundos y pozos con posibilidades de atascamiento de la herramienta con sartas de herra mien taspesadas. El sistema comprende una unidad con cable estándar de Schlumberger, un malacatede doble tambor con cable de alta resistencia y un cable metálico de alta resistencia a la trac -ción. El malacate incrementa el esfuerzo de tracción que puede ejercerse sobre el cable, dema nera que hasta las sartas de herramientas pesadas pueden recuperarse, reduciéndose elriesgo de atascamiento. Con el cable de alta resistencia, normalmente se utiliza un punto débilde fusible eléctrico localizado en el cabezal de la sarta de herramientas, para permitir un es fuer zode tracción máximo sobre las herramientas, si se necesita. El punto débil sólo puede rom per seeléctricamente desde la superficie. Los pozos extremadamente profundos, tales como aquelloscuyas profundidades superan 8,500 m [28,000 pies], requieren una unidad de cable modificada.

Distancia recomendada:30 a 60 pies

Cable de altaresistencia

Malacate de doble tamborcon cable de alta resistencia

Malacate estándarde Schlumberger

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muestras. El análisis inicial de fluidos en la locali-zación del pozo mostró un petróleo de altapureza. Los resultados finales del análisis de labo-ratorio realizados en tierra firme indicaron unnivel de contaminación del 1%.

Los especialistas en el sistema PVT Express,apostados en la localización del pozo, identifica-ron entre 600 y 900 ppm de ácido sulfhídrico[H2S] en la capa de gas más somera, lo que seríaincompatible con el diseño de terminación depozos. La presencia de estos niveles de H2S en laprimera arenisca condujo al equipo del subsuelode ConocoPhillips (UK) Ltd a mejorar la inspec-ción minuciosa de las otras capas inexploradas.Se programaron carreras adicionales de adquisi-ción de registros para las areniscas restantes, enla sección de 81⁄2 pulgadas, que incluyeronmuchas más estaciones de muestreo, asumiendoque el módulo Quicksilver Probe podría tolerarlas temperaturas elevadas.

En otra estación, la operación con la herra-mienta Quicksilver Probe se inició y prosiguiócon la válvula de derivación de la herramientaen posición abierta. Esto significa que la líneade flujo de descarte y la línea de flujo de mues-treo estaban conectadas hidráulicamente dentrode la herramienta, en forma similar al muestreotradicional con una sola probeta. El bombeocontinuó durante más de 14,000 segundos—unas 4 horas—momento en que se recolectaronlas muestras porque el fluido no se tornaba máslimpio (abajo). El análisis en la localización delpozo determinó que el nivel de contaminaciónera del 22%, lo que fue confirmado tres semanasdespués por el resultado del laboratorio en tie-rra firme, que indicó un nivel del 23%.

Antes de abandonar esta estación de mues-treo, el ingeniero de campo logró cerrar laválvula de derivación y establecer un flujoguiado. El flujo de fluido se dividió entre la líneade flujo de descarte y la línea de flujo de mues-treo, la RGP se incrementó sustancialmente y lacontaminación se redujo. El análisis PVT Expressen la localización del pozo indicó que los nivelesde contaminación cayeron de 22% a 1.5%. Las

muestras de fluido recolectadas aquí mostraronun 1% de contaminación en el análisis de labora-torio posterior. Aquí, y en las capas restantes, sedetectaron niveles normales de H2S. En total, seobtuvieron 27 muestras de fluido con resultadosde buena calidad en todas las capas.

El pozo fue terminado subsiguientemente,disparándose sólo aquellas capas en las cualesse había demostrado que poseían niveles de H2Sbajos, compatibles con la metalurgia de lastuberías. La obtención de una serie de muestrasde fondo de pozo sin contaminar, como parte deun programa de adquisición de registros derápida evolución, era vital para el éxito del desa-rrollo de este yacimiento secundario. Si no sehubieran tomado muestras de alta calidad y laterminación del pozo se hubiera llevado a cabosin estos datos, las altas concentraciones de H2Shabrían dañado la tubería de producción eingresado en las instalaciones de producción. Lamitigación de estos episodios habría requeridoel cierre de la producción y la ejecución de unaoperación de recuperación de pozo costosa paraidentificar y aislar la zona con contenido poten-cial de H2S.

14. Alden M, Arif F, Billingham M, Grønnerød N, Harvey S,Richards ME y West C: “Sistemas avanzados deoperación de herramientas en el fondo del pozo,”Oilfield Review 16, no. 3 (Invierno de 2004/2005): 32–47.

>Monitoreo de la limpieza de las muestras utili -zan do el dispositivo de muestreo guiadoQuicksilver Probe. A los 2,600 segundos, el flujo sedividió entre la probeta de muestreo y la probetade protección, bombeando esta última a mayorvelocidad (marrón, carril superior). La RGP seincrementó rápidamente, pasando de 850 pies3/bbla aproximadamente 1,500 pies3/bbl y alcanzandofinalmente 1,550 pies3/bbl (tercer carril). El análi sisde fluidos en la localización del pozo PVT Express,contiene un nivel de contaminación con OBMprácticamente nulo y entre 600 y 900 ppm de H2S.Los resultados de los análisis de laboratoriorealizados en tierra firme indicaron un 1% decontaminación con filtrado OBM. El indicador dela calidad de los datos (carril inferior) es verde,lo que muestra datos de alta calidad.

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> Operación con la herramienta Quicksilver Probe en un pozo del Mar del Norte de ConocoPhillips(UK) Ltd con la válvula de derivación de la herramienta en posición abierta (izquierda). Con las líneasde flujo de descarte y muestreo conectadas hidráulicamente dentro de la herramienta, el efecto es elmismo que el del muestreo convencional con una sola probeta. El carril correspondiente al volumen debombeo (extremo superior) muestra sólo la bomba de muestreo en funcionamiento (azul). La lim pie za esgradual, como lo demuestra el incremento lento de la RGP con el tiempo (tercer carril). Des pués demás de 14,000 segundos, el fluido no seguía limpiándose, de manera que se procedió a reco lectar lasmuestras. De acuerdo con el análisis PVT Express de análisis de fluidos en la localización del pozo, el nivel de contaminación fue del 22%. Después que el ingeniero de campo cerró la válvula de deriva -ción (derecha), el flujo de fluido se dividió entre la línea de flujo de descarte y la línea de flujo demuestreo al cabo de aproximadamente 15,500 segundos. El bombeo es realizado tanto por la bombade la línea de muestreo (azul) como por la bomba de la línea de descarte (marrón) (carril su pe rior), perola bomba de la línea de descarte opera a mayor velocidad. La RGP (tercer carril) se incre mentó hastaalcanzar 1,500 pies3/bbl, lo que indicó una reducción de la contaminación. El análisis PVT Express en lalocalización del pozo cuantificó una caída del nivel de contaminación del 22% al 1.5%.

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Presión medida conel medidor de deformación

Presión medida conel medidor de cuarzo

Muestreo HPHT en lugar de la prueba DSTPerforando en otra área HPHT del sector centraldel Mar del Norte, BG realizó un descubrimientode múltiples zonas con hidrocarburos. Este pozode exploración fue diseñado para que no se ejecu-taran pruebas DST, lo que implicó un ahorro decostos en dos niveles. En primer lugar, una pruebaDST en esta región habría costado entre US$ 10 y20 millones. En segundo lugar, la instalación deuna terminación de menor costo generaba aho-rros adicionales. Una prueba DST requeriría unatubería de revestimiento de 97⁄8 pulgadas máspesada para tolerar las presiones de la prueba, yun árbol de pruebas de pozos diferente parasoportar el equipo de pruebas de pozos, totali-zando unos US$ 4 millones adicionales. Además,la falta de producción de fluidos de yacimientosen la superficie evitaría riesgos ambientales.

Como no se correría ninguna prueba DST, eracrucial obtener muestras de alta pureza concable. Para permitir el análisis de los fluidos deformación en tiempo real, la herramientaQuicksilver Probe fue configurada con el móduloLFA y el módulo Analizador de la Composición delos Fluidos CFA en la línea de flujo de muestreo.Un sistema PVT Express, instalado en el equipode perforación, analizó la contaminación en lalocalización del pozo. Los especialistas con base

en tierra pudieron participar en el proceso deadquisición de registros y en el análisis de lasmuestras, en tiempo real, a través del sistemaInterACT de monitoreo y envío de datos.Mediante la confirmación de la pureza de lamuestra en la localización del pozo, los ingenierossabrían si la calidad de la muestra obtenida eraadecuada o si se requería una nueva muestra. Losespecialistas en fluidos de BG esperaban mues-tras con un nivel de contaminación con OBMinferior al 5%. Además de las muestras de hidro-carburos, la herramienta obtendría muestras deagua si podía tolerar las temperaturas elevadasdel yacimiento que se encontraban a mayor pro-fundidad. Se anticipó que las presionesalcanzarían como mínimo un valor de 13,000 lpc[90 MPa], y se previó que la temperatura excede-ría el límite de operabilidad de los módulos LFA yCFA, establecido en 177°C [350°F].

En el primer intervalo con hidrocarburosmuestreado, el más somero, la temperatura yaalcanzaba 171°C [340°F]. La operación con laherramienta Quicksilver Probe procedió normal-mente, comenzando con la probeta de proteccióny la probeta de muestreo conectadas a través dela válvula de derivación interna. Se utilizó labomba superior para bombear el fluido a travésde la línea de muestreo. El flujo se dividió entrela línea de descarte y la línea de muestreo des-pués de 3,050 segundos de bombeo, momento enel que un salto en la curva RGP, observado en lagráfica LFA, indicó una reducción significativadel nivel de contaminación del fluido en la líneade muestreo (arriba, a la izquierda). Al cabo demenos de dos minutos, en que la contaminaciónalcanzó un nivel estimado del 10%, se abrió la

botella para muestras de un galón de capacidadpara recolectar una muestra de seguridad; unapráctica estándar en pozos difíciles.15 Estoresultó prudente, porque inmediatamente des-pués la bomba de la línea de flujo de muestreo seatascó, pero se puso en marcha nuevamente.

La contaminación continuó reduciéndose ycuando se niveló la RGP, se abrió, llenó y re-envió a la superficie una botella para muestrasmonofásicas.16 El análisis PVT Express, realizadoen el equipo de perforación, cuantificó un nivelde contaminación extremadamente bajo, lo queindicó que la muestra era suficientemente pura,y la herramienta pudo desplegarse nuevamenteen el nivel siguiente más profundo y con unatemperatura más elevada. Las pruebas de labo-ratorio independientes, realizadas a las pocassemanas en tierra firme, detectaron un nivel decontaminación nulo en esta muestra.

En la siguiente zona con hidrocarburos, seobtuvieron con éxito tres muestras con un nivelde contaminación bajo, pero luego, las válvulasde retención de lodo, en la línea de flujo demuestreo, comenzaron a mostrar signos de tapo-namiento. No obstante, quedaba por muestrearla zona más profunda y con temperatura más ele-vada. Allí, en la estación de muestreo de agua, elmódulo LFA detectó tapones de lodo del pozo yfiltrado OBM, lo que indicó que el movimientoinesperado del fluido se producía a través del ori-ficio de salida del fluido. Transcurrido ciertotiempo, este movimiento del fluido provenientedel pozo había removido la obtu ración de la válvula de retención de lodo, y el bombeo sincro-nizado hacia las líneas de descarte y muestreo sellevó a cabo en forma normal—a pesar de la

14 Oilfield Review

> Operación con la herramienta Quicksilver Probeen un pozo HPHT de BG en el Mar del Norte. Antesde los 3,050 segundos, el fluido fluyó a través dela bomba de la línea de muestreo (azul, carrilsuperior). A los 3,050 segundos, la bomba de lalínea de descarte (marrón) y la bomba de la líneade muestreo operaban en forma sincrónica, perocon la bomba de la línea de descarte fun cio nan -do a mayor velocidad. Esto produjo la división delflujo, dando origen a un incremento abrupto de laRGP (azul) a los 3,050 segundos (segundo carril).Se observó que la muestra obtenida a los 8,700segundos no contenía contaminación.

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> Detección de la contaminación con OBM en muestras de agua, utilizando el módulo LFA, en el pozoHPHT de BG en el Mar del Norte. El carril superior muestra la presión medida con el medidor de cuarzoy la presión medida con el medidor de deformación, junto con la resistividad sin escalar (rosa) y las ca -rreras de la bomba (azul y verde). El segundo carril muestra la fracción de volumen de los componentesC6+, indicando la contaminación con filtrado OBM (verde), el OBM y los sólidos (rojo), y el agua (azul). A los 2,600 segundos, inmediatamente después de que las bombas de descarte y muestreo comienzan a bombear en forma sincrónica, la línea de muestreo recibe el agua de formación (azul). El tercer carrilcontiene los 10 canales ópticos LFA. El canal 0 (negro) detecta el metano. Los canales 6 y 9 (azul másoscuro) detectan el agua. El carril correspondiente a la fracción de volumen detecta el agua (azul)cuan do los canales LFA 6 y 9 alcanzan amplitudes altas.


temperatura de fondo de pozo de 183°C[361°F]—lo que permitió la obtención de mues-tras de agua de formación.

La determinación del nivel de contaminaciónde las muestras de agua con OBM en el fondodel pozo, se basó en la interpretación de losdatos de los canales cromáticos del módulo LFA(página anterior, abajo).17 El lodo del pozo, elfiltrado OBM y el agua de formación poseenrespuestas características en los rangos de fre-cuencias visibles y frecuencias de la bandainfrarroja cercana, medidos con la herramienta.Las dos muestras de agua recolectadas en estenivel contenían algo de fluido OBM de descarte,pero esto no constituía un problema, porque elOBM es inmiscible en el agua de formación.

BG estima un ahorro de hasta US$ 24 millonessi se utiliza el método de muestreo guiado Quicksilver Probe, en lugar de una prueba de formación efectuada a través de la columna deperforación para obtener muestras con un nivelde contaminación nulo.

Muestreo de petróleos viscososLos petróleos viscosos pueden ser especialmentedifíciles de muestrear utilizando la tecnología demuestreo tradicional. Con su viscosidad rela -tivamente más baja, el filtrado OBM fluyepreferentemente hacia los dispositivos de mues-treo, incrementando la contaminación de lasmuestras y dejando a menudo fluidos de forma-ción de alta viscosidad en la formación.

Cairn Energy India Pty Ltd experimentó esosproblemas durante la obtención de muestras depetróleo en su Campo Bhagyam del noroeste deIndia. El Campo Bhagyam es uno de los 19 cam-pos de la Cuenca de Barmer, que explota laarenisca Fatehgarh de alta permeabilidad. Lasreservas de petróleo del yacimiento se estimanactualmente en 240 millones de m3 [1,500 millo-nes de barriles].18 Las propiedades del petróleovarían entre los distintos campos de la cuenca ylos petróleos del Campo Bhagyam exhiben unagradación composicional desde la cresta hasta elcontacto agua/petróleo. Cairn planea optimizar eldesarrollo del campo y el diseño de las instalacio-nes de superficie para lo cual necesita un mejorconocimiento de las propiedades del petróleo.

Los petróleos Bhagyam poseen un alto conte-nido de parafinas, lo que les confiere un altopunto de escurrimiento y una alta viscosidad a la

Para obtener muestras sin contaminación,Cairn había recurrido a la recolección de mues-tras de pozos entubados utilizando tomadoresde muestras monofásicas desplegados concable. Las muestras obtenidas de esta manerapueden tener niveles de contaminación bajos,pero sólo se pueden recolectar después de ter-minado el pozo.

En una campaña destinada a mejorar la cali-dad de las muestras, el dispositivo QuicksilverProbe recolectó muestras en dos pozos delCampo Bhagyam.21 De las 18 muestras obtenidas,15 fueron de calidad PVT. Seis exhibieron un nivelde contaminación nulo. Se analizó una de lasmuestras para determinar la composición quí-mica y se comparó con una muestra obtenida enla misma localización con un probador de la for-mación en agujero descubierto tradicional y conuna muestra obtenida en pozo entubado (arriba).

15. Una muestra de seguridad es una muestra que puede noser ideal; por ejemplo, una muestra levemente conta mi nadapero que se obtiene de todos modos, por si la herramientafalla y no es posible proseguir con el muestreo.

16. Una botella para muestras de una sola fase mantiene lanaturaleza monofásica de una muestra de fluido cuandoésta se lleva a la superficie.

17. Betancourt S, Fujisawa G, Mullins OC, Carnegie A, DongD, Kurkjian A, Eriksen KO, Haggag M, Jaramillo AR yTerabayashi H: “Análisis de hidrocarburos en el pozo,”Oilfield Review 15, no. 3 (Invierno de 2003/2004):60–69.

18. “Wireline Sampling Technology Enables Fluid SamplingWithout Contamination,” JPT 5, no. 9 (Septiembre de2006): 32, 34.

19. Las muestras de calidad PVT son aquellas que poseenun nivel de contaminación suficientemente bajo, demanera que las propiedades PVT medidas en el labo ra torio corresponden a las de una muestra noconta mi na da. El límite de contaminación máximopermitido varía según la compañía y el laboratorio. Laregla general para esta cuenca es una contaminacióndel 7%.

20. Alboudwarej H, Felix J, Taylor S, Badry R, Bremner C,Brough B, Skeates C, Baker A, Palmer D, Pattison K,Beshry M, Krawchuk P, Brown G, Calvo R, Cañas TrianaJA, Hathcock R, Koerner K, Hughes T, Kundu D, López deCárdenas J y West C: “La importancia del petróleopesado,” Oilfield Review 18, no. 2 (Otoño de 2006): 38–59.

21. Kumar S y Kundu D: “Fluid Sampling in Oil Based MudEnvironment: Quicksilver Probe Aids AcquiringContamination Free Samples in a ChallengingEnvironment,” presentado en Petrotech 2007, la 7aExhibición Internacional del Petróleo y el Gas, NuevaDelhi, India, 15 al 19 de enero de 2007.

> Composición derivada del análisis de laboratorio de muestras de petróleo viscoso obtenidas paraCairn Energy India en el Campo Bhagyam de la Cuenca Barmer. Las muestras, todas de la misma lo -calización, fueron recolectadas utilizando un tomador de muestras monofásicas operado con cable(WL) en pozo entubado (verde), un probador de la formación convencional operado con cable enagujero descubierto (azul) y la herramienta de muestreo guiado Quicksilver Probe en agujerodescubierto (rojo). El probador de la formación convencional operado con cable arrojó una muestracontaminada, mientras que la muestra de agujero descubierto, obtenida con el método de muestreoguiado, se ajustó bien a la obtenida en el pozo entubado.

Com

posi

ción

mol

ar

100

10

1.0

0.10

0.01

Contaminación,39.5% en peso

Muestra sin contaminar, WLMuestra contaminada, Pozo A1035Pozo 1, muestra Quicksilver Probe

Hidróg

eno

Dióxido

de ca

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Metano

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no

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I N D I A

RajasthanP A K I S

T Á N

NEPAL

C H I N A

BANGLADESH

SRI LANKA

Cuenca Barmer

km

millas0

0 500

500

temperatura del yacimiento. La obtención demuestras de calidad PVT representativas ha sidoun desafío.19 Antes de la introducción del mues-treo guiado en la India, la mayoría de lasmuestras obtenidas por Schlumberger y otrascompañías de servicios, utilizando probadoresde formaciones en agujero descubierto tradicio-nales, estaban demasiado contaminadas parasuministrar propiedades PVT correctas duranteel análisis de laboratorio.20

RGP,

pie

3 /bbl

Tiempo, segundos

0 500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000 3,500 4,000 4,500 5,000600

650

700

750

800

Muestreo con la herramientaQuicksilver ProbeLíneas de flujo divididas

Muestreo con una probeta tradicional

El método tradicional, en agujero descubierto,generó una muestra claramente contaminadacon diversos componentes OBM. La muestraobtenida en el pozo entubado mostró una com-posición general similar a la de la muestraQuicksilver Probe sin contaminar, con pequeñasvariaciones de la concentración en algunos com-ponentes.

Luego de la obtención exitosa de muestrassin contaminación y de la disponibilidad de deta-llados datos PVT de fluidos, Cairn cuenta conmejores datos de propiedades de fluidos para lle-var a cabo estudios de desarrollo de campos queincluyan estimaciones de reservas, diseño de ins-talaciones y aseguramiento del flujo. Estosestudios harán un aporte significativo a la pro-ducción del Campo Bhagyam y demostrarán elpotencial para la ejecución de estudios mejora-dos de desarrollo de campos en todo el mundo.

Obtención de muestras en campos madurosEl dispositivo Quicksilver Probe es además unaherramienta valiosa para evaluar la eficiencia dela recuperación de hidrocarburos en camposmaduros. Algunos ejemplos de campos maduroscomplejos, situados en Medio Oriente, muestrancómo el método de muestreo guiado permitióobtener muestras puras en formaciones de per-meabilidad alta y baja, y ayudó a evaluar laeficiencia del barrido del gas.

El primer pozo se encuentra ubicado en unyacimiento que produce mediante empuje porexpansión del casquete de gas y empuje de agua.Recientemente, se perforaron varios pozos deevaluación para monitorear la eficiencia debarrido. Los pozos se perforaron con OBM y seregistraron con la sonda integrada de adquisi-ción de registros con cable Platform Express ycon herramientas de resonancia magnéticanuclear para análisis en agujero des cubierto. Seutilizó el módulo Quicksilver Probe de la herra-mienta MDT para recolectar las muestras defluidos.

El objetivo era evaluar la eficiencia de laexpansión del casquete de gas en el yacimientoprincipal; una formación de arenisca heterogé-nea con una permeabilidad de más de 1 Darcy.Si bien las bajas saturaciones de petróleo, deri-vadas de las mediciones de ResonanciaMagnética eXpert MRX, indicaban un nivel debarrido del petróleo por expansión del gas alta-mente eficiente, se corrió el probador de laformación para confirmar la ausencia de petró-leo móvil en la zona barrida. La identificación dela presencia de petróleo móvil remanenteindicaría un barrido incompleto. El móduloQuicksilver Probe identificó y muestreó los flui-dos en cuatro estaciones de la zona de gas y en

16 Oilfield Review

> Presiones y resultados del muestreo en una zona de alta permeabilidad de un campo complejo deMedio Oriente. Las presiones de formación aparecen en el Carril 1, identificándose el gas como cír -culos naranjas y el petróleo como círculos verdes. Los datos de rayos gamma y calibrador aparecenen el carril correspondiente a la profundidad. El Carril 3 contiene las curvas de resistividad y la mo vi li -dad determinada a partir de la caída de presión (círculos). El Carril 4 representa los datos de densidady porosidad-neutrón. Las estaciones de muestreo guiado con el módulo Quicksilver Probe se in dicancon pequeños insertos de la probeta. En la estación de muestreo superior, se obtuvieron muestras degas de una zona de alta permeabilidad. El análisis de fluidos de fondo de pozo en esta estación(extremo superior derecho) muestra los valores de fracción de volumen y RGP obtenidos con elAnalizador de la Composición de los Fluidos CFA. En la gráfica de la fracción de volumen, el amarillo,el rojo y el verde, indican los componentes C1, C2 a C5, y C6+, respectivamente. Los valores de RGP(magenta) señalan la limpieza de la línea de muestreo. En la tercera estación, las densidades ópticasobtenidas con el Analizador de Fluidos Vivos LFA en la línea de muestreo (azul oscuro) son mayoresque en la línea de descarte (azul claro), lo que indica la presencia de fluido más limpio en la línea demuestreo. El análisis de los resultados CFA, en la misma estación, muestra resultados si mi lares. En lacuarta estación, en una zona de petróleo de alta permeabilidad, las mediciones LFA de la RGP detec -tan la limpieza de la línea de flujo de muestreo (extremo inferior derecho).

10,0005,000

00.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.55

Línea de muestreo

Línea de descarte

Presión de formación, lpc 0 200

4 12

Prof., pies

Rayosgamma

°API

Calibrador

Pulgadas

Movilidad derivadade la caída de presión

0.2 20,000 0.45 -0.15vol/vol

Porosidad-Neutrón1.95 2.95g/cm3

Densidad

mD/cP

100

50

0

30,00020,00010,000

05,000 10,000

100

50

040,000

20,000

05,000 10,000

750

500

250

0

1,000 2,000

0.2 20,000ohm.m

Resistividad

X,X90

X,X00

X,X10

X,X20

X,X30

X,X40

X,X50

X,X60

X,X70

X,X80

X,X90

X,X00

X,X10

X,X20

X,X30

X,X40

0.068 lpc/pie (gas)

0.075 lpc/pie (gas)

CGP

0.268 lpc/pie(petróleo)

0.282 lpc/pie (petróleo)

> Comparación de los tiempos de bombeo para obtener muestras de petróleo limpias enun campo de Medio Oriente, utilizando el módulo Quicksilver Probe y una probeta tra di -cional. En esta arenisca de alta permeabilidad, la herramienta Quicksilver Probe (rojo)requirió aproximadamente sólo 1,600 segundos de tiempo de bombeo para hacer pasarel fluido con bajo nivel de contaminación a la línea de muestreo, mientras que la probetatradicional (azul) demandó aproximadamente el triple del tiempo de bombeo para obteneruna muestra con baja contaminación.


una estación de la columna de petróleo (páginaanterior, arriba). Todas las zonas muestran elincremento característico de la RGP cuando elflujo a través de la línea de descarte se aparta dela línea de muestreo. Se captaron varias mues-tras de gas sin contaminación con filtrado OBMy sin petróleo móvil, lo que indicó una recupera-ción altamente eficiente.

En la zona de petróleo, la RGP medida con elmódulo LFA mostró una precisión de 1% con res-pecto a la RGP ya conocida para el campo. Eltiempo de bombeo requerido para una muestrade petróleo limpia, extraída de esta zona, fue deunos 1,600 segundos, aproximadamente un terciodel tiempo requerido normalmente para la mismazona en otros pozos (página anterior, abajo). El

análisis de laboratorio determinó que la conta-minación de la muestra de petróleo obtenidacon la herramienta Quicksilver Probe era dema-siado escasa para ser medida.

En un segundo ejemplo de Medio Oriente, unpozo de evaluación penetró seis yacimientos,incluyendo un descubrimiento. Los objetivos eranobtener perfiles de presión, identificar los fluidosen el fondo del pozo y obtener muestras de fluidoslimpias. Además, el operador quería establecer elflujo desde las zonas de baja porosidad, que nohabían sido probadas previamente en formadirecta para determinar su producibilidad po -tencial. El operador seleccionó el dispositivoQuicksilver Probe porque la zona amplia desti-nada a la probeta estaba mejor provista que las

probetas convencionales de diámetro grande paraestablecer el flujo y obtener muestras de las for-maciones de baja porosidad y baja permeabilidad.

El pozo se perforó con OBM y los datos delcalibrador mostraron buenas condiciones de pozo.Se seleccionaron los puntos de muestreo delfluido utilizando las lecturas de porosidad sin flui-dos del registro de resonancia magnética nuclear.En la primera carrera de medición de la presión yobtención de muestras, la herramienta MDT, des-plegada con cable, obtuvo perfiles de presiónutilizando la probeta de diámetro grande. En elsegundo descenso, el módulo Quicksilver Probe ylas unidades de muestreo fueron operados con lacolumna de perforación, muestreándose cincoestaciones (arriba).

> Muestreo de un nuevo descubrimiento en un campo maduro de Medio Oriente. Este pozo de evaluación penetró seis yacimientos, inclu -yendo un descubrimiento. Además de obtener muestras de presión, la compañía operadora realizó pruebas en las zonas de baja porosidadpasadas por alto. Las presiones de formación aparecen en el Carril 1, con el petróleo identificado con círculos verdes y el agua con cír cu -los azules. Los círculos abiertos indican las mediciones de presión que no caen en ningún gradiente. Las estrellas representan las presio -nes medidas con la herramienta Quicksilver Probe. El Carril 2 contiene la movilidad determinada a partir de la caída de presión. El Carril 3representa la porosidad y el contenido de fluido intersticial, indicándose con rojo el petróleo y con azul, el agua. La segunda estación demuestreo, a X,300 pies, fue un descubrimiento. La fracción de volumen LFA y los resultados RGP se representan gráficamente a la derechadel carril de porosidad (extremo superior derecho). Las velocidades de bombeo y los valores RGP para la tercera estación también semuestran a la derecha del carril de porosidad (centro, a la derecha). También se obtuvo una muestra de baja contaminación en la quintaestación, a Y,100 pies; la primera vez que fluía petróleo desde esta formación de baja porosidad. Se observó que la RGP de este intervalo(extremo inferior derecho) era de 250 pies3/bbl.

X,300

Y,100

1.0

0.5

0.00

–250

–500

0 5,000 10,000 15,000

40

30

20

10

0150

125

100

75

50

25

04,000 6,000 8,000 10,000

0 2,500 5,000 7,500 10,000 12,500

1.0

0.5

0.0300

200

100

0

Presión de formación, lpc

Prof

., pi

es Movilidad derivadade la caída de presión

0.01 10,000

vol/volPorosidad

mD/cP Agua

Petróleo0.5 0

En la segunda estación de muestreo, el aná -lisis de fluidos de fondo de pozo identificópetróleo en un intervalo previamente no explo-tado. La movilidad del fluido era tan baja en estazona compacta que no fue posible obtener unamedición de la presión. No obstante, el móduloLFA de la herramienta Quicksilver Probe monito-reó con éxito la limpieza del fluido de for mación ydetectó una RGP baja para el líquido, lo que setradujo en reservas de petróleo adicionales.

Análisis de fluidos en el fondo del pozoEn la mayoría de los yacimientos, la composiciónde los fluidos varía según su posición dentro delyacimiento. Los fluidos pueden exhibir gradacio-nes causadas por la fuerza de gravedad o labiodegradación, o pueden segregarse por proce-sos de compartimentalización estructural oestratigráfica. Una forma de caracterizar estasvariaciones es recolectar muestras para el análi-sis de superficie. Otra forma consiste en analizarlos fluidos en el pozo, sin llevarlos a la superficie.

El análisis de fluidos de fondo de pozo (DFA) estásurgiendo como una técnica poderosa para carac-terizar los fluidos en el pozo. El análisis DFAayuda a determinar los mejores intervalos para larecolección de muestras. El análisis de la compo-sición de los fluidos mientras la herramientapermanece en el pozo, permite además unacaracterización de fluidos más detallada, porquelos intérpretes pueden modificar el programa debarrido de fluidos en tiempo real para investigarlos resultados inesperados.22

La capacidad del módulo Quicksilver Probepara suministrar fluidos sin contaminación ase-gura la obtención de resultados DFA óptimos, yel tiempo de limpieza más rápido permite efec-tuar varias estaciones de barrido de fluidos DFAen forma eficaz, sin los tiempos de estación lar-gos asociados con las operaciones de muestreoconvencionales. Una combinación del análisisDFA con la recolección de muestras ayudó a unoperador noruego a conocer los fluidos presen-tes en un pozo perforado en la PlataformaContinental Noruega.23

El pozo fue perforado como pozo de evalua-ción final, antes del desarrollo de un campopetrolero. Debido a restricciones ambientales, nose planificó ninguna prueba de producción, por loque fue crítico obtener muestras no contamina-das y caracterizar las variaciones de los fluidosdel yacimiento en forma exhaustiva. El análisis defluidos se utilizaría en la selección de materialespara las tuberías submarinas y las instalacionesde superficie, el diseño del proceso y la planea-ción de la producción. Debido a la alta prioridadpara captar muestras de hidrocarburos represen-tativas, sin contaminación miscible, el pozo seperforó con lodo a base de agua (WBM).

Se corrió la herramienta Quicksilver Probeen las secciones de 121⁄4 pulgadas y 81⁄2 pulgadaspara recolectar muestras de gas condensado,petróleo y agua de formación y se llenaron 19cámaras de muestreo de varios niveles. Un ejem-plo de una de las zonas más desafiantes—elmuestreo de petróleo en una zona relativamentecompacta con una movilidad de 17 mD/cP—ilus-tra cómo la tecnología de muestreo guiadoconduce a obtener una muestra no contaminada.

La limpieza del fluido comenzó con un flujomezclado, primero a través de la línea de flujode descarte y luego a través de la línea de flujode muestreo. Después de 1,300 segundos, el flujose divide y el guiado se logra mediante el incre-mento de la tasa de flujo en la probeta deprotección (izquierda). La RGP en tiempo real,detectada con el módulo CFA, se estabilizó des-pués de unos 2,300 segundos, lo que indicó queel fluido estaba limpio. No obstante, el bombeocontinuó y se obtuvo una muestra a los 2,800 se -gun dos. Los picos de la curva RGP indican lapresencia de finos producidos provenientes de laformación, confirmados posteriormente cuandose analizó la muestra en la superficie. El análisisen la localización del pozo mostró algo de arenaen las muestras, pero ningún nivel detectable dedescarte de WBM.

En el mismo pozo, el método de obtención demuestras guiadas creó las condiciones óptimaspara el análisis DFA. Los analizadores espectros-cópicos, que indican cuándo el fluido de la líneade flujo es suficientemente puro como para sermues treado, caracterizaron además la com posiciónde los fluidos en tres grupos de componentes:metano (C1), etano a pentano (C2 a C5), y hexanoy los componentes más pesados (C6+). Esto posi-bilita el análisis composicional en la localizacióndel pozo sin necesidad de recolectar muestras yenviarlas a la superficie.

18 Oilfield Review

> Limpieza del fluido en un pozo de petróleo del área marina de Noruega. La operación de laherramienta Quicksilver Probe comenzó con un flujo mezclado a través de la línea de flujo dedescarte, como lo indica el incremento de la tasa de bombeo de la línea de flujo de descarte(verde claro, carril superior), y luego, a través de la línea de flujo de muestreo (verde oscuro,carril superior). Después de 1,300 segundos, el flujo se divide y el guiado de la muestra selogra mediante el incremento de la velocidad de bombeo en la probeta de protección. La RGP(carril inferior) responde estabilizándose después de unos 2,300 segundos, lo que indica que através de la línea de flujo de muestreo fluye fluido con bajo nivel de contaminación. La RGP dela línea de flujo de muestreo se indica en rojo y la RGP de la línea de flujo de descarte en azul.A los 2,800 segundos se obtuvo una muestra, en la que no se observaron niveles detectablesde WBM. Los picos de la curva RGP indican la presencia de finos producidos provenientes dela arenisca de formación. (Adaptado de O’Keefe et al, referencia 23).

500

500

0

5

10

15

1,000

RGP,

pie

3 /bb

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jo, c

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s

1,000 1,500 2,000 2,500 3,0000


Bomba de descarte

Bomba de muestreo

Línea de flujo de descarte

Línea de flujo de muestreo


Las estaciones de barrido de fluidos DFA sedisponían a través del contacto gas/petróleo, conuna separación de sólo 0.5 m [1.6 pie] (arriba).La estación inferior, a X,X46.0 m, indicó petróleonegro con una densidad aparente de 0.868 g/cm3

y una RGP baja de 133 m3/m3 [740 pies3 /bbl].Medio metro más arriba, a X,X45.5 m, la compo-sición del fluido muestra un gas seco con unadensidad aparente de 0.126 g/cm3 y un conte-nido de C1 superior al 1 % (porcentaje en peso).

Las mediciones DFA definieron el contactogas-petróleo con una precisión de 0.5 m, lo queimplicó mayor exactitud que la que podíalograrse utilizando los gradientes de presión delos ensayos (pre-tests) efectuados con el proba-dor de formación en este pozo. La capacidad deorientación de la herramienta Quicksilver Probeaseguró que los fluidos analizados fueranrepresentativos de los fluidos de yacimiento,otorgando confiabilidad a los resultados DFA.Mediciones similares, obtenidas en 15 estacio-nes DFA adicionales, ayudaron a cuantificar lacomposición de los fluidos de yacimiento y adelinear los contactos de fluidos.

Recolección de agua de formación sin contaminación con WBMEn otro ejemplo del área marina de Noruega, elmuestreo guiado ayudó a obtener muestras deagua de formación en un pozo de exploraciónperforado con WBM. En este pozo, la caracte -rización del agua era un factor clave para ladescripción del yacimiento y la evaluación econó-mica. El operador, adoptando recaudos especialespara estudiar la composición del agua en diferen-tes momentos de la vida productiva del pozo,recolectó muestras de agua con la herramientaQuicksilver Probe, utilizando luego una probetacon empacador dual en la tubería de revesti-miento y realizando finalmente una prueba deformación a través de la columna de perforación.24

Para facilitar la cuantificación de la contami-nación con filtrado WBM, se agregó tritio—unisótopo natural del hidrógeno—al WBM comotrazador. Las aguas de formación no contienentritio en cantidades medibles, de manera que losniveles de tritio detectados con las pruebas delaboratorio podían convertirse fácilmente enniveles de contaminación.

La primera muestra fue tomada con la herra-mienta de muestreo guiado Quicksilver Probe. Elflujo se dividió después de 18,700 segundos y lamuestra se recolectó al cabo de 24,960 segundosde bombeo. El análisis de laboratorio del conte-nido de tritio indicó que la muestra poseía unnivel de contaminación del 0%.

El pozo se entubó luego con tubería de reves-timiento corta (liner) de 7 pulgadas y se disparó(cañoneó, punzó) a lo largo de la zona de interés.Se corrió un probador de la formación operadocon cable junto con los empacadores duales infla-bles dentro de la tubería de revestimiento corta,para aislar el intervalo de flujo. El incremento delárea de flujo, proporcionado por los empacadores,mi nimizaría la caída de presión requerida paraextraer las muestras y así se reduciría el riesgo deatascamiento de la herramienta.

Luego de un tiempo de limpieza largo—24horas—durante el cual se bombearon 1,700 litros[450 galones] de fluido desde la formación haciael pozo, el probador de la formación recolectódos muestras. El análisis de laboratorio indicóque las muestras contenían concentraciones ele-

> Análisis de fluidos en el fondo del pozo para identificar el contacto gas-petróleo entre dos estaciones de barrido de fluidos, separadas por una distan ciade 0.5 m. Las mediciones con el módulo CFA detectaron que el fluido puro, muestreado a X,X46.0 m (izquierda), era petróleo negro. El carril correspondientea la composición (extremo superior) indica un 91 % (porcentaje en peso) de C6+ (verde) y un 8.9 % (porcentaje en peso) de C1 (amarillo), con una RGP de133 m3/m3. En la estación situada 0.5 m más arriba (derecha), el análisis composicional indica un contenido de C1 (amarillo) del 91% (porcentaje en peso) y un contenido de C6+ (verde) de menos del 5 % (porcentaje en peso), lo que indica la presencia de un gas seco con una RGP de 56,602 m3/m3. (Adaptadode O’Keefe et al, referencia 23).

Tiempo transcurrido, segundos Tiempo transcurrido, segundos1,100 1,200 1,300 1,400 1,500 1,600 1,700 1,800 700

00.25

0.50

0.75

2,500

5,000

0

50

100RG

P, m

3 /m

3%

en

peso

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00.25

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0.75

2,500,000

5,000,000

0

50

100

800 900 1,000 1,100 1,200 1,300 1,400 1,500 1,600

Calidad delos datosIndicador

Calidad delos datosIndicador

Profundidad = X,X46.0 m Profundidad = X,X45.5 m

% en peso de C6+ % en peso de C2 a C5% en peso de C1

C6+C2 to C5C1 RGP

8.9 % en peso 0.1 % en peso 90.9 % en peso 133 m3/m3

% en peso de C6+ % en peso de C2 a C5% en peso de C1

C6+C2 to C5C1 RGP

91.0 % en peso 2.7 % en peso 4.6 %en peso 56,602 m3/m3

RGP,

m3 /

m3

% e

n pe

soFr

acció

nde

agu

a

22. Fujisawa et al, referencia 2.Mullins OC, Fujisawa G, Elshahawi H y Hashem M:“Coarse and Ultra-Fine Scale Compartmentalization byDownhole Fluid Analysis,” artículo IPTC 10034,presentado en la Conferencia Internacional de

Tecnología del Petróleo, Doha, Qatar, 21 al 23 denoviembre de 2005.

23. O’Keefe M, Eriksen KO, Williams S, Stensland D yVasques R: “Focused Sampling of Reservoir FluidsAchieves Undetectable Levels of Contamination,”

artículo SPE 101084, presentado en la Conferencia yExhibición del Petróleo y el Gas del Pacífico Asiático dela SPE, Adelaide, Australia, 11 al 13 de septiembre de2006.

24. O’Keefe et al, referencia 23.

vadas de tritio, potasio, calcio y bromuro, queson indicativos de contaminación con salmuerade terminación y filtrado de lodo.

La compañía operadora realizó luego unaprueba DST para probar una zona de gas situadapor encima de una zona de agua. El agua quefluía con el gas se recolectó para su análisis,observándose que se encontraba intensamentecontaminada con salmuera de terminación y queademás contenía 46% de inhibidor de hidratos.

Las muestras obtenidas con la herramientaQuicksilver Probe demostraron ser las muestrasde agua más puras que se habían recolectado enel campo, sobrepasando la calidad obtenible conel muestreo con probeta convencional, el mu es -treo en pozo entubado o con las pruebas DST. Elanálisis de las muestras reveló característicascomposicionales inesperadas que al principioresultaron difíciles de creer; sin embargo, elanálisis posterior de los núcleos y registroscorroboró los nuevos resultados de la composi-ción del agua.25

En otro ejemplo de muestreo de agua delárea marina de Noruega, la aplicación tanto delmétodo de muestreo guiado como del métodoconvencional en la misma formación, ayudó acomparar el desempeño de la operación de lim-pieza. Este pozo de exploración fue perforadocon fluido de perforación con cloruro de potasio[KCl] a base de agua, lo que sumó dificultad alprograma de muestreo de agua. Dado que elagua de formación y el WBM poseían propieda-des ópticas similares, la calificación de lacontaminación en tiempo real no se basó en lasmediciones espectroscópicas sino en las diferen-cias de resistividad. Para la determinacióncuantitativa de los niveles de contaminación, sedividió la concentración de potasio en la mues-tra—corregida mediante la sustracción del nivelasumido en el agua de formación—por la con-centración conocida en el filtrado de WBM encada profundidad.

En la primera secuencia de muestreo, lasmuestras recolectadas en tres momentos dife-

rentes durante la operación de flujo guiado, a1,050 segundos, 7,050 segundos y 7,800 segun-dos, mostraron niveles de contaminación del8.35%, 0.02% y 0%, respectivamente. La desco -nexión temporaria de la bomba de descartemuestra el efecto correspondiente sobre la con-taminación (arriba). Una muestra adicional,recolectada a los 1,550 segundos, después dedetenida la bomba de descarte, arrojó una con-taminación del 33.4%.

Para la siguiente carrera, el ingeniero decampo desplazó la sarta de herramientas 3.5 m[11.5 pies] hacia arriba, en la misma formación,y utilizó una herramienta convencional de unasola probeta, con un empacador de diámetrogrande para muestrear el fluido de formación en

forma convencional (próxima página). En estaestación, el muestreo fue diseñado para permitirla comparación directa entre el desempeño de laprobeta de guiado y la probeta convencional. Enesta estación se llenaron tres botellas paramuestras, después de los mismos tiempos delimpieza que los de las tres muestras de lasecuencia de muestreo guiado. Las muestrasobtenidas en forma convencional mostraronniveles de contaminación del 26.2%, 8.6% y 8.2%.Las muestras guiadas no sólo resultaron máslimpias sino que además la muestra guiada obtenida a los 1,050 se gundos (17.5 minutos)demostró ser más limpia que la muestra conven-cional después de 7,050 se gundos (2 horas).

20 Oilfield Review

25. O’Keefe et al, referencia 23.

> Muestras guiadas del agua de formación en un pozo perforado con WBM en el área marina deNoruega. Dado que el agua de formación y el WBM poseían propiedades ópticas similares, la conta -minación se determinó a través de los cambios producidos en la resistividad (azul), que se niveló conel tiempo. Esta porción del registro de muestreo resalta el incremento que se produce en la resis ti -vidad del fluido cuando la bomba de la línea de descarte (negro) se desconecta temporariamente,operando sólo la bomba de la línea de muestreo (verde). La presión de la línea de flujo de muestreose indica en rojo. (Adaptado de O’Keefe et al, referencia 23).

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Presión medida con elmedidor de cuarzo

Resistividad

Velocidad del motor de la bomba de muestreo

Velocidad del motor de la bomba de descarte


Concentrándose en el futuroLa capacidad de muestreo guiado de la herra-mienta Quicksilver Probe permite obtenermuestras de fluido de mayor pureza y en muchomenos tiempo que las herramientas de muestreotra dicionales. Los beneficios incluyen datos depropiedades de fluidos de mejor calidad, accesoa información de fluidos precisa en las etapasmás tempranas del proceso de caracterizaciónde yacimientos, reducción del riesgo de atasca-miento de la herramienta, mejoramiento de lascapacidades para el análisis de fluidos en elfondo del pozo y todos los ahorros asociados con

la obtención de una caracterización de fluidoscorrecta la primera vez.

Para algunos operadores de E&P, especial-mente aquellos que están involucrados enactividades en aguas profundas, la tecnologíarepresenta el mejor sustituto existente para laspruebas DST prohibitivamente costosas oambientalmente impracticables. La herramientapuede correrse sin la extensiva planeación inicialrequerida para las pruebas DST. Otros operado-res han utilizado los resultados Quicksilver Probede alta calidad para optimizar los planes de laspruebas DST. En cualquiera de los casos, el

método de muestreo guiado incrementa la efi-ciencia, la calidad y la seguridad en estosambientes exigentes.

En muchos casos, la tecnología de muestreoQuicksilver Probe ha generado resultados sor-prendentes. Esta tecnología está incentivando aalgunos operadores para que revisen los planesen curso y vuelvan a obtener muestras en zonasen las que otras tecnologías proporcionaronresultados insatisfactorios. Las compañías opera-doras que han tenido que perforar con WBM paraobtener muestras de petróleo limpias, ahora pue-den perforar con seguridad utilizando OBM,sabiendo sin dudas que se pueden obtener mues-tras puras sin contaminación miscible en el pozo.

Como resultado de la alta pureza de las nue-vas muestras recibidas, algunos laboratorios hantenido que crear una nueva clasificación paraniveles de contaminación tan bajos, a los que sealude como “demasiado bajos para ser medidos”o TSTM. Ahora que se dispone de muestras tanpuras para el análisis de laboratorio, los investi-gadores y experimentadores quizás puedanrealizar análisis adicionales y concebir nuevasmediciones para comprender mejor el comporta-miento de los fluidos.

Una consecuencia importante de la capa -cidad para obtener muestras con niveles decontaminación nulos en el pozo, es el mejora-miento de la precisión de las mediciones defondo de pozo en tiempo real. Esto incentivará alas compañías para que realicen análisis de flui-dos en el pozo con el fin de lograr un mapeo máscompleto que el actual de los fluidos de yaci-miento y, además, fomentará la incorporación denuevas mediciones DFA. —LS

> Muestreo convencional del agua de formación en un pozo perforado con WBM en el área marina deNoruega, para su comparación con los resultados de la figura previa (arriba). El sensor de resistividadse revistió inicialmente con lodo, pero comenzó a responder (azul) parcialmente a lo largo del pro gra -ma de muestreo. La resistividad nunca se estabilizó, lo que indicó que las muestras de agua seguíancontaminadas. Las muestras obtenidas en esta estación, después de los mismos tiempos de limpiezaque las tres muestras de la secuencia de muestreo guiado, mostraron niveles de contaminación del26.2%, 8.6% y 8.2%. (Adaptado de O’Keefe et al, referencia 23).

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Muestreo guiado y análisis de fluidos en el fondo del pozo

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