Cuantificación de la contaminación utilizando el color del crudo y del condensado

Transcripción

1 Cuantificación de la contaminación utilizando el color del crudo y del condensado Para obtener datos significativos de las propiedades del fluido es esencial establecer el nivel de contaminación del filtrado de lodos base aceite y de lodos sintéticos en muestras de fluidos. Las nuevas herramientas y técnicas permiten efectuar ahora una medición cuantitativa y en tiempo real de la contaminación en muestras de yacimientos de gas condensado y de petróleo. R. John Andrews Hibernia Management and Development Company Ltd. St. John's, Terranova, Canadá Gary Beck BP Houston, Texas, EUA Kees Castelijns Londres, Inglaterra Andy Chen Calgary, Alberta, Canadá Myrt E. Cribbs ChevronTexaco Bellaire, Texas Finn H. Fadnes Jamie Irvine-Fortescue Stephen Williams Norsk Hydro, ASA Bergen, Noruega Mohamed Hashem Shell Nueva Orleáns, Luisiana, EUA A. (Jamal) Jamaluddin Houston, Texas Andrew Kurkjian Bill Sass Sugar Land, Texas Oliver C. Mullins Ridgefield, Connecticut, EUA Erik Rylander Belle Chase, Luisiana Alexandra Van Dusen Universidad de Harvard Cambridge, Massachusetts, EUA Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Víctor Bolze, Reinhart Ciglenec, Hani Elshahawi, Troy Fields, Gus Melbourne, Julian Pop y Rod Siebert de Sugar Land, Texas; a Peter Kelley, de ChevronTexaco, Houston, Texas y a Toru Terabayashi, de Fuchinobe, Japón. AIT (herramienta de Inducción de Arreglo), CHDT (Probador de la Dinámica de la Formación de Pozo Entubado), CMR (herramienta Combinable de Resonancia Magnética), FFA (Analizador de Huellas de Campo), LFA (Analizador de Fluidos Vivos), MDT (Probador Modular de la Dinámica de la Formación), OCM (Monitor de Contaminación de Aceite), OFA (Analizador Óptico de Fluidos), Platform Express y TLC (Adquisición de Registros en Condiciones Difíciles) son marcas de Schlumberger. RCI (Instrumento de Caracterización de Yacimientos) es una marca de Baker Atlas. ROT (herramienta de Descripción de Yacimientos) es una marca de Halliburton. 1. Joshi NB, Mullins OC, Jamaluddin A, Creek J y McFadden J: Asphaltene Precipitation from Live Crude Oil, Energy and Fuels 15, no. 4 (21): En áreas de aguas profundas, una empresa petrolera o de gas puede gastar decenas de millones de dólares en la perforación de un pozo para descubrir hidrocarburos y luego explotarlo y abandonarlo casi de inmediato. El operador puede pasar años diseñando y construyendo instalaciones antes de perforar otro pozo en el campo. Los pozos de exploración proporcionan una ventana de oportunidad reducida para extraer muestras de hidrocarburos que permitan tomar decisiones inherentes al desarrollo del campo; por lo tanto, es imperativo obtener muestras de alta calidad, ya sea que el objetivo se encuentre en aguas profundas o en la plataforma continental, en China, Canadá, el Mar Caspio o en cualquier otro lugar. Una buena forma de obtener muestras de fluidos es probar un pozo en producción, pero esto no siempre es factible por razones económicas o ambientales. Las muestras de fondo de pozo definen las propiedades del fluido que se utilizan en todo el desarrollo del campo. Las estimaciones del volumen de hidrocarburos, de la presión del punto de burbujeo y de la relación gas/petróleo (RGP), la simulación del flujo del yacimiento y la ubicación de los pozos, dependen de las propiedades del fluido de formación. Se debe controlar o tratar la formación de hidratos, asfaltenos y ceras. La presencia de gases corrosivos afecta la 24 Oilfield Review

2 elección de los materiales para las líneas de flujo y para las instalaciones de superficie. Estos ejemplos ilustran el gran impacto que la composición y el comportamiento de los hidrocarburos ejercen sobre la planificación de un nuevo campo. 1 Los probadores de formación de pozo abierto operados a cable o con la sarta (columna) de perforación permiten analizar algunas propiedades del fluido de fondo de pozo y obtener pequeños volúmenes de fluidos del yacimiento para posteriormente efectuar pruebas de laboratorio. Sin embargo, el filtrado de lodo invade la formación durante la perforación, de modo que estas muestras de fluidos usualmente están contaminadas. Durante los últimos años se han desarrollado métodos para analizar la contaminación de las muestras en tiempo real, como parte del conjunto de servicios de registros de pozo abierto. Estos métodos aseguran la obtención de muestras representativas de fluidos y minimizan los riesgos de atascamiento de las herramientas ya que mejoran la eficiencia en la obtención de muestras. Hasta no hace mucho, estos métodos de muestreo no eran confiables en los pozos perforados con lodos base aceite y con lodos sintéticos, o en formaciones con una RGP elevada. Este artículo examina los requisitos y desafíos que presenta el muestreo de yacimientos, e instruye sobre los desarrollos recientes en materia de evaluación de la contaminación de las muestras. El artículo también analiza la contaminación del filtrado de lodos base aceite o de lodos sintéticos, excepto donde se declare explícitamente que se trata de contaminación de lodos base agua. Se describe una técnica que ayuda a determinar el tiempo necesario para obtener una muestra aceptable de fluido en una estación de muestreo determinada, y se indica cómo las mediciones de contaminación de muestras pueden extenderse a fluidos con una RGP elevada y a condensados. La medición cuantitativa de la contaminación se ilustra con historias de casos de áreas marinas de Terranova, Canadá; del Golfo de México y del Mar del Norte noruego. > Probador Modular de la Dinámica de la Formación MDT configurado para la obtención de muestras de fluidos. Módulo de bombeo Módulos de cámaras para muestras Módulos para muestras múltiples Módulo Analizador de Fluidos Vivos LFA Módulo de potencia hidráulica Módulo de una sola probeta Invierno de 21/22 25

3 Sólidos en las líneas de flujo submarinas Boca de pozo submarina Sólidos precipitados en el separador Módulo OFA Canales de color Refractómetro de gas Canales de agua Canal de petróleo Módulo LFA Canales de color Canal de metano Refractómetro de gas Canales de agua Canal de petróleo Indicador de gas Indicador de agua Indicador de petróleo Indicador de metano Indicador de gas Indicador de agua Indicador de petróleo Módulo OCM Medición de la contaminación > Componentes de los módulos de análisis óptico de la herramienta MDT. Deposición de asfaltenos en la región cercana al pozo Obtención de muestras de fluidos de fondo de pozo Las muestras de fluidos de fondo de pozo proporcionan datos importantes para optimizar la inversión del operador tanto en instalaciones de exploración y producción (upstream) como en las de industrialización (downstream). Las mediciones de laboratorio establecen propiedades estándar del fluido, tales como la relación presión-volumen-temperatura (PVT), el comportamiento, la viscosidad, la composición y la RGP. Una de las mayores preocupaciones en los campos que requieren desarrollo submarino es asegurar el flujo, de modo que se llevan a cabo pruebas para evaluar los contenidos de gas y de sólidos. La presencia de sulfuro de hidrógeno [H 2 S] y de dióxido de carbono [C 2 ] en el petróleo, requiere manejo y materiales especiales. Los cambios de temperatura y de presión en las tuberías pueden producir la precipitación y deposición de asfaltenos y ceras, y las bajas temperaturas del fondo marino pueden inducir la formación de hidratos. La mezcla de diferentes petróleos crudos en las líneas de producción puede alterar de manera radical las propiedades del fluido (arriba). Acumulación de sólidos en el pozo > Riesgos del transporte de los constituyentes del fluido del yacimiento mientras fluye hacia la superficie. Durante el transporte del fluido hacia la superficie se pueden formar asfaltenos, ceras e hidratos. El depósito de este tipo de sólidos obstruye los tubulares o bloquea los poros de la formación. Bajo ciertas condiciones, los sólidos también precipitan en los separadores. Además, la mezcla de fluidos en las líneas de producción puede generar condiciones inestables que conducirán a la precipitación de los sólidos. El proceso de adquisición de datos debe incluir la caracterización del fluido, para obtener la mayor cantidad de datos de cada horizonte de interés. La toma de muestras de fluidos al inicio de la vida de un pozo, asegura que la composición y las propiedades del fluido estén disponibles como información oportuna para la toma de decisiones inherentes a la planificación del campo. Si las propiedades del fluido afectan las instalaciones o el transporte, un análisis exacto del mismo brinda al operador la oportunidad de mitigar o eliminar los problemas, efectuando cambios en el diseño de las instalaciones de producción, o de manejarlos mediante tratamientos constantes tales como el calentamiento de las tuberías; una elección entre erogaciones de capital por adelantado o gastos operativos constantes. En algunos campos se pueden obtener muestras de fluidos mientras se ejecuta una prueba de formación a pozo abierto, a través de la sarta de perforación (DST, por sus siglas en inglés) o una prueba de producción una vez que el pozo está fluyendo. En algunos casos, como en los pozos de aguas profundas del Golfo de México, debe terminarse el pozo antes de efectuar una prueba de flujo, que puede costar decenas de millones de dólares. En áreas tales como la de los Grandes Bancos, en el área marina de Terranova, Canadá, los operadores desean minimizar los tiempos de operación para evitar riesgos tales como los mares bravíos y los peligros de los témpanos. Los intereses ambientales que restringen el quemado y la remoción de los fluidos del equipo de perforación, también restringen el uso de las pruebas DST y de las pruebas de producción. El costo y el riesgo de las pruebas DST, conduce a los operadores a utilizar herramientas operadas a cable para la obtención de muestras de fluidos. Un gran problema en la obtención de muestras de fluidos de fondo de pozo, es la contaminación con el filtrado del lodo de perforación que ingresa en una herramienta junto con los fluidos del yacimiento. La contaminación del lodo base agua (WBM, por sus siglas en inglés) se puede distinguir fácilmente del petróleo del yacimiento. En muchos de los pozos de alto riesgo de hoy, los lodos base aceite (OBM, por sus siglas en inglés) y los lodos sintéticos (SBM, por sus siglas en inglés) se utilizan para asegurar la compatibilidad con las lutitas, mejorar la estabilidad del pozo y aumentar la velocidad de perforación. Los filtrados de los lodos OBM y SBM se mezclan con el crudo del yacimiento, dificultando mucho más la cuantificación de la contaminación que cuando se utilizan lodos WBM. Las propiedades del fluido se extrapolan a menudo a una condición sin contaminación, quitando en forma matemática el contaminante de la distribución de los constituyentes. Sin embargo, la extrapolación de altos niveles de contaminación es riesgosa; la mayor parte de las empresas evitan una contaminación de la fase líquida superior al 1% sobre una base de volumen por volumen. Varias herramientas disponibles comercialmente poseen capacidades para tomar muestras de fluidos, incluyendo el Probador Modular de la 26 Oilfield Review

4 Petróleo Filtrado Cono de petróleo t 1 t 2 t 3 Cono de petróleo Filtrado Filtrado Densidad óptica t 1 t 2 t 3 Tiempo > Succión de filtrado. La probeta de la herramienta MDT presionada contra la pared del pozo origina una caída de presión que atrae los fluidos hacia la herramienta. Primero entra el filtrado cercano a la probeta, pero a medida que se expande la caída de presión, una mayor proporción de la mezcla es fluido de yacimiento. La densidad óptica (OD, por sus siglas en inglés) aumenta a medida que el petróleo crudo más oscuro reemplaza al filtrado de lodo que es más transparente. Dinámica de la Formación MDT de Schlumberger, el Instrumento de Caracterización de Yacimientos RCI de Baker Atlas y la Herramienta de Descripción de Yacimientos RDT de Halliburton. La mayoría de los probadores de formación operados a cable presionan una probeta contra la pared del pozo a una profundidad determinada, succionan fluidos de la formación y, cuando se alcanzan las características deseadas del fluido, obtienen muestras para su evaluación. 2 Con la probeta presionada en forma segura contra la pared del pozo, una caída de presión breve y rápida quiebra el sello del revoque de filtración. Normalmente, el primer fluido extraído por la herramienta estará altamente contaminado con filtrado de lodo (arriba). A medida que la herramienta sigue extrayendo fluido de la formación, el área cercana a la probeta se limpia y el fluido del yacimiento se convierte en el constituyente dominante. El tiempo necesario para la limpieza depende de muchos parámetros, incluyendo la permeabilidad de la formación, la viscosidad del fluido, la diferencia de presión entre el pozo y la formación, y la duración de la diferencia de presión durante y después de las actividades de perforación. El aumento de la velocidad de bombeo puede acortar el tiempo de limpieza, pero se debe controlar la velocidad con mucho cuidado para preservar la condición del fluido del yacimiento. Debido a que muchos factores que afectan el tiempo de limpieza poseen valores desconocidos, para obtener buenas muestras es vital determinar el nivel de contaminación mediante un trabajo de adquisición de registros. El versátil probador MDT de Schlumberger ofrece una variedad de funciones, dependiendo de la combinación de los módulos. Los propósitos principales de la herramienta son obtener muestras del fluido de formación, medir las presiones de formación en puntos determinados del yacimiento y estimar la permeabilidad en sitio. Para obtener una descripción del uso de la herramienta para medir la permeabilidad, véase Caracterización de la permeabilidad con probadores de formación, página 2. Desde su introducción en 1993, el Analizador Óptico de Fluidos OFA de la herramienta MDT ha proporcionado una medida cualitativa de la contaminación. Schlumberger ha desarrollado la técnica del Monitor de Contaminación de Aceite OCM a fin de predecir el tiempo necesario para lograr un nivel bajo de contaminación aceptable en una estación de muestreo determinada. Esta nueva técnica confiable monitorea de manera cuantitativa la contaminación de la muestra, lo cual incrementa la confiabilidad en estas mediciones esenciales. El Analizador de Fluidos Vivos LFA agrega un detector de metano que proporciona una medición más definitiva del contenido de gas en la fase de petróleo y permite el cálculo de la RGP. Este módulo se puede utilizar para asegurar que el fluido permanezca en estado monofásico durante el muestreo; la caída de la presión por debajo del punto de burbujeo, haría que el fluido no fuera representativo. La medición cuantitativa OCM de la contaminación se puede utilizar tanto con el módulo LFA como con el módulo OFA (página anterior, a la derecha). 2. Para obtener mayor información acerca del uso de la herramienta MDT en el análisis de muestras de fluidos de fondo de pozo, consulte: Crombie A, Halford F, Hashem M, McNeil R, Thomas EC, Melbourne G y Mullins OC: Innovations in Wireline Fluid Sampling, Oilfield Review 1, no. 3 (Otoño de 1998): Badry R, Fincher D, Mullins, Schroeder B y Smits T: Downhole Optical Analysis of Formation Fluids, Oilfield Review 6, no. 1 (Enero de 1994): Invierno de 21/22 27

5 Se encuentran disponibles cámaras modulares para muestras de yacimiento (MRSC, por sus siglas en inglés), para obtener muestras de gran volumen (abajo). Se pueden utilizar múltiples cámaras de 6 galones [22,712 cm 3 ] en el fondo de la sarta de herramientas para que actúen como cámaras de descarga. Es más común que se obtengan muestras para análisis PVT en cámaras más pequeñas. Un módulo para muestras múltiples (MRMS, por sus siglas en inglés) permite acomodar seis botellas de muestras fácilmente removibles (MPSR, por sus siglas en inglés), certificadas para su transportación por el Departamento de Transporte de los EUA (DOT, por sus siglas en inglés) y por Transporte de Canadá. La botella MPSR de 45 cm 3 [.12 gal] se reduce a 418 cm 3 [.11 gal] cuando se le agrega un agitador para mejorar la mezcla del fluido en el laboratorio. La cámara para muestras múltiples monofásicas de Schlumberger Oilphase (SPMC, por sus siglas en inglés) se puede utilizar en el módulo MRMS cuando es necesario mantener una muestra de fluido de yacimiento en estado monofásico, desde el punto de obtención en el fondo del pozo hasta el laboratorio de análisis PVT. Después que el módulo de bombeo MDT llena una cámara SPMC a la presión de formación, se libera una carga de nitrógeno preestablecida. Actuando a través de un pistón que flota en un compensador de petróleo sintético, el nitrógeno agrega suficiente exceso de presión para mantener el fluido en estado monofásico durante su recuperación hacia la superficie. El petróleo negro no siempre es negro Los petróleos tienen color; se han visto petróleos crudos negro, marrón, rojo, marrón amarillento e incluso verde. El matiz y la intensidad de la luz transmitida o reflejada por el petróleo crudo o el gas condensado, dependen de la interacción de la luz con las moléculas y con los enlaces moleculares del fluido. Las mediciones de esta interacción se pueden utilizar para distinguir los petróleos de diferentes composiciones. La unidad de absorción de luz o densidad óptica (OD, por sus siglas en inglés) es el logaritmo de la relación entre las intensidades de la luz incidente y de la luz transmitida. Por lo tanto, los fluidos más oscuros tienen una mayor densidad óptica y un aumento de una unidad en la misma, representa un factor de disminución de un orden de magnitud en el factor de transmisión (transmitancia). Una densidad óptica de cero indica que se transmite toda la luz, mientras que una densidad óptica de dos representa una transmisión del 1%. La densidad óptica de un fluido varía con la longitud de onda de la luz incidente. La reducción de la intensidad de la luz transmitida puede deberse a uno o dos procesos físicos. Algo de luz se dispersa debido a las partículas del fluido; la dispersión fuera del trayecto óptico hacia el detector disminuye la intensidad. La luz también puede ser absorbida por las moléculas del fluido. Para discriminar los fluidos en la línea de flujo, la óptica del probador MDT se basa en las diferencias de absorción de las porciones visibles y casi infrarrojas del espectro electromagnético de la luz. Los hidrocarburos puros y ligeros como el pentano, son esencialmente incoloros; no absorben la luz dentro del espectro visible. Los condensados pueden ser claros o sombreados suavemente en amarillo rojizo hasta marrón amarillento, porque absorben más del extremo azul del espectro que del rojo. Los petróleos crudos más pesados, que contienen moléculas más complejas, absorben fuertemente la luz en toda la región visible, volviéndolos marrón oscuro o negros. La luz con una longitud de onda en el espectro visible o cercano al infrarrojo, llamado región de color, interactúa con las bandas de energía electrónica de una molécula. Comparadas con moléculas menos complejas, las moléculas aromáticas, más grandes y complejas de los hidrocarburos como los asfaltenos y las resinas, absorben la luz que tiene mayor longitud de onda. 3 Dado que los petróleos más pesados contienen mayor cantidad de compuestos aromáticos, tienden a poseer una coloración más oscura que los petróleos menos densos y que los condensados (página siguiente, abajo). Las ceras son incoloras, pero si las moléculas son lo suficientemente largas, dispersarán la luz y aparecerán de color blanco. A pesar de las diferencias en la absorción óptica de los petróleos de diversos yacimientos causadas por la composición, existe un comportamiento común. La absorción electrónica generalmente disminuye a medida que aumenta la longitud de onda. La disminución de la densidad óptica en la región visible y cercana al infrarrojo puede caracterizarse por un parámetro único, el cual puede interpretarse como el color del petróleo. MRSC MRMS H 2 S Sin H 2 S MPSR SPMC Presión hidrostática máxima Opciones de 2 y 25 klpc 1 [138 y 172 MPa] 14 klpc [97 MPa] 1 klpc [69 MPa] Opciones de 2 y 25 klpc Opciones de 2 y 25 klpc 1 1 Presión de la muestra 2 klpc 14 klpc 1 klpc 2 klpc 2 klpc Temperatura de fondo de pozo Calentamiento en superficie permitido 24 C [4 F] 2 77 C [17 F] 24 C 54 C [13 F] 24 C 24 C 24 C No está permitido 1 C [212 F] 24 C Volumen Opciones de 1 y 2.75 gal [3785 y 1,41 cm 3 ] Opciones de 1 y 2.75 gal 6 gal [22,712 cm 3 ] 3 45 cm 3 [.12 gal] 4 25 cm 3 [.7 gal] Transportable 5 No No No Si No Compensación de presión 6 No No No No Si El límite de 25 klpc es para módulos especiales de alta presión y el muestreo debe efectuarse en modo de bajo impacto; la botella se compensa a presión hidrostática detrás del pistón. Sólo Schlumberger Oilphase tiene permitido calentar las cámaras por encima de los 54 C [13 F]. Las botellas de seis galones deben colocarse en el fondo de la sección. Se pueden combinar varias botellas en una sección. El agregado de un agitador reduce este volumen a 418 cm 3 [.11 gal]. Transportable indica la exención del Departamento de Transporte de los EUA y el permiso de Transporte de Canadá para una seguridad equivalente. Para compensar la presión de la muestra se utiliza nitrógeno comprimido, de modo que no disminuya tanto al enfriarse cuando se la lleva a superficie. > Botellas de muestreo disponibles para la herramienta MDT. 28 Oilfield Review

6 Densidad óptica Color o región de absorción electrónica Moléculas más complejas Pico de agua Región de absorción vibratoria Pico de petróleo Pico de metano H H C H H Pico de agua Pico vibratorio del enlace H-C-H Número ' 8 9 de canal Longitud de onda, nm > Espectro de absorción. La herramienta MDT monitorea la absorción de la luz, comenzando con longitudes de onda visibles y extendiéndose hasta la región cercana al infrarrojo. En la gráfica se muestran los diez canales del módulo OFA, numerados del al 9. En la región de color de la izquierda, los petróleos crudos poseen una absorción que disminuye rápidamente debido a la interacción de la luz con los electrones de las moléculas. Las moléculas aromáticas más complejas (formas verdes) absorben en longitudes de onda mayores. Los Canales 6 y 9 están calibrados en el centro de los picos vibratorios moleculares para detectar agua; el Canal 8 se encuentra en el pico de vibración molecular para el enlace CH 2 de los hidrocarburos. El Canal ', que reemplaza al Canal en el módulo LFA, está ajustado para el pico de metano. H C H H C H H C H Excitación de moléculas El agua se puede distinguir fácilmente del petróleo porque es altamente absorbente en la región de longitudes de onda cercanas al infrarrojo, alrededor de 1445 y 193 nanómetros (nm); región en la que el petróleo es relativamente transparente (izquierda). El petróleo posee un pico de absorción fuerte alrededor de los 1725 nm, mientras que el agua no lo tiene. Estos picos provienen de la interacción de la luz con las bandas de energía vibratoria de los enlaces carbono-hidrógeno y de los enlaces oxígeno-hidrógeno para el agua. Las moléculas que contienen este tipo de enlace absorben fotones de la longitud de onda adecuada y la energía de los fotones se convierte en vibración molecular. El monitoreo de la absorción en estas tres longitudes de onda permite diferenciar entre el agua y el petróleo. Los compuestos de hidrocarburos comprenden cadenas, brazos o anillos de átomos de carbono enlazados, cada uno de ellos con átomos de 3. Mullins OC: Optical Interrogation of Aromatic Moieties in Crude Oils and Asphaltenes, en Mullins OC y Sheu EY: Structures and Dynamics of Asphaltenes. Nueva York, Nueva York, EUA: Plenum Press, Para entender cómo se pueden utilizar las mediciones de la densidad óptica para cuantificar la contaminación, es importante distinguir la absorción en la región de color entre dos tipos de hidrocarburos: aromáticos complejos y alifáticos saturados. Los aromáticos complejos contienen anillos de carbono con enlaces carbono-carbono simples y dobles, que son excitados por la luz visible y cercana al infrarrojo. Los compuestos alifáticos son cadenas abiertas de átomos de carbono. Si todas las conexiones carbono-carbono son enlaces simples y los otros enlaces se combinan con hidrógeno, la molécula alifática se denomina saturada. Sólo la luz ultravioleta de alta energía puede excitar las moléculas alifáticas saturadas, de modo que tienen una densidad óptica baja en la región de color del espectro. Los petróleos negros contienen muchos compuestos aromáticos complejos, mientras que los OBM comprenden mayormente compuestos saturados, y los SBM están constituidos únicamente de alifáticos saturados. La diferencia de composición química entre el petróleo crudo de yacimiento y el filtrado de lodo de perforación, es lo que hace que la densidad óptica sea una buena medida de la contaminación de filtrado en el petróleo crudo. Densidad óptica Condensados Petróleos negros Asfaltos Longitud de onda > Densidad óptica de diversos petróleos. El espectro de la densidad óptica de los hidrocarburos está relacionado con la cantidad de aromáticos, los que a su vez están relacionados con la gravedad API. Los gases condensados poseen poca o ninguna absorción de color más allá de los 5 nanómetros (nm) aproximadamente. Los grados de los petróleos varían desde petróleo de un negro denso cada vez mayor, con una mayor absorción de color, hasta los asfaltos, que absorben fuertemente incluso hasta en la región cercana al infrarrojo. Todos los petróleos y condensados absorben casi 1725 nm. El pico de los hidrocarburos, de 23 a 25 nm, está más allá de la región cubierta por los canales de la herramienta MDT. Invierno de 21/22 29

7 Densidad óptica Pico de metano hidrógeno adosados. Por lo general, un átomo de carbono se ligará a otros átomos de carbono y a dos átomos de hidrógeno. Los átomos de carbono en el extremo de una molécula tendrán adosados tres átomos de hidrógeno, mientras que aquéllos que se encuentran en una rama, conectados con otras tres moléculas de carbono, sólo tendrán un enlace de hidrógeno. El metano es una molécula de un átomo de carbono con cuatro átomos de hidrógeno adosados. El pico de petróleo en el Canal 8 del módulo OFA mide la absorción molecular de la luz de los átomos de carbono con dos átomos de hidrógeno adosados, que son los constituyentes primarios de los petróleos de yacimientos. Un espectrómetro óptico de alta resolución revela este pico de petróleo con un detalle mucho mayor, mostrando varios picos de absorción en los hidrocarburos (arriba). Aunque el metano posee cierta absorción en el pico de petróleo, los hidrocarburos con más de un átomo de carbono no tienen absorción en el pico de metano. Esto proporciona un discriminador ideal del contenido de metano en petróleos crudos vivos; discriminador utilizado por un nuevo módulo de la herramienta MDT, el Analizador de Fluidos Vivos LFA. 4 El canal de detección, ajustado para esa longitud de onda, reemplaza la banda de color de longitud de onda más corta del módulo OFA en el canal. La clave para cuantificar la contaminación La herramienta MDT incluye un módulo óptico con dos dispositivos diseñados para monitorear la contaminación en los sistemas OBM. Un refractómetro de gas utiliza la luz de un diodo Pico de petróleo Longitud de onda, nm reflejada desde una ventana de zafiro para identificar cualitativamente la fase del fluido en una línea de flujo (abajo). A un ángulo de incidencia seleccionado, el coeficiente de reflexión es mucho mayor cuando el gas está en contacto con la ventana que cuando entra en contacto con petróleo o agua. 5 El segundo detector del módulo OFA utiliza la luz transmitida para evaluar las características de absorción de un fluido. Una lámpara de halógeno de tungsteno de alta temperatura proporciona una fuente de luz de banda ancha que pasa a lo largo de guías ópticas y a través de una cámara óptica de 2 mm de espesor ubicada en la línea de flujo. La distribución de la luz transmitida Petróleo Metano n-heptano Mezcla metano-heptano > Espectro de absorción vibratoria de alta resolución del heptano, del metano y de una mezcla de ambos. El heptano (verde) no absorbe luz en el pico de metano (CH 4 ). La absorción de metano (rojo) en el pico del enlace CH 2 es baja. La absorción de una mezcla de ambos (negro) es la suma de las absorciones individuales, conforme a la ley Beer-Lambert. El módulo LFA posee un canal calibrado para el pico de metano. Flujo de fluido Diodo emisor de luz Gas se registra para 1 longitudes de onda en los espectros visible y cercano al infrarrojo. Dos de estos canales detectan los picos intensos de absorción de agua, que indican el contenido de agua del fluido cuando se lo compara con el pico intenso de absorción de hidrocarburo. Discriminar el gas y el agua del petróleo es más simple que distinguir entre petróleo crudo y filtrado de OBM o de SBM, porque el crudo, el lodo OBM y el SBM absorben la luz intensamente en el pico del petróleo, cercano a 1725 nm. Afortunadamente, los petróleos tienen diferentes colores, según sea la cantidad de compuestos aromáticos complejos y grandes que contengan. Esto afecta la absorción en el espectrómetro del MDT en los canales de longitud de onda más corta que constituyen la región de color. Dado que el OBM y el SBM contienen compuestos alifáticos simples, su absorción en estos canales es pequeña. En la mayoría de los casos, cuando la herramienta MDT comienza a extraer fluido de una formación, la densidad óptica es elevada debido a la luz dispersada por los sólidos del revoque de filtración presente en el fluido. Transcurridos unos segundos, la densidad óptica cae a un valor bajo, y luego aumenta lentamente a medida que el filtrado de lodo drena de la formación cercana a la probeta y es reemplazado por petróleo crudo más oscuro. Las partículas del revoque de filtración u otro material sólido generan ruido en los canales de absorción. La dispersión causada por estas partículas es independiente de la longitud de onda, de manera que el efecto puede ser eliminado sustrayendo la señal de un canal cercano. En la Refractómetro de gas Flujo de fluido Agua Petróleo Lámpara Detectores de densidad óptica > Detectores ópticos. La luz pasa a través de una ventana de zafiro y refleja la superficie que se encuentra en contacto con la línea de flujo del fluido hacia el refractómetro de gas. El ángulo de reflexión se establece de manera tal que el gas se refleje con mucha más fuerza que el petróleo o el agua. Otro trayecto de luz atraviesa la línea de flujo y se dirige hacia una serie de filtros para detectar la absorción o la densidad óptica en el espectro visible o cercano al infrarrojo. 3 Oilfield Review

8 región de color, la absorción disminuye con la suficiente rapidez como para que al saltear un canal y sustraer del que le sigue hacia abajo, se elimine el ruido debido a la dispersión sin afectar de manera significativa la señal (derecha). El resultado es una curva de contaminación que varía suavemente. 6 El cambio en la densidad óptica a medida que el crudo del yacimiento reemplaza el filtrado de lodo en la línea de flujo se rige por la ley de Beer- Lambert, la cual establece que la densidad óptica de una mezcla de dos petróleos es una combinación lineal ponderada volumétricamente de las densidades ópticas individuales, evaluadas en cada longitud de onda. Un cambio en la densidad óptica se relaciona directamente con un cambio en la composición (abajo). Debido a que la mayoría de los lodos OBM y SBM contienen principalmente compuestos alifáticos simples, su densidad óptica es efectivamente cero, excepto en los canales MDT inferiores. Cuando se ha determinado un punto extremo, la evaluación cuantitativa de la contaminación mediante la densidad óptica requiere un método para encontrar el otro extremo; la densidad óptica del crudo no contaminado. Esto proviene del modo en que se mueven los fluidos.4.36 durante la limpieza. La extracción de fluido mediante la probeta crea una depresión que se expande alrededor del pozo. 7 El análisis del lodo OCM se ajusta a los datos de limpieza con una curva que tiene una forma específica basada en la física de la herramienta y en el pozo para determinar el monto restante de contaminación de filtrado. En un pozo se obtuvieron cinco muestras con la herramienta MDT en diferentes oportunidades durante la limpieza. Los datos de 4. Un petróleo crudo vivo libera cantidades significativas de gas cuando se disminuyen su presión y temperatura. Un petróleo muerto no libera gas a presión atmosférica y temperatura ambiente. El petróleo almacenado en tanques el líquido que surge del separador final de superficie contiene poco gas. 5. Badry et al, referencia Mullins OC, Schroer J y Beck GF: Real-time Quantification of OBM Filtrate Contamination During Openhole Wireline Sampling by Optical Spectroscopy, Transcripciones del 41er Simposio Anual sobre Registros de la SPWLA, Dallas, Texas, EUA, 4 al 7 de junio de 2, artículo SS. 7. Hashem MN, Thomas EC, McNeil RI y Mullins : Determination of Producible Hydrocarbon Type and Oil Quality in Wells Drilled With Synthetic Oil-Based Muds, SPE Reservoir Evaluation and Engineering 2, no. 2 (Abril de 1999): Densidad óptica Canal 4 Canal 4 menos Canal Tiempo de bombeo, seg > Remoción de la dispersión. Para quitar la dispersión de la señal de densidad óptica, se sustrae un canal cercano con una longitud de onda mayor, que tiene una menor absorción de color pero la misma cantidad de dispersión que no depende de la longitud de onda. En este caso, la señal del Canal 6 (que no se muestra) se sustrae del Canal 4 (amarillo) lo que da como resultado una curva de datos (roja) que se ajusta para la predicción del monitor OCM (negro). Densidad óptica OD 5 OD 4 OD 3 OD 2 OD 1 1% filtrado OBM 1% petróleo crudo Longitud de onda OD 5 OD 4 OD 3 OD 2 Densidad óptica a una longitud de onda específica OD 1 1 Tiempo de bombeo % de contaminación de lodo OBM > Mezcla de Beer-Lambert. La absorción de la luz para el petróleo crudo (marrón) es mayor que para el filtrado OBM (amarillo) (izquierda). La ley de Beer-Lambert dice que la densidad óptica (OD) de las mezclas de ambos (tonalidades desde el amarillo hasta el marrón) se relaciona con la proporción relativa de los dos fluidos. A medida que el fluido se limpia, la densidad óptica aumenta de manera asintótica del valor de OD 1 del OBM al valor OD 5 del crudo (derecha). Invierno de 21/22 31

9 Muestra Tiempo de bombeo Contaminación OFA Contaminación en laboratorio seg (12 min) 94 seg (16 min) 1264 seg (21 min) 1681 seg (28 min) 225 seg (37 min) 17% 13% 12% 9% 8% 22% 17% 13% 11% 1% 3. 5 Contaminación 3. Densidad óptica Datos y ajuste del modelo OCM Contaminación, porcentaje Nivel de contaminación aceptable Densidad óptica Densidad óptica Tiempo de bombeo, seg 1. Tiempo de bombeo, seg > Predicción cuantitativa de la contaminación. Se tomaron muestras de fluidos en cinco oportunidades durante la limpieza. Los datos del canal de color del módulo OFA se ajustan utilizando el modelo OCM (izquierda) para determinar la limpieza de la contaminación (derecha). La predicción de los niveles de contaminación del monitor OCM concuerda bien con la medición de contaminación del laboratorio (tabla). laboratorio muestran que los resultados de contaminación son consistentes con el modelo del monitor OCM (arriba). 8 Del mismo modo que otras bandas de detección óptica, el canal de metano del módulo LFA muestra una densidad óptica elevada a medida que los sólidos del lodo pasan a través de la línea de flujo de la herramienta después de comenzado el bombeo. Dado que los lodos de perforación no contienen metano en forma natural, la elevada concentración inicial del filtrado extraído por la herramienta MDT durante la limpieza, da como resultado una caída sustancial en la densidad óptica registrada en el canal de metano. A medida que el fluido del yacimiento reemplaza al filtrado en la línea, la señal de la densidad óptica aumenta en proporción al contenido de metano del petróleo, generando la misma forma de curva que la de la limpieza con el módulo OFA (derecha). No se puede predecir el tiempo necesario para una limpieza completa antes de correr el registro, porque hay demasiadas variables desconocidas en el yacimiento. Por ejemplo, no hay una relación directa entre la permeabilidad de la formación y el tiempo de limpieza. Si bien el fluido Densidad óptica del color Canal de color Canal de metano Tiempo de bombeo, seg > Predicción de la contaminación en un pozo del Golfo de México. Después de eliminar el ruido de un canal de color LFA (rojo) y del canal de metano (azul), cada conjunto de datos se ajusta a la predicción del monitor OCM (curvas suaves). Para esta muestra, los datos de color predicen una contaminación de 4.9% y los datos de metano predicen 6.2%. El promedio de 5.5% concuerda con la contaminación de 4.3% medida en el laboratorio con un cromatógrafo de gases. Densidad óptica del metano 8. Mullins OC y Schroer J: Real-time Determination of Filtrate Contamination During Openhole Wireline Sampling by Optical Spectroscopy, artículo de la SPE 6371 presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Dallas, Texas, EUA, 1 al 4 de octubre de Oilfield Review

10 de una formación con alta permeabilidad puede bombearse rápidamente lo cual implicaría un tiempo de limpieza breve esa permeabilidad elevada puede haber permitido la penetración profunda del filtrado en la formación antes de asentar la herramienta. En ese caso, el tiempo de limpieza podría ser largo. La obtención de fluidos cercanos a una intercalación de lutita puede acortar el tiempo de limpieza ya que la lutita proporciona una barrera de flujo, permitiendo la obtención de fluido menos contaminado del yacimiento de una región más alejada del pozo. La capacidad de los módulos OFA y LFA de cuantificar los niveles de contaminación durante el bombeo, permite tomar decisiones sobre muestreo en tiempo real. La densidad óptica para todos los canales es transmitida hacia la superficie a gran velocidad y el programa de computación OCM actualiza su análisis cada 2 segundos. Una vez que se han adquirido suficientes datos, el programa de computación selecciona el canal de color que proporcionará el mejor ajuste para la tendencia esperada y muestra el grado de contaminación y el tiempo necesario para lograr un nivel de contaminación aceptablemente bajo. En un pozo del Golfo de México, la probeta de la herramienta MDT se asentó frente a una arena masiva y la herramienta midió una movilidad de 87 md/cp. Después de bombear durante 71 minutos, el programa de computación OCM predijo horas adicionales de bombeo para lograr un nivel aceptable de 1% de contaminación (abajo a la izquierda). En lugar de esperar o gastar una botella de muestra en fluido altamente contaminado, el operador decidió moverse a otro nivel dentro del mismo horizonte y, en consecuencia, desplazó la herramienta 13 m [44 pies] más abajo en la formación. La movilidad fue mayor, 256 md/cp. La contaminación descendió a 9% en sólo 132 minutos y se tomaron muestras en esta ubicación aceptables para el análisis PVT (abajo a la derecha). Dispersión de la luz La dispersión de partículas más pequeñas que la longitud de onda de la luz incidente varios cientos de nanómetros de diámetro depende de la longitud de onda de la luz incidente. La intensidad de esta dispersión aumenta con la disminución de la longitud de onda. Este efecto, denominado dispersión de Rayleigh, es el que le otorga el color azul al cielo. Densidad óptica del color Comienzo del ajuste Densidad óptica Número del canal Fin del ajuste Tiempo de bombeo, seg Contaminación, % Densidad óptica del color Densidad óptica Comienzo del ajuste Número del canal Fin del ajuste Tiempo de bombeo, seg Contaminación, % Tiempo de bombeo, seg Tiempo de bombeo, seg > Ahorro de tiempo de limpieza. Después de que la herramienta MDT había bombeado fluido de formación durante aproximadamente una hora, el programa de computación OCM indicó aproximadamente un 18% de contaminación (curva azul) y predijo horas adicionales para lograr una contaminación inferior al 1%. La gráfica muestra la medición de la densidad óptica para los Canales al 9 (verde sombreado). El Canal 4, que tiene el cambio más grande en la densidad óptica durante la limpieza, se utilizó para el ajuste después de sustraer el Canal 6 para quitar la dispersión causada por las partículas grandes (curva roja). Las líneas punteadas verticales a la izquierda y a la derecha del diagrama, indican el rango sobre el cual el método OCM se ajusta a los datos. > Obtención de muestras aceptables. Tras aproximadamente dos horas de bombeo, la contaminación había descendido a aproximadamente 9% (curva azul). La densidad óptica de todos los canales se muestra en el dibujo inserto (sombreado de verde). El modelo OCM se ajustó a los datos del Canal 4 menos el Canal 6 (curva roja), entre las líneas de inicio y fin del ajuste (líneas verdes punteadas). Los aumentos de densidad óptica que se observan después de la línea de fin del ajuste corresponden a la obtención de las muestras. Invierno de 21/22 33

11 La dispersión independiente de la longitud de onda se remueve mediante la sustracción de un canal, pero deja cierta dispersión de Rayleigh dependiente de la longitud de onda. Para el procedimiento OCM por color, se sustrae un canal de longitud de onda mayor, pero para el procedimiento OCM con metano, el canal sustraído es de una longitud de onda menor. Dado que un procedimiento corrige levemente más de lo necesario la dispersión dependiente de la longitud de onda y el otro lo corrige levemente menos de lo necesario, los valores de contaminación de los métodos OCM por color y OCM con metano de la herramienta LFA se promedian para remover parte de dicho efecto de dispersión (derecha). Las discrepancias entre las determinaciones de contaminación indican la necesidad de estudiar otros canales con mayor detenimiento, para identificar la causa antes de obtener una muestra de fluido. La detección de metano ha demostrado su validez para fluidos con una RGP tan baja como 7 pc/bbl [126 m 3 /m 3 ]. 9 Sin embargo, en yacimientos que tienen petróleo con bajo contenido de metano, los canales de color pueden proporcionar una mejor información sobre la contaminación que el canal de metano. Para fluidos de gas condensado, la detección de metano utilizando el módulo LFA es esencial porque incluso en los canales de color con longitud de onda más pequeña, la densidad óptica sigue siendo baja y la progresión de la limpieza utilizando el procedimiento OCM por color es difícil de evaluar. En algunos casos, el filtrado de lodo de perforación puede ser más oscuro que el condensado y el procedimiento OCM por color puede que no sea capaz de discriminar entre la contaminación y el fluido del yacimiento. En estos casos, en el nuevo módulo LFA funciona bien el procedimiento OCM con metano. Concentración molar, % Tendencia del Petróleo 1 Densidad óptica del color Canal de metano Canal de color Tiempo de bombeo, seg > Dispersión dependiente de la longitud de onda. La respuesta de absorción óptica en el período de bombeo entre 1 y 15 segundos, indica que aún queda cierta dispersión, incluso después de sustraer un canal de línea base. La respuesta dependiente de la longitud de onda es más fuerte en el canal de color (púrpura) que en el canal de metano (azul). El ruido en los datos que se observa después de 25 segundos corresponde a la obtención de muestras. Aún así, el método OCM pudo ajustar los datos, prediciendo un 7% de contaminación sobre la base del promedio de los datos de color y de metano de 7.9% y 6.% respectivamente. Comparación de la contaminación en la superficie Las muestras se obtienen para determinar las propiedades PVT de los fluidos del yacimiento. Para obtener estimaciones razonables de las propiedades del fluido del yacimiento, se debe considerar que la muestra contiene filtrado de lodo. Los módulos OFA y LFA miden la contaminación en tiempo real antes de obtener las muestras. En Contaminación, 3.1% Petróleo 1 Petróleo 2 C 2 C 4 C 6 C 8 C 1 C 12 C 14 C 16 C 18 C 2 C 22 C 24 C 26 C 28 C 3+ Componente > Remoción de la contaminación. Los resultados de la muestra indicaron que el Petróleo 1 (azul) y el Petróleo 2 (rojo) de pozos vecinos tenían perfiles similares, excepto por la contaminación con C 16 y C 18 proveniente del lodo sintético de perforación. La contaminación se puede quitar desarrollando la línea de tendencia para el Petróleo 1 y disminuyendo las concentraciones de C 16 y C 18 al nivel de la tendencia. Este análisis confirma que los petróleos provenían de la misma roca madre Densidad óptica del metano el piso del equipo de perforación o en el laboratorio, la contaminación de una muestra se puede analizar con mayor detalle con un cromatógrafo de gases (GC, por sus siglas en inglés), un cromatógrafo de permeación de gel (GPC, por sus siglas en inglés), un análisis de trazador o, menos común y no discutido en este artículo, un espectrómetro de resonancia magnética nuclear (NMR, por sus siglas en inglés). En un cromatógrafo de gases, se inyecta una pequeña cantidad de fluido de muestra en un gas transportador, como puede ser helio de alta pureza. Los componentes gaseosos livianos se separan utilizando un tamiz molecular y los componentes más pesados se separan utilizando una columna cromatográfica. Un tamiz molecular se basa en el tamaño de la partícula a separar, quedando las partículas más pequeñas durante más tiempo en el mismo. En una columna cromatográfica, el gas fluye a través de las partículas revestidas con un fluido. En un cromatógrafo de gases, este fluido se denomina capa estacionaria, porque el gas no lo moviliza. La solubilidad relativa de los componentes en la capa estacionaria los separa a medida que el gas transporta una muestra a través de la columna. Los cromatógrafos se calibran para los componentes de la muestra. El proceso es similar para un GPC, excepto que el transportador inerte es un líquido y los 34 Oilfield Review

12 constituyentes no se separan tan bien como en el detector. Los picos de componentes de un cromatógrafo de gases por lo general son distintos, pero los de un GPC pueden estar fusionados. El Analizador de Huellas de Campo FFA de Oilphase dispositivo para el sitio del pozo incorpora un GPC. Al final de la columna, el gas o el líquido transportador que contiene la muestra ingresa en un detector. En el caso de los hidrocarburos, normalmente se trata de un detector de conductividad térmica o de un detector de ionización de flama. Algunos métodos de detección responden a la masa y otros al número de átomos de carbono de la molécula. La distribución de los constituyentes del petróleo crudo normalmente declina en forma suave a medida que aumenta el número de átomos de carbono, a partir de C 8. 1 La contaminación con filtrado de lodos OBM y SBM produce que esta distribución se desvíe respecto de la forma esperada. Los lodos SBM utilizan un rango bajo de pesos moleculares, de modo que la contaminación se puede discernir tanto con un cromatógrafo de gases como con un GPC, como un fuerte aumento en la frecuencia de las moléculas entre C 14 y C 18 (página anterior, abajo). Los lodos OBM a base de petróleo mineral incluyen un rango más amplio de compuestos, que tal vez varían de C 8 a C 2, y son difíciles de distinguir utilizando un GPC. A menudo, estos lodos se pueden separar de la señal del petróleo crudo mediante un cromatógrafo de gases. Los lodos de perforación que incluyen petróleo producido del yacimiento no pueden distinguirse del petróleo de formación utilizando cualquier forma de cromatografía, a menos que se agregue un trazador al lodo. Una respuesta de filtrado OBM o SBM también se puede eliminar del resultado del cromatógrafo de gases mediante la medición independiente de 9. Mullins, Beck GF, Cribbs M, Terabayashi T y Kegasawa K: Downhole Determination of RGP on Single-Phase Fluids by Optical Spectroscopy, Transcripciones del 42º Simposio Anual sobre Registros de la SPWLA, Houston, Texas, EUA, 17 al 2 de junio de 21, artículo M. 1. Gozalpour F, Danesh A, Tehrani DH, Todd AC y Tohidi B: Predicting Reservoir Fluid Phase and Volumetric Behaviour from Samples Contaminated with Oil-Based Mud, artículo de la SPE presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Houston, Texas, EUA, 3 al 6 de octubre de MacMillan DJ, Ginley GM y Dembicki H: How to Obtain Reservoir Fluid Properties from an Oil Sample Contaminated with Synthetic Drilling Mud, artículo de la SPE presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, EUA, 5 al 8 de octubre de Gozalpour et al, referencia Connon D: Chevron et al. Hebron M-4 Contamination Prediction Method Comparison, Informe de Proyecto Disponible en El Comité Petrolero Marino de Terranova, St. John's, Terranova, Canadá, 1º de mayo de Mullins et al, referencia 9. la respuesta del filtrado, normalizando las dos señales y restando. 11 La composición del lodo de perforación debe mantenerse durante la perforación de una sección del pozo antes de tomar muestras, porque las variaciones en la composición del lodo agregan errores al análisis. A veces se mide la contaminación utilizando trazadores, marcando el lodo de perforación con un isótopo o una molécula que no se halla presente en altas concentraciones en los petróleos de yacimiento. Para la marcación isotópica de los hidrocarburos, el 13 C reemplaza al 12 C, o el deuterio reemplaza al hidrógeno. La espectroscopía de masa mide la concentración de un isótopo en una muestra de fluido de yacimiento, para determinar la contaminación. Para que este procedimiento funcione, las concentraciones de isótopos detectadas deben ser superiores a las encontradas naturalmente. La marcación química puede utilizar alfa olefinas lineales, detectadas utilizando un cromatógrafo de gases. La marcación química es un procedimiento costoso que debe planificarse por adelantado. El isótopo o la marca química debe estar presente en el lodo en una concentración constante antes de perforar la zona de interés y debe permanecer en el lodo hasta que se tomen las muestras, ya que todo el lodo de perforación que se filtra en la formación debe estar marcado para obtener un resultado significativo. La marcación química tiene un problema adicional: es posible que las Número de la muestra 1a 1b 1c 2a 2b 3a 3b 3c 4a 4b 5a 5b 5c Cromatógrafo de gases Medición OFA Análisis FFA Determinación de marca isotópica Contaminación, % moléculas seleccionadas no se comporten como el crudo del yacimiento. Por ejemplo, las alfa olefinas lineales son menos estables a alta temperatura que los alcanos correspondientes y es posible que no se desplacen a través del medio poroso a la misma velocidad. Se han aplicado varias técnicas de medición de contaminación en el campo Hebrón, área marina de Terranova, Canadá, y en pozos del Golfo de México. 12,13 En el campo Hebrón el lodo sintético de perforación fue marcado con deuterio. Se obtuvieron muestras de fluidos de cinco zonas diferentes, utilizando el módulo OFA. Se evaluó la contaminación mientras el fluido era extraído de la formación mediante el procedimiento OCM por color. Se determinó la contaminación utilizando un GPC en el sitio del pozo con el dispositivo FFA de Schlumberger Oilphase. Se determinó la concentración de marcas de isótopos mediante espectroscopía de masa y los constituyentes del fluido se determinaron con un cromatógrafo de gases de laboratorio. Los resultados del módulo LFA, incluido el análisis OCM, se compararon con los análisis de petróleos vivos provenientes de varios pozos del Golfo de México, efectuados con un cromatógrafo de gases de laboratorio. Tanto en este estudio como en el del campo Hebrón, las mediciones LFA y OFA en tiempo real concuerdan en general con los resultados del isótopo del cromatógrafo de gases y del FFA (abajo). Número de la muestra Cromatógrafo de gases Medición de color LFA Medición de metano LFA Contaminación, % > Comparación de distintos métodos para evaluar la contaminación. Las mediciones de contaminación de muestras de fluidos del campo Hebrón (izquierda) y de los pozos del Golfo de México (derecha) indican buena concordancia entre los diferentes métodos para la mayoría de las muestras. Invierno de 21/22 35

13 Profundidad vertical verdadera, m Contacto gas-petróleo Corrección por pérdida de gas en la muestra Muestra contaminada Remoción de contaminación del 3% Gradiente de presión de saturación Gradiente de presión Remoción de contaminación del 9% Presión absoluta, bar > Uso de las propiedades del yacimiento para evaluar las mediciones de contaminación. El gradiente de presión (línea azul) y de la presión de saturación o el gradiente del punto de burbujeo (línea verde) intersectan en el contacto gas-petróleo para un pozo del Mar del Norte. La muestra contaminada tenía una presión de punto de burbujeo de aproximadamente 272 bares [27.2 MPa o 395 lpc] (marrón oscuro). El modelado PVT permitió la predicción de la presión del punto de burbujeo del petróleo no contaminado, eliminando matemáticamente la contaminación medida de la muestra. La eliminación de una contaminación del 9%, medida utilizando marcación isotópica y el procedimiento FFA, produjo un resultado no físico por encima de los valores del yacimiento (púrpura). Al quitar solamente una contaminación del 3% (azul oscuro), basada en el resultado de mediciones OFA-OCM, no se elevó lo suficiente el valor del punto de burbujeo. Asumiendo que el volumen muerto del 2.5% de la botella de muestra era en su totalidad gas perdido, se obtiene otro factor para ajustar las propiedades PVT de la muestra contaminada (marrón claro). La combinación de la corrección por contaminación del 3% con la corrección por pérdida de gas, aproxima la predicción del punto de burbujeo (celeste) al valor que surge del gradiente de la presión de saturación. Se espera alguna discrepancia entre los métodos, ya que todos ellos tienen errores potenciales. El dispositivo FFA puede sobrestimar la contaminación si el lodo no es sintético; aún con SBM, tanto los resultados del FFA como los del cromatógrafo de gases presuponen una distribución de los constituyentes de los hidrocarburos para determinar la contaminación. La marcación es costosa y, en principio, puede ser precisa, pero en la práctica es posible que no provea resultados confiables. Es difícil asegurar que todo el lodo de perforación tenga una concentración uniforme de la marca química o isotópica y que las moléculas marcadas tengan las mismas propiedades físicas y de transporte que el resto del filtrado. El método OCM por color tiene problemas cuando el filtrado de lodo tiene un color significativo o el petróleo del yacimiento es incoloro, porque el método requiere un contraste entre ambos. Sin embargo, el método LFA-OCM con metano provee una solución para esos casos, dado que se basa en la concentración de metano. Aún cuando los métodos de detección de contaminación fueran siempre correctos, se pueden producir muchos errores en la toma de muestras. El fluido puede pasar por una transición de fase al ser succionado hacia la herramienta, dejando atrás componentes en la formación, o bien las fases pueden separarse en la herramienta. Las válvulas pueden fallar, ya sea no abriendo correctamente en el fondo del pozo y captando una cantidad insuficiente de fluido o bien no cerrando completamente y perdiendo presión y fluido luego de la toma de la muestra. En la superficie, cada vez que se transfiere el fluido o se manipula una botella con una muestra, existe la posibilidad de dañar la muestra. Las botellas deberían calentarse y agitarse por unos cinco días antes de realizar los análisis de laboratorio, pero no todos los laboratorios siguen este procedimiento recomendado. Es difícil obtener el petróleo base correcto del lodo de perforación utilizado para comparar con los espectros del petróleo contaminado del yacimiento porque la composición del lodo cambia con frecuencia durante los trabajos a medida que se agregan componentes para controlar problemas diversos de perforación. La obtención y el análisis de las muestras de fluidos son importantes; los operadores deben controlar las fuentes de error para obtener los mejores datos posibles. Los procedimientos OFA y LFA miden las propiedades en el fondo del pozo en tiempo real antes de la obtención de las muestras; una ventaja distintiva. Las pocas botellas para muestras disponibles en la herramienta no se malgastan para almacenar muestras de mala calidad. Dado que las mediciones OCM se efectúan antes de que se pudiera producir cualquier problema de manipuleo y transporte, proporcionan una verificación de la calidad de mediciones posteriores. Cuando existe suficiente información del yacimiento, los valores de las propiedades de los fluidos medidos pueden utilizarse como una verificación adicional de la calidad de la muestra. Norsk Hydro condujo un estudio detallado de muestras de petróleo extraídas de varios campos en el Mar del Norte. 14 En un yacimiento con un casquete de gas, tanto las marcas químicas como el dispositivo FFA indicaron un alto nivel de contaminación en las muestras, variando entre 8.9% y 25.8%. El método OFA-OCM y el análisis del cromatógrafo de gases indicaron niveles de contaminación más bajos, entre 2.6% y 6.8%. La diferencia entre estos dos rangos de medición de contaminación llevó a Norsk Hydro a proseguir con la investigación. La presión de saturación del yacimiento, P sat, a la profundidad de muestreo, se estimó a partir de la presión del yacimiento y de los gradientes de presión, comenzando en el contacto gas-petróleo (izquierda). A la profundidad de muestreo, la presión de saturación del yacimiento de la muestra, basada en las propiedades PVT determinadas con los contaminantes en el fluido, era de aproximadamente 2 bares [2 MPa ó 29 lpc] por debajo de la correspondiente al gradiente de la presión de saturación. Estas propiedades PVT se pueden corregir matemáticamente para remover el efecto de los contaminantes y luego comparar con el cálculo del gradiente del yacimiento. Cuando se utilizó el valor de contaminación del FFA del 9%, la P sat calculada fue mayor que la presión del yacimiento; un resultado imposible. Cuando se utilizó el valor de contaminación medido por el método OFA-OCM, la P sat era de aproximadamente 1 bares [1 MPa ó 145 lpc] menos que lo esperado. Esto indica que la muestra puede haber perdido gas antes de que se evaluaran las propiedades PVT. El gas pudo haberse separado del líquido en la formación debido a la caída de presión en la cercanías del pozo, pero no se conocían lo suficiente las condiciones de fondo de pozo para evaluar este efecto. La investigación se centró en lo que ocurrió con la muestra extraída del pozo. La botella de muestreo no permitió efectuar la compensación de la presión de fondo de pozo. El fluido podría entrar en la región de dos fases debido al enfriamiento con respecto a la temperatura del yacimiento de 17 C [225 F] durante el transporte hacia la superficie. Probablemente, la muestra se enfrió por debajo de los 12 C [217 F] temperatura a la cual la presión en la cámara cerrada descendió por debajo del punto de burbujeo y se encontraba en dos fases en el momento que alcanzó la superficie. La botella de 36 Oilfield Review

14 45 cm 3 tiene un volumen muerto del 2.5% entre la válvula de aislamiento en la botella y la válvula en la línea de flujo en el fondo del pozo, que pudo haber sido llenada con gas y que luego se perdió cuando se abrieron las válvulas en la superficie. Las propiedades PVT de las muestras contaminadas pueden corregirse por esta pérdida de gas, incrementando la presión del punto de burbujeo de la muestra contaminada en 1 bares. Cuando se combinó la corrección por pérdida de gas con la remoción de la contaminación, según lo medido por el método OCM por color, la P sat se incrementó hasta 4 bares [.4 MPa ó 58 lpc] del valor esperado para la presión de yacimiento, lo que es una buena concordancia. Este análisis no hubiese sido factible sin la medición de contaminación OCM en el fondo del pozo. Densidad óptica del color Comienzo del ajuste Fin del ajuste 1 Monitoreo del gas en forma directa Los campos de gas condensado generan dificultades adicionales para el muestreo de fluidos cuando se utilizan lodos OBM y SBM. Aunque contienen fluidos en estado monofásico en el yacimiento, el gas condensado se separa en una fase gaseosa y otra líquida cuando las condiciones caen por debajo del punto de rocío. El líquido derivado de gases condensados es un producto más valioso que el gas. Los parámetros del separador de superficie se ajustan para optimizar el volumen y el valor del líquido obtenido de los condensados. Usualmente, estos parámetros se fijan en base a las propiedades de los fluidos derivadas de muestras obtenidas con herramientas operadas a cable, por lo que es esencial determinar el nivel de contaminación y corregir las propiedades PVT. Los filtrados OBM y SBM pueden mezclarse sólo parcialmente con el condensado en un yacimiento, dejando el filtrado de lodo en una fase de hidrocarburo líquido y una fase gaseosa con algunos de los componentes más volátiles del filtrado. Una probeta de una herramienta operada a cable extrae ambas fases del hidrocarburo, y las muestras obtenidas contienen fluido de yacimiento y contaminación del filtrado. Cuando se disminuye la presión durante las pruebas de laboratorio, las fases se separan. Todo el filtrado de lodo se concentra en la fase líquida; la presencia de contaminación afecta fuertemente la presión del punto de rocío de la muestra. 14. Fadnes FH, Irvine-Fortescue J, Williams S, Mullins OC y Van Dusan A: Optimization of Wireline Sample Quality by Real-Time Analysis of Oil-Based Mud Contamination- Examples from North Sea Operations, artículo de la SPE presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 3 de septiembre al 3 de octubre de Mullins et al, referencia Fadnes et al, referencia 14. Densidad óptica del metano Tiempo de bombeo, seg Para calcular la RGP correcta y otras propiedades del fluido del yacimiento, se debe ajustar el volumen de la fase de petróleo para remover la contaminación. Se debe mantener baja la contaminación de la fase líquida para evitar introducir factores de corrección excesivos, como en el caso de un petróleo negro. Sin embargo, para compensar la concentración de contaminantes SBM y OBM en la fase líquida, muchas empresas fijan el nivel aceptable de contaminación en un gas condensado por debajo del correspondiente a un petróleo negro. La herramienta LFA proporciona nuevos datos importantes para yacimientos de gas condensado, mejorando la calidad de los datos utilizados para diseñar las instalaciones de producción. 15 1, > Curva de limpieza del gas condensado. Este gas condensado del Mar del Norte era transparente. Aún la densidad óptica del canal de longitud de onda más corta (arriba) mostró un contraste insuficiente para determinar con confiabilidad el aumento de la densidad óptica utilizando el método OCM por color (rojo). La limpieza era más confiable en el canal de metano (abajo) (rosa); el método OCM con metano se ajustó de un modo más cuantificable a los datos de la densidad óptica (negro). Los valores de contaminación calculados se muestran en el diagrama inferior, con una curva OCM por color (verde), una curva OCM con metano (púrpura) y el promedio de ambas (azul). En este caso, la gran discrepancia se debe al color claro del condensado. Contaminación, % Una de las primeras pruebas con la herramienta LFA, en este caso utilizada sin el módulo OCM, fue en un yacimiento de gas condensado del Mar del Norte. 16 Un cromatógrafo de gases móvil, C 36+, capaz de medir constituyentes en forma individual hasta el C 36 en la localización del pozo, indicó una contaminación del 32 al 6% en la fase líquida de baja presión. Esto fue comparable a los resultados de los análisis FFA posteriores realizados en tierra. Los datos LFA secuenciales en el tiempo fueron analizados posteriormente utilizando el método OCM. El filtrado de lodo y el fluido del yacimiento no se pudieron distinguir entre sí en los canales de color. El análisis mediante el método OCM con metano proporcionó una medición cuantitativa de la contaminación del orden del 8% del petróleo vivo (arriba) Invierno de 21/22 37

15 Relación entre el pico de metano y el pico de petróleo Petróleos vivos Mezcla binaria*.85 Petróleo muerto de la medición de la RGP RGP, pc/bbl cualquier lugar dentro de la línea de flujo. La combinación del refractómetro de gas y del detector de metano configuran un método sólido de detección de gas LFA (abajo). La relación entre el pico de metano y el pico de petróleo en el módulo LFA correlaciona con la RGP, tanto para mezclas de componentes puros como para petróleos crudos vivos (izquierda). Un factor de multiplicación aplicado a las mezclas de metano-heptano compensa por la presencia de otros componentes de hidrocarburo en la fase gaseosa de los petróleos de yacimiento. La herra Indicador de gas Indicador de petróleo Color del fluido Canales de OD Canal de metano > Medición de la RGP derivada de los picos de vibraciones moleculares. En las pruebas de laboratorio, la relación de absorción entre el pico de metano y los picos del petróleo se ajusta bien con la RGP, tanto para las mezclas metano-heptano (cuadrados rojos) como para los petróleos vivos (círculos azules). El factor de multiplicación aplicado a las mezclas de metano-heptano da cuenta de la ausencia de otros gases normalmente presentes en los petróleos vivos. El petróleo crudo muerto (triángulos naranja) se evaluó tras la remoción del gas en el laboratorio El operador tenía poca experiencia con la nueva herramienta y trató de entender la diferencia. Una prueba de pozo posterior demostró que se trataba de un yacimiento de gas condensado. Las muestras del separador de superficie tomadas durante el período de flujo de la prueba y analizadas utilizando un cromatógrafo de gases C 36+ indicaron una contaminación del petróleo de tanque del 23%. Un análisis PVT completo proporcionó la RGP, permitiendo la corrección de la contaminación en estado monofásico, bajo condiciones de fondo de pozo. El resultado mostró entre 6 y 7% de contaminación, lo que concuerda bien con la medición efectuada sobre el fluido vivo con el método OCM con metano. Durante la determinación de las propiedades del fluido de un yacimiento de gas condensado perforado con OBM, es esencial la acumulación de metano medida con el módulo LFA para obtener una medición precisa y en tiempo real de la contaminación del condensado. Las alternativas son llevar a cabo una prueba DST o terminar el pozo con lodos base agua para evitar la contaminación del petróleo. Más aún, el uso del módulo LFA también proporciona una medición simultánea de la RGP. El refractómetro de gas, tanto en el módulo OFA como en el detector LFA, indican la presencia de gas sólo cuando está en contacto con la ventana de detección. Las burbujas de gas no se detectarán si están en el centro de la corriente de flujo o en el lado opuesto. El refractómetro detecta todos los gases, independientemente de su composición; por lo tanto, también detecta el CO 2 y el H 2 S. El detector LFA proporciona asimismo un sistema complementario de detección, utilizando la medición de la densidad óptica en el canal de metano. Aunque insensible a otros gases, este detector monitorea todo el metano que pasa por la línea de flujo. El porcentaje de metano será bajo si fluye petróleo vivo. Sin embargo, si la presión cae por debajo del punto de burbujeo, el gas se libera y la absorción de metano será alta cuando una burbuja pase por el haz luminoso en > Combinación de detección de gas con el detector LFA. Luego de un período inicial de limpieza, los Canales de color 1 a 5 en el Carril 4 muestran una absorción pequeña, confirmando un gas condensado. Los Canales 6 y 9 también presentan una densidad óptica baja, lo cual indica ausencia de agua. El pico de petróleo en el Canal 8 se transforma en un indicador de petróleo en el Carril 2 (verde), indicando los períodos en los cuales no fluye petróleo, particularmente entre 1116 y 1188 segundos y entre 1422 y 1458 segundos. El refractómetro de gas en el Carril 1 (rojo) mide todos los gases, pero únicamente cuando éstos contactan la ventana de zafiro del refractómetro. Éste omite algunos períodos del flujo de gas. La respuesta LFA del metano del Canal, ampliada en el Carril 5, es sensible a todo el metano presente en la línea de flujo, pero no a otros gases. La combinación de ambos detectores de gas es más confiable que cada uno de ellos por separado. Tiempo, seg Oilfield Review

16 mienta no mide el C 2 o el H 2 S, por lo tanto la medición de la RGP con el módulo LFA puede ser incorrecta para fluidos de yacimientos que contienen cantidades significativas de estos gases no pertenecientes a los hidrocarburos. Rayos gamma LWD CMR de resolución estándar Resistividad Permeabilidad Porosidad T 2 de RMN CMR de alta resolución Permeabilidad MDT Presión MDT-OFA Tipificación del fluido Tipificación de fluidos en tiempo real La combinación del probador MDT y de la herramienta Combinable de Resonancia Magnética CMR reveló nuevos detalles acerca de un yacimiento operado por Shell en el Golfo de México. La unidad estratigráfica arena Amarilla había estado agotada por dos años. El nuevo objetivo de perforación era una formación de areniscas subyacente, conocida como arena Azul, separada del yacimiento superior por una lutita gruesa. Un registro de resistividad adquirido durante la perforación (LWD, por sus siglas en inglés) reveló una capa de agua de 3 m [1 pies] de espesor por encima de la arena petrolífera Azul, lo cual es una situación gravitacional inestable. Una capa delgada de hidrocarburos se extendía sobre el agua, justo debajo de la lutita gruesa (abajo). Yacimiento agotado de condensado en la arena Amarilla Lutita Fragmento de la arena Amarilla Arena Azul Lutita Arena Amarilla Módulo de bombeo a X482 m, Petróleo de 4 API Módulo de bombeo a X597 m, Petróleo de 4 API Módulo de bombeo a X597 m, Petróleo de 35 API Módulo de bombeo a X64 m, Petróleo de 35 API > Investigación de un caso de agua sobre petróleo mediante la tipificación de fluidos con el módulo OFA y el probador MDT. Existe una zona de agua encima de la arena Azul saturada de petróleo, ubicada frente a la flecha azul del diagrama que apunta a la baja resistividad en el Carril 2. Las respuestas de los registros de rayos gamma y del CMR de resolución estándar no explican cómo esta zona de agua puede hallarse encima del petróleo. Un registro de permeabilidad CMR de alta resolución reprocesado (Carril 6) muestra una delgada barrera de permeabilidad, indicada por la flecha verde. Los registros MDT muestran tres compartimientos de presión: la arena Amarilla agotada encima de la lutita, la arena Azul debajo de la barrera y la región de alta presión entre la lutita y la barrera delgada. Los canales de color del MDT, evaluados en las profundidades indicadas por las flechas negras, se utilizaron para tipificar los fluidos del yacimiento. El petróleo que está por encima del agua sobre la barrera tiene las mismas características que el petróleo de la arena Amarilla. Esto motivó al operador a reevaluar el límite entre las arenas Amarilla y Azul en este pozo, y a ubicarlo en la barrera delgada antes que en la lutita gruesa. Petróleo objetivo en la arena Azul > Corte transversal de la arena Amarilla por debajo de la lutita. La arena Amarilla por sobre la lutita está saturada de condensado. La arena Azul, saturada de petróleo, no se extiende hasta la lutita, sino que se detiene en una barrera delgada (línea gruesa negra). El fragmento de arena Amarilla debajo de la lutita gruesa tiene una pata de agua (azul) debajo de una capa delgada de condensado. El operador quería saber si había irrumpido el agua suprayacente. El registro LWD de rayos gamma y el procesamiento estándar CMR no aclararon cómo esta agua podía estar encima del petróleo (arriba). Las presiones obtenidas con la herramienta MDT indicaron que la zona de agua no tenía comunicación hidráulica con la arena Amarilla suprayacente ni tampoco con la arena Azul subyacente. La presión del yacimiento en la zona de agua era aproximadamente 8 lpc [5.5 MPa] más alta que en la arena Azul y era apenas menor que la presión original de la arena Amarilla. La arena Amarilla agotada estableció un límite en el peso del lodo que podría utilizarse en el pozo. Esto creó preocupación acerca del pozo; éste no era lo suficientemente estable como para dejar la herramienta MDT el tiempo necesario para obtener fluido de formación limpio. La herramienta MDT se utilizó, en cambio, para tipificar el fluido mediante la técnica de gorgoteo desarrollada por Shell Deepwater Services. 17 Mediante esta técnica, los fluidos de la formación se bombearon durante un breve período a través del módulo OFA y hacia el espacio anular, sin obtener muestras en las botellas. 17. Hashem et al, referencia 7. Invierno de 21/22 39

17 C A N A D Á Un espectro de densidad óptica del módulo OFA permitió el análisis de estas pequeñas cantidades de petróleo del yacimiento. Dado que el color del petróleo se relaciona con la gravedad API y la RGP, el patrón de colores de los 1 canales del módulo OFA permitió efectuar la discriminación entre los petróleos. En este caso, la arena Amarilla contenía un gas condensado cuya gravedad API era de aproximadamente 4 y su RGP de 6 pc/bbl [18 m 3 /m 3 ], mientras que en la arena Azul el fluido mostraba una gravedad API de 35, con una RGP de 2 pc/bbl [36 m 3 /m 3 ]. Sorpresivamente, el espectro de colores del hidrocarburo asentado sobre el agua tenía las mismas características que el de la arena Amarilla ubicada encima de la lutita gruesa. Los datos del registro CMR se reprocesaron para mejorar la resolución de 46 cm [18 pulg] a aproximadamente 2 cm [8 pulg], revelando una delgada barrera de permeabilidad en la base del agua, que se estimó de un espesor de aproximadamente 15 cm [6 pulg]. Esto llevó a reconsiderar la distinción entre las unidades superior e inferior. En otros pozos, la arena Amarilla permaneció por sobre la lutita gruesa, pero en este pozo, un fragmento de la arena Amarilla apareció debajo de la lutita. El límite cierto entre las zonas era la barrera delgada, que resultó ser arena sobre arena, indistinguible en los registros convencionales. Si se hubiera tratado de un pozo de exploración, el diseño de las instalaciones de producción < Campo Hibernia, área marina de Terranova, Canadá. TERRANOVA Contorno del hundimiento de la cuenca 2 m Profundidad del agua 2 m 1 km 62 millas St John s Campo Hibernia Océano Atlántico hubiese dependido de los resultados obtenidos de las muestras de fluidos. Dependiendo de dónde fueron obtenidas las muestras, la RGP pudo haber sido muy alta o muy baja, conduciendo a un diseño ineficiente. Si la RGP medida durante el muestreo fuera inferior a la medida con el pozo en producción, las instalaciones tendrían una limitación en su capacidad para manejar la producción de gas, así como capacidades de compresión y transmisión insuficientes, lo cual daría como resultado ingresos perdidos o diferidos. Un error significativo de la RGP en la dirección opuesta presentaría el problema opuesto; un costoso proyecto sobredimensionado con demasiada capacidad. La tipificación de fluidos con la herramienta MDT es un medio valioso para detectar tales situaciones. En un campo del Mar del Norte, Norsk Hydro perforó un pozo piloto penetrando tres horizontes antes de perforar una sección horizontal. 18 La respuesta típica de los registros en este campo dificultó la distinción del tipo de fluido en cada formación. No se requería una definición precisa de las composiciones de los fluidos, pero era imperativo diferenciar rápidamente el gas, el petróleo y el agua porque el equipo de perforación estaba inactivo mientras el operador esperaba la identificación del fluido. El operador quería perforar un pozo horizontal en la zona petrolífera más profunda y escogió la herramienta MDT para identificar los fluidos en tiempo real. El módulo de bombeo drenó fluidos hasta que la contaminación indicada por el método OFA- OCM había caído debajo del 8% en la zona media y al 1% en la zona superior. La herramienta MDT indicó que la zona inferior estaba llena de agua. Los bajos valores de contaminación en las otras zonas reforzaron la confianza del operador en la respuesta de la herramienta, que indicaba que el fluido del yacimiento era petróleo. Un trazador de olefinas al 3% colocado en el lodo OBM antes de perforar la sección, permitió confirmar rápidamente estos valores de contaminación utilizando un cromatógrafo de gases en el equipo de perforación. Las mediciones de contaminación en superficie 5% en la zona media y 4% en la superior proporcionaron una concordancia razonable con la medición OFA-OCM. Aunque se habían obtenido muestras adicionales de fluido para su prueba en tierra, los resultados en tiempo real utilizando el análisis OFA-OCM, sumados a una confirmación del cromatógrafo de gases en la localización del pozo, proporcionaron respuestas lo suficientemente conclusivas como para cancelar el programa de pruebas en tierra. La sección horizontal fue perforada en el horizonte medio inmediatamente después de completar la carrera con la herramienta MDT. El pozo resultó exitoso. Norsk Hydro ya no utiliza trazadores de olefinas para marcar el lodo de perforación. En los pozos recientes las decisiones se basaron exitosamente en la combinación del método OCM con el cromatógrafo de gases C 36+. Compartimientos de fluidos en el campo Hibernia El campo Hibernia, descubierto en 1979 y operado por Hibernia Management and Development Company, Ltd. (HMDC), fue el primer descubrimiento de petróleo significativo en la cuenca Juan de Arco en los Grandes Bancos de Terranova, Canadá. La producción de petróleo comenzó el 17 de noviembre de 1997, desde una plataforma de gravedad resistente al hielo, apoyada a 8 m [262 pies] de profundidad sobre el lecho marino, a 315 km [196 millas] al estesudeste de St. John's, Terranova (arriba). La estructura es un anticlinal altamente fallado, que se hunde hacia el sur y contiene aproximadamente 3 mil millones de barriles [475 millones de m 3 ] de petróleo en sitio. Se estima que 75 millones de barriles son recuperables [12 millones de m 3 ]. La mayor parte de estos recursos se encuentra en dos yacimientos del Cretácico Inferior; el yacimiento Hibernia y las areniscas combinadas Ben Nevis y Avalón. El yacimiento Hibernia se explotará utilizando 4 Oilfield Review

18 inyección de agua e inyección de gas (arriba). Las tareas de perforación para completar la delineación de las formaciones Ben Nevis y Avalón aún están en progreso; estos yacimientos se explotarán bajo inyección de agua. HMDC encontró problemas operativos durante la perforación de los primeros cuatro pozos utilizando WBM. El cambio a OBM dio como resultado mejores condiciones del pozo, pocas pérdidas de sellado mientras se corrían los registros, y menor tiempo para la adquisición de los registros. La extensa cantidad de fallas vuelve incierta la continuidad del yacimiento. Al principio del desarrollo del campo, HMDC inició un amplio plan de adquisición de datos para determinar la variación en la composición del fluido entre los bloques de fallas y dentro de una columna de fluido verticalmente extensa. La obtención de muestras de alta calidad con la herramienta MDT es una parte integral del programa para determinar las propiedades de los fluidos del yacimiento. Las mediciones de presión del probador MDT establecen los gradientes de presión y permiten localizar los contactos gas-petróleo y agua-petróleo. Las muestras de fluidos se obtuvieron de tres maneras distintas: probador MDT, muestras de fondo de pozo y muestras de separador. La herramienta MDT típica se configuró para obtener aproximadamente 3 puntos de presión dentro de intervalos seleccionados del yacimiento e incluyeron seis botellas de muestras MPSR. Se obtuvieron muestras en varios pozos utilizando 12 cilindros de muestras: seis cilindros MPSR y seis cilindros SPMC compensados por presión. La variación de las propiedades PVT en las muestras 18. Fadnes et al, referencia 14. Plataforma Bonavista Falla Murre km millas Falla Nautilus > Inyección de agua y de gas en el campo Hibernia. La imagen 3D ilustra algunos de los pozos de producción de petróleo (verde), de inyección de agua (azul) y de inyección de gas (rojo) en un yacimiento muy fallado (izquierda). El mapa estructural muestra los distintos bloques de falla en la formación Hibernia (derecha). Parte del campo está bajo inyección de agua (azul) y parte bajo inyección de gas (rojo). La línea negra indica la ubicación de la sección transversal mostrada en la página 42. MDT ayudaron a definir la profundidad y las tendencias areales, las que luego se refinaron mediante las huellas geoquímicas de las muestras. La detección de la contaminación OBM con la herramienta MDT fue clave para el programa. El uso del módulo de monitoreo OCM en tiempo Profundidad, m N B-16 2 BHS B-16 6 MDT 1 real permitió la obtención de muestras de gas condensado de alta calidad. Las muestras de fondo de pozo de todo el intervalo de interés iniciales se obtuvieron durante las pruebas de producción para determinar propiedades PVT representativas. Se mantuvieron las condiciones de flujo en estado monofásico en el fondo del pozo durante el muestreo. Las muestras de fluidos obtenidas de los separadores de prueba fueron menos costosas, facilitando el muestreo mensual continuo para monitorear los cambios en la composición. Las muestras obtenidas de las tres fuentes mostraron una concordancia excelente en los estudios PVT y en la determinación de los niveles de contaminación OBM (abajo). El operador utilizó los datos PVT de estas fuentes para el análisis de las pruebas de pozo, la determinación de las reservas, los balances de materia, la simulación del yacimiento, la asignación de la producción, el monitoreo de la producción, los factores de medición de fluido, la simulación de los procesos y los informes de regulación. B-16 5 MDT 2 B-16 5 MDT 3 B-16 6 MDT 3 B-16 3 MDT 4 B-16 3 MDT 3 B-16 3 BHS B-16 3 BHS B-16 1 BHS B-16 3 BHS B-16 1 BHS B-16 1 BHS B-16 9 MDT 6 C-96 DST 4 BHS C-96 DST 3 BHS B-16 9 MDT 3 B-16 7 MDT 3 C-96 DST 1 BHS B MDT 6 B-16 7 MDT RGP, m 3 /m 3 > RGP del campo Hibernia. Las muestras de fluidos de la herramienta MDT y de fondo de pozo (BHS, por sus siglas en inglés) de la sarta DST indican la tendencia de la RGP a medida que aumenta la profundidad. Las muestras del separador de campo no están asociadas con una profundidad específica y no se muestran en la gráfica. (225 m 3 /m 3 = 1249 pc/bbl). Invierno de 21/22 41

19 Zona bajo inyección de gas Zona bajo inyección de agua Pozos Ben Nevis y Avalón Número de la muestra Medición OFA-OCM Cromatógrafo de gases Contaminación del lodo base aceite, % Número de la muestra Medición OFA-OCM Cromatógrafo de gases Contaminación del lodo base aceite, % Número de la muestra Medición OFA-OCM Cromatógrafo de gases Contaminación del lodo base aceite, % > Comparación de las mediciones de contaminación. La medición OFA-OCM en la localización del pozo concuerda con las mediciones del cromatógrafo de gases de laboratorio para las zonas bajo inyección de gas (izquierda) y bajo inyección de agua (centro) de la formación Hibernia y de las formaciones Ben Nevis y Avalón (derecha). La presión inicial del yacimiento Hibernia era de aproximadamente 58 lpc [4 MPa]. Puesto que el punto de burbujeo varía de un lado al otro del campo, la empresa utilizó la herramienta MDT para evitar tomar muestras por debajo de la presión del punto de burbujeo. Con esta herramienta se monitoreó la presión durante el muestreo, permitiendo una caída de presión mínima y una determinación precisa del punto de burbujeo de las muestras recuperadas. El módulo OFA detectó los niveles de contaminación de las muestras para estimar el tiempo de bombeo para lograr la limpieza. Aproximadamente a mitad de camino del programa de toma de muestras, se pudo disponer de la opción OCM, proporcionando una medición cuantitativa de la contaminación en tiempo real. Los resultados del módulo OFA de los registros previos se analizaron más tarde utilizando la metodología OCM por color para determinar los niveles de contaminación (arriba). La herramienta de muestreo MDT es un medio efectivo de obtención de muestras de fluido representativas destinadas a evaluar las variaciones a través de largas columnas de fluido. El grupo Hibernia corrió exitosamente la herramienta operada a cable, pero a causa de desviaciones del pozo de hasta 8, la herramienta se corrió como parte de la sarta de Profundidad bajo el nivel del mar, m NO B CAP Adquisición de Registros en Condiciones Difíciles TLC. La sarta TLC usualmente comprende la herramienta integrada Platform Express, incluye la sonda de Inducción de Arreglo AIT, una herramienta de calibre y de rayos gamma, y los módulos MDT. Los registros adquiridos en una primera pasada se transmitieron en tiempo real a la oficina de la empresa en St. John's, donde los ingenieros escogían puntos para la determinación de la presión y la carrera de obtención de muestras. Con columnas de fluido que excedían los 4 m [13 pies] de espesor en algunas áreas del campo, era importante utilizar presiones MDT y determinar el tipo de fluido para establecer los contactos gas-petróleo y agua-petróleo (abajo). Un beneficio importante del programa de regis- Bloque C Exageración vertical 5:1 42 > Corte transversal a través de los bloques B y C en el área de inyección de gas del campo Hibernia. La formación Hibernia se sumerge abruptamente, hundiéndose en la falla Murre en el noroeste. El contacto gas-petróleo (CGP) se muestra en la cresta. El contacto agua-petróleo (CAP) es desconocido en el sudeste; en el noroeste se sitúa entre las dos profundidades marcadas en la gráfica. Esta línea de corte se indica en el mapa de la página 4. B-16 15z B-8 Bloque B B-16 1z 1 2 km millas CGP B SE 42 Oilfield Review

20 tros MDT es la toma de decisiones en tiempo real sobre los puntos de toma de muestras. La composición de la muestra de fluido MDT se determinó en un laboratorio PVT mediante un cromatógrafo de gases. El cromatograma del petróleo base del lodo fue sustraído del espectro de la muestra del cromatógrafo de gases (derecha). Las alturas de los picos resultantes de los espectros de los diferentes bloques, junto a otros datos PVT, tales como la presión del punto de burbujeo, la RGP y el factor del volumen de formación, permitieron correlacionar el petróleo de los diferentes bloques de fallas, que indicaban siete regiones de fluido distintas en todo el campo (abajo). Con esta información, las inyecciones de gas y de agua se pueden implementar con mayor eficiencia. Las presiones de formación adquiridas por la herramienta MDT, también indicaban si la producción de pozos vecinos había originado la disminución de la presión de la formación en las nuevas localizaciones. Otras mediciones efectuadas sobre los fluidos del yacimiento, incluyendo el contenido de cera y de azufre, el grado de acidez, el punto de escurrimiento, el punto de turbidez y el contenido de asfaltenos saturados con resinas aromáticas, también indicaban variaciones por bloque de falla, lo cual tenía un impacto en la producción y en las estrategias de terminación (completación) de pozos El punto de escurrimiento es la temperatura más baja a la que el petróleo comenzará a fluir bajo condiciones estándar de prueba. El punto de turbidez es la temperatura a la cual las moléculas de parafina comienzan a cristalizarse, tal como se observa visualmente. 2. Van Dusan A, Williams S, Fadnes FH e Irvine Fortescue J: Determination of Hydrocarbon Properties by Optical Analysis During Wireline Fluid Sampling, artículo de la SPE presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Dallas, Texas, EUA, 1 al 4 de octubre de 2. Respuesta del detector n-c 1 n-c 12 n-c 14 n-c 15 n-c 16 n-c 17 Pr Tiempo, minutos Laboratorio químico de fondo de pozo La distinción de las fases de los fluidos puede parecer uno de los procesos químicos más simples. Hacerlo a millas de distancia, en un ambiente desfavorable, es el nuevo logro importante de la herramienta MDT. Los canales de información de absorción en la herramienta OFA permitieron la correlación con muchos otros atributos del fluido: el factor de encogimiento del petróleo, la presión del punto de burbujeo, la compresibilidad del petróleo, la densidad del petróleo y el peso molecular promedio. 2 Minimizar la contaminación en las muestras obtenidas y controlar la separación de fase durante la obtención para mejorar el valor de las mediciones de las propiedades del fluido en sitio, representa un desafío constante. Las capacidades adicionales del nuevo módulo LFA brindan la medición directa del contenido de metano, permiten la estimación de la RGP y de un indicador de gas más robusto para evitar que el fluido entre en la región bifásica. Además, ahora es mucho más fácil obtener muestras de fluidos detrás del revestimiento. El Probador de la Dinámica de la Formación de Pozo Entubado CHDT puede perforar hasta seis orificios a través del revestimiento en un solo viaje y, combinado con otros módulos de la herramienta MDT, puede obtener muestras y monitorear la n-c 18 Ph Pr Ph n-c 2 n-c 2 n-c 22 Petróleo base n-c 25 n-c 3 Muestra de petróleo del campo Hibernia n-c > Gráficas del cromatógrafo de gases del fluido del yacimiento y del petróleo base del lodo de perforación. Los picos agudos en las curvas son compuestos específicos de carbono, como los alcanos normales C 3 [n-c 3 ]. El pristane (Pr) y el phytane (Ph) son geomarcadores encontrados en los fluidos del yacimiento. Se aplica un factor de escala al espectro del petróleo base antes de sustraerlo del espectro del petróleo del yacimiento. Dicho factor de escala está relacionado con el grado de contaminación. Plataforma Bonavista Falla Murre contaminación en tiempo real. Una vez extraída la muestra, se sella el orificio a través del revestimiento con un tapón resistente a la corrosión y capaz de soportar una presión diferencial de 1, lpc [69 MPa]. Hoy ya se toman decisiones significativas basadas en las mediciones del fluido de fondo de pozo, efectuadas en tiempo real. El continuo desarrollo mejorará el rango y la confiabilidad de estas mediciones. MAA km millas Falla Nautilus > Regiones de fluidos en el campo Hibernia. Se han definido siete regiones distintas para los fluidos del campo Hibernia, basadas en los constituyentes y en las propiedades físicas determinadas de las muestras de fluidos obtenidas con pruebas DST y MDT. N Invierno de 21/22 43