Nuevas capacidades del probador de formación operado con cable

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1 Nuevas capacidades del probador de formación operado con cable Cosan Ayan París, Francia Pierre-Yves Corre Abbeville, Francia Mauro Firinu Eni SpA E&P Ravenna, Italia En ciertas formaciones y tipos de fluidos de yacimientos, los operadores experimentaron dificultades para la obtención de muestras y mediciones de presión con probadores de formación convencionales operados con cable. Recientemente, los ingenieros desarrollaron una herramienta para la ejecución de pruebas confiables incluso en ambientes desafiantes, tales como las formaciones de baja movilidad y el petróleo pesado. Germán García Ciudad de México, México Morten R. Kristensen Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos Michael O Keefe Londres, Inglaterra Thomas Pfeiffer Stavanger, Noruega Chris Tevis Sugar Land, Texas, EUA Luigi Zappalorto Eni Norge SA Stavanger, Noruega Murat Zeybek Dhahran, Arabia Saudita Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Primavera de 213: 25, no. 1. Copyright 213 Schlumberger. ECLIPSE, MDT, Quicksilver Probe y Saturn son marcas de Schlumberger. 1. Para obtener más información sobre los probadores WFT, consulte: Ayan C, Hafez H, Hurst S, Kuchuk F, O Callaghan A, Peffer J, Pop J y Zeybek M: Caracterización de la permeabilidad con probadores de formación, Oilfield Review 13, no. 3 (Invierno de 21/23): La caída o abatimiento de presión es una condición de presión diferencial que induce el flujo de los fluidos desde una formación prospectiva hacia el interior de un pozo. La caída de presión tiene lugar cuando la presión del pozo es menor que la presión de formación y puede ocurrir naturalmente o generarse mediante el bombeo o la producción del pozo. 34 Oilfield Review

2 Empacador inflable Empacador inflable Fluido de pozo Abertura de admisión de fluido para el probador WFT Fluido de pozo > Probador de formación operado con cable (WFT) con empacador dual de intervalo. Algunas herramientas WFT utilizan empacadores inflables hidráulicos para sellar la formación contra la contaminación con los fluidos de pozo durante las operaciones de muestreo y pruebas de presiones transitorias. Los ingenieros que buscan caracterizar yacimientos y diseñar terminaciones para maximizar la eficiencia de la producción dependen mucho del análisis de muestras de fluidos de yacimiento de fondo de pozo y de las pruebas de presiones transitorias. Pero la identificación de fluidos móviles y la definición de columnas de hidrocarburos pueden ser difíciles en formaciones complejas. Los ingenieros de yacimientos y petrofísicos utilizan una variedad de datos para efectuar estimaciones de reservas precisas y confeccionar modelos de yacimientos representativos. Dichos datos incluyen la composición de los fluidos, mediciones de la presión de poro, la temperatura de yacimiento, la respuesta del yacimiento a los cambios de presión y la integración de los datos sísmicos. En el pasado, la mayoría de las muestras de fluidos de formación eran captadas después de llegar a la superficie, durante las pruebas de formación efectuadas a través de la columna de perforación y las pruebas de pozos de producción, y luego se separaban en los componentes gas, petróleo y agua. Estas muestras eran transportadas a los laboratorios auxiliares para su análisis. Las pruebas de pozos continúan proporcionando a los ingenieros datos de utilidad acerca de los fluidos de yacimiento, el tamaño del yacimiento y el potencial de producción, pero la caracterización de los fluidos a partir de muestras captadas en la superficie puede ser problemática. La recombinación de los fluidos separados en la superficie requiere sumo cuidado: a menudo los técnicos experimentan dificultades para evitar la contaminación de las muestras o la inducción de pérdidas de presión durante la captación y el transporte, especialmente cuando se trabaja en localizaciones remotas; la recreación de las condiciones locales en el laboratorio es compleja pero necesaria para un análisis preciso. En la década de 195, la industria comenzó a abordar éstas y otras dificultades asociadas con el muestreo mediante la introducción de los probadores de formación operados con cable (WFT) que se bajaban hasta la zona de interés. Una versión reciente de estas herramientas utiliza dos empacadores de intervalo inflables, inflados por encima y por debajo del punto o estación de muestreo, para aislar la formación de los fluidos de pozo y exponer más formación para el muestreo (izquierda). Luego, los fluidos de formación se hacen fluir o se bombean hacia el interior de la herramienta para su captación y recuperación en la superficie. Los probadores WFT de tipo probeta utilizan brazos operados hidráulicamente para presionar un arreglo de empacadores contra la pared del pozo (derecha). La probeta, emplazada en el centro del empacador, se extiende hacia la formación y luego los fluidos de yacimiento fluyen o son bombeados hacia el interior de la herramienta. Los fluidos se analizan en el fondo del pozo y las muestras pueden ser captadas mientras se mide la presión con medidores de fondo de pozo. Los fluidos se analizan para determinar su pureza antes de ser enviados a las cámaras para muestras. Esto permite remover los fluidos contaminados antes de que los ingenieros especialistas en operaciones con cable tomen las muestras de formación. Las botellas para muestras conservan los fluidos en condiciones de presión de formación para evitar que se produzcan cambios de fase mientras las muestras son llevadas a la superficie a fin de ser transportadas a un laboratorio para su análisis. 1 Los probadores WFT a menudo proporcionaban muestras de fluidos que eran más representativas de los fluidos de yacimiento que las captadas en la superficie. Sin embargo, las probetas utilizadas en las primeras herramientas no podían aplicarse en ciertas formaciones en las que resultaba difícil establecer un sello. Además, las pruebas de formaciones en las que los fluidos se mueven lentamente hacia la herramienta prolongaban el tiempo de permanencia de la herramienta en la estación y a menudo se traducían en muestras contaminadas con filtrado de lodo excesivo. Por otro lado, los fluidos muy viscosos generalmente pueden desplazarse hacia el interior del pozo, a través de la formación, sólo si se genera una presión diferencial relativamente alta entre el pozo y la formación. Esta caída o abatimiento de la presión, o presión diferencial, puede exceder las especificaciones del empacador WFT o producir el derrumbe de la pared del pozo en formaciones no consolidadas, generando una pérdida del sello que rodea al arreglo de empacadores. 2 Un diferencial de presión alto también puede producir la caída de la presión de la herramienta por debajo de la presión del punto de burbujeo, induciendo la producción Probeta Arreglo de empacadores Pistones > Probador WFT de tipo probeta. Una vez que una herramienta de tipo probeta se encuentra en profundidad, la herramienta extiende los pistones desde uno de los lados del probador WFT contra la pared del pozo, a la vez que un arreglo de empacadores es presionado firmemente contra la formación a probar. Luego, una probeta situada en el centro del arreglo de empacadores se extiende hacia la formación; los fluidos de yacimiento fluyen a través de la probeta hacia la línea de flujo y de las cámaras para muestras de la herramienta para ser recuperados en la superficie. El sello del empacador, que rodea a la probeta, impide que los fluidos de pozo se mezclen con los fluidos de yacimiento. Volumen 25, no.1 35

3 de gas libre y cambios composicionales en el petróleo, lo que pone en peligro la integridad de las muestras. En ciertas condiciones de pozo, puede resultar difícil captar muestras representativas utilizando probadores WFT estándar de una sola probeta porque el empacador de sello aísla la formación o el arreglo de probeta sólo de los fluidos de perforación o de terminación que se encuentran en el pozo. Los fluidos que invadieron las zonas permeables también pueden contaminar la muestra. Para obtener una muestra relativamente pura de fluidos de yacimiento, los ingenieros utilizan un módulo de bombeo una bomba diminuta incluida en la sarta de herramientas WFT para hacer fluir o bombear los fluidos desde la formación, a través de la herramienta, y hacia el pozo hasta haber eliminado los contaminantes por bombeo. La naturaleza de los fluidos que ingresan se analiza en el fondo del pozo con una diversidad de sensores. Luego, el flujo es dirigido hacia las botellas para muestras que captan y almacenan los fluidos para su transporte hasta los laboratorios de superficie donde se llevan a cabo los análisis. En cualquier condición, la obtención de una muestra representativa de fluido de yacimiento puede constituir un desafío porque a los ingenieros les resulta difícil saber cuándo la corriente de flujo se Nivel de contaminación Admisión de seguridad Tiempo Muestra aceptable Admisión contaminada encuentra suficientemente libre de contaminantes. Estos profesionales dependen de la información acerca del yacimiento y la naturaleza y magnitud de la invasión de contaminantes para calcular el tiempo que insumirá la limpieza de la formación con una tasa de flujo dada. Este cálculo se complica aún más porque el flujo del yacimiento circula describiendo un volumen cónico hacia la probeta y toma contaminantes de la zona de invasión en la región vecina al pozo, así como también de cierta distancia vertical a lo largo del pozo. El borde externo de esta corriente de flujo puede contener una cantidad significativa de fluidos que no son fluidos de yacimiento y cuya eliminación, por consiguiente, puede demandar tiempos prolongados. Dado que pueden subestimar la cantidad de tiempo que implica este proceso, los ingenieros a menudo captan muestras no representativas. Por el contrario, si sobrestiman el tiempo, pueden pasar períodos innecesariamente largos y costosos en la estación de muestreo. Las innovaciones introducidas en los diseños de los probadores WFT han hecho mucho para superar estas limitaciones. Por ejemplo, para acortar el período de limpieza y garantizar la obtención de muestras representativas, los ingenieros de Schlumberger desarrollaron el probador Quicksilver Probe para la extracción guiada del fluido de yacimiento puro, que utiliza dos áreas de muestreo concéntricas a través de las cuales los fluidos bombeados ingresan en la herramienta. El anillo externo es un conducto para el segmento externo más contaminado de la corriente de flujo que se Tubo de flujo a las cámaras para muestras descarta en el pozo. La probeta interna extrae los fluidos de la sección interna más representativa del flujo cónico, que luego pueden ser desviados hacia las botellas para muestras WFT (abajo, a la izquierda). 3 Otra innovación, el análisis de fluidos de fondo de pozo (DFA), utiliza la espectroscopía óptica para identificar la composición del fluido de yacimiento a medida que fluye a través del probador WFT. Esta tecnología permite a los ingenieros determinar los niveles de contaminantes y comenzar a extraer muestras sólo después que estos niveles alcanzan un valor aceptablemente bajo en la corriente de flujo. Cuando el módulo DFA es desplegado en los intervalos seleccionados de un pozo y en múltiples pozos, los ingenieros obtienen datos previamente no disponibles con los cuales se efectúa el análisis de arquitectura de los yacimientos. 4 Además de asegurar la pureza de las muestras, estas innovaciones acortan el tiempo en la estación, lo que se traduce en ahorros significativos de los costos operativos. Sin embargo, aún persisten algunas trabas. Este artículo analiza precisamente los obstáculos existentes para la captación de muestras de fluidos en ciertos yacimientos problemáticos y una nueva probeta WFT que ayuda a superarlos. Algunos casos de estudio de Medio Oriente, México y Noruega ilustran cómo la nueva herramienta facilita el muestreo de fluidos en ambientes desafiantes. Los desafíos continuos En la mayoría de los distintos tipos de formaciones, las mejoras introducidas en la tecnología WFT han incrementado considerablemente la capacidad de los operadores para captar muestras de fluidos representativas, adecuadas para el análisis, y a la vez obtener presiones de fondo de pozo de alta precisión. Pero las restricciones operacionales, las arenas no consolidadas, los petróleos pesados y las rocas de baja permeabilidad siguen incidiendo en el éxito de las operaciones de muestreo. Sello Admisión de muestras Sello Tubo de flujo al pozo > Muestreo de fluidos de formación con la herramienta de muestreo guiado Quicksilver Probe. La probeta posee dos orificios de admisión: la admisión de seguridad que rodea a la admisión de muestras (extremo inferior izquierdo). Los empacadores rodean y separan estas probetas y se sellan contra la pared del pozo (derecha). El fluido de formación se indica en azul grisáceo y el filtrado en marrón claro. Cuando se inicia el bombeo, el fluido que fluye a través de la admisión de muestras se encuentra muy contaminado (extremo superior izquierdo), pero los niveles de contaminación pronto alcanzan un valor aceptable. 3. Para obtener más información sobre la herramienta Quicksilver Probe, consulte: Akkurt R, Bowcock M, Davies J, Del Campo C, Hill B, Joshi S, Kundu D, Kumar S, O Keefe M, Samir M, Tarvin J, Weinheber P, Williams S y Zeybek M: Muestreo guiado y análisis de fluidos en el fondo del pozo, Oilfield Review 18, no. 4 (Primavera de 27): Para obtener más información sobre el análisis de fluidos de fondo de pozo, consulte: Creek J, Cribbs M, Dong C, Mullins OC, Elshahawi H, Hegeman P, O Keefe M, Peters K y Zuo JY: Laboratorio de fluidos de fondo de pozo, Oilfield Review 21, no. 4 (Junio de 21): Los efectos de expansión y compresión de los fluidos de pozo distorsionan la respuesta del yacimiento a los cambios de presión utilizados en el análisis de presiones transitorias. Un elemento crucial del análisis de presiones transitorias es la diferenciación entre los efectos de almacenamiento del pozo y la respuesta de la presión de yacimiento verdadera. 36 Oilfield Review

4 Probeta radial 3D Saturn 79,44 6,3 Empacador inflable > Probeta Saturn. La probeta Saturn (extremo superior) capta muestras de fluidos de yacimiento a través de cuatro grandes orificios espaciados de manera uniforme a lo largo de la circunferencia de la herramienta. Los orificios se presionan contra el pozo cuando el empacador que los contiene se infla, lo que genera un sello que separa los fluidos del yacimiento de los fluidos del pozo. La geometría de la herramienta produce una configuración de flujo radial (centro, a la derecha) para los fluidos de yacimiento (verde) y una remoción más rápida de los fluidos contaminados (azul). Esto difiere de la configuración de flujo de un probador WFT típico (centro, a la izquierda), que posee una sola abertura en uno de los lados de la herramienta. Además, la probeta Saturn presenta un área de flujo mucho más extensa que la de las probetas tradicionales (extremo inferior). Si bien los empacadores duales tradicionales de intervalo ofrecen una solución para estas condiciones, ésta conlleva ciertas inquietudes operacionales. En los pozos grandes, los empacadores requieren tiempos de inflado prolongados, y su posicionamiento relativo por encima y por debajo de la zona que está siendo sometida a prueba genera un volumen de sumidero considerable. El efecto de este volumen de almacenamiento puede extender significativamente los tiempos de limpieza y generar problemas para las mediciones de las Orificios de admisión de fluido La probeta radial 3D Saturn, que utiliza cuatro orificios, incrementa la superficie de la probeta más de 5 veces con respecto a la probeta estándar Probeta elíptica Probeta de diámetro extra grande 2,1 Probeta Quicksilver Probe 1,1 Probeta de diámetro grande,85 Probeta estándar,15 pruebas de presiones transitorias en los yacimientos de baja permeabilidad. 5 En las pruebas de formaciones de baja movilidad, las presiones diferenciales pueden volverse muy altas durante el bombeo y exceder las especificaciones de los empacadores de intervalo de aproximadamente 31 MPa [4 5 lpc]. Las presiones diferenciales altas también pueden resultar del flujo de fluido de alta viscosidad a través de arenas no consolidadas, lo que produce la falla del sello o incluso el colapso de la pared del pozo. Las formaciones en proceso de desmoronamiento también pueden arruinar las operaciones de muestreo cuando la arena proveniente de la formación tapona la probeta y las líneas de flujo. Además, la perforación a través de rocas con poca resistencia mecánica generalmente se traduce en paredes de pozo muy rugosas con unas pocas secciones de pozo en calibre contra las cuales se puede obtener un buen sello de los empacadores. Para encarar estas cuestiones, a lo largo de los años los ingenieros incrementaron en diez veces el tamaño de la probeta y diseñaron formas de probetas diferentes para su mejor adecuación a diversos tipos de formaciones. Las probetas que generan áreas de flujo más extensas han incrementado los índices de éxito en las formaciones compactas y las arenas friables, y la tecnología de empacadores duales ha incrementado los rangos de presión diferencial operacional hasta un valor de 4 MPa [5 8 lpc]. Además, las mediciones DFA ayudan a asegurar la pureza de la muestra y permiten la ejecución de una serie de análisis de fluidos complejos diferentes de los que son posibles con las muestras llevadas a la superficie y transportadas a los laboratorios. El paso siguiente en la evolución de los probadores WFT fue introducido recientemente por los ingenieros de Schlumberger con el desarrollo de una probeta que provee un área de flujo significativamente más extensa entre la formación y la herramienta, y a la vez ofrece un mejor elemento de sellado. Una solución radial Para abordar las limitaciones de la presión diferencial y los problemas de fallas relacionadas con sellos y empacadores, los ingenieros de Schlumberger desarrollaron la probeta radial 3D Saturn. Esta herramienta utiliza cuatro orificios alargados, espaciados de manera uniforme en torno a la circunferencia del módulo, en vez de una sola probeta o empacadores duales. Los orificios se encuentran aislados individualmente del pozo mediante un solo empacador inflable que genera una extensa superficie de sellado contra la formación (izquierda). El empacador utilizado en la probeta Saturn se sella contra un pozo rugoso de manera más confiable que los empacadores WFT de una sola probeta, y se infla y desinfla más rápido que los empacadores duales de intervalo, eliminándose por completo el volumen de sumidero. Las cuatro aberturas están empotradas en el empacador y son significativamente más grandes que las de las probetas convencionales, lo que acelera aún más la limpieza. El tiempo de limpieza un componente esencial de los tiempos de las pruebas de formación es el período requerido para hacer fluir el pozo hasta que la contaminación de la corriente de Volumen 25, no.1 37

5 Parámetros comunes Porosidad Permeabilidad horizontal Permeabilidad vertical Diámetro del pozo Espesor de la formación Distancia de la herramienta con respecto al límite Presión de formación Caída de presión máxima durante la limpieza Velocidad de bombeo máxima Profundidad de la invasión de filtrado Parámetros de limpieza miscible Viscosidad del petróleo Viscosidad del filtrado de lodo a base de aceite Salida del modelo Viscosidad del petróleo Viscosidad del filtrado de lodo a base de agua Permeabilidad relativa Saturación de petróleo residual Saturación de agua irreducible Permeabilidad relativa al agua Permeabilidad relativa al petróleo Exponentes de núcleos de agua y petróleo Saturación de agua connata Salida del modelo Probeta radial 3D Saturn Probeta XLD Aceleración de la probeta Saturn con respecto a la probeta XLD Limpieza miscible,71 h 9,1 h 12,8 > Parámetros de la simulación de una prueba de limpieza. Los ingenieros efectuaron una comparación de la eficiencia de la limpieza de la probeta Saturn, el empacador dual de intervalo y las probetas XLD, utilizando un modelo de yacimiento basado en parámetros específicos de pozo, formación, fluidos y simulación (extremo superior). La salida del modelo (extremo inferior) confirmó que el área de flujo más extensa de la probeta Saturn redujo significativamente los tiempos de limpieza para diversas permeabilidades verticales y horizontales, tanto en las arenas humedecidas con agua como en las arenas humedecidas con petróleo. Las simulaciones toman en cuenta los efectos de almacenamiento del sumidero del empacador dual. En estas simulaciones, se asume un volumen de sumidero de 17, L [4,5 galones US] y se supone que los filtrados de lodo a base de aceite y a base de agua se segregan en forma instantánea en el sumidero. La altura del intervalo entre los empacadores es de 1,2 m [4 pulgadas]. flujo de fluidos de yacimiento ha sido eliminada o reducida a un nivel aceptable. Una clave para la reducción de los tiempos de pruebas prolongados consiste en acortar el proceso de limpieza a través de regímenes de flujo más altos. Para verificar si el diseño de la probeta Saturn lograba este objetivo, los ingenieros de yacimientos construyeron un modelo numérico que compara el tiempo de limpieza requerido con la probeta Saturn con los tiempos de una probeta tradicional de diámetro extra grande (XLD). El equipo de trabajo utilizó el software de simulación de yacimientos ECLIPSE en tres configuraciones de probetas para probar la propuesta. Para modelar las probetas XLD y Saturn, se utilizó una cuadrícula de alta resolución. Para la contaminación miscible, los investigadores simularon un sistema de fluido monofásico y representaron la contaminación con filtrado de fluido de perforación utilizando Humedecida con agua,1,2,2 1, 3, y 1,5,12 Valor 2% 1 md 2 md 21,6 cm [8,5 pulgadas] 5 m [164 pies] 25 m [82 pies] 21 MPa [3 lpc] 4 MPa [6 lpc] 25 cm 3 /s [,4 galus/min] 1 cm [4 pulgadas] Valor 1 cp 1 cp Valor 1 cp,6 cp Limpieza inmiscible Humedecida con agua,42 h 7,17 h 17, Humedecida con petróleo,3,15,8,6 1,5 y 3,,12 Limpieza inmiscible Humedecida con petróleo,99 h 14,61 h 14,8 un trazador encastrado. Además, los investigadores efectuaron el modelado inmiscible para los sistemas humedecidos con petróleo y humedecidos con agua. Durante las pruebas simuladas, los ingenieros consideraron ciertos parámetros, tales como permeabilidad, anisotropía, contraste de viscosidad entre el filtrado y el petróleo, dispersión del frente de invasión y extensión de la invasión. En un escenario de limpieza de la contaminación miscible, los ingenieros observaron que si bien la irrupción de petróleo de formación es más rápida para la probeta XLD, se pueden recolectar muestras más limpias con el módulo radial 3D Saturn con menos volumen total bombeado. En una simulación del proceso de limpieza de la contaminación inmiscible, se utilizaron viscosidades del filtrado de lodo de 1, cp [1, mpa.s] y,6 cp [,6 mpa.s]. En los escenarios que utilizan valores típicos de permeabilidad relativa en una roca humedecida con agua y humedecida con petróleo, los tiempos de limpieza requeridos para alcanzar un 5% de contaminación fueron similares a los de la contaminación miscible (izquierda). 6 Dado que la movilización de los fluidos pesados a menudo genera presiones diferenciales suficientemente altas como para producir el colapso de las formaciones débiles, la combinación de fluidos de alta viscosidad en arenas pobremente consolidadas constituye uno de los desafíos más formidables en materia de pruebas de formación con herramientas operadas con cable. El comportamiento del flujo de fluidos desde el yacimiento hasta la herramienta de muestreo se rige por la ley de Darcy, según la cual el flujo es directamente proporcional a la permeabilidad, la presión diferencial y la superficie en sección transversal e inversamente proporcional a la viscosidad del fluido y la longitud a través de la cual se aplica la caída o abatimiento de presión. Mediante la introducción de un área de flujo unas 4 veces más extensa que la de las probetas XLD tradicionales, la probeta Saturn reduce la presión diferencial necesaria para movilizar los fluidos pesados o los fluidos de formaciones de baja permeabilidad (próxima página, arriba). En el pasado, las opciones con los probadores WFT tradicionales limitaban a los operadores a optar entre la mayor caída de presión y el régimen de flujo reducido de una probeta tradicional, y el régimen de flujo más alto de un empacador de intervalo inflable. La desventaja de los regímenes de flujo más bajos son los tiempos de limpieza más largos. Por otro lado, si bien los empacadores duales permiten regímenes de flujo más altos que los regímenes de flujo de las probetas tradicionales, también generan volúmenes de almacenamiento grandes y pueden perder el sello porque no proveen el soporte necesario de la pared del pozo en formaciones no consolidadas. El diseño de la probeta Saturn ofrece las ventajas de una probeta y un empacador dual al mismo tiempo: un área de flujo extensa para reducir el tiempo de limpieza y una configuración de tipo empacador-probeta que provee el soporte mecánico de las paredes del pozo para formar un sello más confiable. Las innovaciones de la probeta radial 3D Saturn permiten a los operadores captar muestras, efec- 6. Al-Otaibi SH, Bradford CM, Zeybek M, Corre P-Y, Slapal M, Ayan C y Kristensen M: Oil-Water Delineation with a New Formation Tester Module, artículo SPE , presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, EUA, 8 al 1 de octubre de Movilidad es la relación entre la permeabilidad de formación y la viscosidad del fluido. Por consiguiente, la permeabilidad de formación más baja o la viscosidad del fluido más alta reducen la movilidad. 38 Oilfield Review

6 tuar el análisis DFA e identificar regímenes de flujo transitorio en situaciones en las que previamente no podían hacerlo; a saber, formaciones de baja permeabilidad, petróleos pesados, formaciones no consolidadas, fluidos monofásicos cercanos al punto de burbujeo, formaciones ultra-compactas y demás. 7 Probeta Saturn Tiempo 1 Tiempo 2 Tiempo 3 Tiempo 4,2,4,6,8 1,,2,4,6,8 1,,2,4,6,8 1,,2,4,6,8 1, Verificación de la teoría Un operador desplegó la herramienta Saturn para diferenciar las zonas de petróleo de las zonas de agua en formaciones que habían sido difíciles de someter a pruebas utilizando las herramientas tradicionales. Entre los problemas observados se encontraba una historia de pruebas de formación en las que las pérdidas de lodo habían restringido el tiempo de muestreo a cuatro horas por estación. Dado que éstas eran además formaciones de baja movilidad, dicha restricción operacional dificultaba la captación de muestras con las probetas tradicionales. Los ingenieros vieron esta operación como una oportunidad para comparar la herramienta Saturn con los métodos de muestreo tradicionales y diseñaron una sarta de herramientas WFT compuesta por una probeta XLD, una probeta Saturn, un módulo DFA composicional y varias botellas para muestras. Los profesionales obtuvieron múltiples mediciones de presión a medida que se bajaba la herramienta en el pozo, y al extraer la sarta de herramientas captaron siete muestras. En la primera estación, las muestras fueron captadas utilizando la probeta XLD después que las mediciones DFA habían identificado la presencia de entre un 6% y un 7% de petróleo en la corriente de flujo. El operador escogió la estación 2 en un esfuerzo por determinar la profundidad del petróleo móvil que se encontraba más abajo. Los ingenieros trataron de captar una muestra en la estación 2 utilizando la probeta XLD, pero con una caída de presión de 13,8 MPa [2 lpc] sólo pudo lograrse un régimen de flujo de 5,2 L/h [1,4 galones US/h]. Luego de 1,5 horas de bombeo, el flujo se desvió hacia la probeta Saturn, y si bien el régimen de flujo se incrementó hasta alcanzar 7,8 L/h [2,1 galones US/h], la caída de presión correspondiente fue de sólo 4,7 MPa [68 lpc]. En estas condiciones, se logró la estabilidad del flujo y los ingenieros pudieron identificar la delineación agua-petróleo dentro del límite de tiempo de cuatro horas impuesto previamente. Durante la extracción de muestras de la estación 2 con la probeta XLD, los ingenieros no observaron flujo de petróleo en los primeros 34 L [9, galones US] bombeados durante la limpieza (derecha). Aun cuando se tomara en cuenta la contribución de la probeta XLD, los ingenieros Probeta XLD,2,4,6,8 1,,2,4,6,8 1,,2,4,6,8 1,,2,4,6,8 1, > Distribución tridimensional de la contaminación. Se muestran los modelos de limpieza con la probeta Saturn y con una probeta XLD en cuatro momentos. Se aplica la misma caída de presión en ambas probetas, XLD y Saturn, pero debido a su área de flujo más extensa y a los múltiples drenajes espaciados en forma periférica, la probeta Saturn puede operar con velocidades de bombeo más altas y, por consiguiente, alcanzar tiempos de limpieza de entre 12 y 18 veces más rápidos que la probeta XLD. (Adaptado de Al-Otaibi et al, referencia 6.) Presión de formación 53 lpc 93,367 lpc/pie (petróleo),477 lpc/pie (agua) ±,21 lpc/pie Movilidad de pre-ensayo, Porosidad-neutrón termal % Densidad de formación g/cm 3 ΔT Porosidad-sónico % Corrección por densidad volumétrica g/cm 3 Factor fotoeléctrico Resistividad de 6 pulgadas Tipo de fluido Estación MDT Litología > Descubrimiento de petróleo. Los registros de presión de formación (carril 1), movilidad (carril 2), neutrón, densidad y sónico (carril 3) y resistividad (carril 4) de este pozo de Medio Oriente inducirían a los analistas a asumir que la formación objetivo no contiene petróleo. No obstante, el análisis DFA (carril 5) durante el bombeo indicó la presencia de petróleo en la formación carbonatada. de 3 pulgadas de 2 pulgadas de 1 pulgadas Resistividad de la zona invadida 7% de agua 4% de agua Agua Estación 3 3% de petróleo Estación 1 6% de petróleo Estación 2 Porosidad Arenisca Caliza Dolomía Volumen 25, no.1 39

7 2 Medidor de presión de cuarzo (observación) Presión registrada con la probeta radial 3D Saturn Volumen bombeado Velocidad de la bomba Velocidad de la bomba Tiempo transcurrido, s > Muestreo de fluidos. La herramienta Saturn fue utilizada para obtener muestras de fluidos y medir la presión (rojo) en la zona de interés. Las mediciones iniciales corresponden a la presión de lodo. A aproximadamente 2 5 s, se fija la herramienta y se inicia el bombeo, seguido por una restauración de presión que comienza a aproximadamente 1 s, lo que establece una estimación de la presión de yacimiento. El volumen total acumulado bombeado (verde) comienza a incrementarse cuando la bomba vuelve a encenderse a aproximadamente 18 s para iniciar la limpieza. A unos 4 s, se activa una segunda bomba, lo que incrementa la velocidad de bombeo. La caída de presión se incrementa debido a la velocidad de bombeo más alta y a la llegada de petróleo de alta viscosidad a la herramienta. La presencia de dos picos de presión a aproximadamente 55 s es el resultado de los golpes de presión generados cuando se captan las muestras y luego se detiene la bomba. Las presiones también son registradas con una probeta de observación (negro). Las velocidades de bombeo (tostado y azul) son registradas en cm 3 /s, en el eje derecho extremo, para la primera y segunda bombas respectivamente. (Adaptado de Flores de Dios et al, referencia 1.) Presión registrada con el medidor, lpc Volumen bombeado, 1 cm 3 Velocidad de bombeo, cm 3 /s llegaron a la conclusión de que el petróleo llegaba a la herramienta más rápido con la probeta Saturn, lo que atribuyeron al incremento del régimen de flujo y la limpieza radial. El operador también sometió a prueba una zona del campo de baja porosidad y baja resistividad. El primer intento, efectuado con una probeta XLD, produjo una caída de presión de 13,8 MPa y un régimen de flujo de menos de 72 L/h [19, galones US/h]. Mediante la utilización de la probeta Saturn, los ingenieros lograron reducir la caída de presión a 7,6 MPa [1 1 lpc] con un régimen de flujo de 288 L/h [76,1 galones US/h] y, en consecuencia, pudieron captar muestras suficientes para definir el contacto agua-petróleo (OWC) utilizando las mediciones de densidad óptica del módulo DFA. La probeta Saturn también fue utilizada para identificar una pequeña cantidad de petróleo en una zona de baja movilidad en la que no era posible el bombeo con la probeta XLD estándar. Y finalmente, el operador procuró utilizar el muestreo y el módulo DFA para determinar el OWC en una formación carbonatada heterogénea con una medición de resistividad de,7. En este caso, en el que las técnicas de muestreo tradicionales no resultaban adecuadas para la operación, los ingenieros pudieron utilizar las mediciones DFA junto con las muestras de fluidos captadas con la herramienta Saturn para determinar el espesor de la zona de petróleo. 8 El desafío del petróleo pesado El petróleo pesado es especialmente problemático para los dispositivos convencionales de muestreo de fondo de pozo. La explotación de este tipo de recurso a través del posicionamiento correcto de los pozos de inyección y producción puede depender considerablemente de una caracterización de fluidos precisa. Dado que el desplazamiento del petróleo de alta viscosidad hacia el pozo y luego hacia la superficie se logra a menudo utilizando métodos de inyección de vapor y levantamiento artificial, es crucial que los operadores estén al tanto de las zonas de mayor movilidad creadas en las capas prospectivas por la roca de permeabilidad relativamente alta o por el fluido de baja viscosidad. Ambas situaciones pueden generar trayectos preferenciales de alta movilidad a través de los cuales fluyen el petróleo y el vapor, y a menudo se traducen en un volumen significativo de reservas pasadas por alto. En el año 211, Petróleos Mexicanos (PEMEX), la compañía petrolera estatal de México, reportó que un 6% de las reservas de petróleo del país correspondía a petróleo pesado o extra pesado. 9 Con el drenaje de otras reservas más fáciles de producir, estos recursos se han vuelto cada vez más importantes para PEMEX y el país. En el campo de petróleo pesado Samaria, situado en el sur de México, PEMEX está tratando de producir fluidos con viscosidades en condiciones de fondo de pozo de 5 cp [5 mpa.s] de formaciones con una resistencia a la compresión no confinada oscilante entre,69 y 5,5 MPa [1 y 8 lpc]. 1 Debido a los desafíos planteados por la combinación de fluido de alta viscosidad que se desplaza a través de una formación no consolidada, en estas formaciones los operadores pudieron utilizar probadores WFT para obtener mediciones de presión pero no lograron captar muestras. En cambio, en el campo Samaria, los ingenieros de PEMEX dispararon e hicieron fluir cada zona individualmente y desplegaron las botellas de muestreo con tubería flexible o con una sarta de perforación. Dado que demostró ser poco práctico y costoso y a menudo requería varios días o semanas por zona el operador abandonó este método de muestreo. En el año 211, cuando pusieron en marcha un nuevo ciclo de desarrollo en estas areniscas de edad Terciario, los ingenieros de PEMEX recurrieron a la probeta Saturn para evaluar cuatro pozos. El principal objetivo del equipo de trabajo en el primer pozo era la comprobación de la funcionalidad de la nueva herramienta. En el segundo y tercer pozos, los ingenieros efectuaron pruebas de presión máxima con escaneado y muestreo de fluidos. En el cuarto pozo, planificaron además la ejecución de pruebas de intervalo e interferencia vertical. En cada uno de los pozos, se probaron y muestrearon múltiples estaciones. Dado que se trata de formaciones no consolidadas, los pozos suelen ser rugosos y a menudo exhiben falta de redondez; condiciones que pueden producir la pérdida de sello de una probeta tradicional antes de concluir la limpieza y captar las muestras. En el primer pozo, las pruebas se llevaron a cabo con una probeta XLD y una probeta Saturn para verificar la eficiencia de sellado del nuevo sistema y ajustar variables tales como el tiempo de fijación y liberación de los empacadores, la presión de inflado mínima para un sello y el volumen óptimo de los pre-ensayos para dar cuenta de los efectos de almacenamiento. 4 Oilfield Review

8 La probeta Saturn logró un sellado del 1% en cada una de las siete estaciones probadas utilizando presiones de inflado de los empacadores de tan sólo,2 MPa [3 lpc]. Como consecuencia de ello, los ingenieros lograron obtener levantamientos de presión máxima tanto en ambientes de lodo a base de aceite como en ambientes de lodo a base de agua, que detectaron efectos de almacenamiento sólo secundarios en las respuestas de presión. Los ingenieros de PEMEX utilizaron los levantamientos de presión y las movilidades determinadas a partir de los pre-ensayos para diseñar terminaciones que distribuirán el vapor inyectado en los intervalos designados de manera uniforme, lo que incrementará la eficiencia de barrido. A medida que continuaban las pruebas de la herramienta Saturn, los ingenieros captaron muestras de fluidos de tres pozos con una mínima contaminación, utilizando una sarta de herramientas que incluyó una probeta XLD y diversas probetas Saturn, analizadores de fluidos y botellas para muestras. Debido a la naturaleza no consolidada de las formaciones, los ingenieros de PEMEX esperaban utilizar presiones diferenciales bajas que requerirían entre 16 y 2 horas por estación para captar una muestra; gran parte del tiempo se utilizaría para bombear el filtrado delante de los fluidos de yacimiento durante la limpieza. En la primera estación, a la vez que limitaban la presión diferencial, los ingenieros vieron el primer hidrocarburo luego de 9 horas de bombeo. La velocidad de la bomba se aceleró y la presión diferencial se incrementó hasta alcanzar 2 lpc [1,4 MPa]; no se observó arena en la herramienta. La presión de flujo también se redujo, lo que indicó que el sello se mantenía. Esto condujo al equipo de trabajo a abandonar el plan original de presiones diferenciales bajas y establecer en cambio un diferencial mínimo de 3 lpc [2,1 MPa] para la estación 2 (página anterior). La muestra con una mínima contaminación recolectada en esta estación correspondió a un petróleo cuya densidad era de 7,5 API; el análisis de laboratorio subsiguiente documentó que esta muestra poseía una viscosidad de aproximadamente 1 3 cp [1,3 Pa.s] en condiciones de fondo de pozo y aproximadamente 7 8 cp [7,8 Pa.s] en condiciones atmosféricas. Los ingenieros utilizarán los resultados del análisis de laboratorio de las muestras en la planeación de las operaciones de terminación y producción del campo. En el cuarto pozo, los ingenieros efectuaron pruebas de presiones transitorias de intervalo, utilizando la probeta Saturn combinada con una ΔP y su derivada, lpc Derivada de ΔP modelada, herramienta Saturn Derivada de ΔP modelada, probeta de observación WFT Δt, s > Prueba de interferencia WFT. La probeta Saturn fue corrida por debajo de un probador WFT con una sola probeta. Los ingenieros llevaron a cabo una prueba de presiones transitorias de intervalo, obteniendo la permeabilidad vertical (k v ) y la permeabilidad horizontal (k h ). El incremento de presión ΔP y su derivada fueron registrados con la herramienta de observación más somera (azul) y con la herramienta Saturn (verde). Los modelos se confeccionaron utilizando valores de 12,2 m, 64 md, 12 md y 37 cp para el espesor, k v, k h y la viscosidad, respectivamente. Los valores modelados (líneas sólidas de color azul y verde) reproducen fielmente los datos, lo que indica que los valores para la permeabilidad vertical y la permeabilidad horizontal son correctos. (Adaptado de Flores de Dios et al, referencia 1.) probeta de observación. Estas pruebas de presiones transitorias implican la limpieza completa del filtrado de lodo seguida por períodos de flujo de tasa variable y períodos de cierre, que se utilizan para evaluar la capacidad de producción de la formación. Los datos obtenidos con una probeta de observación situada en una posición más elevada de la sarta de herramientas proporcionaron a los ingenieros información sobre la permeabilidad de la formación y la anisotropía de la permeabilidad (arriba). Los ingenieros de PEMEX están aplicando esta información para calibrar los valores de corte en el procesamiento de los registros de resonancia magnética, que utilizan para refinar los pronósticos de la permeabilidad. 11 Baja movilidad y alta confiabilidad Mediante la utilización de las mediciones derivadas de los registros de resistividad, los petrofísicos pueden definir los contactos agua-petróleo en la mayoría de las formaciones. No obstante, en ciertas formaciones, a los operadores les resulta difícil interpretar la respuesta del registro en la que se intersectan zonas acuíferas con zonas petrolíferas. Esta incertidumbre puede incidir en cómo los ingenieros deciden terminar el pozo. Para un operador de Medio Oriente que intentaba determinar la extensión de una zona de petróleo en una formación carbonatada compacta, los registros indicaban a todas luces que la ΔP modelada, herramienta Saturn ΔP modelada, probeta de observación WFT zona superior era petrolífera y la inferior acuífera. Pero los resultados de los registros para la zona intermedia eran ambiguos; la respuesta de resistividad era similar a la de la zona acuífera situada por debajo. La resolución del tema de los tipos de fluidos de la zona intermedia con mediciones DFA, utilizando herramientas tradicionales de muestreo de fondo de pozo, se descartó porque el establecimiento del flujo de la formación carbonatada compacta habría generado una presión diferencial superior a las especificaciones de los empacadores duales tradicionales. Sin embargo, mediante la utilización de la probeta Saturn, los ingenieros pudieron recolectar muestras en las tres zonas, lo que confirmó petróleo liviano en la zona superior y agua en la zona inferior extrema. Al cabo de 15 horas de bombeo con una presión diferencial de 4 9 lpc [34 MPa] en la zona con una movilidad de,4 md/cp, las mediciones DFA indicaron petróleo liviano móvil en la zona intermedia, lo que permitió que el opera- 8. Al-Otaibi et al, referencia Petróleos Mexicanos (PEMEX) Exploración y Producción: 211: Las reservas de hidrocarburos de México, Ciudad de México: PEMEX (1º de enero de 211): Flores de Dios T, Aguilar MG, Pérez Herrera R, García G, Peyret E, Ramírez E, Arias A, Corre P-Y, Slapal M y Ayan C: New Wireline Formation Tester Development Makes Sampling and Pressure Testing Possible in Extra-Heavy Oils in Mexico, artículo SPE , presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, EUA, 8 al 1 de octubre de Flores de Dios et al, referencia 1. Volumen 25, no.1 41

9 dor determinara que el espesor de la zona de petróleo era mayor que lo estimado inicialmente (abajo). Restricciones de la caída de presión En ciertos casos, los operadores tienen motivos para utilizar la probeta radial 3D Saturn, si bien una probeta tradicional sería suficiente. Cuando los ingenieros de Eni SpA observaron los resultados obtenidos con la nueva probeta en Ghana, los ingenieros de una compañía afiliada, Eni Norge, decidieron probar el servicio en el campo Goliath situado en el Mar de Barents. Los ingenieros de Eni utilizaron esta aplicación para probar las areniscas en un ambiente de movilidad relativamente baja, actualizar el modelo de yacimiento y los contactos de fluidos, y perfeccionar su conocimiento de esta nueva tecnología. Durante las operaciones de pruebas, el levantamiento de presión de formación permitió des- Litología Porosidad Caliza Dolomía Presión diferencial 2 3 de 4 9 lpc Presión 1 Tasa de flujo Tiempo, s > Carbonatos de baja movilidad. En una formación de Medio Oriente, las mediciones derivadas de los registros adquiridos con herramientas operadas con cable (extremo superior) no fueron concluyentes o proporcionaron interpretaciones contradictorias. Las mediciones de porosidad (carril 1) y resistividad (carril 2) indican una zona petrolífera. No obstante, los datos de los registros de una zona intermedia fueron similares a los de la zona acuífera más profunda. Los ingenieros resolvieron la incertidumbre asociada con la zona intermedia mediante la utilización de la probeta Saturn para captar una muestra de yacimiento y de un módulo DFA para medir las propiedades de los fluidos. El análisis de fluidos de fondo de pozo (carril 3) indicó petróleo en la zona intermedia, de un modo similar a la zona superior. El flujo proveniente de la formación carbonatada compacta requirió una presión diferencial de 4 9 lpc (extremo inferior), lo que excede las especificaciones de los empacadores y las herramientas WFT tradicionales. (Adaptado de Al-Otaibi et al, referencia 6.) Presión, lpc Porosidad-neutrón termal % Densidad de formación g/cm 3 Porosidad sónica % Corrección por densidad volumétrica g/cm 3 Factor fotoeléctrico Resistividad de 6 pulgadas de 3 pulgadas de 2 pulgadas de 1 pulgadas Resistividad de la zona invadida Tipo de fluido Agua Estación MDT Arcilla Arenisca Régimen de flujo, cm 3 /s cubrir algunas zonas de baja movilidad con supercarga de presión en la base de una columna de petróleo. Esto introdujo cierta incertidumbre en la interpretación del gradiente de presión. 12 La definición clara del contacto agua-petróleo (OWC) también fue difícil porque la respuesta del registro de resistividad podía atribuirse a una alta saturación de agua o bien a los efectos de la invasión profunda. Mediante el escaneado de los fluidos con la probeta Saturn, se identificó la localización del OWC a una profundidad 5,5 m [18 pies] mayor que la indicada por el gradiente de presión y la respuesta del registro. Por otra parte, debido a la extensa área de flujo de la probeta Saturn, se confirmó la resistencia de las rocas laminadas y de baja permeabilidad. En este caso, si bien la movilidad del yacimiento era de unos moderados 45 md/cp, la presión de yacimiento se aproximaba a la presión de saturación. Por consiguiente, era esencial una presión diferencial baja para evitar la inducción de un flujo bifásico y una relación gas-petróleo no representativa. Con la probeta Saturn, se necesitaba una caída de presión de sólo,5 bares [,5 MPa o 7,3 lpc] para examinar e identificar claramente el petróleo. Además, se obtuvo una muestra con una probeta XLD en otra estación del mismo pozo en el que la movilidad del yacimiento era de 88 md/cp; más de un orden de magnitud mayor que la del yacimiento muestreado con la probeta Saturn. En comparación con el régimen de flujo de la probeta XLD, la probeta Saturn logró el doble del régimen de flujo con la mitad de la caída de presión (próxima página). En consecuencia, el tiempo de limpieza equivalió a la tercera parte del logrado con la probeta XLD y no existieron preocupaciones por los efectos de los cambios de presión extremos sobre la integridad de las muestras. Otro paso adelante La capacidad de la industria para captar muestras de fluidos y datos de presión cruciales ha evolucionado rápidamente desde la década de 197. Las innovaciones registradas en estos ámbitos han sido generadas por la necesidad de desarrollar formaciones más complejas con límites más estrictos para las operaciones de pruebas. Cada vez con más frecuencia, los ingenieros están sometiendo a pruebas formaciones más débiles y están produciendo fluidos de alta viscosidad, lo que significa que las pruebas deben insumir menos tiempo en cada estación con rangos de caída de presión más bajos y regímenes de flujo también más bajos. A menudo, estas restricciones conspiran para imposibilitar la extracción de muestras. El diseño de la herramienta Quicksilver Probe acorta el tiempo en la estación, y la tecnología DFA 42 Oilfield Review

10 Presión, bares Yacimiento de 45 md/cp de movilidad 195, 194,5 194, 193,5 193, 192,5 192, 191,5 191, Presión registrada con el medidor de cuarzo Presión en la línea de muestreo Régimen de flujo total de bombeo Caída de presión Régimen de flujo, 4 cm 3 /s Régimen de flujo, cm 3 /s Presión, bares Yacimiento de 88 md/cp de movilidad 195, Presión registrada con el 194,5 medidor de cuarzo Presión en la línea de 194, muestreo 193,5 193, 192,5 192, 191,5 191, Régimen de flujo total de bombeo Régimen de flujo, 22 cm 3 /s Caída de presión Régimen de flujo, cm 3 /s 19,5 5 19,5 5 Fluorescencia 19, 3,5 3, 2,5 2, 1,5 1,, Tiempo transcurrido, min Canal de fluorescencia Fluorescencia 19, Tiempo transcurrido, min 3,5 3, Canal de fluorescencia 2,5 2, 1,5 1, Relación de fluorescencia,5 Reflexión de fluorescencia 1 Canal de fluorescencia 1 Canal de fluorescencia 1 Relación de fluorescencia Reflexión de fluorescencia Fracción de fluido, % Petróleo 1 min min Tiempo transcurrido, min Tiempo transcurrido, min > Comparación entre la caída de presión y el régimen de flujo. Los ingenieros de Eni escogieron la probeta Saturn para captar, en el mismo pozo, muestras de un yacimiento de 45 md/cp de movilidad y una sola probeta XLD para coleccionar una muestra en un yacimiento de movilidad mucho más alta, de 88 md/cp. Si bien el régimen de flujo (extremo superior, línea verde) a través de la probeta Saturn (izquierda) fue casi el doble del de la probeta XLD (derecha), la caída de presión (línea azul) fue la mitad de la de la probeta XLD. El monitoreo de la fluorescencia durante la limpieza (centro) indicó que se había ejecutado la limpieza cuando la fluorescencia se incrementó con la pureza del fluido. El yacimiento sometido a prueba utilizando la probeta Saturn exhibió un tiempo de limpieza de 1 minutos (extremo inferior izquierdo), en tanto que la probeta XLD concluyó la limpieza en unos 3 minutos (extremo inferior derecho). Fracción de fluido, % 8 Agua Fluido contaminado con lodo proporciona a los ingenieros un conocimiento crítico y oportuno sobre los fluidos de yacimiento a medida que son captados. Ambos avances han permitido a los operadores obtener datos de muestras de fluidos y presión más rápidamente y con mayor confiabilidad en los resultados. La probeta Saturn extiende el abanico de situaciones y condiciones en las que son aplicables las herramientas WFT. Éstas incluyen, entre otras, formaciones de baja permeabilidad o no consolidadas, petróleo pesado, fluidos casi críticos y pozos rugosos. Las aberturas de la probeta Saturn son configuradas para generar un área de flujo total 1 2% más 12. El fenómeno de supercarga se produce cuando la invasión de filtrado del lodo a través de la pared del pozo durante la perforación genera una sobrepresión en la zona de la formación que rodea al pozo. Las pruebas de presión con herramientas WFT, llevadas a cabo durante el pre-ensayo (pretest), son afectadas por esta sobrepresión, que es más alta que la presión de formación verdadera. extensa que la de los probadores de formación convencionales más grandes con una sola probeta. Esta área más extensa hace que el flujo de fluidos viscosos sea menos restringido y que los diferenciales de presión se reduzcan; el flujo de fluidos viscosos y los diferenciales de presión constituyen las principales restricciones para las pruebas en ambientes previamente inaccesibles. Además de permitir que los operadores obtengan mediciones y muestras en estas formaciones, en la mayoría de los casos la probeta Saturn funciona para eliminar más rápidamente el filtrado y los fluidos de formación contaminados, reduciendo el tiempo en la estación. Las simulaciones de caídas de presión constantes en yacimientos de baja movilidad indican que la herramienta Saturn es varios órdenes de magnitud más rápida que las probetas de empacadores XLD para ejecutar la limpieza. Sin ningún sumidero, los regímenes de flujo transitorio pueden ser reconocidos antes, lo que amplía el rango de aplicabilidad de las pruebas de presiones transitorias de intervalo. El tiempo de operación más corto no es algo menor en algunos de los proyectos de nuestros días en los que los costos operativos a menudo exceden USD 1 millón por día. La probeta Saturn aborda este tema del tiempo de costo elevado a través de los regímenes de flujo más altos que generan ahorros de varias horas e incluso días de costos operativos para los operadores. De un modo similar, los datos obtenidos con la probeta Saturn permiten a los ingenieros tomar decisiones críticas de terminación y producción de pozos en base a hechos concretos en vez de estimaciones, y eso puede hacer la diferencia entre el éxito o el fracaso, las ganancias o las pérdidas. RvF Volumen 25, no.1 43

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