Avances en las mediciones de las propiedades de los fluidos Las propiedades de los fluidos de yacimientos desempeñan un rol clave en el diseño y la optimización de las terminaciones de pozos y de las instalaciones de superficie destinadas a manejar los yacimientos en forma eficiente. Por lo tanto, la caracterización precisa de los fluidos es una parte vital de cualquier proyecto de producción de petróleo o gas. Las modernas técnicas de análisis de fluidos proveen los datos de alta calidad requeridos para desarrollar estrategias de producción adecuadas.

Soraya Betancourt Cambridge, Massachusetts, EUA Tara Davies Ray Kennedy Edmonton, Alberta, Canadá Chengli Dong Sugar Land, Texas, EUA Hani Elshahawi Shell International Exploration and Production Houston, Texas Oliver C. Mullins John Nighswander Houston, Texas

El descubrimiento de una acumulación de petróleo o gas suscita de inmediato la formulación de interrogantes acerca de su viabilidad económica. Los operadores quieren saber la extensión del yacimiento, los tipos de fluidos que serían producidos, los regímenes de producción esperados, y por cuánto tiempo podría mantenerse la producción. El análisis de fluidos es una parte crítica del proceso por el cual los ingenieros realizan la caracterización de yacimientos, determinan la arquitectura del yacimiento y deciden si una acumulación de petróleo o gas amerita ser desarrollada. Las muestras de alta calidad son esenciales, porque los datos erróneos podrían llevar a los ingenieros a interpretar equívocamente los parámetros de pro-

ducción, tales como el volumen de drenaje, las tasas de flujo, las reservas, y el diseño de las terminaciones de los pozos y de las instalaciones de superficie. Claramente, los datos de fluidos pobres o engañosos pueden producir un impacto financiero negativo severo. Si el análisis del yacimiento resulta positivo, los ingenieros comienzan a diseñar un sistema de producción que transportará eficientemente sus fluidos, desde la formación hasta los pozos, las líneas de flujo, las instalaciones de producción y más allá de éstas. Durante este viaje, los fluidos del yacimiento experimentan cambios en las temperaturas y presiones que difieren considerablemente de sus condiciones locales iniciales.

Michael O’Keefe Hobart, Tasmania, Australia 16,000

1. Ratulowski J, Amin A, Hammami A, Muhammed M y Riding M: “Flow Assurance and Subsea Productivity: Closing the Loop with Connectivity and Measurements,” artículo SPE 90244, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Houston, 26 al 29 de septiembre de 2004. 2. Para obtener más información sobre las técnicas de remoción de incrustaciones, consulte: Crabtree M, Eslinger D, Fletcher P, Miller M, Johnson A y King G: “La lucha contra las incrustaciones: Remoción y prevención,” Oilfield Review 11, no. 3 (Otoño de 1999): 30–49.

60

14,000 Cera 12,000 Presión, lpc

Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Gretchen Gillis y Don Williamson, Sugar Land, Texas; y a Lisa Stewart, Cambridge, Massachusetts. CHDT (Probador de la Dinámica de la Formación de Pozo Entubado), Fluid Profiling, LFA (Analizador de Fluidos Vivos), MDT (Probador Modular de la Dinámica de la Formación), Oilphase-DBR, PVT Express, Quicksilver Probe y RealView son marcas de Schlumberger. OLGA es una marca de Scandpower AS.

10,000

Yacimiento

8,000

Hidrato Asfalteno

6,000 4,000

Punto de burbujeo

2,000 0

Línea de flujo 0

50

100

150 Temperatura, °F

200

250

300

> Diagrama de fases de un petróleo típico del sector de aguas profundas del Golfo de México. Durante el trayecto comprendido entre el yacimiento y la línea de flujo, la temperatura y la presión del petróleo se reducen y pueden atravesar los bordes de fases en los que los asfaltenos (púrpura), las ceras (azul) y los hidratos (verde) tenderán a separarse y formar depósitos sólidos. El gas comienza a separarse del petróleo a medida que atraviesa el límite del punto de burbujeo (rojo).

Oilfield Review

45 40 35 30 25 20 15 10 5 0

45 40 35 30 25 20 15 10 5 0

Petróleo medio pesado

Agua Hidrocarburos

90 80

5

Condensado

3

4

70 2

60

0

1

50

Estas variaciones pueden inducir cambios en el estado físico de los fluidos, que inhibirían o interrumpirían la producción si no fuesen comprendidos antes de diseñar los tubulares y las instalaciones de fondo y superficie. Por lo tanto, para determinar cómo responderán los fluidos a las condiciones de producción, es probable que los ingenieros quieran recolectar y analizar muestras de fluidos de cada capa potencialmente productiva del yacimiento. Tradicionalmente, las muestras de fluidos son recolectadas y enviadas a laboratorios auxiliares para ser sometidas a pruebas, proceso que retarda el acceso a los datos e interfiere con la capacidad de un operador para tomar decisiones de desarrollo a su debido tiempo. Hoy se dispone de herramientas de muestreo y pruebas de formación sofisticadas, que permiten recolectar los datos en etapas tempranas del proceso de exploración, incluyendo la capacidad para efectuar la caracterización de las propiedades de los fluidos de yacimientos Fluid Profiling en el fondo del pozo y en tiempo real, y la cuantificación de su variación. Esta tecnología otorga a los operadores la capacidad para evaluar el yacimiento mientras la herramienta de muestreo se encuentra en el pozo, y adquirir datos adicionales si el grado de complejidad del yacimiento es mayor que el estimado previamente. Además, los ingenieros y los espe-

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cialistas en propiedades de los fluidos pueden determinar mejor dónde y cuándo extraer las muestras y cuántas muestras recolectar. Como resultado, la calidad de las muestras de fluidos llevadas a la superficie mejora sustancialmente. En el laboratorio, los ingenieros químicos determinan las composiciones de los fluidos, las temperaturas y presiones a las que se producen las transiciones de fases, y la forma en que se comporta cada fase en función de la temperatura y la presión. La caracterización precisa de los fluidos y el conocimiento del comportamiento de la relación presión-volumen-temperatura (PVT), son cruciales para la toma de decisiones apropiadas y económicamente eficaces sobre la planeación y las operaciones de construcción, producción y monitoreo de pozos. Cuando el estudio PVT inicial y el modelado termodinámico identifican un comportamiento de fases no estándar (tal como las emulsiones, la precipitación de cera o asfaltenos, los hidratos y la acumulación de incrustaciones), suelen efectuarse pruebas especiales para comprender mejor el comportamiento de los fluidos de yacimientos. Todas estas actividades corresponden al ámbito general de lo que se conoce como aseguramiento del flujo. Frente a los problemas potenciales de aseguramiento del flujo, los ingenieros cuentan con

40

diversas alternativas para mitigar o prevenir las dificultades.1 Estos métodos incluyen el manejo termal (circulación de fluido caliente, calefacción y aislamiento eléctricos), el manejo de la presión (bombeo, sobrecompresión y purga), y los tratamientos químicos. Estas técnicas ajustan el trayecto que experimentan los hidrocarburos durante la producción en el plano presión-temperatura o, en el caso de los tratamientos químicos, alteran la composición de los fluidos para evitar cambios de fases o dispersar las partículas de sólidos cuando se produce la precipitación. Además, existen técnicas de remediación física, tales como el método de limpieza con taco, diablo o pistón rascador, limpieza por chorro y corte.2 A medida que las compañías de E&P alcanzan ambientes de producción cada vez más remotos, particularmente el área de aguas profundas, el aseguramiento del flujo adquiere una importancia crítica. Los fluidos de yacimientos de aguas profundas siguen un trayecto PVT tortuoso desde la formación hasta la instalación de producción, lo que aumenta la probabilidad de que se entorpezca el aseguramiento del flujo (página anterior). El aseguramiento del flujo también puede constituir una preocupación en los ambientes árticos, donde las diferencias de temperatura entre el yacimiento y las instalaciones de superficie pueden ser extremas.

61

Punto crítico

Petróleo

de

lp

b de

ur

Cricondenbar

eo buj

50% 40%

10%

del

Petróleo y gas

punt o

20%

62

Gas

Cu

rva

5%

Muestreo de los fluidos de yacimientos Los científicos e ingenieros de diversas disciplinas utilizan los datos de muestras de fluidos a la hora de tomar decisiones relacionadas con el desarrollo de los yacimientos. Por ejemplo, los ingenieros de yacimientos utilizan los datos para determinar la arquitectura del yacimiento, estimar las reservas, realizar cálculos de balances de materiales y analizar el flujo de fluidos en medios porosos. Los geólogos necesitan infor mación exacta para efectuar correlaciones de yacimientos y estudios geoquímicos. El personal de refinación y mercadeo toma las decisiones relacionadas con el rendimiento y el valor de los productos. Si se utilizan datos erróneos, podrían producirse consecuencias imprevistas y costosas durante la producción.3 Una amplia diversidad de comportamientos de los fluidos puede incidir en un programa de muestreo y análisis. Un sistema de fluidos de yacimientos puede ser catalogado de manera aproximada por el comportamiento de sus fases vapor-líquido; las clasificaciones abarcan desde el gas seco, gas húmedo y gas retrógrado hasta el petróleo volátil, petróleo negro o petróleo pesado (derecha).4 Otra consideración es el comportamiento de los hidrocarburos en fase sólida. La formación de cera e hidratos es inducida predominantemente por una declinación de la temperatura, y las reducciones de la presión o la mezcla de fluidos generalmente hacen que los asfaltenos se separen de la solución (próxima página, arriba).5 Los ingenieros recolectan muestras de agua de formación para determinar si se formarán acumulaciones de calcita, barita o halita dentro de las líneas de flujo. Las sustancias corrosivas y tóxicas, tales como el dióxido de carbono [CO2] y el ácido sulfhídrico [H2S], deben ser detectadas y medidas porque inciden en la selección de la aleación de los tubulares y en el diseño de los

Campo gasífero con condensación no retrógrada

de rocío

rva Cu

to un

Campo gasífero con condensación retrógrada Cricondenterma

Campo petrolero con gas disuelto

Presión

El conocimiento preciso del comportamiento PVT es vital porque los problemas asociados con los fluidos de yacimientos en estas localiza ciones remotas, podrían amenazar la viabilidad económica de un proyecto. Este artículo describe los roles de la química, la geología y la termodinámica durante los estudios de caracterización de yacimientos y aseguramiento del flujo realizados en la localización del pozo y en el laboratorio. Se presentan además dos estudios de casos de campos petroleros marinos que demuestran cómo estas actividades benefician el diseño y las operaciones de terminación de pozos.

0% Temperatura

> Diagrama generalizado de la presión en función de la temperatura (PT) para los fluidos de yacimientos. El diagrama contiene dos regiones principales: monofásica (verde a naranja) y bifásica (beige). El límite entre estas regiones se denomina envolvente de saturación; posee tres rasgos principales. La curva del punto de burbujeo es la porción en la cual el gas comienza a separarse del líquido. La curva de rocío es el segmento en el cual comienza a condensarse el líquido a partir del gas. El punto crítico es la localización en la que se unen ambas curvas. La cricondenterma indica la temperatura más elevada de la envolvente de saturación, y la cricondenbar es la presión más elevada de la envolvente de saturación. Los fluidos de yacimientos se clasifican de acuerdo con su comportamiento en el yacimiento y durante la producción en el esquema PT. El gas seco no ingresa en la región bifásica en ningún punto del trayecto PT de producción. El gas húmedo se mantiene como sistema monofásico en el yacimiento, sin importar el agotamiento de la presión; sin embargo, durante la producción, atraviesa la curva del punto de rocío y forma una fase líquida. El gas retrógrado reside en la región monofásica, a temperaturas que oscilan entre el punto crítico y la cricondenterma. Durante el agotamiento de la presión, a temperatura de yacimiento, se forma líquido en el yacimiento en sí, que persiste a lo largo de todo el trayecto PT de producción. El petróleo volátil reside en la región monofásica, justo a la izquierda del punto crítico. La liberación del gas se produce conforme el fluido atraviesa la curva del punto de burbujeo durante la operación de producción. El petróleo negro existe en la región monofásica a temperaturas de yacimiento considerablemente más bajas que el punto crítico. Durante el proceso de producción se libera gas, pero su proporción relativa es pequeña si se compara con la del petróleo volátil. El petróleo pesado es un subconjunto del petróleo negro que contiene cantidades muy bajas de gas, y la fase líquida se compone predominantemente de componentes con alto peso molecular.

sistemas de seguridad y medioambiente, desde el cabezal del pozo hasta la instalación de superficie. El pH del agua también es un parámetro importante que rige la acumulación de incrustaciones y la corrosión, y puede ser medido en el fondo del pozo para evitar incertidumbres.6 Otra preocupación es la variabilidad de la composición de los fluidos de yacimientos dentro de un campo o de una formación. Los yacimientos de petróleo pueden estar conformados por compartimientos aislados entre sí. Los elementos de flujo independientes pueden tener un impacto

enorme sobre la capacidad de un operador para drenar el yacimiento. A modo de analogía, consideremos que un compartimiento de un yacimiento es como una esponja. Al igual que una esponja con su estructura de celdas abiertas, todo el contenido puede ser drenado con un solo agujero o pozo. Siguiendo con la analogía, los compartimientos independientes de un yacimiento son similares a un rollo de material plástico de burbujas; un sistema de celdas cerradas a través del cual el contenido de una burbuja no puede fluir hacia otra. Si se perfora un solo agujero a través

Oilfield Review

del rollo, el drenaje se produce solamente desde las celdas penetradas. El rollo de material plástico de burbujas se encuentra, por ende, intensamente compartimentalizado. Una consideración adicional es la existencia de variaciones composicionales significativas de los hidrocarburos, tanto en sentido vertical como lateral, dentro de un compartimiento. La gradación composicional es causada a menudo por acción de la gravedad, o las fuerzas inestables de la biodegradación, los gradientes de temperatura, la carga actual, la historia de carga o las lutitas incompetentes que actúan como sellos.7 La magnitud de la variación composicional puede variar en forma considerable, dependiendo de la historia geológica y geoquímica del yacimiento (abajo).8 Cuando existe compartimentalización del yacimiento, gradación composicional, o ambos fenómenos, es de vital importancia contar con un programa de muestreo de fluidos técnicamente robusto. Las propiedades del sistema roca-fluido inciden en la capacidad para recolectar muestras de fluidos representativas. La recolección de muestras requiere el flujo de fluido hacia el pozo, lo que ocurre solamente cuando la presión de flujo del pozo es menor que la presión de la formación. No obstante, si la presión de flujo cae por debajo de la presión de saturación del fluido, tendrá lugar la formación de una fase gaseosa (en el caso del petróleo volátil o negro) o una fase líquida (en el caso del

Asfalteno

Cera

Incrustación inorgánica

Hidrato

> Depósitos comunes que se forman en los tubulares durante la producción de hidrocarburos. La depositación de cera e hidratos es principalmente el resultado de una reducción de la temperatura, mientras que la precipitación de asfaltenos puede ser causada por los cambios producidos en la presión, la temperatura y la composición. Las incrustaciones inorgánicas provienen de cambios producidos en la presión, la temperatura y la composición de los fluidos acuosos que acompañan la producción de hidrocarburos. (Con la generosa autorización de Springer Science and Business Media.)

Incremento de la profundidad

> Muestras de petróleo crudo extraídas de una sola columna de petróleo en un yacimiento. El cambio de color continuo es una ilustración vívida de la gradación composicional. (La fotografía es cortesía de Shell.) 3. Nagarajan NR, Honarpour MM y Sampath K: “Reservoir-Fluid Sampling and Characterization—Key to Efficient Reservoir Management,” Journal of Petroleum Technology 59, no. 8 (Agosto de 2007): 80–91. 4. McCain WD Jr: “The Five Reservoir Fluids,” in The Properties of Reservoir Fluids (2ª edición). Tulsa: PennWell Books (1990): 147–164. 5. Akbarzadeh K, Hammami, A, Kharrat A, Zhang D, Allenson S, Creek J, Kabir S, Jamaluddin A, Marshall AG, Rodgers RP, Mullins OC y Solbakken T: “Los asfaltenos:

Invierno de 2007/2008

Problemáticos pero ricos en potencial,” Oilfield Review 19, no. 2 (Otoño de 2007): 24–47. 6. Raghuraman B, Gustavson G, Mullins OC y Rabbito P: “Spectroscopic pH Measurement for High Temperatures, Pressures and Ionic Strength,” AIChE Journal 52, no. 9 (2006): 3257–3265. Xian C, Raghuraman B, Carnegie A, Goiran P-O y Berrim A: “Downhole pH as a Novel Measurement Tool in Formation Evaluation and Reservoir Monitoring,” Transcripciones del 48o Simposio Anual de Adquisición

de Registros de la SPWLA, Austin, Texas, 3 al 6 de junio de 2007, artículo JJ. 7. Riemens WG, Schulte AM y de Jong LNG: “Birba Field PVT Variations Along the Hydrocarbon Column and Confirmatory Field Tests,” Journal of Petroleum Technology 40, no. 1 (Enero de 1988): 83–88. 8. Ruiz-Morales Y, Wu X y Mullins O: “Electronic Absorption Edge of Crude Oils and Asphaltenes Analyzed by Molecular Orbital Calculations with Optical Spectroscopy,” Energy & Fuels 21, no. 2 (2007): 944–952.

63

Presión

Presión del yacimiento Fluido original del yacimiento Gas libre

Presión

Punto de burbujeo Presión de flujo del pozo

Fluido original del yacimiento

Muestra representativa monofásica

> Efectos de la declinación de la presión durante el muestreo del fluido de yacimiento. Si la presión del yacimiento cae por debajo del punto de burbujeo durante el muestreo de petróleo, se producirá la separación del gas, creándose un sistema bifásico (extremo superior). De un modo similar, si el yacimiento contiene gas retrógrado, se formará líquido si la presión del yacimiento cae por debajo del punto de rocío. Cuando se producen cambios de fase en el yacimiento, la fase con alto grado de movilidad fluye preferentemente debido a los efectos de la permeabilidad relativa y, en ese caso, la muestra es no representativa. Si la presión del yacimiento se mantiene por encima del punto de burbujeo o el punto de rocío durante el muestreo, se preserva el comportamiento monofásico y se asegura la recolección de una muestra representativa (extremo inferior).

gas retrógrado) (arriba). La movilidad relativa de cada fase de fluido es diferente; debido a que el flujo es desigual, la composición del fluido que sale de la formación no será la misma que la del fluido en el yacimiento. Este efecto puede minimizarse o eliminarse mediante un muestreo con valores de tasas de flujo y diferenciales de presión lo más bajos posibles. Finalmente, las mediciones precisas de la temperatura del yacimiento son vitales. Errores de unos pocos grados, introducidos durante las pruebas PVT, pueden traducirse en interpretaciones falsas. Por ejemplo, lo que es condensado en la formación puede comportarse como un petróleo volátil a una temperatura de laboratorio incorrecta. Este error podría generar costosos errores de diseño de las instalaciones de producción. Existen dos métodos principales de adquisición de muestras de hidrocarburos; el muestreo de fondo de pozo y el muestreo de superficie. El muestreo de fondo de pozo implica la bajada de una herramienta de muestreo con una sarta DST, con cable o con línea de acero, hasta la zona o zonas productivas. En un agujero abierto, el muestreo puede efectuarse utilizando el Probador Modular de la Dinámica de la Formación (MDT) y la herramienta Quicksilver Probe para el muestreo guiado del fluido de yacimiento puro. Los dispositivos de muestreo en pozo entubado incluyen el Probador de la Dinámica de la Formación de Pozo Entubado CHDT, el tomador

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de muestras de yacimientos monofásicos (SRS) y la herramienta de muestreo SCAR.9 El muestreo de superficie, que se efectúa con más frecuencia en el separador bajo condiciones de flujo estables, consiste en recolectar muestras de gas y líquido. Los ingenieros pueden adquirir muestras de superficie durante las etapas de exploración si no se dispone de métodos de fondo de pozo, y pueden seguir adoptando este procedimiento a lo largo de toda la vida productiva de un pozo para monitorear la evolución de las propiedades de los fluidos.10 Las muestras de fluidos de fondo de pozo deben ser extraídas de localizaciones que provean la información más relevante para la toma de decisiones. Para ello, las herramientas actuales de muestreo y pruebas incluyen un arreglo de instrumentos que pueden efectuar el análisis de fluidos de fondo de pozo (DFA). Las herramientas DFA proveen mediciones de las propiedades de los fluidos en tiempo real y en condiciones de yacimiento, lo que permite que los ingenieros analicen las muestras antes de que sean recolectadas. Los métodos DFA abarcan la espectroscopía de absorción óptica en sitio, la reflectancia óptica, la fluorescencia y algunas mediciones no ópticas, incluyendo la densidad, la viscosidad y el pH. El espectrómetro opera en el rango visible o cercano al infrarrojo; con longitudes de onda que oscilan entre 400 y 2,100 nm. Los espectros se registran en tiempo real, revelando las pro-

porciones de metano [C 1 ], etano a pentano [C2–5], hexano y más pesados [C6+], y las fracciones de CO 2, además de una estimación de la relación gas/petróleo (GOR). Adicionalmente, las diferencias existentes entre los espectros de fluidos de yacimientos y fluidos de perforación indican el nivel de contaminación de la muestra.11 Las mediciones de fluorescencia de fondo de pozo proveen información de las fases de los fluidos, que resulta especialmente útil para los condensados retrógrados y los petróleos volátiles.12 La fluorescencia es además sensible a la formación de líquido en un gas condensado, cuando la presión de flujo cae por debajo del punto de rocío, lo que permite que los ingenieros especialistas en operaciones de muestreo monitoreen la separación de las fases de los fluidos en tiempo real, y asegura la recolección de muestras monofásicas representativas (abajo).13 La caracterización de fluidos de yacimientos Fluid Profiling con el analizador DFA, permite diagnosticar la gradación composicional y ayuda a identificar los compartimientos del yacimiento.

Cartucho de energía

Módulo de botellas para muestras

Módulo de bombeo (muestra)

Flujo de la muestra

Analizador de fluidos LFA (muestra) Módulo hidráulico

Probeta de muestreo guiado Flujo de descarte

Analizador de fluidos LFA (descarte) Módulo de bombeo (descarte)

> Diagrama esquemático de un Probador Modular de la Dinámica de la Formación MDT, utilizando la herramienta Quicksilver Probe para la extracción guiada (focused) del fluido de yacimiento. La probeta de muestreo guiado se fija contra la pared del pozo con el fin de extraer los fluidos de formación para la caracterización y la recolección de muestras Fluid Profiling. Los Analizadores de Fluidos Vivos LFA de fondo de pozo, proveen mediciones cuantitativas y en tiempo real de la densidad, la viscosidad, el GOR, la composición de los hidrocarburos y el pH del agua de formación.

Oilfield Review

Sección del yacimiento

100 0

GOR DFA, pie3/bbl 1,000 10,000 100,000 A

500

Se

B

llo 1,000

Se

llo

1,500 2,000

D E

C

2,500 3,000

F G H J I

3,500 Petróleo Agua

Gas seco Profundidad, pies Gas rico y condensado

> Sección del yacimiento (izquierda) y mediciones del GOR obtenidas con el analizador DFA en tiempo real (derecha) de los fluidos de yacimiento en un pozo de exploración de aguas profundas. Existe buena concordancia entre los valores del GOR y la estructura del yacimiento. El análisis FCA sugirió las posiciones para el muestreo de fluidos (puntos azules, a la derecha). Los fluidos del yacimiento varían significativamente de gas seco (Fluidos A y B) y gases condensados (Fluido C), en el tope, a petróleos negros con diferentes relaciones GOR (Fluidos D a J inclusive) en la base. En la base de la columna de petróleo (Fluidos H, I y J), las variaciones del GOR indican un gradiente de composición de fluidos suave. Por otro lado, entre los Fluidos E y F es evidente la presencia de una inversión del GOR; el Fluido F es más profundo que el Fluido E, pero posee un GOR más alto. Una inversión similar se produce entre los Fluidos G y J, lo que sugiere una estructura de yacimiento compleja con una potencial barrera para el flujo en la estación de muestreo J.

Por ejemplo, la presencia de cambios abruptos en la composición del fluido o en el GOR entre distintas zonas de un solo pozo o entre pozos vecinos, puede indicar la existencia de compartimentalización. Para confirmar que las diferencias percibidas en las propiedades de los fluidos son verdaderamente significativas, los ingenieros deben considerar primero las incertidumbres aso-

ciadas con las mediciones. Un método reciente para evaluar las incertidumbres es el algoritmo de comparación de fluidos (FCA).14 El algoritmo FCA utiliza modelos paramétricos para estimar el GOR y las incertidumbres asociadas con la coloración como una función de la variabilidad de las mediciones de la densidad óptica (σε) y la contaminación del lodo (ση). El algoritmo compara las

9. Para obtener más información sobre los dispositivos de muestreo de fluidos de formación, consulte: “The MDT Tool: Colley N, Ireland T, Reignier P, Richardson S y Joseph J: “The MDT Tool: A Wireline Testing Breakthrough,” Oilfield Review 4, no. 2 (Abril de 1992): 58–65. Andrews RJ, Beck G, Castelijns K, Chen A, Cribbs ME, Fadnes FH, Irvine-Fortescue J, Williams S, Hashem M, Jamaluddin A, Kurkjian A, Sass B, Mullins OC, Rylander E y Van Dusen A: “Cuantificación de la contaminación utilizando el color del crudo y del condensado,” Oilfield Review 13, no. 3 (Invierno de 2001/2002): 24–43. Quicksilver Probe: 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 2007): 4–21. Herramienta CHDT: Burgess K, Fields T, Harrigan E, Golich GM, Reeves R, Smith S, Thornsberry K, Ritchie B, Rivero R y Siegfried R.: “Pruebas de formación y obtención de muestras de fluidos a través del revestimiento,” Oilfield Review 14, no. 1 (Verano de 2002): 50–63.

Herramientas SRS y SCAR: Aghar, H, Carie M, Elshahawi H, Gómez JR, Saeedi J, Young C, Pinguet B, Swainson K, Takla E y Theuveny B: “Nuevos alcances en pruebas de pozos,” Oilfield Review 19, no. 1 (Verano de 2007): 44–59. 10. Para obtener más información sobre muestreo de superficie, consulte: Aghar et al, referencia 9. 11. Para obtener más información sobre métodos DFA ópticos, consulte: Betancourt S, Fujisawa G, Mullins OC, Carnegie A, Dong C, Kurkjian A, Eriksen KO, Haggag M, Jaramillo AR y Terabayashi H: “Análisis de hidrocarburos en el pozo,” Oilfield Review 15, no. 3 (Invierno de 2003/2004): 60–69. Crombie A, Halford F, Hashem M, McNeil R, Thomas EC, Melbourne G y Mullins OC: “Innovations in Wireline Fluid Sampling,” Oilfield Review 10, no. 3 (Otoño de 1998): 26–41. Dong C, Hegeman PS, Carnegie A y Elshahawi H: “Downhole Measurement of Methane Content and GOR in Formation Fluid Samples,” SPE Reservoir Evaluation & Engineering 9, no. 1 (Febrero de 2006): 7–14. 12. Betancourt SS, Fujisawa G, Mullins OC, Eriksen KO, Dong C, Pop J y Carnegie A: “Exploration Applications of Downhole Measurement of Crude Oil Composition and Fluorescence,” artículo SPE 87011, presentado en la

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mediciones obtenidas de dos fluidos y calcula la probabilidad de que las diferencias sean estadísticamente significativas. Cuando el resultado del algoritmo FCA indica que los fluidos son diferentes, se justifica la adquisición de muestras para un análisis detallado en la superficie. El siguiente estudio de un caso práctico demuestra cómo los ingenieros emplean el análisis DFA y el algoritmo FCA para caracterizar un yacimiento y determinar las localizaciones de muestreo. Muestreo y caracterización de yacimientos en una acumulación de aguas profundas En un pozo de exploración de aguas profundas, Shell empleó el análisis DFA y FCA en tiempo real para caracterizar la arquitectura del yacimiento y decidir dónde recolectar muestras de fluidos.15 A medida que el arreglo MDT descendía por el pozo, los espectrómetros medían el GOR en diversas localizaciones (izquierda). Sobre la base del análisis FCA, se recolectaron muestras de fluidos en 10 profundidades diferentes. El análisis reveló variaciones significativas en la composición del fluido de yacimiento, que pasaba de gas seco y gases condensados en el tope a petróleos negros con relaciones GOR diferentes en la base. En la base de la columna de petróleo, el GOR variaba gradualmente con la profundidad en la arenisca inferior, indicando un gradiente de composición de fluido. Además se detectaron inversiones del GOR entre la arenisca superior e inferior, lo que sugiere la presencia de barreras para el flujo y una estructura de yacimiento compleja. El análisis DFA y FCA indicó una probabilidad mayor al 99% de que los fluidos presentes por encima y por debajo de la inversión pertenecían a compartimientos diferentes. Una discontinuidad en la presión entre los compartimientos, confirmó la falta de comunicación hidráulica. Conferencia Técnica de la Región del Pacífico Asiático de la SPE sobre Modelado Integrado para el Manejo de Activos, Kuala Lumpur, 29 al 30 de marzo de 2004. 13. Dong CM, O’Keefe M, Elshahawi H, Hashem M, Williams S, Stensland D, Hegeman P, Vasques R, Terabayashi T, Mullins O y Donzier E: “New Downhole Fluid Analyzer Tool for Improved Reservoir Characterization,” artículo SPE 108566, presentado en la Conferencia del Petróleo y el Gas del Área Marina de Europa de la SPE, 4 al 7 de septiembre de 2007. 14. Venkataramanan L, Weinheber P, Mullins OC, Andrews AB y Gustavson G: “Pressure Gradients and Fluid Analysis as an Aid to Determining Reservoir Compartmentalization,” Transcripciones del 47o Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Veracruz, México, 4 al 7 de junio de 2006, artículo S. 15. Dong C, Elshahawi H, Mullins OC, Venkataramanan L, Hows M, McKinney D, Flannery M y Hashem M: “Improved Interpretation of Reservoir Architecture and Fluid Contacts through the Integration of Downhole Fluid Analysis with Geochemical and Mud Gas Analyses,” artículo SPE 109683, presentado en la Conferencia y Exhibición del Petróleo y el Gas de la Región del Pacífico Asiático de la SPE, Yakarta, 30 de octubre al 1º de noviembre de 2007.

65

Los especialistas en fluidos de las compañías Shell y Schlumberger exploraron la columna de petróleo en detalle, comparando el GOR con los registros petrofísicos, los registros de presión de formación, y los registros indicadores de gas en el lodo, y efectuando el análisis FCA (abajo). Los registros de rayos gamma y presión demostraron que la porción superior del petróleo reside en un

5,500 3

900

GOR, ft /bbl 1,500

0

lóbulo de arenisca cuyos GOR y gradiente de presión son relativamente constantes. El resto del petróleo se encuentra en un lóbulo de arenisca inferior, donde el GOR disminuye con la profundidad. El registro de presión resultó consistente, indicando una diferencia significativa en la densidad del fluido entre los lóbulos superior e inferior.

Presión, lpc Rayos gamma, API

6,000

Concentración relativa de metano

150

0

2

4

2,750 F G

2,800

F G

Arenisca superior

La mayor concentración de C1 corresponde a la menor densidad del Fluido J

Profundidad, pies

2,850 2,900 2,950

H

J

3,000 3,050

J H Arenisca inferior

I

Incremento de la contribución de la carga termogénica

I

3,100 3,150

Contaminación con lodo a base de aceite, ση

–55

Metano δ13C, partes por mil

0.10

1.0

0.09

0.9

0.08

0.8 0.7

0.07

0.6

0.06

0.5

0.05 Fluidos G y H P = 0.95 0.04 0.03

–50

0.4 P = 0.80 P = 0.90

0.02 Fluidos G y J P = 0.99 0.01 0.01 0.02 0.03 0.04 0.05 0.06 0.07 0.08 0.09 0.10 Densidad óptica, σε

0.3 0.2 0.1 0

> Presentación de registros expandidos y análisis FCA de una columna de petróleo en la base de un yacimiento de aguas profundas. La correlación del registro GOR (extremo superior izquierdo) con el registro de rayos gamma (verde, extremo superior central ), revela que los Fluidos F y G provienen de una arenisca dada, y los Fluidos J, H e I residen en otra arenisca. En la arenisca superior, los Fluidos F y G poseen el mismo GOR, mientras que en la arenisca inferior, los Fluidos J, H e I exhiben una reducción del GOR con la profundidad. Las densidades de los fluidos, obtenidas de los gradientes de presión (azul), revelan dos características principales: una inversión de la densidad del fluido entre los Fluidos G y J, y un incremento gradual de la densidad entre el Fluido J y el Fluido I. Esto es indicativo de la falta de comunicación vertical entre la arenisca superior y la inferior. El registro indicador de gas en el lodo (extremo superior derecho) ofrece evidencias comprobatorias adicionales. En la profundidad del Fluido J, el valor δ13C (rojo) cae en forma abrupta y aumenta gradualmente con la profundidad. La concentración relativa de metano (azul) también fluctúa abruptamente en el Fluido J y luego se reduce gradualmente con la profundidad; una característica consistente con el incremento de la densidad del fluido. La confirmación final resultó de la aplicación de la técnica FCA (extremo inferior). El algoritmo FCA genera un número que representa la probabilidad de que dos fluidos sean estadísticamente diferentes. A medida que las incertidumbres asociadas con las mediciones (σ) se reducen, la seguridad en la calidad de los datos aumenta. Por lo tanto, los valores σ bajos indican una alta probabilidad de que las diferencias percibidas en las propiedades de los fluidos sean reales. La gráfica de curvas de contorno indica que el Fluido G posee una probabilidad del 99% de ser diferente del Fluido J, y una probabilidad del 95% de ser diferente del Fluido H. El descubrimiento de la compartimentalización del yacimiento condujo a Shell a re-evaluar el campo y efectuar ajustes estratégicos significativos en el desarrollo de los yacimientos.

66

Los avances recientes en los registros indicadores de gas en el lodo, proporcionaron a los ingenieros otra herramienta para la detección en tiempo real de sellos y barreras de permeabilidad, variaciones litológicas y contactos de fluidos.16 Los gases recolectados en la superficie durante las operaciones de perforación, o separados de las muestras de fluidos, pueden ser analizados para determinar el contenido isotópico. La respuesta isotópica, δ13C, es el valor de la relación isotópica 13C/12C del metano de una muestra con respecto a un estándar, expresado en partes por mil. Si se grafican junto a un registro estándar indicador de gas en el lodo, los valores δ13C más grandes pueden indicar la existencia de concentraciones más altas de gas biogénico en el yacimiento. La tendencia de los valores δ 13C puede mostrar distribuciones de metano inestables, y una discontinuidad clara de la respuesta del isótopo de metano en el gas presente en el lodo puede implicar la presencia de un sello.17 Los ingenieros observaron una discontinuidad del valor δ13C a aproximadamente 899 m [2,950 pies], lo que sugirió la presencia de una barrera adicional para el flujo. El análisis FCA proporcionó la confirmación pertinente, calculándose una probabilidad del 95 al 99% de que los fluidos presentes por encima y por debajo de la discontinuidad fueran disímiles y provinieran de compartimientos diferentes sin comunicación alguna. El descubrimiento de los compartimientos de fluidos en este campo de aguas profundas condujo a los ingenieros de Shell a ajustar sus modelos de yacimientos y la planeación de sus desarrollos. La compartimentalización de los yacimientos incrementa la complejidad y el costo del diseño porque los ingenieros deben tratar cada zona por separado. Los pronósticos de producción, los cálculos de reservas y los esquemas de recuperación mejorada se volvieron proporcionalmente más complejos. El conocimiento regional mejorado de la arquitectura del subsuelo incidió en las decisiones a corto plazo, relacionadas con los objetivos de pozos de re-entrada. Desde la localización del pozo, Shell dedujo además que la gradación composicional presente en el yacimiento inferior probablemente se extendía hacia abajo de la zona penetrada; como resultado, se alteraron los planos de las instalaciones de producción para anticipar una reducción del GOR con el tiempo. El acceso a los análisis de fluidos en tiempo real permitió a Shell tomar decisiones en etapas mucho más tempranas acerca del desarrollo del campo y aceleró el proyecto en al menos seis meses. Con los precios actuales del petróleo, el tiempo ahorrado implicó cientos de millones de dólares.

Oilfield Review

1.0

1.5

0.9 0.8 1.0

Densidad óptica LFA

Densidad óptica

0.7 0.6 0.5 0.4 0.3

1,070 1,725

0.5

0.2

1,290 1,671 1,920 1,445 1,600

0.1 Muestra de laboratorio Analizador LFA

0.0

-0.1 1,000 1,100 1,200 1,300 1,400 1,500 1,600 1,700 1,800 1,900 2,000 Longitud de onda, nm

0 0

0.5

X=Y Regresión de los datos 1.0

1.5

Densidad óptica derivada del laboratorio

> Investigación de la cadena de custodia de una muestra de petróleo crudo válida. Los ingenieros químicos comparan el espectro visible cercano al infrarrojo del análisis DFA con la muestra de laboratorio. Ambos espectros fueron medidos en condiciones de fondo de pozo; 15,000 lpc [103 MPa] y 121°C [250°F]. El análisis espectral (izquierda) compara los datos discretos de fondo de pozo (círculos rojos) con el espectro continuo de la muestra de laboratorio (azul). La regresión de los datos (derecha) de las densidades ópticas LFA versus las densidades ópticas del laboratorio muestra una concordancia excelente, evidenciada por la superposición casi perfecta de la línea de regresión (rojo) sobre la línea X = Y (azul). La muestra de fluido está bien preservada y resulta adecuada para la ejecución de estudios de laboratorio posteriores.

Preparación de los fluidos de laboratorio y cadena de custodia de las muestras El estudio del caso práctico precedente demuestra el grado considerable de esfuerzo y cuidado que ejercen los ingenieros durante el muestreo. Sin embargo, el ambiente riguroso del fondo del pozo y la naturaleza de las operaciones de pozos pueden hacer que el equipo DFA, los dispositivos de muestreo y el análisis subsiguiente se ensucien, presenten fallas y otras imprecisiones. Los ingenieros de Schlumberger abordaron este problema mediante la implementación de un procedimiento de cadena de custodia, concepto extraído de la ciencia forense.18 La evidencia debe recorrer el trayecto entre la escena del crimen y 16. Venkataramanan L, Elshahawi H, McKinney D, Flannery M, Hashem M y Mullins OC: “Downhole Fluid Analysis and Fluid Composition Algorithm as an Aid to Reservoir Characterization,” artículo SPE 100937, presentado en la Conferencia y Exhibición del Petróleo y el Gas de la Región del Pacífico Asiático de la SPE, Adelaide, Australia, 11 al 13 de septiembre de 2006. 17. Berkman T, Ellis L y Grass D: “Integration of Mud Gas Isotope Data with Field Appraisal at Horn Mountain Field, Deepwater Gulf of Mexico,” AAPG Bulletin 86, no. 13 (2002): suplemento. 18. Betancourt SS, Bracey J, Gustavson G, Mathews SG y Mullins O: “Chain of Custody for Samples of Live Crude Oil Using Visible Near-Infrared Spectroscopy,” Applied Spectroscopy 60, no. 12 (Diciembre de 2006): 1482–1487. 19. Aghar et al, referencia 9. 20. Para obtener más información sobre espectroscopía visible y cercana al infrarrojo, consulte: Crombie et al, referencia 11.

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la sala del tribunal de manera validada y segura; de lo contrario, es probable que el tribunal no las acepte. De un modo similar, los químicos de un laboratorio de pruebas remoto deben poder determinar si se ha preservado la composición química de una muestra de campo. El método DFA provee una forma conveniente de establecer una cadena de custodia para las muestras de fluidos porque los químicos tienen la oportunidad de comparar los datos analíticos adquiridos en el fondo del pozo con los de las muestras correspondientes que llegan al laboratorio. En el campo, después de recuperar las herramientas, los ingenieros remueven las muestras de fluidos de yacimientos. En este momento, se puede disponer de un sistema de análisis de fluidos de pozo en sitio PVT Express para obtener mediciones preliminares que determinen si las propiedades de la muestra recolectada coinciden con las medidas por las herramientas DFA.19 Si no se dispone del análisis en sitio o se requieren pruebas más sofisticadas, las muestras son enviadas a un laboratorio de pruebas remoto en las botellas para muestras originales, o se transfieren a un contenedor de transporte aprobado. Cuando las muestras de fluido llegan al laboratorio de Schlumberger, los químicos restituyen el fluido contenido en el contenedor de muestras a la temperatura y presión originales y dejan que el fluido se equilibre mediante su agitación continua durante un total de hasta cinco días. El

proceso de restitución tiene como objetivo redisolver las partículas precipitadas de asfaltenos y cera, garantizar un fluido homogéneo en todo el cilindro para muestras y proveer un fluido representativo monofásico para las pruebas. El espectro visible cercano al infrarrojo (IR) es una marca efectiva de un hidrocarburo.20 El espectrómetro DFA realiza el análisis de la muestra en el momento en que se obtiene la muestra de crudo, proveyendo una medición directa de las propiedades de los fluidos bajo condiciones de fondo de pozo. En el laboratorio, los químicos obtienen la misma medición con un espectrómetro de investigación a la temperatura y presión de fondo de pozo. Las diferencias entre el espectro DFA y el espectro del laboratorio pueden indicar que se ha comprometido la muestra de laboratorio. Por ejemplo, si la concentración de metano es inferior en el espectro del laboratorio, puede haberse producido una fuga de la botella para muestras o un error de transferencia del fluido durante el muestreo o el transporte hasta el laboratorio. Los ejemplos que se presentan a continuación ilustran la técnica de la cadena de custodia. El primer ejemplo corresponde a una muestra de fluido obtenida de un campo petrolero marino. Existe excelente concordancia entre el espectro del fondo del pozo y el espectro del laboratorio (arriba). Esto indica que la muestra está bien preservada y resulta apta para estudios de laboratorio ulteriores.

67

1.6

1.5

1.4 Muestra de laboratorio Analizador LFA

1,070

Densidad óptica LFA

Densidad óptica

1.2 1.0 0.8 0.6

1.0 1,725

0.5

1,280

0.4

1,671 1,600

0.2 0 1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

2,000

0

1,445 1,820

0

X=Y Regresión de los datos 0.5

1.0

1.5

Densidad óptica derivada del laboratorio

Longitud de onda, nm

> Investigación de la cadena de custodia de una muestra de petróleo crudo comprometida. Ambos espectros fueron medidos en condiciones de fondo de pozo; 20,000 lpc [138 MPa] y 93°C [200°F]. El análisis espectral visible cercano al infrarrojo (izquierda) muestra diferencias sutiles de la densidad óptica en la región que se encuentra por encima de aproximadamente 1,600 nm. Con un valor de 1,671 nm, correspondiente al metano, la densidad óptica de la muestra de laboratorio es menor que la medida con el analizador LFA. Con un valor de 1,725 nm, correspondiente al “pico de petróleo” del metileno, la densidad óptica de la muestra de laboratorio es mayor que la medida con el analizador LFA. Estas diferencias también son visibles en la gráfica de regresión lineal (derecha). La relación entre el metano y los picos de petróleo puede utilizarse para calcular el GOR. En este caso, los algoritmos indicaron que el GOR de la muestra de laboratorio era significativamente menor que la de la muestra de campo. En consecuencia, sería necesario un análisis posterior para poder confiar en esta muestra.

El segundo ejemplo corresponde a otra muestra de un campo petrolero marino (arriba). El espectro del fondo del pozo y el espectro del laboratorio exhiben buena concordancia general; sin embargo, existen diferencias sutiles a una longitud de onda por encima de unos 1,600 nm. Los ingenieros químicos investigaron las diferencias espectrales con más detenimiento mediante el empleo de algoritmos para calcular las relaciones GOR y las probabilidades de similitud entre las dos muestras.21 Los cálculos demostraron que el GOR, obtenido del espectro del fondo del pozo, es decir 103.3 m3/m3 [580 pies3/bbl], era significativamente más alto que el del espectro del laboratorio, de 57.0 m3/m3 [320 pies3/bbl]. Esta diferencia correspondía a una probabilidad del 93% de que uno de los espectros (o ambos) fuera erróneo o que la muestra de laboratorio estuviera comprometida. Se requeriría una investigación adicional acerca de los procedimientos de superficie y del desempeño de las herramientas DFA para utilizar esta muestra con seguridad en el laboratorio. Técnicas de laboratorio para el aseguramiento del flujo En el laboratorio, los ingenieros químicos determinan las composiciones de los fluidos y miden las propiedades de los mismos relacionadas con el aseguramiento del flujo. Para el análisis com-

68

posicional, un volumen de fluido medido con precisión es transferido isobárica e isotermalmente a un picnómetro para medir la masa y la densidad. Luego, el picnómetro se conecta a un instrumento, en el que la muestra de petróleo se enfría hasta alcanzar la temperatura ambiente y se descomprime. El volumen de gas liberado mediante este procedimiento permite el cálculo del GOR. Los ingenieros químicos emplean la técnica de cromatografía en fase gaseosa para determinar la composición de la fase vapor hasta C15+ y la composición de la fase líquida hasta C36+. La composición del petróleo crudo se calcula a través de la suma de las contribuciones individuales de cada fase (próxima página, arriba). Este procedimiento asegura que se disponga de una composición de fluido de yacimiento consistente para las operaciones subsiguientes de caracterización de las pro pie da des de los fluidos y simulación de la producción del yacimiento. La presión de burbujeo se determina mediante una prueba de expansión a composición constante (CCE). Los técnicos colocan un volumen conocido de fluido equilibrado en una celda PVT a temperatura y presión de yacimiento (próxima página, abajo). El fluido es inicialmente monofásico y la prueba comienza mediante la reducción isoterma de la presión y el monitoreo del cambio de volumen del fluido. Finalmente, el fluido se separa en dos fases. Las reducciones de la pre-

sión continúan en incrementos que oscilan entre 100 y 500 lpc [0.69 y 3.45 MPa], las fases vapor y líquido se equilibran en cada paso, y los volúmenes de las fases se miden y grafican como una función de la presión. Para un petróleo negro, la intersección de las líneas monofásica y bifásica en la gráfica PV define el punto de burbujeo. El protocolo de pruebas de aseguramiento del flujo depende de la naturaleza del petróleo crudo. Por ejemplo, cuando los asfaltenos constituyen una preocupación, las técnicas de investigación principales incluyen el análisis de saturados, aromáticos, resinas y asfaltenos (SARA) y el proceso de valoración en solvente parafínico con petróleo muerto.22 También es común medir la presión de la precipitación de asfaltenos en una muestra de petróleo vivo. Si las pruebas identifican un problema de precipitación de asfaltenos, se efectúan estudios adicionales para mapear el diagrama de fase de los asfaltenos y evaluar la efectividad de los aditivos químicos o los revestimientos como estrategias de prevención.23 Los petróleos crudos parafínicos plantean diferentes desafíos de producción y transporte. La depositación de cera dentro de los tubulares y de las líneas de conducción reduce el área efectiva de flujo, lo que incrementa la caída de presión y causa potencialmente una obturación completa. Por lo tanto, es importante comprender en forma exhaustiva el comportamiento del petróleo a lo largo de

Oilfield Review

21. Mullins OC, Beck G, Cribbs MY, Terabayashi T y Kagasawa K: “Downhole Determination of GOR on Single-phase Fluids by Optical Spectroscopy,” Transcripciones del 42o Simposio Anual de Adquisición de Registros de la SPWLA, Houston, 17 al 20 de junio de 2001, artículo M. Venkataramanan L, Fujisawa G, Mullins OC, Vasques RR y Valero H-P: “Uncertainty Analysis of Near-Infrared Data of Hydrocarbons,” Applied Spectroscopy 60, no. 6 (Junio de 2006): 653–662. 22. El petróleo vivo contiene los gases disueltos, presentes en el yacimiento. Si los gases son liberados, o “evaporados instantáneamente,” en la superficie o en el laboratorio, el líquido residual se denomina petróleo muerto. El petróleo en condiciones de tanque (STO) también es un petróleo muerto. 23. Para acceder a un análisis detallado del aseguramiento del flujo de asfaltenos, consulte: Akbarzadeh et al, referencia 5.

Invierno de 2007/2008

100.00

10.00

Porcentaje en peso

1.00

0.10

CO2 H2S N2 C1 C2 C3 I-C4 N-C4 I-C5 N-C5 C6 MCYC-C5 Benceno CYCL-C6 C7 MCYCL-C6 Tolueno C8 C2-Benceno M&P-Xyleno O-Xyleno C9 C10 C11 C12 C13 C14 C15 C16 C17 C18 C19 C20 C21 C22 C23 C24 C25 C26 C27 C28 C29 C30+

0.01

Componentes

> Análisis composicional típico del petróleo crudo, determinado mediante cromatografía en fase gaseosa. La gráfica muestra la contribución de hidrocarburos desde C1 hasta C30+, además de la concentración de CO2.

Vista lateral

Catetómetro

Solvente

Petróleo

Bombas de alta presión

Mezclador magnético

16,030 14,030 Tres = 176°F T = 120°F T = 75°F

12,030 Presión, lpc

todo el trayecto de la variación de la presión en función de la temperatura, existente entre la formación y las instalaciones de producción. La temperatura es el parámetro predominante que afecta la viscosidad del petróleo crudo parafínico, la resistencia de gel, el punto de escurrimiento, la cristalización y la depositación de cera. Si bien los petróleos muertos, tales como el petróleo en condiciones de tanque (STO), pueden utilizarse para generar datos preliminares, es importante incluir los petróleos vivos en el programa de pruebas porque la presión y los gases disueltos pueden influir significativamente en la solubilidad de la cera. El primer paso de la caracterización consiste en medir la cantidad de cera que puede precipitar y depositarse sobre una superficie sólida. La filtración de petróleos vivos y la cromatografía en fase gaseosa a alta temperatura (HTGC) son métodos comunes para medir el contenido de cera. El método HTGC es más valioso porque provee la composición de las n-parafinas con números de carbono altos (desde C 60 hasta C100); información que los ingenieros químicos ingresan en los modelos termodinámicos para predecir el comportamiento de la cera. La temperatura de aparición de la cera (WAT) es una de las mediciones más importantes de aseguramiento del flujo e indica la temperatura a la cual comienzan a formarse los cristales de parafina en una muestra de petróleo crudo. Esta medición provee una evaluación preliminar de la probabilidad de que se presenten problemas de depositación relacionados con la cera. El personal del laboratorio coloca el petróleo muerto en la platina de un microscopio de polarización cruzada (CPM) y bloquea la transmisión de la luz mediante el ajuste de los prismas polarizados en los extremos opuestos de la muestra. Cuando son iluminados con luz polarizada, los materiales cristalinos perturban el plano de polarización; por lo tanto, conforme la muestra de fluido se enfría, la formación de cristales de parafina resulta claramente visible a medida que aparecen puntos

10,030 8,030 6,030 4,030 2,030 30 25

30

35

40

45

50 55 Volumen, cm3

60

65

70

75

> Celda para evaluar la relación presión-volumen-temperatura (PVT) y para la determinación del punto de burbujeo. La celda PVT, completamente visual, permite la confirmación directa de los puntos de burbujeo a diversas temperaturas y presiones (extremo superior ). Un mezclador magnético provee una agitación vigorosa para mantener las fases en equilibrio. Un catetómetro con cámara de video mide los niveles de fluidos presentes en la celda para los cálculos de los volúmenes de las fases. El horno calienta la celda PVT hasta la temperatura de la prueba y los técnicos monitorean y grafican los volúmenes de las fases en una función de la presión. El punto de inflexión de las curvas a medida que se reduce la presión, define el punto de burbujeo. En el caso analizado en esta gráfica, el punto de burbujeo es de aproximadamente 5,000 lpc [34.5 MPa] (extremo inferior ).

69

Dispositivo acoplado cargado

Vista superior de la sección caliente

Analizador 10

Temperatura 48.6

20

50

Sección caliente Polarizador Filtro IR

0°C

WAT = 42°C

Gas Parte refrigerante giratoria 360º

44°C

> Determinación de la temperatura de aparición de la cera (WAT) mediante microscopía de polarización cruzada (CPM). El microscopio está provisto de una sección caliente, posicionada entre dos prismas polarizados (extremo superior). Al comienzo de la prueba, los prismas se ajustan para bloquear la transmisión de la luz. A medida que la sección se enfría, la formación de cristales de parafina cambia la polaridad de la luz, y la cámara de video detecta la aparición de puntos brillantes. En este ejemplo, no se transmite luz a 44°C [111°F] (extremo inferior, panel derecho) porque la temperatura del fluido es superior a la temperatura WAT. Los puntos comienzan a aparecer cuando el fluido se enfría hasta alcanzar la temperatura WAT (panel central ), y la imagen se vuelve más brillante cuando el fluido se enfría hasta alcanzar 0°C (panel izquierdo). Este método posee una precisión de ± 1.1°C [2°F].

brillantes en contraste con el fondo negro (arriba). Algunos laboratorios poseen instrumentos CPM de alta presión que pueden medir la temperatura WAT en los petróleos vivos. La celda para muestras opera a presiones de hasta 20,000 lpc [138 MPa] y a temperaturas de hasta 200°C [392°F]. La formación y el desarrollo de los cristales de parafina pueden afectar el comportamiento reológico del petróleo crudo. Por encima de la temperatura WAT, la mayoría de los sistemas de hidrocarburos se comporta como fluidos newtonianos; sin embargo, es posible que se inicie el comportamiento no newtoniano, tal como la fluidificación por esfuerzo de corte, cuando los fluidos se enfrían y se producen cambios de fases. Este comporta-

miento debe cuantificarse correctamente para permitir que los ingenieros diseñen un sistema de producción adecuado.24 Las propiedades reológicas de interés en el contexto del petróleo crudo parafínico, son el punto de escurrimiento, la viscosidad aparente y la resistencia de gel. El punto de escurrimiento es la temperatura por debajo de la cual un fluido deja de ser colable debido a los fenómenos de viscosificación, gelificación o formación de sólidos. La prueba de punto de escurrimiento con petróleos muertos responde a la Norma ASTM D97.25 Para los petróleos vivos, los ingenieros utilizan un instrumento que contiene una celda visual de zafiro instalada en un soporte pivote automático, libre de vibraciones, que reside en un horno de convección

24. A temperatura y presión constantes, los fluidos newtonianos exhiben una viscosidad constante a todas las tasas de corte. La viscosidad de los fluidos no newtonianos no es constante a todas las tasas de corte. La viscosidad aparente es la viscosidad de un fluido a una temperatura y a una tasa de corte dadas. 25. ASTM D97-06 Standard Test Method for Pour Point of Petroleum Products. West Conshohocken, Pensilvania, EUA: ASTM International, 2006.

26. El límite elástico, τy, se calcula mediante la siguiente PyD ecuación de equilibrio de fuerzas: τy = ____ donde Py 4L es la presión hidráulica necesaria para producir el movimiento del fluido, D es el diámetro interior de la bobina y L es su longitud. 27. Alboudwarej H, Huo Z y Kempton E: “Flow-Assurance Aspects of Subsea Systems Design for Production of Waxy Crude Oils,”artículo SPE 103242, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, 24 al 26 de septiembre de 2006.

70

programable. La muestra de petróleo es calentada hasta alcanzar la temperatura de yacimiento y se enfría lentamente hasta que cesa el movimiento del fluido en la celda. La mayoría de los petróleos crudos parafínicos comienzan a exhibir un comportamiento no newtoniano cerca del punto de escurrimiento. Si el punto de escurrimiento excede las temperaturas de producción de petróleo anticipadas, los ingenieros pueden agregar aditivos químicos depresores del punto de escurrimiento para mantener el flujo. La viscosidad aparente de los petróleos crudos parafínicos por lo general se incrementa en forma significativa a medida que se reducen la temperatura y la tasa de corte, particularmente a temperaturas cercanas al punto de escurrimiento. Los ingenieros de Schlumberger miden la viscosidad con un reómetro que puede operar a 6,000 lpc [41.4 MPa] y 150°C [302°F], permitiendo el trabajo con petróleos vivos. Los petróleos crudos parafínicos tienden a formar geles a temperaturas inferiores al punto de escurrimiento. En caso de interrumpirse la producción, pueden requerirse altas presiones de bombeo para romper el gel y restituir el flujo. Por lo tanto, es necesario contar con datos del límite elástico, obtenidos de los petróleos crudos parafínicos, para diseñar correctamente las líneas de flujo y evitar problemas de producción. El límite elástico de los fluidos vivos puede determinarse mediante una prueba de línea de flujo modelo (MPT) (próxima página, arriba).26 Otra medición importante en el contexto del diseño de los sistemas de producción y del aseguramiento del flujo, es la tasa de depositación de cera. Los parámetros de control principales son la temperatura del fluido, la pérdida de calor a través de la pared de la tubería de conducción, el contenido de cera, la tasa de corte y la viscosidad del fluido. La tasa de depositación de cera puede determinarse bajo condiciones simuladas de flujo de tubería en un circuito cerrado de flujo de depositación de cera (WDFL) (próxima página, abajo). El siguiente estudio de un caso práctico ilustra cómo los operadores utilizan las mediciones de laboratorio para desarrollar estrategias operacionales que previenen, mitigan o remedian la depositación de cera y la formación de gel. 28. El término parafina es un nombre común que se aplica a un grupo de alcanos con la fórmula general CnH2n+2, donde n es el número de átomos de carbono. La molécula parafínica más simple es el metano, CH4, un gas a temperatura ambiente. El octano, C8H18, es líquido a temperatura ambiente. Las formas sólidas de la parafina son las moléculas más pesadas, que van desde C20 hasta C40. Los miembros lineales de la serie (aquellos que no poseen ramificaciones o estructuras cíclicas) se denominan n-parafinas.

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Presión de N2 para romper el gel Bomba de circulación de alta presión

ción C30+ y la distribución de las n-parafinas revelaron que el petróleo crudo contenía aproximadamente un 13.1% (porcentaje en peso) de n-parafinas C17+.28 La concentración relativamente alta de n-parafinas fue la causa de preocupación de que el fluido pudiera exhibir problemas de aseguramiento del flujo relacionados con la depositación de cera. Por lo tanto, el objetivo del equipo Oilphase-DBR era generar mediciones que proporcionaran orientación acerca de las formas de mitigar y remediar la depositación de cera durante los eventos estacionarios y transitorios que se presentan durante la producción de petróleo crudo. La prueba de expansión a composición constante (CCE) mostró una presión de burbujeo de 700 lpc [4.8 MPa] a la temperatura del yacimiento. Las pruebas de temperatura WAT y punto de escurrimiento se realizaron tanto con muestras

Regulador de contrapresión

Cilindro para muestras de fluido

Horno de convección

Líneas calientes

Baño controlado por la temperatura

Bomba de carga del sistema

> Dispositivo de prueba de línea de flujo modelo (MPT). El petróleo en condiciones de tanque circula a través de una tubería en espiral, sumergida en un baño controlado por la temperatura. El flujo a través del tubo en espiral se detiene cuando el baño alcanza la temperatura de la prueba, permitiendo que el fluido se estacione y forme una estructura de gel. Transcurrido el período de estacionamiento, el personal del laboratorio mide la presión del nitrógeno necesaria para iniciar el flujo en el tubo en espiral y calcula la resistencia de gel utilizando una ecuación simple de equilibrio de fuerzas.

Transductor de presión

Optimización del diseño de un sistema submarino en África Occidental Un campo de África Occidental, situado en un tirante de agua (profundidad del lecho marino) inferior a 300 m [1,000 pies], posee una temperatura y una presión de yacimiento de 76.7°C [170°F] y 3,180 lpc [21.9 MPa]. La temperatura del fondo marino es de 12.8°C [55°F]. El operador proyectó producir petróleo a través de un empalme submarino de 6 pulgadas de diámetro interior, conectado a una instalación central situada a 3.2 km [2 millas] del yacimiento. Dada la gran diferencia de temperatura existente entre el yacimiento y el fondo marino, y la larga distancia por la que deben fluir los fluidos a lo largo del lecho marino frío, el operador necesitaba estar seguro de que la depositación de sólidos no impediría el flujo. Schlumberger recolectó muestras de fluidos de fondo de pozo y las envió al laboratorio de muestreo y análisis de fluidos Oilphase-DBR, situado en Edmonton, Alberta, Canadá, para la ejecución de un estudio de aseguramiento del flujo.27 El análisis composicional del fluido de yacimiento reveló la presencia de un petróleo negro con un GOR de 41.0 m3/m3 [230 pies3/bbl] y una densidad de 36.3 °API. El análisis composicional indicó que la fracción con un número de carbono superior a C30 representaba el 35.8% de la muestra. La caracterización posterior de la frac-

Invierno de 2007/2008

Agua refrigerante Termocuplas Baño refrigerante

Termocuplas

Termocuplas

Sección de depositación

Depósito

Bomba

Medidor de flujo Baño de refundición

Baño de temple

> Circuito cerrado de flujo de depositación de cera (WDFL). El WDFL es un circuito cerrado de flujo diminuto que expone los petróleos en condiciones de tanque (STO) a un rango de temperaturas y tasas de corte, que serían esperables en la línea de flujo durante la operación de producción real. La sección de depositación del circuito cerrado de flujo es un tubo de acero inoxidable de 0.375 pulgada de diámetro exterior y 39 pulgadas [1 m] de largo. Un depósito de 2.0 L [0.53 galón] de petróleo mantiene el petróleo por encima de la temperatura WAT a lo largo de toda la prueba. El petróleo sale del depósito y fluye a una velocidad controlable a través de 15 m [50 pies] de tubería flexible de cobre, colocada en un baño de temple para el ajuste de la temperatura. El circuito de depositación se sumerge en un baño refrigerante para simular la pérdida de calor en la línea de conducción. A medida que el petróleo fluye a través del circuito de depositación, un sistema de adquisición de datos monitorea la temperatura de la pared, las temperaturas del petróleo y el agua, la caída de presión entre la entrada y la salida del tubo en espiral, y la tasa de flujo. Los depósitos de cera restringen el flujo que se encuentra dentro del circuito de depositación, incrementando la presión requerida para mantenerlo. El incremento de la presión permite el cálculo de la cantidad de cera depositada.

71

WAT Punto de escurrimiento

Temperatura, °F

160 130 100 70 40 0

200

400

600

800

Presión, lpc

> Datos de la temperatura de aparición de la cera (WAT) y del punto de escurrimiento (PP), medidos con petróleo crudo vivo y muerto de África Occidental. Las mediciones del petróleo muerto se muestran a presión atmosférica. Al reducirse la presión del fluido de petróleo vivo, pasando de 700 lpc a la presión atmosférica, tanto la temperatura WAT (rojo) como el punto de escurrimiento (azul) se incrementaron aproximadamente en unos 20°F. Estos incrementos fueron el resultado de la pérdida de gases disueltos en el fluido.

de petróleo vivo como con muestras de petróleo muerto (arriba). Cuando la presión del fluido cayó por debajo del punto de burbujeo hasta alcanzar condiciones ambiente, el gas disuelto

escapó, la composición promedio de la muestra se desplazó hacia los hidrocarburos más pesados, y tanto la temperatura WAT como el punto de escurrimiento se incrementaron aproximadamente unos 11.1°C [20°F]. Las pruebas reológicas revelaron la formación de una estructura de gel en el petróleo crudo vivo, con tasas de corte bajas, cuando la temperatura del fluido cayó por debajo del punto de escurrimiento y se aproximó a la temperatura del fondo marino (abajo). Al reducirse la presión del reómetro, se incrementó el esfuerzo de corte requerido para romper los geles; un compor tamiento consistente con la pérdida de los hidrocarburos más livianos. Se observó un comportamiento de tipo fluidificación por esfuerzo de corte sin gelificación en torno al punto de escurrimiento. Esto ocurrió para todas las presiones. La investigación posterior de la resistencia de gel consistió en dejar estacionar las muestras de petróleo vivo y petróleo muerto durante 12 horas a la temperatura del fondo marino. La resistencia de gel del petróleo vivo, entre 100 y 700 lpc, varió de 38 a 42 Pa, y la resistencia de gel del petróleo muerto a presión ambiente fue más de tres veces superior; 142 Pa.

300 lpc

700 lpc 1.0E+11

1.0E+11

1.0E+10

1.0E+10

1.0E+09 1.0E+07

1.0E+08

Viscosidad, mPa-s

Viscosidad, mPa-s

1.0E+09

Viscosidad a 55°F Viscosidad a 65°F Viscosidad a 80°F

1.0E+08

1.0E+06 1.0E+05 1.0E+04

1.0E+06 1.0E+05 1.0E+04 1.0E+03

1.0E+02

1.0E+02

1.0E+01

1.0E+01 Esfuerzo de corte, Pa

100

1.0E+00 10

Esfuerzo de corte, Pa

100

> Comportamiento reológico de un petróleo crudo vivo de África Occidental. Las mediciones de la viscosidad versus el esfuerzo de corte se obtuvieron cerca y por debajo del punto de escurrimiento, a 100, 300 y 700 lpc [0.69, 2.07 y 4.83 MPa]. A una presión de 700 lpc (extremo superior izquierdo), la existencia de mesetas de viscosidad elevadas con tasas de corte bajas, a 12.8° y 18.3°C [55° y 65°F], indicó la presencia de estructuras de gel. Se observó escasa gelificación cerca del punto de escurrimiento, a 26.7°C [80°F]. Un comportamiento similar se produjo a 300 lpc (extremo superior derecho); no obstante, se requirieron esfuerzos de corte más elevados para romper los geles a 55° y 65°F; un comportamiento consistente con la pérdida de los hidrocarburos más livianos en la muestra. A 100 lpc (extremo inferior izquierdo), la muestra con una temperatura de 80°F exhibió un comportamiento intenso de tipo fluidificación por esfuerzo de corte.

100 lpc 1.0E+11 1.0E+10 1.0E+09 1.0E+08

Viscosidad, mPa-s

1.0E+07

1.0E+03

1.0E+00 10

Las pruebas de depositación de cera con petróleo muerto fueron efectuadas en el circuito WDFL a temperaturas de entre 27.2°C y 50.0°C [81° y 122°F] (próxima página, arriba). Los resultados revelaron una discontinuidad de la tasa de depositación en el extremo más elevado del rango de tasas de corte. Para cada tasa de corte, los ingenieros químicos ingresaron las tasas de depositación medidas, la distribución de las n-parafinas, la composición de C30+ y el perfil de viscosidad en un modelo de ecuaciones de estado estándar que calcula un coeficiente de difusión de n-parafinas. El modelo asume que la difusión molecular de las moléculas de cera es la fuerza impulsora principal que rige la depositación de cera.29 El paso siguiente consistió en ingresar las mediciones de aseguramiento del flujo, los datos de depositación de cera y los coeficientes de difusión en el simulador OLGA—un modelo comercial de transporte de fluidos de flujo multifásico—para evaluar y anticipar el comportamiento del petróleo crudo en los diversos escenarios de producción. Los ingenieros de Schlumberger aplicaron las simulaciones OLGA a dos casos: las operaciones de producción en régimen estacionario y el reinicio de la producción después de un cierre.

1.0E+07 1.0E+06 1.0E+05 1.0E+04 1.0E+03 1.0E+02 1.0E+01 1.0E+00 10

72

Esfuerzo de corte, Pa

100

Oilfield Review

35 30 25 20 15 10 70

80

90

100

110

120

130

Temperatura, °F

> Comportamiento de la depositación de cera de un petróleo crudo muerto de África Occidental. Las mediciones de la depositación a dos tasas de corte, 170 y 511 s–1, revelaron un comportamiento inusual. A la tasa de corte más baja (rojo), la depositación se desaceleró en forma constante con el incremento de la temperatura. No obstante, cuando la temperatura del fluido superó los 37.8°C [100°F] aproximadamente, las tasas de depositación existentes a la tasa de corte más alta (azul) súbitamente sobrepasaron las tasas de depositación existentes a la tasa de corte más baja. Los ingenieros químicos reiteraron las mediciones para verificar la reproducibilidad de este comportamiento. Las tasas de depositación fueron ingresadas en los modelos de ecuaciones de estado y transporte de fluidos que ayudan a los ingenieros a anticipar cómo se comportará el petróleo crudo en los diversos escenarios de producción.

de petróleo crudo. Las simulaciones OLGA determinaron que el aislamiento de la tubería era el método de aseguramiento del flujo más adecuado (abajo). El hecho de contar tanto con datos de petróleo vivo como con datos de petróleo muerto demostró ser importante. Conocer solamente la temperatura WAT del petróleo muerto hubiera llevado al operador a creer que era necesario implantar un proceso costoso de aislamiento de tipo tubería dentro de otra tubería (PIP). Los cálculos efectuados utilizando la temperatura WAT más baja del petróleo vivo demostraron que sería suficiente un aislamiento húmedo, más económico, para prevenir la depositación de cera.

Dado que la temperatura WAT del petróleo crudo de África Occidental era aproximadamente 27.7°C [50°F] más alta que el punto de escurrimiento, la depositación de cera y la formación de gel constituían los riesgos principales para el aseguramiento del flujo durante el proceso de producción en régimen estacionario. El objetivo de diseño del operador consistía en prevenir la depositación de cera con regímenes de producción superiores a 5,000 bbl [795 m3] de petróleo por día. Entre los métodos para prevenir o retardar la depositación de cera en una línea de conducción se encuentran el empleo de tubería aislada, la instalación de calentadores y la inyección de inhibidores de parafina en la corriente

160 150

Temperatura de arribo, ºF

Tasa de depositación, mg/m2s

170 s-1 511 s-1

40

140 WAT del petróleo STO 130 120

WAT del petróleo vivo Aislamiento PIP Aislamiento húmedo

110

29. Hayduk W y Minhas BS: “Correlations for Prediction of Molecular Diffusivities in Liquids,” Canadian Journal of Chemical Engineering 60, no. 2 (Abril de 1982): 295–299.

100

0

2,500

5,000

7,500

10,000

12,500

15,000

17,500 20,000

Régimen de producción de petróleo, bbl/d

160

1.2 Aislamiento PIP Aislamiento húmedo

120 100 Punto de escurrimiento del petróleo STO 80 Punto de escurrimiento del petróleo vivo

60 40

0

5

10

0.8

Coeficiente estándar de difusión de n-parafinas

0.6

Coeficiente WDFL de difusión de n-parafinas

0.4 0.2

15 Tiempo, h

Espesor recomendado de remoción de cera

1.0

Espesor del depósito, mm

Temperatura, ºF

140

20

25

0

Cabezal del pozo 0

0.5

Instalación de recolección 1.0

1.5

2.0

Distancia de la línea de flujo, mi

> Simulaciones con el modelo OLGA del comportamiento de un crudo de África Occidental en una línea de flujo durante una operación de producción en régimen estacionario. Los ingenieros utilizaron las simulaciones como una herramienta de diseño para seleccionar el aislamiento de la tubería y evitar la depositación de cera durante la producción. Las temperaturas a las cuales el petróleo llegaría a la estación de recolección se grafican en función del régimen de producción (extremo superior derecho). El aislamiento húmedo (rojo) es más económico que una carcasa en la que una tubería pasa por dentro de otra (PIP) (azul), pero es cuatro veces menos eficiente. Afortunadamente, se contaba con la temperatura WAT del petróleo vivo porque ésta demostró que el aislamiento húmedo sería suficiente con regímenes de producción de más de 5,000 bbl/d. La gráfica siguiente (extremo inferior izquierdo) revela el perfil de enfriamiento a medida que el petróleo se desplaza a través de la línea de flujo. Utilizando aislamiento húmedo (rojo), el tiempo de enfriamiento hasta la formación del gel sería de 12 horas hasta el punto de escurrimiento del petróleo muerto o de 20 horas hasta el punto de escurrimiento del petróleo vivo. Este último período es suficiente para desplazar el petróleo desde el cabezal del pozo hasta la estación de recolección. El simulador OLGA anticipó además perfiles de depositación de cera de dos semanas a lo largo de la línea de flujo (extremo inferior derecho). El espesor del depósito de cera anticipado por el modelo estándar (azul) es casi tres veces mayor que el valor calculado en base a las pruebas de depositación de cera del WDFL, realizadas en el laboratorio (rojo). Como resultado, se pudo reducir significativamente la frecuencia de los tratamientos de remoción de cera.

Invierno de 2007/2008

73

2,000

Presión de reinicio del flujo, lpc

1,750 1,500 1,250 1,000 750 Máxima presión de reinicio del flujo

500 250 0 0

100

200

300

400

500

600

700

800

Presión del fluido, lpc

> Cálculo OLGA de las presiones de reinicio del flujo en la tubería de 6 pulgadas. Si el petróleo se gelifica en la línea de flujo durante un cierre, se debe aplicar presión para superar la resistencia de gel y reiniciar el flujo. La máxima presión que se puede aplicar en forma segura es de 500 lpc. La simulación muestra que el mantenimiento de una presión superior a 100 lpc en la línea de flujo interna, permitiría a los ingenieros reiniciar el flujo en forma segura.

Dado que el petróleo se enfría a medida que fluye a través de las tuberías hasta la instalación de recolección, era esencial predecir la probabilidad de formación de gel. Asumiendo un régimen de producción de 5,000 bbl/d a través de la tubería con aislamiento húmedo, el simulador OLGA indicó que el petróleo vivo podía fluir a través de los tubulares durante unas 20 horas antes de alcanzar su punto de escurrimiento; tiempo suficiente para llegar al tanque de almacenamiento. Para tasas de flujo inferiores a 5,000 bbl/d, el simulador OLGA anticipó las tasas de depositación de cera en la línea de conducción. Sin los datos experimentales de depositación de cera WDFL, los ingenieros tendrían que utilizar el modelo estándar para estimar el coeficiente de difusión de n-parafinas, predecir una tasa de depositación y programar las operaciones de remoción de cera. Para este petróleo crudo de África Occidental, el modelo estándar anticipó que sería necesario un proceso de remediación cada dos semanas. Con los datos WDFL, el simulador predijo una tasa de depositación mucho más baja, incrementando a seis semanas el tiempo requerido entre las operaciones de remediación. Los métodos para remover los depósitos de cera incluyen la limpieza de la tubería con taco, diablo o pistón rascador, la circulación de petróleo caliente y los tratamientos con solvente utilizando tubería flexible. Un punto esencial, en relación con el aseguramiento del flujo, es la capacidad del sistema para retomar la marcha después de una interrupción de la producción. Según el operador, la

74

máxima presión que podía aplicarse en forma segura para superar la resistencia de gel e iniciar el flujo era de 500 lpc (arriba). Utilizando datos de resistencia de gel y parámetros de transporte de fluidos con petróleos vivos, el simulador OLGA calculó que el flujo de fluido podía restituirse siempre que la presión existente en la tubería de conducción se mantuviera por encima de 100 lpc. Este estudio demuestra que el hecho de basarse en datos experimentales de petróleo muerto y cálculos estándar de depositación de cera podría hacer que los operadores tomaran decisiones indebidamente conservadoras a la hora de diseñar los sistemas de producción. En este caso, los pronósticos de aseguramiento del flujo, basados en datos de petróleos vivos, permitieron que el operador ahorrara millones de dólares en tuberías y operaciones de remoción de cera menos frecuentes. Próximos avances en el aseguramiento del flujo de petróleo crudo parafínico Existen significativos trabajos en curso para seguir mejorando las pruebas de aseguramiento del flujo y la observación continua de las propiedades de los fluidos a lo largo de toda la vida productiva de un campo. El estudio del caso de África Occidental demostró los beneficios de efectuar experimentos de aseguramiento del flujo con petróleos crudos vivos. No obstante, las pruebas de depositación de cera en dispositivos tales como el circuito WDFL se han confinado a los petróleos muertos. El circuito WDFL podría modificarse para efectuar pruebas de alta presión,

pero el consumo de dos litros de petróleo vivo resultaría prohibitivamente caro. Los científicos de Oilphase-DBR superaron este problema mediante el diseño y la introducción de la celda de depositación de sólidos vivos RealView.30 Requiriendo sólo 150 mL [0.04 galón] de petróleo, la celda puede operar a presiones de hasta 15,000 lpc [103.4 MPa], temperaturas de hasta 200°C y números de Reynolds de hasta 500,000.31 A diferencia del circuito WDFL, el petróleo reside en un recipiente cilíndrico. Un eje rotativo, colocado en el centro, induce el movimiento del fluido. El dispositivo puede simular las condiciones de producción en términos de temperatura, presión, composición, rugosidad de la superficie de la tubería, y tanto el flujo laminar como el flujo turbulento. La prueba de flujo turbulento es útil porque simula las condiciones de corte en la pared de la tubería (próxima página, a la izquierda). Gracias a las pruebas con petróleos vivos en la celda RealView, ya se han logrado avances significativos en el aseguramiento del flujo de asfaltenos.32 Los resultados de laboratorio preliminares indican que las pruebas con petróleos vivos se traducirán en mejoras similares para los petróleos crudos parafínicos. En un estudio de laboratorio reciente se verificó el comportamiento de un petróleo crudo parafínico negro en una situación de aseguramiento del flujo hipotética. Los científicos de Oilphase-DBR asumieron que el petróleo ingresaba en una línea de conducción de 2 mi de largo y 6 pulgadas de diámetro interior, a una temperatura de 76.7°C y una presión de 3,170 lpc [21.9 MPa]. El régimen simulado de producción de petróleo fue de 5,000 bbl/d, y la temperatura del fondo marino de 18.3°C [65°F]. En este escenario, los ingenieros efectuaron pruebas de tasas de depositación para comparar el desempeño del petróleo STO con los petróleos vivos en el flujo laminar y en el flujo turbulento (próxima página, a la derecha). Los resultados demostraron que la despositación de cera es más lenta en el flujo turbulento, y que las 30. Zougari M, Hammami A, Broze G y Fuex N: “Live Oils Novel Organic Solid Deposition and Control Device: Wax Deposition Validation,” artículo SPE 93558, presentado en la 14a Muestra y Conferencia del Petróleo y el Gas de Medio Oriente de la SPE, Bahrain, 12 al 15 de marzo de 2005. 31. En mecánica de fluidos, el número de Reynolds es una relación adimensional existente entre las fuerzas inerciales y las fuerzas viscosas. Las condiciones de flujo turbulento existen cuando el número de Reynolds es superior a 3,000. 32. Akbarzadeh et al, referencia 5. 33. Amin A, Smedstad E y Riding M: “Role of Surveillance in Improving Subsea Productivity,” artículo SPE 90209, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Houston, 26 al 29 de septiembre de 2004.

Oilfield Review

Válvulas de control de flujo de alta presión

Celda de corte

Soporte de montaje mecánico Motor de CC de velocidad variable

Tasa total de depositación de cera, mg/m2s

Termocuplas multipunto

30 25

WDFL 24.5

20 15.5

15

9.2

10 5

3.3

0 STO, laminar

Carga

Cilindro de rotación interno

Salida de refrigerante

Depósito

Cartucho de calefacción eléctrica

Cilindro fijo externo

Petróleo

Entrada de refrigerante

Refrigerante

Descarga

> Ilustración y diagrama esquemático de la celda de depositación de sólidos vivos RealView. La celda puede alcanzar flujo turbulento y condiciones de cizalladura en la pared, que reflejan las observadas en las líneas de flujo (extremo superior). El eje interno, dentro de la celda, gira para crear el movimiento del fluido (centro). La temperatura de la pared y la presión del sistema pueden ser controladas por separado. La superficie de depositación y la rugosidad pueden modificarse mediante la inserción de camisas especiales. El depósito de cera aparece en la superficie del cilindro fijo (extremo inferior).

tasas de depositación de cera, con los petróleos vivos, son mucho más bajas que las observadas con el petróleo STO. Las tasas bajas de depositación de cera, observadas con los petróleos vivos, incidirían significa-

Invierno de 2007/2008

Celda RealView 23.7

STO, laminar

STO, turbulento

Petróleo vivo, laminar

Petróleo vivo, turbulento

> Comportamiento de la depositación de cera del petróleo crudo parafínico en el circuito WDFL y en el dispositivo RealView. Los ingenieros efectuaron las pruebas con petróleo muerto y petróleo vivo. En el flujo laminar, las tasas de depositación de cera con el petróleo muerto fueron esencialmente las mismas en el circuito WDFL y en la celda RealView. El flujo turbulento en la celda RealView redujo sustancialmente la tasa de depositación correspondiente al petróleo muerto. Las tasas de depositación correspondientes al petróleo vivo en el dispositivo RealView, fueron aún más bajas para ambos regímenes de flujo.

tivamente en el diseño hipotético de la tubería y la frecuencia de las operaciones de remoción de cera. Las simulaciones OLGA demostraron que la tubería de 2 mi de largo podía construirse con tubulares aislados con espuma en vez de utilizar un aislamiento en el que una tubería pasa por dentro de otra, generando un ahorro potencial de US$ 4 millones. En el contexto de la remediación de la línea de flujo, las mediciones tradicionales del circuito WDFL con el petróleo STO indicaron que sería necesario remover la cera cada dos semanas. Las simulaciones efectuadas con los datos de petróleos vivos anticiparon que la remoción de la cera sería necesaria una vez por año, lo que daría como resultado un ahorro operacional significativo. A medida que un campo produce, las propiedades del petróleo crudo suelen cambiar. Por ejemplo, cuando el gas condensado cae por debajo de la presión de saturación durante el proceso de agotamiento, la producción de condensado y la temperatura WAT pueden reducirse. En una acumulación composicionalmente gradada, la composición puede cambiar a medida que se producen los fluidos de regiones que se en contraban originalmente distantes del punto de muestreo inicial. El impacto sobre el aseguramiento del flujo puede ser significativo. Tradicionalmente, los ingenieros monitorean la evolución de las propiedades de los fluidos mediante el muestreo periódico de los separadores o la extracción de petróleo vivo cerca de los disparos, y la ejecución de pruebas de asegura-

miento del flujo en el laboratorio. En los campos marinos y de aguas profundas, este enfoque es costoso.33 Con la introducción de las terminaciones inteligentes, provistas de sensores que transmiten la temperatura, la presión y las tasas de flujo de fondo de pozo en tiempo real, el monitoreo de la producción se puede realizar en forma remota. Estas terminaciones incorporan además bombas y válvulas de control remoto que los ingenieros pueden utilizar para mitigar los problemas de aseguramiento del flujo. Se están desarrollando sensores químicos que pueden detectar cambios en la composición de los fluidos. Si se instalan en posiciones estratégicas en la terminación del pozo y a lo largo de una línea de conducción, los sensores proveerán datos en tiempo real para el monitoreo de la depositación de sólidos, las tasas de corrosión y las propiedades reológicas. Como resultado, sólo se efectuarán intervenciones con fines de muestreo o remediación cuando sea necesario. Hoy, las técnicas de muestreo y análisis de fluidos han avanzado hasta un punto en que se aplican estándares consistentes desde el análisis DFA y la caracterización de yacimientos, hasta el muestreo y el análisis de laboratorio, e incluso hasta la inspección de la producción. Este enfoque integrado será cada vez más valioso para los ope ra dores que deben tomar decisiones de exploración, desarrollo y producción de yacimientos, particularmente en áreas remotas y de alto riesgo. —EBN

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