60 Oilfield Review

Avances en las mediciones de las propiedades de los fluidos

Soraya BetancourtCambridge, Massachusetts, EUA

Tara DaviesRay KennedyEdmonton, Alberta, Canadá

Chengli DongSugar Land, Texas, EUA

Hani ElshahawiShell International Exploration and ProductionHouston, Texas

Oliver C. MullinsJohn NighswanderHouston, Texas

Michael O’KeefeHobart, Tasmania, Australia

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Gretchen Gillis y Don Williamson, Sugar Land,Texas; y a Lisa Stewart, Cambridge, Massachusetts.CHDT (Probador de la Dinámica de la Formación de PozoEntubado), 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.

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.

El descubrimiento de una acumulación de petró-leo o gas suscita de inmediato la formulación deinterrogantes acerca de su viabilidad económica.Los operadores quieren saber la extensión del ya-cimiento, los tipos de fluidos que serían produci-dos, los regímenes de producción esperados, y porcuánto tiempo podría mantenerse la producción.El análisis de fluidos es una parte crítica del pro-ceso por el cual los ingenieros realizan la caracteri-zación de yacimientos, determinan la arquitecturadel yacimiento y deciden si una acumulación depetróleo o gas amerita ser de sarrollada. Las mues-tras de alta calidad son esenciales, porque losdatos erróneos podrían llevar a los ingenieros ainterpretar equívocamente los parámetros de pro-

ducción, tales como el volumen de drenaje, lastasas de flujo, las reservas, y el diseño de las ter-minaciones de los pozos y de las instalaciones desuperficie. Claramente, los datos de fluidos pobreso engañosos pueden producir un impacto finan-ciero negativo severo.

Si el análisis del yacimiento resulta positivo,los ingenieros comienzan a diseñar un sistema deproducción que transportará eficientemente susfluidos, desde la formación hasta los pozos, laslíneas de flujo, las instalaciones de producción ymás allá de éstas. Durante este viaje, los fluidosdel yacimiento experimentan cambios en lastemperaturas y presiones que difieren considera-blemente de sus condiciones locales iniciales.

1. Ratulowski J, Amin A, Hammami A, Muhammed M yRiding M: “Flow Assurance and Subsea Productivity:Closing the Loop with Connectivity and Measurements,”artículo SPE 90244, presentado en la Conferencia yExhibición Técnica Anual de la SPE, Houston, 26 al 29 de septiembre de 2004.

2. Para obtener más información sobre las técnicas deremoción de incrustaciones, consulte: Crabtree M,Eslinger D, Fletcher P, Miller M, Johnson A y King G: “La lucha contra las incrustaciones: Remoción yprevención,” Oilfield Review 11, no. 3 (Otoño de 1999): 30–49.

>Diagrama de fases de un petróleo típico del sector de aguas profundas del Golfode 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 bordesde 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 delpetróleo a medida que atraviesa el límite del punto de burbujeo (rojo).

Cera

Hidrato

Punto de burbujeo

Yacimiento

16,000

14,000

12,000

10,000

8,000

6,000

4,000

2,000

00 50 100 150

Temperatura, °F

Pres

ión,

lpc

200 250 300

Asfalteno

Líneade flujo

Invierno de 2007/2008 61

Estas variaciones pueden inducir cambios en elestado físico de los fluidos, que inhibirían o inte-rrumpirían la producción si no fuesen comprendidosantes de diseñar los tubulares y las instalaciones defondo y superficie. Por lo tanto, para determinarcómo responderán los fluidos a las condiciones deproducción, es probable que los ingenieros quieranrecolectar y analizar muestras de fluidos de cadacapa potencialmente productiva del yacimiento.

Tradicionalmente, las muestras de fluidos sonrecolectadas y enviadas a laboratorios auxiliarespara ser sometidas a pruebas, proceso que retardael acceso a los datos e interfiere con la capacidadde un operador para tomar decisiones de desarro-llo a su debido tiempo. Hoy se dispone de herra-mientas de muestreo y pruebas de formaciónsofisticadas, que permiten recolectar los datos enetapas tempranas del proceso de exploración,incluyendo la capacidad para efectuar la caracte-rización de las propiedades de los fluidos de yaci -mientos Fluid Profiling en el fondo del pozo y entiempo real, y la cuantificación de su variación.Esta tecnología otorga a los operadores la capaci-dad para evaluar el yacimiento mientras la herra-mienta de muestreo se encuentra en el pozo, yadquirir datos adicionales si el grado de comple-jidad del yacimiento es mayor que el estimadopreviamente. Además, los ingenieros y los espe-

cialistas en propiedades de los fluidos puedendeterminar mejor dónde y cuándo extraer lasmuestras y cuántas muestras recolectar. Como re -sultado, la calidad de las muestras de fluidos lle-vadas a la superficie mejora sustancialmente.

En el laboratorio, los ingenieros químicosdeterminan las composiciones de los fluidos, lastemperaturas y presiones a las que se producenlas transiciones de fases, y la forma en que secomporta cada fase en función de la temperaturay la presión. La caracterización precisa de los flui-dos y el conocimiento del comportamiento de larelación presión-volumen-temperatura (PVT), soncruciales para la toma de decisiones apropiadas yeconómicamente eficaces sobre la planeación ylas operaciones de construcción, producción ymonitoreo de pozos. Cuando el estudio PVT ini-cial y el modelado termodinámico identifican uncomportamiento de fases no estándar (tal como lasemulsiones, la preci pitación de cera o asfaltenos,los hidratos y la acumulación de incrustaciones),suelen efectuarse pruebas especiales para com-prender mejor el comportamiento de los fluidos deyacimientos. Todas estas actividades correspondenal ámbito general de lo que se conoce como asegu-ramiento del flujo.

Frente a los problemas potenciales de asegu-ramiento del flujo, los ingenieros cuentan con

diversas alternativas para mitigar o prevenir lasdificultades.1 Estos métodos incluyen el manejotermal (circulación de fluido caliente, calefac-ción y aislamiento eléctricos), el manejo de lapresión (bombeo, sobrecompresión y purga), ylos tratamientos químicos. Estas técnicas ajustanel trayecto que experimentan los hidrocarburosdurante la producción en el plano presión-tempe-ratura o, en el caso de los tratamientos químicos,alteran la composición de los fluidos para evitarcambios de fases o dispersar las partículas desólidos cuando se produce la precipitación. Ade-más, existen técnicas de remediación física,tales como el método de limpieza con taco, diabloo pistón rascador, limpieza por chorro y corte.2

A medida que las compañías de E&P alcanzanambientes de producción cada vez más remotos,particularmente el área de aguas profundas, el ase-guramiento del flujo adquiere una importanciacrítica. Los fluidos de yacimientos de aguas profun-das siguen un trayecto PVT tortuoso desde laformación hasta la instalación de producción, loque aumenta la probabilidad de que se entorpez cael aseguramiento del flujo (página anterior). El ase-guramiento del flujo también pue de constituir unapreocupación en los ambientes árticos, donde lasdiferencias de temperatura entre el yacimiento ylas instalaciones de superficie pueden ser extremas.

Condensado

Petróleo medio pesado

Agua

Hidrocarburos

45

40

50

60

70

80

90

403530

454035302520151050

252015105

54

32

10

0

El conocimiento preciso del comportamientoPVT es vital porque los problemas asociados conlos fluidos de yacimientos en estas localiza -ciones remotas, podrían amenazar la viabilidadeconómica de un proyecto.

Este artículo describe los roles de la quí-mica, la geología y la termodinámica durante losestudios de caracterización de yacimientos yaseguramiento del flujo realizados en la localiza-ción del pozo y en el laboratorio. Se presentanademás dos estudios de casos de campos pe -troleros marinos que demuestran cómo estasactividades benefician el diseño y las operacio-nes de terminación de pozos.

Muestreo de los fluidos de yacimientosLos científicos e ingenieros de diversas discipli-nas utilizan los datos de muestras de fluidos a lahora de tomar decisiones relacionadas con eldesarrollo de los yacimientos. Por ejemplo, losingenieros de yacimientos utilizan los datos paradeterminar la arquitectura del yacimiento, esti-mar las reservas, realizar cálculos de balances demateriales y analizar el flujo de fluidos en me diosporosos. Los geólogos necesitan infor maciónexacta para efectuar correlaciones de yacimientosy estudios geoquímicos. El personal de refinacióny mercadeo toma las decisiones relacionadascon el rendimiento y el valor de los productos. Sise utilizan datos erróneos, podrían producirseconsecuencias imprevistas y costosas durante laproducción.3

Una amplia diversidad de comportamientosde los fluidos puede incidir en un programa demuestreo y análisis. Un sistema de fluidos deyacimientos puede ser catalogado de maneraaproximada por el comportamiento de sus fasesvapor-líquido; las clasificaciones abarcan desdeel gas seco, gas húmedo y gas retrógrado hasta elpetróleo volátil, petróleo negro o petróleo pesado(derecha).4 Otra consideración es el com por -tamiento de los hidrocarburos en fase sólida. Laformación de cera e hidratos es inducida pre -dominantemente por una declinación de latem peratura, y las reducciones de la presión o lamezcla de fluidos generalmente hacen que losas faltenos se separen de la solución (próximapágina, arriba).5

Los ingenieros recolectan muestras de aguade formación para determinar si se formaránacumulaciones de calcita, barita o halita dentrode las líneas de flujo. Las sustancias corrosivas ytóxicas, tales como el dióxido de carbono [CO2]y el ácido sulfhídrico [H2S], deben ser detecta-das y medidas porque inciden en la selección dela aleación de los tubulares y en el diseño de los

sistemas de seguridad y medioambiente, desdeel cabezal del pozo hasta la instalación de super-ficie. El pH del agua también es un parámetroimportante que rige la acumulación de incrusta-ciones y la corrosión, y puede ser medido en elfondo del pozo para evitar incertidumbres.6

Otra preocupación es la variabilidad de lacomposición de los fluidos de yacimientos dentrode un campo o de una formación. Los yacimientosde petróleo pueden estar conformados por com-partimientos aislados entre sí. Los elementos deflujo independientes pueden tener un impacto

enorme sobre la capacidad de un operador paradrenar el yacimiento. A modo de analogía, consi-deremos que un compartimiento de un yacimientoes como una esponja. Al igual que una esponjacon su estructura de celdas abiertas, todo el con -tenido puede ser drenado con un solo agujero opozo. Siguiendo con la analogía, los comparti-mientos independientes de un yacimiento sonsimilares a un rollo de material plástico de bur-bujas; un sistema de celdas cerradas a través delcual el contenido de una burbuja no puede fluirhacia otra. Si se perfora un solo agujero a través

62 Oilfield Review

>Diagrama generalizado de la presión en función de la temperatura (PT) paralos fluidos de yacimientos. El diagrama contiene dos regiones principales:monofásica (verde a naranja) y bifásica (beige). El límite entre estas regionesse denomina envolvente de saturación; posee tres rasgos principales. La curvadel punto de burbujeo es la porción en la cual el gas comienza a separarsedel líquido. La curva de rocío es el segmento en el cual comienza a conden -sarse el líquido a partir del gas. El punto crítico es la localización en la que seunen ambas curvas. La cricondenterma indica la temperatura más elevadade la envolvente de saturación, y la cricondenbar es la presión más elevadade la envolvente de saturación. Los fluidos de yacimientos se clasifican deacuerdo con su comportamiento en el yacimiento y durante la producción enel esquema PT. El gas seco no ingresa en la región bifásica en ningún puntodel trayecto PT de producción. El gas húmedo se mantiene como sistemamonofásico en el yacimiento, sin importar el agotamiento de la presión; sinembargo, durante la producción, atraviesa la curva del punto de rocío y formauna fase líquida. El gas retrógrado reside en la región monofásica, a tempe -raturas que oscilan entre el punto crítico y la cricondenterma. Durante elagotamiento de la presión, a temperatura de yacimiento, se forma líquido enel yacimiento en sí, que persiste a lo largo de todo el trayecto PT de produc -ción. El petróleo volátil reside en la región monofásica, justo a la izquierda delpunto crítico. La liberación del gas se produce conforme el fluido atraviesa lacurva del punto de burbujeo durante la operación de producción. El petróleonegro existe en la región monofásica a temperaturas de yacimiento conside -rablemente más bajas que el punto crítico. Durante el proceso de producciónse libera gas, pero su proporción relativa es pequeña si se compara con ladel petróleo volátil. El petróleo pesado es un subconjunto del petróleo negroque contiene cantidades muy bajas de gas, y la fase líquida se componepredominantemente de componentes con alto peso molecular.

Petróleo

Gas

50%

Puntocrítico

40%

Cricondenbar

Cric

onde

nter

ma

20%

10%

5%

Temperatura

Campo gasíferocon condensación

retrógrada

Campo gasíferocon condensación

no retrógrada

Campo petrolerocon gas disuelto

0%

Cur

va de

l pun

to d

e ro

cíoPres

ión Curv

a del punto de burbujeo

Petróleo y gas

Invierno de 2007/2008 63

del rollo, el drenaje se produce solamente desdelas celdas penetradas. El rollo de material plás ti co de burbujas se encuentra, por ende, intensamen tecompartimentalizado.

Una consideración adicional es la existenciade variaciones composicionales significativas delos hidrocarburos, tanto en sentido vertical comolateral, dentro de un compartimiento. La grada-ción composicional es causada a menudo poracción de la gravedad, o las fuerzas inestables dela biodegradación, los gradientes de tempera-tura, la carga actual, la historia de carga o laslutitas incompetentes que actúan como sellos.7

La magnitud de la variación composi cional puedevariar en forma considerable, dependiendo de lahistoria geológica y geoquímica del yacimiento(abajo).8

Cuando existe compartimentalización delyacimiento, gradación composicional, o ambosfenómenos, es de vital importancia contar conun programa de muestreo de fluidos técnica-mente robusto. Las propiedades del sistemaroca-fluido inciden en la capacidad para recolec-tar muestras de fluidos representativas. Larecolección de muestras requiere el flujo defluido hacia el pozo, lo que ocurre solamentecuando la presión de flujo del pozo es menor quela presión de la formación. No obstante, si lapresión de flujo cae por debajo de la presión desaturación del fluido, tendrá lugar la formaciónde una fase gaseosa (en el caso del petróleovolátil o negro) o una fase líquida (en el caso del

3. Nagarajan NR, Honarpour MM y Sampath K: “Reservoir-Fluid Sampling and Characterization—Key toEfficient Reservoir Management,” Journal of PetroleumTechnology 59, no. 8 (Agosto de 2007): 80–91.

4. McCain WD Jr: “The Five Reservoir Fluids,” in TheProperties 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:

Problemáticos pero ricos en potencial,” Oilfield Review19, 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 BerrimA: “Downhole pH as a Novel Measurement Tool inFormation 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 FieldPVT Variations Along the Hydrocarbon Column andConfirmatory Field Tests,” Journal of PetroleumTechnology 40, no. 1 (Enero de 1988): 83–88.

8. Ruiz-Morales Y, Wu X y Mullins O: “Electronic AbsorptionEdge of Crude Oils and Asphaltenes Analyzed byMolecular Orbital Calculations with Optical Spectroscopy,”Energy & Fuels 21, no. 2 (2007): 944–952.

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

Asfalteno Cera

Incrustación inorgánica Hidrato

>Muestras de petróleo crudo extraídas de una sola columna de petróleo en un yacimiento. El cambio de color continuo es una ilustración vívida de lagradación composicional. (La fotografía es cortesía de Shell.)

Incremento de la profundidad

gas retrógrado) (arriba). La movilidad relativade cada fase de fluido es diferente; debido a queel flujo es desigual, la composición del fluido quesale de la formación no será la misma que la delfluido en el yacimiento. Este efecto puede mini-mizarse o eliminarse mediante un muestreo convalores de tasas de flujo y diferenciales de pre-sión lo más bajos posibles.

Finalmente, las mediciones precisas de latemperatura del yacimiento son vitales. Erroresde unos pocos grados, introducidos durante laspruebas PVT, pueden traducirse en interpretacio-nes falsas. Por ejemplo, lo que es condensado enla formación puede comportarse como un petró-leo volátil a una temperatura de laboratorio inco-rrecta. Este error podría generar costosos erroresde diseño de las instalaciones de producción.

Existen dos métodos principales de adquisi-ción de muestras de hidrocarburos; el muestreode fondo de pozo y el muestreo de superficie. Elmuestreo de fondo de pozo implica la bajada deuna herramienta de muestreo con una sarta DST,con cable o con línea de acero, hasta la zona ozonas productivas. En un agujero abierto, elmuestreo puede efectuarse utilizando el Proba-dor Modular de la Dinámica de la Formación(MDT) y la herramienta Quicksilver Probe parael muestreo guiado del fluido de yacimientopuro. Los dispositivos de muestreo en pozo entu-bado incluyen el Probador de la Dinámica de laFormación de Pozo Entubado CHDT, el tomador

de muestras de yacimientos monofásicos (SRS) yla herramienta de muestreo SCAR.9 El muestreode superficie, que se efectúa con más frecuenciaen el separador bajo condiciones de flujo esta-bles, consiste en recolectar muestras de gas ylíquido. Los ingenieros pueden adquirir mues-tras de superficie durante las etapas deexploración si no se dispone de métodos defondo de pozo, y pueden seguir adoptando esteprocedimiento a lo largo de toda la vida produc-tiva de un pozo para monitorear la evolución delas propiedades de los fluidos.10

Las muestras de fluidos de fondo de pozodeben ser extraídas de localizaciones que proveanla información más relevante para la toma dedecisiones. Para ello, las herramientas actuales demuestreo y pruebas incluyen un arreglo de instru-mentos que pueden efectuar el análisis de fluidosde fondo de pozo (DFA). Las herramientas DFAproveen mediciones de las propiedades de losfluidos en tiempo real y en condiciones de yaci-miento, lo que permite que los ingenieros analicenlas muestras antes de que sean recolectadas.

Los métodos DFA abarcan la espectroscopíade absorción óptica en sitio, la reflectancia óptica,la fluorescencia y algunas mediciones no ópti-cas, incluyendo la densidad, la viscosidad y elpH. El espectrómetro opera en el rango visible ocercano al infrarrojo; con longitudes de ondaque oscilan entre 400 y 2,100 nm. Los espectrosse registran en tiempo real, revelando las pro-

porciones de metano [C1], etano a pentano[C2–5], hexano y más pesados [C6+], y las fraccio-nes de CO2, además de una estimación de larelación gas/petróleo (GOR). Adicionalmente,las diferencias existentes entre los espectros defluidos de yacimientos y fluidos de perforaciónindican el nivel de contaminación de la muestra.11

Las mediciones de fluorescencia de fondo depozo proveen información de las fases de los flui-dos, que resulta especialmente útil para loscondensados retrógrados y los petróleos volátiles.12

La fluorescencia es además sensible a la forma-ción de líquido en un gas condensado, cuando lapresión de flujo cae por debajo del punto derocío, lo que permite que los ingenieros especia-listas en operaciones de muestreo monitoreen laseparación de las fases de los fluidos en tiemporeal, y asegura la recolección de muestras mono-fásicas representativas (abajo).13

La caracterización de fluidos de yacimientosFluid Profiling con el analizador DFA, permitediagnosticar la gradación composicional y ayuda aidentificar los compartimientos del yacimiento.

64 Oilfield Review

>Efectos de la declinación de la presión durante el muestreo del fluido de ya -cimiento. Si la presión del yacimiento cae por debajo del punto de burbujeodurante el muestreo de petróleo, se producirá la separación del gas, creán do -se un sistema bifásico (extremo superior). De un modo similar, si el yaci mientocontiene gas retrógrado, se formará líquido si la presión del yacimiento caepor debajo del punto de rocío. Cuando se producen cambios de fase en elyacimiento, la fase con alto grado de movilidad fluye preferentemente debidoa los efectos de la permeabilidad relativa y, en ese caso, la muestra es norepresentativa. Si la presión del yacimiento se mantiene por encima del puntode burbujeo o el punto de rocío durante el muestreo, se preserva el compor ta -miento monofásico y se asegura la recolección de una muestra representativa(extremo inferior).

Pres

ión

Presión delyacimiento

Fluido original del yacimiento

Fluido original del yacimiento

Punto de burbujeoPresión de flujo del pozo

Gas libre

Muestra representativa monofásica

Pres

ión

>Diagrama esquemático de un Probador Modularde la Dinámica de la Formación MDT, utilizandola herramienta Quicksilver Probe para la extrac -ción guiada (focused) del fluido de yacimiento. La probeta de muestreo guiado se fija contra lapared del pozo con el fin de extraer los fluidos deformación para la caracterización y la recolec ciónde muestras Fluid Profiling. Los Analizadores deFluidos Vivos LFA de fondo de pozo, proveenmediciones cuantitativas y en tiempo real de ladensidad, la viscosidad, el GOR, la composición delos hidrocarburos y el pH del agua de formación.

Flujo dela muestra

Cartucho de energía

Módulo de botellas para muestras

Módulo de bombeo (muestra)

Analizador de fluidos LFA (muestra)

Módulo hidráulico

Probeta de muestreo guiado

Analizador de fluidos LFA (descarte)

Módulo de bombeo (descarte)

Flujo dedescarte

Invierno de 2007/2008 65

Por ejemplo, la presencia de cambios abruptos enla composición del fluido o en el GOR entre dis -tintas zonas de un solo pozo o entre pozos vecinos,puede indicar la existencia de compartimentali-zación. Para confirmar que las diferencias per -cibidas en las propiedades de los fluidos sonverdaderamente significativas, los ingenierosdeben considerar primero las incertidumbres aso-

ciadas con las mediciones. Un método recientepara evaluar las incertidumbres es el algoritmo decomparación de fluidos (FCA).14 El algoritmo FCAutiliza modelos paramétricos para estimar el GORy las incertidumbres asociadas con la coloracióncomo una función de la variabilidad de las medi-ciones de la densidad óptica (σε) y la contamina-ción del lodo (ση). El algoritmo compara las

mediciones obtenidas de dos fluidos y calcula laprobabilidad de que las diferencias sean estadís-ticamente significativas. Cuando el resultado delalgoritmo FCA indica que los fluidos son diferen-tes, se justifica la adquisición de muestras paraun análisis detallado en la superficie. El siguienteestudio de un caso práctico demuestra cómo losingenieros emplean el análisis DFA y el algoritmoFCA para caracterizar un yacimiento y determi-nar las localizaciones de muestreo.

Muestreo y caracterización de yacimientos en una acumulación de aguas profundasEn un pozo de exploración de aguas profundas,Shell empleó el análisis DFA y FCA en tiempo realpara caracterizar la arquitectura del yacimientoy decidir dónde recolectar muestras de fluidos.15 Amedida que el arreglo MDT descendía por el pozo,los espectrómetros medían el GOR en diversas lo-calizaciones (izquierda). Sobre la base del análi-sis FCA, se recolectaron muestras de fluidos en 10profundidades diferentes. El análisis reveló varia-ciones significativas en la composición del fluidode ya ci miento, que pasaba de gas seco y gasescondensados en el tope a petróleos negros con re-laciones GOR diferentes en la base. En la base dela columna de petróleo, el GOR variaba gradual-mente con la profundidad en la arenisca inferior,indicando un gradiente de composición de fluido.Además se detectaron inversiones del GOR entrela arenisca superior e inferior, lo que sugiere lapresencia de barreras para el flujo y una estruc-tura de yacimiento compleja.

El análisis DFA y FCA indicó una probabilidadmayor al 99% de que los fluidos presentes porencima y por debajo de la inversión pertenecían acompartimientos diferentes. Una dis continuidaden la presión entre los compartimientos, con-firmó la falta de comunicación hidráulica.

>Sección del yacimiento (izquierda) y mediciones del GOR obtenidas con elanalizador DFA en tiempo real (derecha) de los fluidos de yacimiento en unpozo de exploración de aguas profundas. Existe buena concordancia entre losvalores del GOR y la estructura del yacimiento. El análisis FCA sugirió las po -siciones para el muestreo de fluidos (puntos azules, a la derecha). Los fluidosdel yacimiento varían significativamente de gas seco (Fluidos A y B) y gasescondensados (Fluido C), en el tope, a petróleos negros con diferentes rela cio -nes GOR (Fluidos D a J inclusive) en la base. En la base de la columna depetróleo (Fluidos H, I y J), las variaciones del GOR indican un gradiente decomposición de fluidos suave. Por otro lado, entre los Fluidos E y F es evidentela presencia de una inversión del GOR; el Fluido F es más profundo que elFluido E, pero posee un GOR más alto. Una inversión similar se produce entrelos Fluidos G y J, lo que sugiere una estructura de yacimiento compleja conuna potencial barrera para el flujo en la estación de muestreo J.

Sello

Sello

Sección del yacimiento

Agua Gas rico y condensadoPetróleo

0

B

CDE

F GJH

I

500

100 1,000

Profundidad, pies

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

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

Gas seco

A

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 WirelineTesting 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, RylanderE y Van Dusen A: “Cuantificación de la contaminaciónutilizando el color del crudo y del condensado,” OilfieldReview 13, no. 3 (Invierno de 2001/2002): 24–43.Quicksilver Probe: Akkurt, R, Bowcock M, Davies J, DelCampo 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 delpozo,” 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, ElshahawiH, Gómez JR, Saeedi J, Young C, Pinguet B, Swainson K,Takla E y Theuveny B: “Nuevos alcances en pruebas depozos,” Oilfield Review 19, no. 1 (Verano de 2007): 44–59.

10. Para obtener más información sobre muestreo desuperficie, consulte: Aghar et al, referencia 9.

11. Para obtener más información sobre métodos DFAópticos, consulte: Betancourt S, Fujisawa G, Mullins OC,Carnegie A, Dong C, Kurkjian A, Eriksen KO, Haggag M,Jaramillo AR y Terabayashi H: “Análisis dehidrocarburos 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 WirelineFluid Sampling,” Oilfield Review 10, no. 3 (Otoño de1998): 26–41.Dong C, Hegeman PS, Carnegie A y Elshahawi H:“Downhole Measurement of Methane Content and GORin 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 ofDownhole Measurement of Crude Oil Composition andFluorescence,” artículo SPE 87011, presentado en la

Conferencia Técnica de la Región del Pacífico Asiáticode la SPE sobre Modelado Integrado para el Manejo deActivos, Kuala Lumpur, 29 al 30 de marzo de 2004.

13. Dong CM, O’Keefe M, Elshahawi H, Hashem M, WilliamsS, Stensland D, Hegeman P, Vasques R, Terabayashi T,Mullins O y Donzier E: “New Downhole Fluid AnalyzerTool for Improved Reservoir Characterization,” artículoSPE 108566, presentado en la Conferencia del Petróleo yel Gas del Área Marina de Europa de la SPE, 4 al 7 deseptiembre de 2007.

14. Venkataramanan L, Weinheber P, Mullins OC, AndrewsAB y Gustavson G: “Pressure Gradients and FluidAnalysis as an Aid to Determining ReservoirCompartmentalization,” Transcripciones del 47oSimposio 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 andFluid Contacts through the Integration of Downhole FluidAnalysis with Geochemical and Mud Gas Analyses,”artículo SPE 109683, presentado en la Conferencia yExhibición del Petróleo y el Gas de la Región del PacíficoAsiático de la SPE, Yakarta, 30 de octubre al 1º denoviembre de 2007.

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2,750

2,800

2,850

2,900

2,950

3,000

3,050

3,100

3,150

5,500 Presión, lpc 6,000

0 Rayos gamma, API 150

Concentración relativa de metano

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

Incremento de lacontribución

de la cargatermogénica

0 2 4

–55 Metano δ13C, partes por mil –50

900 GOR, ft3/bbl 1,500

Arenisca superior

Arenisca inferior

JH

I

GF

Cont

amin

ació

n co

n lo

do a

bas

e de

ace

ite, σ

η

Densidad óptica, σε

0.10

0.09

0.07

0.08

0.06

0.05

0.04

0.03

0.02

0.01 0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

0.01 0.02 0.03 0.04 0.05 0.06 0.07 0.08 0.09 0.10

Fluidos G y H

P = 0.80

P = 0.99

P = 0.95

P = 0.90Fluidos G y J

Los especialistas en fluidos de las compañíasShell y Schlumberger exploraron la columna depetróleo en detalle, comparando el GOR con losregistros petrofísicos, los registros de presión deformación, y los registros indicadores de gas enel lodo, y efectuando el análisis FCA (abajo). Losregistros de rayos gamma y presión demostraronque la porción superior del petróleo reside en un

lóbulo de arenisca cuyos GOR y gradiente depresión son relativamente constantes. El restodel petróleo se encuentra en un lóbulo de are-nisca inferior, donde el GOR disminuye con laprofundidad. El registro de presión resultó con-sistente, indicando una diferencia significativaen la densidad del fluido entre los lóbulos supe-rior e inferior.

Los avances recientes en los registros indica-dores de gas en el lodo, proporcionaron a losingenieros otra herramienta para la detecciónen tiempo real de sellos y barreras de permea -bilidad, variaciones litológicas y contactos defluidos.16 Los gases recolectados en la superficiedurante las operaciones de perforación, o sepa-rados de las muestras de fluidos, pueden seranalizados para determinar el contenido isotó-pico. La respuesta isotópica, δ13C, es el valor dela relación isotópica 13C/12C del metano de unamuestra con respecto a un estándar, expresadoen partes por mil. Si se grafican junto a un regis-tro estándar indicador de gas en el lodo, losvalores δ13C más grandes pueden indicar la exis-tencia de concentraciones más altas de gasbiogénico en el yacimiento. La tendencia de losvalores δ13C puede mostrar distribuciones demetano inestables, y una discontinuidad clarade la respuesta del isótopo de metano en el gaspresente en el lodo puede implicar la presenciade un sello.17 Los ingenieros observaron una dis-continuidad del valor δ13C a aproximadamente899 m [2,950 pies], lo que sugirió la presencia deuna barrera adicional para el flujo. El análisisFCA proporcionó la confirmación pertinente,calculándose una probabilidad del 95 al 99% deque los fluidos presentes por encima y pordebajo de la discontinuidad fueran disímiles yprovinieran de compartimientos diferentes sincomunicación alguna.

El descubrimiento de los compartimientos defluidos en este campo de aguas profundas condujoa los ingenieros de Shell a ajustar sus modelos deyacimientos y la planeación de sus desarrollos.La compartimentalización de los yacimientosincrementa la complejidad y el costo del diseñoporque los ingenieros deben tratar cada zonapor separado. Los pronósticos de producción, loscálculos de reservas y los esquemas de recupe -ración mejorada se volvieron proporcionalmentemás complejos.

El conocimiento regional mejorado de la ar -quitectura del subsuelo incidió en las decisionesa corto plazo, relacionadas con los objetivos depozos de re-entrada. Desde la localización delpozo, Shell dedujo además que la gradación com -posicional presente en el yacimiento in fe riorprobablemente se extendía hacia abajo de la zonapenetrada; como resultado, se alteraron los pla-nos de las instalaciones de producción paraanticipar una reducción del GOR con el tiempo.

El acceso a los análisis de fluidos en tiempo realpermitió a Shell tomar decisiones en etapas muchomás tempranas acerca del desarrollo del campo yaceleró el proyecto en al menos seis meses. Con losprecios actuales del petróleo, el tiempo ahorradoimplicó cientos de millones de dólares.

66 Oilfield Review

>Presentación de registros expandidos y análisis FCA de una columna de petróleo en la base de unyacimiento de aguas profundas. La correlación del registro GOR (extremo superior izquierdo) con elregistro de rayos gamma (verde, extremo superior central ), revela que los Fluidos F y G provienen deuna arenisca dada, y los Fluidos J, H e I residen en otra arenisca. En la arenisca superior, los FluidosF y G poseen el mismo GOR, mientras que en la arenisca inferior, los Fluidos J, H e I exhiben una re -ducción del GOR con la profundidad. Las densidades de los fluidos, obtenidas de los gradientes depresión (azul), revelan dos características principales: una inversión de la densidad del fluido entrelos Fluidos G y J, y un incremento gradual de la densidad entre el Fluido J y el Fluido I. Esto es indi ca -tivo de la falta de comunicación vertical entre la arenisca superior y la inferior. El registro indicadorde gas en el lodo (extremo superior derecho) ofrece evidencias comprobatorias adicionales. En laprofundidad del Fluido J, el valor δ13C (rojo) cae en forma abrupta y aumenta gradualmente con laprofundidad. La concentración relativa de metano (azul) también fluctúa abruptamente en el Fluido Jy luego se reduce gradualmente con la profundidad; una característica consistente con el incrementode la densidad del fluido. La confirmación final resultó de la aplicación de la técnica FCA (extremoinferior). El algoritmo FCA genera un número que representa la probabilidad de que dos fluidos seanestadísticamente diferentes. A medida que las incertidumbres asociadas con las mediciones (σ) sereducen, la seguridad en la calidad de los datos aumenta. Por lo tanto, los valores σ bajos indicanuna 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 serdiferente del Fluido J, y una probabilidad del 95% de ser diferente del Fluido H. El descubrimiento dela compartimentalización del yacimiento condujo a Shell a re-evaluar el campo y efectuar ajustesestratégicos significativos en el desarrollo de los yacimientos.

Invierno de 2007/2008 67

Preparación de los fluidos de laboratorio y cadena de custodia de las muestrasEl estudio del caso práctico precedente de mues -tra el grado considerable de esfuerzo y cuidadoque ejercen los ingenieros durante el muestreo. Sinembargo, el ambiente riguroso del fondo del pozoy la naturaleza de las operaciones de pozos pue-den hacer que el equipo DFA, los dispositivos demuestreo y el análisis subsiguiente se ensucien,presenten fallas y otras imprecisiones.

Los ingenieros de Schlumberger abordaroneste problema mediante la implementación de unprocedimiento de cadena de custodia, conceptoextraído de la ciencia forense.18 La evidencia deberecorrer el trayecto entre la escena del crimen y

la sala del tribunal de manera validada y segura;de lo contrario, es probable que el tribunal no lasacepte. De un modo similar, los químicos de un la-boratorio de pruebas remoto deben poder deter-minar si se ha preservado la composición químicade una muestra de campo. El método DFA proveeuna forma conveniente de establecer una cadenade custodia para las muestras de fluidos porquelos químicos tienen la oportunidad de compararlos datos analíticos adquiridos en el fondo delpozo con los de las muestras correspondientesque llegan al laboratorio.

En el campo, después de recuperar las herra-mientas, los ingenieros remueven las muestrasde fluidos de yacimientos. En este momento, sepuede disponer de un sistema de análisis de flui-dos de pozo en sitio PVT Express para obtenermediciones preliminares que determinen si laspropiedades de la muestra recolectada coinci-den con las medidas por las herramientas DFA.19

Si no se dispone del análisis en sitio o se requie-ren pruebas más sofisticadas, las muestras sonenviadas a un laboratorio de pruebas remoto enlas botellas para muestras originales, o se trans-fieren a un contenedor de transporte aprobado.Cuando las muestras de fluido llegan al laborato-rio de Schlumberger, los químicos restituyen elfluido contenido en el contenedor de muestras ala temperatura y presión originales y dejan queel fluido se equilibre mediante su agitación con-tinua durante un total de hasta cinco días. El

proceso de restitución tiene como objetivo redi-solver las partículas precipitadas de asfaltenos ycera, garantizar un fluido homogéneo en todo elcilindro para muestras y proveer un fluido repre-sentativo monofásico para las pruebas.

El espectro visible cercano al infrarrojo (IR)es una marca efectiva de un hidrocarburo.20 El es-pectrómetro DFA realiza el análisis de la muestraen el momento en que se obtiene la muestra decrudo, proveyendo una medición directa de laspropiedades de los fluidos bajo condiciones defondo de pozo. En el laboratorio, los químicos ob-tienen la misma medición con un espectrómetrode investigación a la temperatura y presión defondo de pozo. Las diferencias entre el espectroDFA y el espectro del laboratorio pueden indicarque se ha comprometido la muestra de laborato-rio. Por ejemplo, si la concentración de metano esinferior en el espectro del laboratorio, puede ha-berse producido una fuga de la botella para mues-tras o un error de transferencia del fluido duranteel muestreo o el transporte hasta el laboratorio.Los ejemplos que se presentan a continuaciónilustran la técnica de la cadena de custodia.

El primer ejemplo corresponde a una mues-tra de fluido obtenida de un campo petroleromarino. Existe excelente concordancia entre elespectro del fondo del pozo y el espectro del la -boratorio (arriba). Esto indica que la muestraestá bien preservada y resulta apta para estudiosde laboratorio ulteriores.

16. Venkataramanan L, Elshahawi H, McKinney D, FlanneryM, Hashem M y Mullins OC: “Downhole Fluid Analysisand Fluid Composition Algorithm as an Aid to ReservoirCharacterization,” artículo SPE 100937, presentado en laConferencia y Exhibición del Petróleo y el Gas de laRegión 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 GasIsotope Data with Field Appraisal at Horn MountainField, Deepwater Gulf of Mexico,” AAPG Bulletin 86, no. 13 (2002): suplemento.

18. Betancourt SS, Bracey J, Gustavson G, Mathews SG yMullins O: “Chain of Custody for Samples of Live CrudeOil Using Visible Near-Infrared Spectroscopy,” AppliedSpectroscopy 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.

> Investigación de la cadena de custodia de una muestra de petróleo crudo válida. Los ingenieros químicos comparan el espectro visible cercano al in -frarrojo 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 laborato rio(azul). La regresión de los datos (derecha) de las densidades ópticas LFA versus las densidades ópticas del laboratorio muestra una concordancia exce -lente, 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.

0.9

1.0

0.8

0.7

0.6

0.5

0.4

0.3

0.2

0.1

0.0

-0.11,000 1,100 1,200 1,300 1,400 1,500

Longitud de onda, nm

1,600 1,700 1,800 1,900 2,000

Dens

idad

ópt

ica

Muestra de laboratorioAnalizador LFA

Densidad óptica derivada del laboratorio

Dens

idad

ópt

ica

LFA

1.5

1.0

0.5

0

0 0.5 1.0 1.5

X = YRegresión de los datos

1,6001,920 1,445

1,6711,290

1,725

1,070

El segundo ejemplo corresponde a otra mues-tra de un campo petrolero marino (arriba). Elespectro del fondo del pozo y el espectro del la -boratorio exhiben buena concordancia general;sin embargo, existen diferencias sutiles a unalongitud de onda por encima de unos 1,600 nm.Los ingenieros químicos investigaron las diferen-cias espectrales con más detenimiento medianteel empleo de algoritmos para calcular las rela-ciones GOR y las probabilidades de similitudentre las dos muestras.21 Los cálculos demostra-ron que el GOR, obtenido del espectro del fondodel pozo, es decir 103.3 m3/m3 [580 pies3/bbl], erasignificativamente más alto que el del espectrodel laboratorio, de 57.0 m3/m3 [320 pies3/bbl].Esta diferencia correspondía a una probabilidaddel 93% de que uno de los espectros (o ambos)fuera erróneo o que la muestra de laboratorioestuviera comprometida. Se requeriría unainvestigación adicional acerca de los procedi-mientos de superficie y del desempeño de lasherramientas DFA para utilizar esta muestra conseguridad en el laboratorio.

Técnicas de laboratorio para el aseguramiento del flujoEn el laboratorio, los ingenieros químicos deter-minan las composiciones de los fluidos y midenlas propiedades de los mismos relacionadas conel aseguramiento del flujo. Para el análisis com-

posicional, un volumen de fluido medido con pre-cisión es trans ferido isobárica e isotermalmentea un picnómetro para medir la masa y la densidad.Luego, el picnómetro se conecta a un instru-mento, en el que la muestra de petróleo se enfríahasta alcanzar la temperatura ambiente y se des-comprime. El volumen de gas liberado medianteeste procedimiento permite el cálculo del GOR.

Los ingenieros químicos emplean la técnicade cromatografía en fase gaseosa para determinarla composición de la fase vapor hasta C15+ y lacomposición de la fase líquida hasta C36+. La com-posición del pe tróleo crudo se calcula a través dela suma de las contribuciones individuales decada fase (próxima página, arriba). Este procedi-miento asegura que se disponga de unacomposición de fluido de yacimiento consistentepara las operaciones sub siguientes de caracteri-zación de las pro pie da des de los fluidos ysimulación de la producción del yacimiento.

La presión de burbujeo se determina me dian teuna prueba de expansión a composición cons-tante (CCE). Los técnicos colocan un volumenconocido de fluido equilibrado en una celda PVT atemperatura y presión de yacimiento (próximapágina, abajo). El fluido es inicialmente monofá-sico y la prueba comienza mediante la reducciónisoterma de la presión y el monitoreo del cambiode volumen del fluido. Finalmente, el fluido sesepara en dos fases. Las reducciones de la pre-

sión continúan en incrementos que oscilan entre100 y 500 lpc [0.69 y 3.45 MPa], las fases vapor ylíquido se equilibran en cada paso, y los volúme-nes de las fases se miden y grafican como unafunción de la presión. Para un petróleo negro, laintersección de las líneas monofásica y bifásicaen la gráfica PV define el punto de burbujeo.

El protocolo de pruebas de aseguramiento delflujo depende de la naturaleza del petróleo crudo.Por ejemplo, cuando los asfaltenos constituyenuna preocupación, las técnicas de investigaciónprincipales incluyen el análisis de saturados, aro-máticos, resinas y asfaltenos (SARA) y el procesode valoración en solvente parafínico con petróleomuerto.22 También es común medir la presión dela precipitación de asfaltenos en una muestra depetróleo vivo. Si las pruebas identifican un pro-blema de precipitación de asfaltenos, se efectúanestudios adicionales para mapear el diagrama defase de los asfaltenos y evaluar la efectividad delos aditivos químicos o los revestimientos como es-trategias de prevención.23

Los petróleos crudos parafínicos plantean di-ferentes desafíos de producción y transporte. Ladepositación de cera dentro de los tubulares y delas líneas de conducción reduce el área efectiva deflujo, lo que incrementa la caída de presión y causapotencialmente una obturación completa. Por lotanto, es importante comprender en forma exhaus-tiva el comportamiento del petróleo a lo largo de

68 Oilfield Review

> Investigación de la cadena de custodia de una muestra de petróleo crudo com prometida. Ambos espectros fueron medidos en condiciones de fondo depozo; 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 lamuestra 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, ladensidad óptica de la muestra de laboratorio es mayor que la medida con el analizador LFA. Estas diferencias también son visibles en la gráfica de re gre -sión lineal (derecha). La relación entre el metano y los picos de petró leo 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 poste riorpara poder confiar en esta muestra.

1,000 1,200 1,400 1,600 1,800 2,000

Longitud de onda, nm

1.6

1.4

1.2

1.0

0.8

0.6

0.4

0.2

0

Dens

idad

ópt

ica

Muestra de laboratorioAnalizador LFA

0 0.5 1.0 1.5

Densidad óptica derivada del laboratorio

1.5

0.5

0

1.0

Dens

idad

ópt

ica

LFA

X = YRegresión de los datos

1,600

1,671

1,820

1,280

1,445

1,725

1,070

Bombasde altapresión

Petró

leo

Solv

ente

Vista lateral

16,030

30

2,030

4,030

6,030

10,030

12,030

14,030

8,030

Pres

ión,

lpc

Volumen, cm3

25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75

Tres = 176°FT = 120°FT = 75°F

Mezclador magnético

Catetómetro

Invierno de 2007/2008 69

todo el trayecto de la variación de la presión enfunción de la temperatura, existente entre la for-mación y las instalaciones de producción. La tem-peratura es el parámetro predominante que afectala viscosidad del petróleo crudo parafínico, la re-sistencia de gel, el punto de escurrimiento, la cris-talización y la depositación de cera. Si bien lospetróleos muertos, tales como el petróleo en con-diciones de tanque (STO), pueden utilizarse paragenerar datos preliminares, es importante incluirlos petróleos vivos en el programa de pruebas por-que la presión y los gases disueltos pueden influirsignificativamente en la solubilidad de la cera.

El primer paso de la caracterización consisteen medir la cantidad de cera que puede precipi-tar y depositarse sobre una superficie sólida. Lafiltración de petróleos vivos y la cromatografíaen fase gaseosa a alta temperatura (HTGC) sonmétodos comunes para medir el contenido decera. El método HTGC es más valioso porqueprovee la composición de las n-parafinas connúmeros de carbono altos (desde C60 hastaC100); información que los ingenieros químicosingresan en los modelos termodinámicos parapredecir el comportamien to de la cera.

La temperatura de aparición de la cera (WAT)es una de las mediciones más importantes deaseguramiento del flujo e indica la temperaturaa la cual comienzan a formarse los cristales deparafina en una muestra de petróleo crudo. Estamedición provee una evaluación preliminar de laprobabilidad de que se presenten problemas dedepositación relacionados con la cera. El perso-nal del laboratorio coloca el petróleo muerto enla platina de un microscopio de polarización cru-zada (CPM) y bloquea la transmisión de la luzmediante el ajuste de los prismas polarizados enlos extremos opuestos de la muestra. Cuando soniluminados con luz polarizada, los materiales cris-talinos perturban el plano de polarización; por lotanto, conforme la muestra de fluido se enfría, laformación de cristales de parafina resulta clara-mente visible a medida que aparecen puntos

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

100.00

10.00

1.00

Componentes

CO2

H2S N2 C1 C2 C3

0.10

0.01

I-C4

N-C

4I-C

5N

-C5 C6

MCY

C-C5

Benc

eno

CYCL

-C6 C7

MCY

CL-C

6To

luen

o C8C2

-Ben

ceno

M&

P-Xy

leno

O-Xy

leno C9 C1

0C1

1C1

2C1

3C1

4C1

5C1

6C1

7C1

8C1

9C2

0C2

1C2

2C2

3C2

4C2

5C2

6C2

7C2

8C2

9C3

0+

Porc

enta

je e

n pe

so

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

21. Mullins OC, Beck G, Cribbs MY, Terabayashi T yKagasawa K: “Downhole Determination of GOR onSingle-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 RRy Valero H-P: “Uncertainty Analysis of Near-InfraredData 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 lasuperficie o en el laboratorio, el líquido residual sedenomina petróleo muerto. El petróleo en condicionesde tanque (STO) también es un petróleo muerto.

23. Para acceder a un análisis detallado del aseguramientodel flujo de asfaltenos, consulte: Akbarzadeh et al,referencia 5.

26. El límite elástico, τy, se calcula mediante la siguiente

ecuación de equilibrio de fuerzas: τy = donde Py

es la presión hidráulica necesaria para producir el movimiento del fluido, D es el diámetro interior de labobina y L es su longitud.

27. Alboudwarej H, Huo Z y Kempton E: “Flow-AssuranceAspects of Subsea Systems Design for Production ofWaxy 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.

brillantes en contraste con el fondo negro (arriba).Algunos laboratorios poseen instrumentos CPMde alta presión que pueden medir la tempera-tura WAT en los petróleos vivos. La celda paramuestras 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 deparafina pueden afectar el comportamiento reoló-gico del petróleo crudo. Por encima de la tem -peratura WAT, la mayoría de los sistemas dehi drocarburos se comporta como fluidos newtonia-nos; sin embargo, es posible que se inicie el compor-tamiento no newtoniano, tal como la fluidificaciónpor esfuerzo de corte, cuando los fluidos se enfríany se producen cambios de fases. Este comporta-

miento debe cuantificarse correctamente para per-mitir que los ingenieros diseñen un sistema de pro-ducción adecuado.24 Las propiedades reológicas deinterés en el contexto del petróleo crudo parafí-nico, son el punto de escurrimiento, la viscosidadaparente y la resistencia de gel.

El punto de escurrimiento es la temperaturapor debajo de la cual un fluido deja de ser colabledebido a los fenómenos de viscosificación, gelifi-cación o formación de sólidos. La prueba depunto de escurrimiento con petróleos muertosresponde a la Norma ASTM D97.25 Para los petró-leos vivos, los ingenieros utilizan un instrumentoque contiene una celda visual de zafiro instaladaen un soporte pivote automático, libre de vibra-ciones, que reside en un horno de convección

programable. La muestra de petróleo es calen-tada hasta alcanzar la temperatura de yacimientoy se enfría lentamente hasta que cesa el movi-miento del fluido en la celda. La mayoría de lospetróleos crudos parafínicos comienzan a exhibirun comportamiento no newtoniano cerca delpunto de escurrimiento. Si el punto de escurri -miento excede las temperaturas de producción depetróleo anticipadas, los ingenieros puedenagregar aditivos químicos depresores del puntode escurrimiento para mantener el flujo.

La viscosidad aparente de los petróleos cru-dos parafínicos por lo general se incrementa enforma significativa a medida que se reducen latemperatura y la tasa de corte, particularmentea temperaturas cercanas al punto de escurri-miento. Los ingenieros de Schlumberger midenla viscosidad con un reómetro que puede operara 6,000 lpc [41.4 MPa] y 150°C [302°F], permi-tiendo el trabajo con petróleos vivos.

Los petróleos crudos parafínicos tienden aformar geles a temperaturas inferiores al puntode escurrimiento. En caso de interrumpirse laproducción, pueden requerirse altas presionesde bombeo para romper el gel y restituir el flujo.Por lo tanto, es necesario contar con datos dellímite elástico, obtenidos de los petróleos crudosparafínicos, para diseñar correctamente laslíneas de flujo y evitar problemas de producción.El límite elástico de los fluidos vivos puededeterminarse mediante una prueba de línea deflujo modelo (MPT) (próxima página, arriba).26

Otra medición importante en el contexto deldiseño de los sistemas de producción y del ase-guramiento del flujo, es la tasa de depositaciónde cera. Los parámetros de control principalesson la temperatura del fluido, la pérdida de calora través de la pared de la tubería de conducción,el contenido de cera, la tasa de corte y la viscosi-dad del fluido. La tasa de depositación de cerapuede determinarse bajo condiciones simuladasde flujo de tubería en un circuito cerrado de flujode depositación de cera (WDFL) (próximapágina, abajo).

El siguiente estudio de un caso práctico ilus-tra cómo los operadores utilizan las medicionesde laboratorio para desarrollar estrategias ope-racionales que previenen, mitigan o remedian ladepositación de cera y la formación de gel.

70 Oilfield Review

>Determinación de la temperatura de aparición de la cera (WAT) mediante microscopía de polari za cióncruzada (CPM). El microscopio está provisto de una sección caliente, posicionada entre dos prismaspolarizados (extremo superior). Al comienzo de la prueba, los prismas se ajustan para bloquear latransmisión de la luz. A medida que la sección se enfría, la formación de cristales de parafina cambiala 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 fluidoes superior a la temperatura WAT. Los puntos comienzan a aparecer cuando el fluido se enfría hastaalcanzar la temperatura WAT (panel central ), y la imagen se vuelve más brillante cuando el fluido seenfría hasta alcanzar 0°C (panel izquierdo). Este método posee una precisión de ± 1.1°C [2°F].

0°C 44°CWAT = 42°C

10 50Temperatura 48.6

Filtro IR

Polarizador

Analizador

20

Partegiratoria

360º

Gasrefrigerante

Vista superior dela sección caliente

Dispositivo acoplado cargado

Sección caliente

24. A temperatura y presión constantes, los fluidosnewtonianos exhiben una viscosidad constante a todaslas tasas de corte. La viscosidad de los fluidos nonewtonianos no es constante a todas las tasas de corte.La viscosidad aparente es la viscosidad de un fluido auna temperatura y a una tasa de corte dadas.

25. ASTM D97-06 Standard Test Method for Pour Point ofPetroleum Products. West Conshohocken, Pensilvania,EUA: ASTM International, 2006.

PyD____4L

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. Lamolécula parafínica más simple es el metano, CH4, ungas a temperatura ambiente. El octano, C8H18, es líquidoa temperatura ambiente. Las formas sólidas de laparafina son las moléculas más pesadas, que van desde C20 hasta C40. Los miembros lineales de la serie(aquellos que no poseen ramificaciones o estructurascíclicas) se denominan n-parafinas.

Termocuplas

Transductor de presión

Depósito

Baño de refundición Baño de temple

Bomba

Medidorde flujo

Termocuplas

Sección de depositación

Agua refrigerante

Baño refrigerante Termocuplas

>Circuito cerrado de flujo de depositación de cera (WDFL). El WDFL es un circuito cerrado de flujodiminuto que expone los petróleos en condiciones de tanque (STO) a un rango de temperaturas ytasas 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 pulgadade diámetro exterior y 39 pulgadas [1 m] de largo. Un depósito de 2.0 L [0.53 galón] de petróleo man -tiene el petróleo por encima de la temperatura WAT a lo largo de toda la prueba. El petróleo sale deldepósito 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 sumer geen un baño refrigerante para simular la pérdida de calor en la línea de conducción. A medida que elpetróleo fluye a través del circuito de depositación, un sistema de adquisición de datos monitorea latemperatura de la pared, las temperaturas del petróleo y el agua, la caída de presión entre la entraday la salida del tubo en espiral, y la tasa de flujo. Los depósitos de cera restringen el flujo que se en -cuentra 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.

Invierno de 2007/2008 71

Optimización del diseño de un sistema submarino en África OccidentalUn campo de África Occidental, situado en untirante de agua (profundidad del lecho marino)inferior a 300 m [1,000 pies], posee una tempe-ratura y una presión de yacimiento de 76.7°C[170°F] y 3,180 lpc [21.9 MPa]. La temperaturadel fondo marino es de 12.8°C [55°F]. El opera-dor proyectó producir petróleo a través de unempalme submarino de 6 pulgadas de diámetrointerior, conectado a una instalación central si -tuada a 3.2 km [2 millas] del yacimiento. Dadala gran diferencia de temperatura existente entreel yacimiento y el fondo marino, y la larga dis-tancia por la que deben fluir los fluidos a lo largodel lecho marino frío, el operador necesitabaestar seguro de que la depositación de sólidos noimpediría el flujo. Schlumberger recolectó mues-tras de fluidos de fondo de pozo y las envió allaboratorio de muestreo y análisis de fluidosOilphase-DBR, situado en Edmonton, Alberta,Canadá, para la ejecución de un estudio de ase-guramiento del flujo.27

El análisis composicional del fluido de yaci-miento reveló la presencia de un petróleo negrocon un GOR de 41.0 m3/m3 [230 pies3/bbl] y unadensidad de 36.3 °API. El análisis composicionalindicó que la fracción con un número de car-bono superior a C30 representaba el 35.8% de lamuestra. La caracterización posterior de la frac-

ción C30+ y la distribución de las n-parafinasrevelaron que el petróleo crudo contenía aproxi-madamente un 13.1% (porcentaje en peso) den-parafinas C17+.28 La concentración relativamentealta de n-parafinas fue la causa de preocupaciónde que el fluido pudiera exhibir problemas deaseguramiento del flujo relacionados con ladepositación de cera. Por lo tanto, el objetivo delequipo Oilphase-DBR era generar medicionesque proporcionaran orientación acerca de lasformas de mitigar y remediar la depositación decera durante los eventos estacionarios y tran -sitorios que se presentan durante la producciónde petróleo crudo.

La prueba de expansión a composición cons-tante (CCE) mostró una presión de burbujeo de700 lpc [4.8 MPa] a la temperatura del yaci-miento. Las pruebas de temperatura WAT y puntode escurrimiento se realizaron tanto con muestras

>Dispositivo de prueba de línea de flujo modelo (MPT). El petróleo en condi -ciones de tanque circula a través de una tubería en espiral, sumergida en unbaño controlado por la temperatura. El flujo a través del tubo en espiral sedetiene cuando el baño alcanza la temperatura de la prueba, permitiendoque el fluido se estacione y forme una estructura de gel. Transcurrido elperíodo de estacionamiento, el personal del laboratorio mide la presión delnitrógeno necesaria para iniciar el flujo en el tubo en espiral y calcula laresistencia de gel utilizando una ecuación simple de equilibrio de fuerzas.

Presión de N2 para romper el gel

Bomba de carga del sistema

Horn

o de

con

vecc

ión

Bomba de circulaciónde alta presión

Cilindro para muestrasde fluido

Regulador decontrapresión

Líneas calientes

Baño controladopor la temperatura

de petróleo vivo como con muestras de petróleomuerto (arriba). Cuando la presión del fluidocayó por debajo del punto de burbujeo hastaalcanzar condiciones ambiente, el gas disuelto

escapó, la composición promedio de la muestrase desplazó hacia los hidrocarburos más pesa-dos, y tanto la temperatura WAT como el puntode escurrimiento se incrementaron aproximada-mente unos 11.1°C [20°F].

Las pruebas reológicas revelaron la formaciónde una estructura de gel en el petróleo crudovivo, con tasas de corte bajas, cuando la tempe-ratura del fluido cayó por debajo del punto deescurrimiento y se aproximó a la temperaturadel fondo marino (abajo). Al reducirse la presióndel reómetro, se incrementó el esfuerzo de corterequerido para romper los geles; un compor -tamiento consistente con la pérdida de loshidrocarburos más livianos. Se observó un com-portamiento de tipo fluidificación por esfuerzode corte sin gelificación en torno al punto deescurrimiento. Esto ocurrió para todas laspresiones . La investigación posterior de la resis -tencia de gel consistió en dejar estacionar lasmuestras de petróleo vivo y petróleo muertodurante 12 horas a la temperatura del fondomarino. La resistencia de gel del petróleo vivo,entre 100 y 700 lpc, varió de 38 a 42 Pa, y laresistencia de gel del petróleo muerto a presiónambiente fue más de tres veces superior; 142 Pa.

Las pruebas de depositación de cera con pe-tróleo muerto fueron efectuadas en el circuitoWDFL a temperaturas de entre 27.2°C y 50.0°C[81° y 122°F] (próxima página, arriba). Los resul-tados revelaron una discontinuidad de la tasa dedepositación en el extremo más elevado del rangode tasas de corte. Para cada tasa de corte, los in-genieros químicos ingresaron las tasas de deposi-tación medidas, la distribución de las n-parafinas,la composición de C30+ y el perfil de viscosidad enun modelo de ecuaciones de estado estándar quecalcula un coeficiente de difusión de n-parafinas.El modelo asume que la difusión molecular de lasmoléculas de cera es la fuerza impulsora princi-pal que rige la depositación de cera.29

El paso siguiente consistió en ingresar las me-diciones de aseguramiento del flujo, los datos dedepositación de cera y los coeficientes de difusiónen el simulador OLGA—un modelo comercial detransporte de fluidos de flujo multifásico—paraevaluar y anticipar el comportamiento del petró-leo crudo en los diversos escenarios de produc-ción. Los ingenieros de Schlumberger aplicaronlas simulaciones OLGA a dos casos: las operacio-nes de producción en régimen estacionario y elreinicio de la producción después de un cierre.

72 Oilfield Review

>Datos de la temperatura de aparición de la cera(WAT) y del punto de escu rrimiento (PP), medidoscon petróleo crudo vivo y muerto de África Occi -dental. Las mediciones del petróleo muerto semuestran a presión atmosférica. Al reducirse lapresión del fluido de petróleo vivo, pasando de700 lpc a la presión atmosférica, tanto la tempe -ratura WAT (rojo) como el punto de escurrimiento(azul) se incrementaron aproximadamente enunos 20°F. Estos incrementos fueron el resultadode la pérdida de gases disueltos en el fluido.

160

40

70

100

130

Tem

pera

tura

, °F

Presión, lpc

0 200 400 600 800

WATPunto de escurrimiento

1.0E+11

1.0E+10

1.0E+09

1.0E+08

1.0E+07

1.0E+06

1.0E+05

1.0E+04

1.0E+03

1.0E+02

1.0E+01

1.0E+00

Visc

osid

ad, m

Pa-s

Esfuerzo de corte, Pa

300 lpc

10 100

1.0E+11

1.0E+10

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1.0E+08

1.0E+07

1.0E+06

1.0E+05

1.0E+04

1.0E+03

1.0E+02

1.0E+01

1.0E+00

Visc

osid

ad, m

Pa-s

Esfuerzo de corte, Pa

1.0E+11

1.0E+10

1.0E+09

1.0E+08

1.0E+07

1.0E+06

1.0E+05

1.0E+04

1.0E+03

1.0E+02

1.0E+01

1.0E+00

Visc

osid

ad, m

Pa-s

Esfuerzo de corte, Pa

100 lpc

10 100

700 lpc

10 100

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

>Comportamiento reológico de un petróleo crudo vivo de África Occidental.Las mediciones de la viscosidad versus el esfuerzo de corte se obtuvieroncerca 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), laexistencia de mesetas de viscosidad elevadas con tasas de corte bajas, a12.8° y 18.3°C [55° y 65°F], indicó la presencia de estructuras de gel. Seobservó escasa gelificación cerca del punto de escurrimiento, a 26.7°C[80°F]. Un comportamiento similar se produjo a 300 lpc (extremo superiorderecho); no obstante, se requirieron esfuerzos de corte más elevadospara romper los geles a 55° y 65°F; un comportamiento consistente con lapérdida de los hidrocarburos más livianos en la muestra. A 100 lpc(extremo inferior izquierdo), la muestra con una temperatura de 80°F exhibióun comportamiento intenso de tipo fluidificación por esfuerzo de corte.

160

140

120

80

60

40

100

Tem

pera

tura

, ºF

Tiempo, h

0 5 10 15 20 25

Punto de escurrimiento del petróleo STO

Punto de escurrimiento del petróleo vivo

Aislamiento PIPAislamiento húmedo

160

150

140

120

110

100

130Te

mpe

ratu

ra d

e ar

ribo,

ºF

Régimen de producción de petróleo, bbl/d

0 2,500 5,000 7,500 10,000 12,500 15,000 17,500 20,000

WAT del petróleo STO

WAT del petróleo vivoAislamiento PIPAislamiento húmedo

1.2

1.0

0.8

0.4

0.2

0

0.6

Espe

sor d

el d

epós

ito, m

m

Distancia de la línea de flujo, mi

0 0.5

Cabezal del pozo Instalación de recolección

1.0 1.5 2.0

Espesor recomendado de remoción de cera

Coeficiente estándar de difusión de n-parafinas

Coeficiente WDFL de difusión de n-parafinas

Invierno de 2007/2008 73

Dado que la temperatura WAT del petróleocrudo de África Occidental era aproximadamen te27.7°C [50°F] más alta que el punto de escurri-miento, la depositación de cera y la formaciónde gel constituían los riesgos principales para elaseguramiento del flujo durante el proceso depro ducción en régimen estacionario. El objetivode diseño del operador consistía en prevenir ladepositación de cera con regímenes de produc-ción superiores a 5,000 bbl [795 m3] de petróleopor día. Entre los métodos para prevenir o retar-dar la depositación de cera en una línea deconducción se encuentran el empleo de tuberíaaislada, la instalación de calentadores y la inyec-ción de inhibidores de parafina en la corriente

de petróleo crudo. Las simulaciones OLGA de ter -minaron que el aislamiento de la tubería era elmétodo de aseguramiento del flujo más adecuado(abajo). El hecho de contar tanto con datos depetróleo vivo como con datos de petróleo muertodemostró ser importante. Conocer solamente latemperatura WAT del pe tró leo muerto hubierallevado al operador a creer que era necesarioimplantar un proceso costoso de aislamiento de tipo tubería dentro de otra tubería (PIP). Los cálculos efectuados utilizando la tempera-tura WAT más baja del petróleo vivo demostraronque sería suficiente un aislamiento húmedo, máseconómico, para prevenir la depositación de cera.

>Comportamiento de la depositación de cera de unpetróleo crudo muerto de África Occidental. Lasmediciones de la depositación a dos tasas decorte, 170 y 511 s–1, revelaron un comporta mien toinusual. A la tasa de corte más baja (rojo), la deposi-tación se desaceleró en forma constante con el in-cremento de la temperatura. No obstante, cuandola temperatura del fluido superó los 37.8°C [100°F]aproximadamente, las tasas de deposita ción exis-tentes a la tasa de corte más alta (azul) súbita-mente sobrepasaron las tasas de deposita ciónexistentes a la tasa de corte más baja. Los ingenie-ros químicos reiteraron las mediciones para verifi-car la reproducibilidad de este compor tamiento.Las tasas de depositación fueron ingre sadas en losmodelos de ecuaciones de estado y transporte defluidos que ayudan a los ingenieros a anticiparcómo se comportará el petróleo crudo en los diver-sos escenarios de producción.

40

10

20

30

25

15

35Ta

sa d

e de

posi

taci

ón, m

g/m

2 s

Temperatura, °F

70 80 90 100 110 120 130

170 s-1

511 s-1

>Simulaciones con el modelo OLGA del comportamiento de un crudo de África Occidental en una línea de flujo durante una operación de producción enrégimen estacionario. Los ingenieros utilizaron las simulaciones como una herramienta de diseño para seleccionar el aislamiento de la tubería y evitar ladepositación de cera durante la producción. Las temperaturas a las cuales el petróleo llegaría a la estación de recolección se grafican en función del ré -gimen de producción (extremo superior derecho). El aislamiento húmedo (rojo) es más económico que una carcasa en la que una tubería pasa por dentrode otra (PIP) (azul), pero es cuatro veces menos eficiente. Afortunadamente, se contaba con la temperatura WAT del petróleo vivo porque ésta demostróque el aislamiento húmedo sería suficiente con regímenes de producción de más de 5,000 bbl/d. La gráfica siguiente (extremo inferior izquierdo) revela elperfil de enfriamiento a medida que el petróleo se desplaza a través de la línea de flujo. Utilizando aislamiento húmedo (rojo), el tiempo de enfriamientohasta 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 petróleovivo. Este último período es suficiente para desplazar el petróleo desde el cabezal del pozo hasta la estación de recolección. El simulador OLGA anticipóademás perfiles de depo sitación de cera de dos semanas a lo largo de la línea de flujo (extremo inferior derecho). El espesor del depósito de cera anti ci -pado 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.

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

Dado que el petróleo se enfría a medida quefluye a través de las tuberías hasta la instalaciónde recolección, era esencial predecir la pro ba -bilidad de formación de gel. Asumiendo un régi-men de producción de 5,000 bbl/d a través de latubería con aislamiento húmedo, el simuladorOLGA indicó que el petróleo vivo podía fluir a tra-vés de los tubulares durante unas 20 horas antesde alcanzar su punto de escurrimiento; tiempo su-ficiente para llegar al tanque de almacenamiento.

Para tasas de flujo inferiores a 5,000 bbl/d, elsimulador OLGA anticipó las tasas de deposita-ción de cera en la línea de conducción. Sin losdatos experimentales de depositación de ceraWDFL, los ingenieros tendrían que utilizar elmodelo estándar para estimar el coeficiente dedifusión de n-parafinas, predecir una tasa dedepositación y programar las operaciones deremoción de cera. Para este petróleo crudo deÁfrica Occidental, el modelo estándar anticipóque sería necesario un proceso de remediacióncada dos semanas. Con los datos WDFL, el simu-lador predijo una tasa de depositación muchomás baja, incrementando a seis semanas eltiempo requerido entre las operaciones de reme-diación. Los métodos para remover los depósitosde cera incluyen la limpieza de la tubería contaco, diablo o pistón rascador, la circulación depetróleo caliente y los tratamientos con solventeutilizando tubería flexible.

Un punto esencial, en relación con el asegu-ramiento del flujo, es la capacidad del sistemapara retomar la marcha después de una inte-rrupción de la producción. Según el operador, la

máxima presión que podía aplicarse en formasegura para superar la resistencia de gel e iniciarel flujo era de 500 lpc (arriba). Utilizando datosde resistencia de gel y parámetros de transportede fluidos con petróleos vivos, el simulador OLGAcalculó que el flujo de fluido podía restituirsesiempre que la presión existente en la tubería deconducción se mantuviera por encima de 100 lpc.

Este estudio demuestra que el hecho debasarse en datos experimentales de petróleomuerto y cálculos estándar de depositación decera podría hacer que los operadores tomarandecisiones indebidamente conservadoras a lahora de diseñar los sistemas de producción. Eneste caso, los pronósticos de aseguramiento delflujo, basados en datos de petróleos vivos, permi-tieron que el operador ahorrara millones dedólares en tuberías y operaciones de remociónde cera menos frecuentes.

Próximos avances en el aseguramiento del flujo de petróleo crudo parafínicoExisten significativos trabajos en curso para seguirmejorando las pruebas de aseguramiento del flujoy la observación continua de las propiedades delos fluidos a lo largo de toda la vida productiva deun campo. El estudio del caso de África Occiden-tal demostró los beneficios de efectuarexperimentos de aseguramiento del flujo conpetróleos crudos vivos. No obstante, las pruebasde depositación de cera en dispositivos talescomo el circuito WDFL se han confinado a lospetróleos muertos. El circuito WDFL podría mo -di ficarse para efectuar pruebas de alta presión,

pero el consumo de dos litros de petróleo vivoresultaría prohibitivamente caro.

Los científicos de Oilphase-DBR superaroneste problema mediante el diseño y la introduc-ción de la celda de depositación de sólidos vivosRealView.30 Requiriendo sólo 150 mL [0.04 galón]de petróleo, la celda puede operar a presionesde hasta 15,000 lpc [103.4 MPa], temperaturasde hasta 200°C y números de Reynolds de hasta500,000.31 A diferencia del circuito WDFL, el pe -tróleo reside en un recipiente cilíndrico. Un ejerotativo, colocado en el centro, induce el movi-miento del fluido. El dispositivo puede simularlas condiciones de producción en términos detemperatura, presión, composición, rugosidad dela superficie de la tubería, y tanto el flujo lami-nar como el flujo turbulento. La prueba de flujoturbulento es útil porque simula las condi cionesde corte en la pared de la tubería (próxima página,a la izquierda).

Gracias a las pruebas con petróleos vivos enla celda RealView, ya se han logrado avancessignificativos en el aseguramiento del flujo deasfaltenos.32 Los resultados de laboratorio preli-minares indican que las pruebas con petróleosvivos se traducirán en mejoras similares para lospetróleos crudos parafínicos. En un estudio delaboratorio reciente se verificó el comporta-miento de un petróleo crudo parafínico negro enuna situación de aseguramiento del flujo hipoté-tica. Los científicos de Oilphase-DBR asumieronque el petróleo ingresaba en una línea de con-ducción de 2 mi de largo y 6 pulgadas de diá metrointerior, a una temperatura de 76.7°C y una pre-sión de 3,170 lpc [21.9 MPa]. El régimen simula dode producción de petróleo fue de 5,000 bbl/d, yla temperatura del fondo marino de 18.3°C[65°F]. En este escenario, los ingenieros efec-tuaron pruebas de tasas de depositación paracomparar el desempeño del petróleo STO con lospetróleos vivos en el flujo laminar y en el flujoturbulento (próxima página, a la derecha). Losresultados demostraron que la despositación decera es más lenta en el flujo turbulento, y que las

74 Oilfield Review

>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 aplicarpresión para superar la resistencia de gel y reiniciar el flujo. La máxima presiónque se puede aplicar en forma segura es de 500 lpc. La simulación muestra queel mantenimiento de una presión superior a 100 lpc en la línea de flujo interna,permitiría a los ingenieros reiniciar el flujo en forma segura.

2,000

0

250

500

750

1,000

1,250

1,500

1,750

Pres

ión

de re

inic

io d

el fl

ujo,

lpc

Presión del fluido, lpc

0 100 200 300 400 500 600 700 800

Máxima presión de reinicio del flujo

30. Zougari M, Hammami A, Broze G y Fuex N: “Live OilsNovel Organic Solid Deposition and Control Device: Wax Deposition Validation,” artículo SPE 93558,presentado en la 14a Muestra y Conferencia delPetróleo 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 fuerzasinerciales y las fuerzas viscosas. Las condiciones deflujo turbulento existen cuando el número de Reynoldses 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 TécnicaAnual de la SPE, Houston, 26 al 29 de septiembre de 2004.

Invierno de 2007/2008 75

tasas de depositación de cera, con los petróleosvivos, son mucho más bajas que las observadascon el petróleo STO.

Las tasas bajas de depositación de cera, obser-vadas con los petróleos vivos, incidirían significa-

tivamente en el diseño hipotético de la tubería y lafrecuencia de las operaciones de remoción de cera.Las simulaciones OLGA demostraron que la tuberíade 2 mi de largo podía construirse con tubulares ais-lados con espuma en vez de utilizar un aislamientoen el que una tubería pasa por dentro de otra, ge -nerando un ahorro potencial de US$ 4 millones.En el contexto de la remediación de la línea deflujo, las mediciones tradicionales del circuitoWDFL con el petróleo STO indicaron que sería ne-cesario remover la cera cada dos semanas. Las si-mulaciones efectuadas con los datos de petróleosvivos anticiparon que la remoción de la cera seríanecesaria una vez por año, lo que daría como resul-tado un ahorro operacional significativo.

A medida que un campo produce, las propie-dades del petróleo crudo suelen cambiar. Porejemplo, cuando el gas condensado cae por debajode la presión de saturación durante el procesode agotamiento, la producción de condensado yla temperatura WAT pueden reducirse. En unaacumulación composicionalmente gradada, lacomposición puede cambiar a medida que seproducen los fluidos de regiones que se en -contraban originalmente distantes del punto demuestreo inicial. El impacto sobre el asegura-miento del flujo puede ser significativo.

Tradicionalmente, los ingenieros monitoreanla evolución de las propiedades de los fluidosmediante el muestreo periódico de los separado-res o la extracción de petróleo vivo cerca de losdisparos, y la ejecución de pruebas de asegura-

miento del flujo en el laboratorio. En los camposmarinos y de aguas profundas, este enfoque escostoso.33 Con la introducción de las terminacionesinteligentes, provistas de sensores que trans -miten la temperatura, la presión y las tasas deflujo de fondo de pozo en tiempo real, el monito-reo de la producción se puede realizar en formaremota. Estas terminaciones incorporan ademásbombas y válvulas de control remoto que losingenieros pueden utilizar para mitigar los pro-blemas de aseguramiento del flujo.

Se están desarrollando sensores químicos quepueden detectar cambios en la composición delos fluidos. Si se instalan en posiciones estratégi-cas en la terminación del pozo y a lo largo deuna línea de conducción, los sensores proveerándatos en tiempo real para el monitoreo de ladepositación de sólidos, las tasas de corrosión ylas propiedades reológicas. Como resultado, sólose efectuarán intervenciones con fines de mues-treo o remediación cuando sea necesario.

Hoy, las técnicas de muestreo y análisis defluidos han avanzado hasta un punto en que seaplican estándares consistentes desde el análisisDFA y la caracterización de yacimientos, hastael muestreo y el análisis de laboratorio, e inclusohasta la inspección de la producción. Este enfo-que integrado será cada vez más valioso para losope ra dores que deben tomar decisiones deexploración , desarrollo y producción de yaci-mientos, particularmente en áreas remotas y dealto riesgo. —EBN

>Comportamiento de la depositación de cera del petróleo crudo parafínicoen el circuito WDFL y en el dispositivo RealView. Los ingenieros efectuaronlas pruebas con petróleo muerto y petróleo vivo. En el flujo laminar, las tasasde depositación de cera con el petróleo muerto fueron esencialmente lasmismas en el circuito WDFL y en la celda RealView. El flujo turbulento en lacelda RealView redujo sustancialmente la tasa de depositación corres pon -diente al petróleo muerto. Las tasas de depositación correspondientes alpetróleo vivo en el dispositivo RealView, fueron aún más bajas para ambosregímenes de flujo.

30

25

20

15

10

5

0Tasa

tota

l de

depo

sita

ción

de

cera

, mg/

m2 s

STO,laminar

STO,laminar

STO,turbulento

Petróleo vivo,laminar

Petróleo vivo,turbulento

24.5 23.7

15.5

9.2

3.3

WDFL Celda RealView

> Ilustración y diagrama esquemático de la celdade depositación de sólidos vivos RealView. La cel -da puede alcanzar flujo turbu lento y condicionesde cizalladura en la pared, que reflejan las obser -vadas en las líneas de flujo (extremo su pe rior). El eje interno, dentro de la celda, gira para crear el movimiento del fluido (centro). La tem pe raturade la pared y la presión del sistema pueden sercontroladas por separado. La superficie de depo -sitación y la rugosidad pueden modificarseme dian te la inserción de camisas especiales. El depósito de cera aparece en la superficie delcilindro fijo (extremo inferior).

Termocuplasmultipunto

Celda de corte

Motor de CCde velocidad

variable

Válvulas de control de flujo de alta presión

Soporte de montaje mecánico

Cilindrode rotación

interno

Cilindrofijo externo

Depósito

Refrigerante

Salida de refrigerante

Carga

Descarga

Entrada de refrigerante

Petróleo

Cartucho de calefacción eléctrica