Muestreo de fluidos en Yacimiento/Wireline Formation Testers (WFT)
Una de las actividades más importantes en la gerencia de yacimientos es asegurar la representatividad de las muestras de fluidos y las apropiadas mediciones de laboratorio que se realicen a las muestras. Es también importante que las muestras seleccionadas deben estar almacenadas y mantenidas bajo condiciones que conserven la composición original del fluido de yacimiento durante todas las fases de toma, manejo, transporte y posterior análisis. Las mediciones de laboratorio de muestras de fluidos que no son representativas de las condiciones originales o el estado actual en que se encuentra el fluido del yacimiento puede generar errores en los datos, la cual puede impactar drásticamente todos los cálculos de ingeniería en un yacimiento. Se debe tener considerable cuidado y atención al momento de realizar un programa de muestreo, chequeo de control de calidad en el sitio de muestreo y en el laboratorio, y el monitoreo de los procesos para la obtención de datos de las muestras. Este post explicará los procesos que se deben llevar a cabo al momento de realizar el muestreo de fluidos como proceso de vital importancia en la gerencia de un yacimiento.
El objetivo primario del muestreo de fluidos en un yacimiento es la obtención de muestras representativas de fluidos existentes al momento de que las muestras sean tomadas. Las muestras de fluido de yacimiento son usadas en uno o varios objetivos importantes que se mencionan a continuación:
a) Estudios PVT en el yacimiento. Caracterización de fluido de yacimiento.
b) Evaluaciones económicas (estudio de volúmenes originales en sitio, reservas, etc).
c) Análisis geoquímico para determinar la fuente de los fluidos.
d) Estratificación areal y vertical y aspectos de compartamentalización del yacimiento (o continuidad del yacimiento).
e) Evaluación del comportamiento del yacimiento y estrategias de explotación.
f) Análisis especiales de núcleo y pruebas de desplazamiento en núcleos.
g) Diseño de facilidades de separación y recolección en superficie.
h) Estudios especiales de flujo (potencial de flujo, precipitación de parafinas, asfaltenos, hidratos, etc).
i) Diseño de plantas de refinación.
j) Detección temprana de componentes corrosivos en la composición del fluido, tales como sulfuro de hidrógeno y/o dióxido de carbono. La presencia de estos componentes afectará la selección de los materiales a utilizar en los tubulares del pozo (revestidor, tubería de producción, etc), equipos de superficie (líneas de superficie, separadores, tanques, etc.) y plantas de procesamiento.
El muestreo de fluidos de yacimientos son generalmente divididos en dos grandes categorías: muestreo de fondo y muestreo de superficie. El muestreo de fondo, la recolección de muestras de fluido ya sea a hoyo abierto u hoyo revestido. En el muestreo de superficie, las muestras son recolectadas en varios puntos en superficie, tales como el cabezal de pozo, líneas de producción, separadores, tanques de almacenamiento, etc. El método seleccionado para la recolección de las muestras de fluidos es determinado principalmente por el tipo de fluido de yacimiento. Existen 5 tipos de yacimientos basado en las condiciones iniciales de presión y temperatura descritos en los diagramas de fase. Los 5 tipos de yacimientos existentes son: de gas seco, gas húmedo, gas condensado,petróleo volátil y de petróleo negro. En general, los yacimientos de gas seco y húmedo las muestras de fluido se puede hacer mediante métodos de superficie o de fondo. En yacimientos de gas condensado y petróleo volátil, típicamente el muestreo se realiza en superficie. En yacimientos de petróleo negro, el muestreo de fluidos puede ser de fondo o superficie dependiendo el estado en que se encuentra el yacimiento. Es importante aclarar, que hasta este punto, los métodos prescritos para estos yacimientos están basados en una gruesa generalización. Existen un gran número de factores que influencian la selección de la técnica de muestreo para cualquier yacimiento, tales como el comportamiento de producción del pozo, el tipo o equipos mecánicos en el fondo del pozo, el costo de preparación del pozo para el muestreo, condiciones mecánicas del separador de superficie, la disponibilidad de equipos de muestreo, y aspectos de seguridad. Todos estos factores, adicionalmente el estado del yacimiento, influencia la selección del método de muestreo para cualquier yacimiento.
El completo proceso de recolección de muestras de fluido de yacimiento ya sea por métodos de superficie o fondo puede ser afectados por errores en cada una de las etapas. La fuente de potenciales errores, la cual afectan la calidad de las muestras, se pueden observar en la Figura 1.1. Errores comunes asociados al muestreo en fondo se mencionan a continuación:
a) Contaminación proveniente de fluidos de perforación, filtrado de lodo y fluidos de completación.
b) Separación de fases en la cercanía del pozo, debido a un excesivo drawdown.
c) Producción en commingled.
d) Flujo intermitente o “cabeceo” a bajas tasas de flujo.
e) Pérdida de los componentes reactivos, tales como sulfuros, que afectan los equipos de fondo.
f) Separación de fases en la columna estática de fluido del pozo.
g) Transferencia, manejo y transporte de las muestras.
h) Errores en la medición de parámetros de medición de las condiciones de fondo (presión y/o temperatura).
Los errores comunes encontrados en el muestreo de superficie se mencionan a continuación:
a) Corriente de fluido no equilibrada en el separador debido a la inapropiada dimensión del separador, insuficiente tiempo de residencia, inapropiada operación y pobres condiciones mecánicas.
b) Entrada de líquido en la salida de corriente de gas en el separador.
c) Entrada de gas en la salida de corriente de líquido en el separador.
d) Formación de emulsiones en la salida de la corriente de líquido.
e) Pobres prácticas de muestreo en el separador.
f) Transferencia, manejo y transporte de las muestras.
g) Error en la medición de parámetros en el separador.
Figura 1.1. Fuentes de error al momento de realizar muestreo de fluidos.
Los medios más efectivos para la eliminación de estos errores comunes presentes en el muestreo de fluidos en superficie y fondo es mediante la elaboración de un programa detallado con procedimientos específicos, con el debido personal de pozo entrenado para el monitoreo de cada fase de la operación, con la verificación de los controles de calidad en los registros de datos y recolección de las muestras como ha sido diseñado en el programa operacional. La probabilidad de obtener una muestra representativa del fluido de yacimiento esta principalmente influenciado por el tipo y el estado del yacimiento candidato a muestreo, los procedimientos utilizados para el acondicionamiento del pozo, métodos de muestreo y el tipo de herramientas de muestreo a usar. El rol jugado en cada uno de estos tópicos son descritos a continuación:
1. Tipo y estado del Yacimiento.
Cinco tipos de yacimientos fueron identificados, estos son: gas seco, gas húmedo, gas condensado, petróleo volátil y yacimientos de petróleo negro. Los estados de los yacimientos de gas condensado, volátil y petróleo negro son aún subdivididos como yacimientos subsaturados y saturados dependiendo de las condiciones iniciales o actuales de presión y temperatura. Para yacimientos subsaturados, las condiciones iniciales o actuales de presión y temperatura están por encima de las condiciones de saturación. En yacimientos saturados, las condiciones iniciales o actuales de presión y temperatura de yacimiento se encuentran igual o por debajo de las condiciones de saturación. Es muy importante enfatizar que, indiferentemente del tipo y estado del yacimiento, la mejor oportunidad para recolectar las muestras más representativas de fluido original del yacimiento es en la etapa temprana de la vida productiva del yacimiento, antes de que ocurra una sustancial vaciamiento del mismo.
1.1. Yacimientos de petróleo subsaturado.
En yacimientos de petróleo subsaturado, las condiciones iniciales de presión son más altas que la presión de burbuja de los fluidos, a temperatura de yacimiento. Para los fluidos que fluyen hacia un pozo en el yacimiento, una diferencia de presión debe ser mantenida entre el pozo y el área de drenaje. Esta diferencia de presión es denominada drawdown. Altas tasas de flujo pueden alcanzar altos drawdowns. Al contrario, bajas tasas de flujo pueden mantener bajos drawdowns. Este concepto es utilizado en el proceso de acondicionamiento del pozo para muestreo y generalmente es aplicado a todos los tipos de yacimiento.
Altas tasas de flujo de petróleo producto de altos drawdowns pueden causar que las presiones de fondo fluyentes entre el área de drenaje del pozo caigan por debajo de la presión de burbuja. Si esto sucede, se forman burbujas de gas que salen de solución del petróleo, en el área de drenaje. Este hecho puede ocasionar problemas en la determinación de la verdadera relación gas-petróleo, debido a la diferencia existentes entre la movilidad del gas con respecto a la movilidad del petróleo en el medio poroso. En este caso, un flujo bifásico es creado en la vecindad del pozo, y debe ser removido antes de comenzar las operaciones de muestreo. Para ello, se realiza un proceso de acondicionamiento del pozo, iniciando un proceso sistemático de reducción de las tasas de flujo, y al mismo tiempo monitoreando la relación gas-petróleo. El pozo esta listo para realizar el muestreo cuando la relación gas petróleo es estable (no fluctúa) después de un período extendido flujo en pozo con tasas constantes de producción. Si no ocurren otros factores que puedan afectar el muestreo tales como condición mecánica del pozo, aspectos de seguridad, etc., la muestra más representativa para este tipo de yacimiento es capturada a través de muestreadores de fondo.
1.2. Yacimientos de gas subsaturado.
En yacimientos de gas subsaturados, las condiciones iniciales y actuales de presión se encuentran más altas que la presión de rocío a temperatura de yacimiento (Ver Figura 1.2). La fase líquida se forma en el yacimiento cuando la presión cae por debajo de la presión de rocío. Esta situación puede ocurrir si el drawdown aplicado en el pozo hace que la presión de fondo fluyente caiga por debajo de la presión de rocío. Esta fase líquida en la vecindad del pozo debe ser removida mediante el acondicionamiento del pozo previo al muestreo. Para obtener una muestra proveniente de un yacimiento de gas condensado que sea representativa al fluido original del yacimiento, es importante que las siguientes observaciones sean observadas:
Figura 1.2. Envolvente de fases para un yacimiento de gas condensado.
a) La presión de yacimiento en el área de drenaje del pozo debe estar por encima de la presión de rocío.
b) Las muestras deben ser recolectadas tan pronto como sea posible, antes de una sustancial producción en el yacimiento.
c) El acondicionamiento del pozo debe ser realizado lo más prologando como sea posible con el propósito de obtener flujo estabilizado en el separador (gas y líquido).
El siguiente procedimiento para el muestreo en yacimientos de gas condensado propuesto por McCain y Alexander ha sido recomendado:
a) Producir a bajas tasas iniciales para remover los líquidos de la cadena de producción.
b) Mantener una tasa razonablemente constante hasta que el pozo este limpio.
c) Estabilizar las tasas de gas y condensado en el separador.
d) Luego, tomar las muestras.
McCain y Alexander recomiendan que en yacimientos de gas condensado con altas permeabilidades deben ser estabilizados en períodos de días antes del muestreo para asegurar que la pseudo fracción pesada heptano-plus sea subdividida. El muestreo en yacimientos de gas condensado es típicamente realizado en superficie en el separador de alta presión. Las muestras de gas y líquido son recombinadas a una relación de gas petróleo registrada en el separador, la cual servirá para obtener una muestra representativa del fluido del yacimiento.
1.3. Yacimientos de petróleo saturados.
La presión de yacimientos saturados esta por debajo de la presión de burbuja a temperatura de yacimiento. En yacimientos de petróleo saturados, una capa de gas existe en equilibrio con la zona de petróleo. La presión en la zona del contacto gas petróleo es la presión de saturación del sistema. Es dudoso que bajo estas condiciones se puede recolectar una muestra representativa del fluido original del yacimiento, y esto es debido básicamente por la diferencia existente entre las razones de movilidad del gas y del petróleo, la conificación del gas y los cambios de la solubilidad debido al drawdown. Muchos procedimientos, que son altamente dependiente del acondicionamiento del pozo, han sido practicados para el muestreo de petróleo en yacimientos saturados. Estos procedimientos, cuando son adecuadamente ejecutados, eliminan la conificación del gas, para asegurar que el petróleo y gas están fluyendo a una tasa correspondiente a una relación gas petróleo de la zona “virgen” del yacimiento. Los principales aspectos en el acondicionamiento de pozo en yacimientos de petróleo saturado son:
a) Reducir la tasa de flujo del pozo en forma gradual.
b) Estabilizar el pozo a cada tasa de flujo y medir la relación gas petróleo producida cuando esta sea constante.
c) Continuar con la reducción de la tasa de producción hasta que no ocurran cambios importantes en la relación gas petróleo.
d) Tomar las muestras.
Es considerada una buena práctica la toma de fluidos en el separador de mayor presión. Si se realiza el muestreo en fondo, es importante acondicionar el pozo a muy bajas tasas de producción durante el proceso de muestreo.
1.4. Yacimientos de gas condensado saturados.
En yacimientos de gas condensado saturados, la presión de yacimiento ha declinado por debajo de la presión de rocío, para formar una zona de líquidos móviles e inmóviles. Como se ha explicado en otrospost, el comportamiento retrógrado puede ocurrir como vaya declinando la presión de yacimiento. La formación de una fase líquida en los yacimientos de gas condensado altera la composición de los líquidos remanentes, debido a que los condensados líquidos están compuestos por muchos hidrocarburos pesados. La movilidad del condensado es mucho menor que la del gas en el medio poroso, por lo que los líquidos que se quedan en el yacimiento son ricos en componentes pesados. En consecuencia, existe duda que con un acondicionamiento previo del pozo se puedan obtener muestras representativas del fluido original del yacimiento. El muestreo en yacimientos de gas condensado saturados no es recomendable si el objetivo del programa de muestreo es la captura del fluido original del yacimiento. Sin embargo, un programa de muestreo de fluidos puede ser diseñado para otros propósitos en la gerencia de un yacimiento, como el monitoreo de progreso de explotación del yacimiento.
2. Acondicionamiento del pozo.
El acondicionamiento de un pozo es el proceso de preparación del pozo para muestreo de fluidos del yacimiento con el propósito de remover cualquier alteración que afecte el fluido original del yacimiento producto de excesivos drawdowns, o invasión de fluidos de perforación o completación. Los procedimientos de acondicionamiento de un pozo generalmente (no siempre) toman en consideración una reducción gradual de las tasas de flujo acompañados de la medición de temperatura, presión, y tasas de flujo después de la estabilización en cada etapa. Un pozo puede ser considerado apropiadamente acondicionado cuando la relación gas petróleo medida con apropiados equipos de superficie no cambian apreciablemente con los cambios de tasa. Generalmente, los procedimientos de acondicionamiento han sido recomendados tanto para yacimientos subsaturados y saturados. Estos procedimientos deben ser adaptados y en lo posible revisados dependiendo de las condiciones específicas del yacimiento y el pozo que vaya a ser muestreado. Una detallada explicación de los procedimientos de acondicionamiento de pozos esta también disponible en el API recommended practice 44: Sampling petroleum reservoir fluids.
3. Métodos de muestreo de fondo y herramientas.
Las herramientas de muestreo de fondo serán descritas a continuación:
a) Muestreador de fondo convencional.
b) Muestreador de fondo con cámara compensada.
c) Muestreador monofásico.
d) Muestreador exotérmico.
3.1. Muestreador de fondo convencional.
Los muestreadores de fondo convencionales son cámaras con válvulas que son usados para la captura de fluidos, especialmente en aquellos pozos que se encuentran el hoyo revestido. Estos son corridos generalmente con guaya. Estos muestreadores utilizan la técnica de flujo a través de la cámara para la captura de fluido. Para la técnica de flujo a través de la cámara, la herramienta es bajada dentro del pozo con las válvulas abiertas. Como la herramienta desciende a través del pozo, la cámara de muestreo es limpiada con el fluido del pozo. Con la profundidad de muestreo seleccionada, las válvulas se accionan para cerrar por tiempo, o por mecanismos eléctricos, dependiendo del tipo de herramienta. Para la técnica de la cámara de vacío, la misma es posicionada con equipo de guaya a la profundidad deseada. Posteriormente las válvulas son abiertas y la cámara se llena con los fluidos que se encuentran en el pozo a la profundidad de posicionamiento. En cualquiera de las técnicas, el muestreador lleno de fluido es retirado hasta la superficie, y luego el fluido alojado se transfiere a otro cilindro, que luego son transportados al laboratorio. En muchos muestreadores, el fluido de desplazamiento durante la transferencia suele ser mercurio, agua o glicol. El uso del mercurio ha disminuido en el tiempo debido a aspectos de seguridad medioambiental. Una alternativa practica es la de transportar el muestreador directamente al laboratorio, que con equipos más especializados se puede transferir la muestra de fluido hacia otro recipiente contenedor. Esta opción es adecuada para muestras de gas condensado o muestras de petróleo parafinoso o asfaltenico la cual pueden precipitar debido a los cambios de presión y temperatura.
3.2. Muestreador de fondo con cámara compensada.
Los muestreadores con cámara compensada pertenecen a la nueva generación de muestreadores de tipo convencional. Ellos están equipados con un pistón en la cámara de muestra que separa la muestra de fluido del yacimiento del fluido hidráulico al otro lado del pistón. Estos eliminan el uso de mercurio u otro fluido para la transferencia de la muestra a otros cilindros de transporte. Estos muestreadores con cámaras compensadas permiten que la tasa de fluido que se esta muestreando pueda ser controlada aplicando una contrapresión durante el proceso de muestreo. Esto mejora el proceso de recolectar muestras monofásicas. Sin embargo, es importante mencionar que este tipo de herramientas pueden dañarse, es decir, se puede romper el pistón permitiendo el paso del fluido hidráulico hacia la muestra de fluido de yacimiento, contaminándola.
3.3. Muestreador Monofásico.
Los muestreadores monofásicos son usados para capturar fluido de yacimiento la cual puede contener asfaltenos en solución. Los asfaltenos, como es sabido, pueden flocularse y precipitarse si las condiciones del muestreo (presión y temperatura), son reducidas. Los muestreadores multifásicos son compensados aplicando una contrapresión con nitrógeno en vez de un pistón en la cámara de muestreo. Mediante el mantenimiento de la contrapresión mucho más alta que la presión de yacimiento, es de esperar que se mantengan las condiciones monofásicas en la cámara de muestreo. Sin embargo, desde que la muestra es sometida a una reducción de temperatura cuando esta es sacada hasta superficie, es probable que algún precipitado de asfalteno pueda ocurrir, dependiendo de la concentración de asfaltenos de la muestra. La práctica estándar en muchos laboratorios es restaurar la muestra recalentándola y manteniéndola a la temperatura y la presión del yacimiento durante muchos días en constante agitación para alcanzar una mezcla de lo que en ella esta contenida. El proceso de precipitación de asfaltenos puede no ser completamente reversible aún después de un extenso período de recalentamiento y mezclado. Si la precipitación de asfaltenos llegase a ser crítica para el diseño de procesos, es preferible que la muestra de fluidos sea realizada mediante muestreadores exotérmicos con temperatura compensada.
3.4. Muestreadores Exotérmicos.
Los muestreadores exotérmicos son similares a los muestreadores monofásicos excepto de que estos son diseñados para el mantenimiento de la temperatura de la muestra. Estas son usadas principalmente para muestras que contienen asfaltenos. El principal objetivo es prevenir que los asfaltenos precipiten, manteniendo la temperatura y la presión de la cámara de muestra tan cerca como sea posible de las condiciones del muestreo, Los muestreadores exotérmicos son mantenidos calientes con una camisa de calentamiento operada a baterías.
4. Probadores de formación mediante Wireline (Wireline formation testers).
Los probadores de formación mediante Wireline (WFT) es un nombre genérico usado para describir aquellas herramientas corridas generalmente en pozos a hoyo abierto para la medición de la presión y temperatura, y el muestreo de fluidos. Los WFT en su actual configuración, son una herramienta de una tecnología muy avanzada. Estas han comenzado a usarse de manera masiva como herramienta para la captura de información que ayudan al estudio de caracterización de un yacimiento. En varias configuraciones que se presentan comercialmente, la herramienta consiste en su conjunto en una probeta y sello que se puede extender contra el pozo para crear una trayectoria de flujo entre la formación y la herramienta, que a su vez se encuentra aislada de los fluidos de perforación o de terminación en el pozo. Los fluidos después fluir desde la formación hacia muchas cámaras dentro de la herramienta que puede ser selectivamente abiertas y cerradas remotamente desde la superficie. Las más modernas herramientas WFT están equipadas con muestreadores que pueden aplicar contrapresión sobre las muestras para mantenerlas monofásicas, si es requerido.
4.1. Contaminación de las muestras con lodo base aceite usando herramientas WFT.
Los sistemas de lodos base aceite (OBM) han ido incrementado su uso en el tiempo debido a su alto rendimiento, una mejor calidad de hoyo, incremento de la tasa de penetración y reducción de los tiempos de perforación. La perforación de pozos con fluidos a base de aceite causa una perdida de filtrado en la zona cercana a la cara de la arena. La profundidad y la extensión de la zona invadida por el filtrado de los sistemas OBM depende de un número de factores, tales como el tipo de roca, permeabilidad de la formación, restauración del revoque, y las operaciones de perforación, etc. Dentro de la zona invadida, los fluidos originales de la formación son contaminados con el filtrado de los sistemas OBM. Cuando las herramientas WFT son usadas en pozos perforados con sistemas OBM, es de esperar encontrar muestras contaminadas con los filtrados de sistemas OBM. Este es el principal riesgo de correr herramientas WFT en pozos perforados con sistemas OBM.
Muchas técnicas son utilizadas para mitigar el nivel de contaminación de las muestras de fluidos tomadas de pozos perforados con sistemas OBM. Una de las tantas técnicas es usar el modulo de bombeo en el WFT. El modulo de bombeo permite la opción de poner a fluir el fluido de la zona invadida tanto como sea posible antes de que las muestra representativa del yacimiento sea muestreada. El objetivo es descartar la mayor cantidad de fluido proveniente de la zona invadida por el filtrado de los sistemas OBM por el fluido original proveniente de la zona virgen del yacimiento. El cómo saber si se esta obteniendo un fluido limpio va a depender de la extensión de la zona invadida, la duración del período de bombeo y la movilidad de los fluidos de la formación. En muchos casos, el modulo de bombeo es usado en conjunto con un analizador óptico de fluidos (siglas en inglés OFA) para el monitoreo del fluido antes de realizar el muestreo.
El monitor OFA hace fluir el fluido proveniente de la formación a través de una línea de flujo que contiene un sistema de doble sensor: un espectrómetro óptico y un detector óptico de gas. La aplicación combinada del modulo de bombeo con el monitor OFA en las operaciones de muestreo son usadas para reducir la contaminación de las muestras de fluidos a nivel muy bajos. Es necesaria una considerable destreza para descifrar la salida del tiempo de registro en el OFA. La salida en el registro de tiempo del OFA es sujeto a un amplio rango de interpretación, la cual debe ser realizada por un especialista. Los recientes avances en la tecnología OFA están liderando la determinación en sitio de las propiedades de los hidrocarburos durante las operaciones de muestreo.
Las muestras de fluidos recolectadas en pozos perforados con sistemas OBM deben esperarse con un cierto nivel de contaminación con filtrado de sistema OBM. El filtrado de sistema OBM es miscible con el fluido original del yacimiento. Por lo tanto, no es posible descontaminar la muestra de fluido de yacimiento a través de métodos físicos. La contaminación del fluido con filtrado de sistemas OBM pueden cambiar significativamente la composición y el comportamiento de fases del fluido original del yacimiento. Aún a bajos niveles de contaminación, las propiedades PVT de los fluidos del yacimiento tales como la presión de saturación, factor volumétrico de formación, RGP, viscosidad, densidad y los pesos moleculares pueden ser afectados. Es muy importante la determinación con precisión de estás propiedades que juegan un papel fundamental en el cálculo de reservas, desarrollo de yacimiento, diseño de procesos en superficie, por lo que es extremadamente importante la obtención de datos confiables PVT provenientes de muestras descontaminadas.
Los dos métodos simples para la determinación de la composición original del fluido de yacimiento de muestras contaminadas son llamadas Método de Sustracción y el Método Skimming. Ambos métodos están basados en la observación de la relación exponencial entre la concentración de los componentes en Cn+ del fluido original del yacimiento y su correspondiente número de carbono o peso molecular. Una gráfica de la composición de la fracción Cn+ de la muestra contaminada versus el numero de carbono o peso molecular en escala semi-logarítmica no va a tener un comportamiento lineal. Ese quiebre con respecto al comportamiento lineal es producto de la contribución del filtrado del sistema OBM. Por el Método Skimming, la composición del fluido descontaminado del yacimiento es determinado a través de la línea recta dibujada a través de la gráfica. Este método no requiere de los datos de la composición del sistema OBM y/o su filtrado. Un ejemplo mostrado de la aplicación del Método Skimming se muestra en la Figura 4.1, donde se observa una muestra contaminada de un fluido de yacimiento de aguas profundas del Golfo de México. En el Método de Sustracción, es requerido el conocimiento de la composición del sistema OBM y su filtrado. El nivel de contaminación de la muestra es determinada en sitio o en el laboratorio a través de la cromatografía del gas. La composición del fluido del yacimiento es determinado por sustracción de la masa del sistema OBM y su filtrado de la composición de la muestra de fluido contaminada.
Figura 4.1. Determinación de la composición del fluido de yacimiento por el Método Skimming.
Existen otros métodos de descontaminación, tales como el Método Experimental, Método Escalado y el Método Estadístico. Estos métodos son más complicados para su aplicación rutinaria, pero pueden obtenerse resultados muchos más precisos.
4.2. Presiones de Formación a través de WFT.
Uno de los usos primarios de la herramienta WFT es la medición de la presiones de formación. Las presiones de formación pueden ser usadas en un gráfico de presión versus profundidad para calcular la densidad y/o continuidad de un fluido en la formación mediante la siguiente ecuación:
Donde:
p = presión, lpca
z = profundidad, pies
ρf = densidad del fluido, lbm/pie3
g = aceleración debido a la gravedad, pie/seg2
ϴ = desviación del pozo, en grados.
Un ejemplo de un gráfico de presión versus profundidad de un yacimiento de aguas profundas del Golfo de México es mostrada en la Figura 4.2. Adicionalmente de la densidad de los fluidos de formación, los gráficos de presión versus profundidad pueden ser usados para determinar contacto de fluidos, la identificación de la existencia de heterogeneidades de yacimientos o barreras de permeabilidad, la presencia de compartimientos en el yacimiento y/o múltiples yacimientos. Sin embargo, antes de la determinación de presiones de formación mediante el uso de WFT, es importante reconocer que las presiones de formación determinadas por este método son afectadas por los cambios de presión capilar y el fenómeno de supercarga dentro de la zona invadida cercana al pozo.
Figura 4.2. Gráfico de Presión versus Profundidad.
4.3. Efectos capilares en las presiones de formación mediante WFT.
La presión capilar es definida como la diferencia de presión entre la fase no mojante y la fase mojante:
Donde:
Pc = Presión Capilar
Pnw = Presión de la fase no mojante
Pw = Presión de la fase mojante
La magnitud de la presión capilar depende de la saturación de cada fase, en la naturaleza de la fase continua, en la distribución, forma y tamaño de los poros y gargantas porales. Para un tubo capilar, la presión capilar es representada por:
Donde:
σ = es la tensión interfacial entre los dos fluidos
ϴ = es el ángulo de contacto la cual denota la mojabilidad del tubo capilar
r = es el radio del tubo capilar
La mojabilidad de la roca es descrita como la preferencia de la fase acuosa o el hidrocarburo a adherirse a la superficie de la roca. La mojabilidad de la roca puede ser calculada mediante muchos métodos, siendo uno de ellos el ángulo de contacto. Valores de ángulo de contacto menores a 90 grados indican que es un sistema mojado por agua, mientras que ángulos de contacto mayores a 90 grados indica que se esta en presencia de un sistema mojado por petróleo. La distribución de la saturación de fluidos en un yacimiento es gobernado por la presión capilar, la cual es dependiente de la profundidad. El nivel de agua libre (FWL) en un yacimiento es la profundidad a la cual la presión capilar petróleo-agua no es existente y el contacto petróleo agua (OWC) es definido como la profundidad a la cual la saturación de petróleo empieza a incrementarse de algún nivel de mínima saturación. El FWL y OWC no son generalmente la misma profundidad pero están separadas por una distancia relacionada a la presión de desplazamiento capilar. El desplazamiento capilar es el umbral o presión capilar de entrada necesaria para que la fase no mojante desplace la fase mojante por los poros de mayor diámetro. La presión desplazamiento capilar es calculada mediante la siguiente ecuación:
Donde:
Pd = Presión de desplazamiento capilar
rL = Radio de garganta de poro más grande
En un yacimiento mojado por agua, el FWL existe a una profundidad, dOWC, por debajo del OWC, y viene dada por:
Donde:
ρnw y ρw = densidades de la fases no mojante y mojante, lbm/pie3, respectivamente
Pd = Presión de desplazamiento, lpc
dOWC = profundidad del contacto petróleo-agua, pies
La localización del OWC y FWL para un yacimiento mojado por agua se puede observar en la Figura 4.3. Allí se puede observar que el FWL se encuentra a una cierta distancia, dOWC, por debajo del OWC. La zona de transición es la región encima del OWC, donde la saturación del agua decrece del máximo valor en el OWC a un valor irreductible a una distancia por encima del OWC. La altura de la zona de transición depende de la mojabilidad del yacimiento, distribución de tamaño de poros, diferencia de densidad de fluidos y la tensión interfacial entre fluidos.
Figura 4.3. Localización del OWC y FWL en un yacimiento mojado por agua.
Es de denotar que para un sistema mojado por petróleo, el FWL está por encima del OWC, en contraste de los yacimientos mojados por agua. Esto es debido por el perfil de presión capilar para una arena mojada por petróleo, la cual es generalmente negativa. La localización del OWC y FWL en la Figura 4.4, se hacen evidentes cuando los conceptos de estos niveles de líquido como se define anteriormente se aplica para un yacimiento mojado por petróleo. La intercepción de los gradientes de presión a través de la columna de hidrocarburos y la zona de agua (acuífero) de un yacimiento medidos a través de WFT indican la aparente localización del FWL.
Figura 4.4. Localización del OWC y FWL en un yacimiento mojado por petróleo.
En general, el aparente FWL medido del WFT puede ser diferente del verdadero FWL correspondiente a la mojabilidad de la roca, la cual es dependiente de la mojabilidad en sí, la presión capilar y el tipo de lodo usado durante la perforación del pozo. Las diferencias entre la aparente FWL medidas del WFT y el verdadero FWL pueden observarse en las figuras a continuación de acuerdo a la mojabilidad del yacimiento. En la Figura 4.5, el gráfico de gradiente de presión en el lado izquierdo representa un yacimiento mojado preferencialmente por el agua. Como el gráfico muestra, las presiones de formación medidas por el WFT en la zona de petróleo son menores (en la izquierda) que la verdadera presión de formación, debido a que los efectos de la presión capilar en la zona invadida han sido eliminadas por el filtrado del sistema de lodo base agua (WBM). En la zona de agua, la presión capilar es cero (0), por lo tanto las presiones de formación medidas son las verdaderas. También en la Figura 4.5, el gráfico de gradiente de presión a la derecha denotado como yacimiento con mojabilidad preferente al agua perforado con sistema OBM. En este caso, la WFT la presiones verdaderas son medidas de la zona de petróleo. En la zona de agua, las presiones son más altas que la presiones verdaderas de la formación debido a que el filtrado del sistema OBM introduce efectos capilares. La Figura 4.5 muestra en general el efecto para un yacimiento mojado preferencialmente por agua perforado tanto con sistema WBM y OBM de que la verdadera FWL se encuentra en un nivel por debajo del determinado por la herramienta WFT.
Figura 4.5. Presión versus profundidad en un yacimiento mojado preferentemente por agua.
En la Figura 4.6, el gráfico al lado izquierdo corresponde en un yacimiento preferentemente mojado por petróleo y perforado con un sistema WBM. En la zona de petróleo, las presiones determinadas por el WFT son mayores que la presión verdadera de formación debido al efecto capilar creada por el filtrado del sistema WBM. Sin embargo en la zona de agua, no existen cambios en la capilaridad. Por otra parte en la misma Figura 4.6, en el gráfico de la derecha se puede observar el mismo yacimiento, pero ahora perforado con un sistema OBM. No se observan cambios de presión en la zona de petróleo con respecto a la verdadera presión de formación. Sin embargo, en la zona de agua, las presiones del WFT pueden ser menores a la verdadera presión de yacimiento debido a que el filtrado del sistema OBM elimina los efectos de capilaridad. En general para yacimientos mojados preferencialmente por petróleo, la verdadera FWL puede estar más arriba que el determinado por la herramienta WFT para el caso de que el yacimiento hubiera sido perforado con un sistema OBM o WBM.
Figura 4.6. Presión versus profundidad en un yacimiento mojado preferentemente por petróleo.
4.4. Efectos de “Supercarga” en presiones de formación medidas mediante WFT.
La invasión del lodo en la región cercana al pozo puede crear presiones de formación que pueden ser más altas que las verdaderas presiones de formación. Este fenómeno es llamado “Supercarga”, la cual es muy evidente en yacimientos de muy baja permeabilidad. Las altas presiones de formación debido a la “Supercarga” puede disiparse con el tiempo debido a la deposición del revoque de lodo en el pozo, lo que reducirá o eliminará la invasión posterior de filtrado de lodo. Incluso si un revoque de lodo se forma en el pozo, el aumento de presiones de formación todavía puede existir cuando se ejecuta WFT. Puntos de datos afectados por la “Supercarga”, ya sea en las zonas de hidrocarburos o el agua en general, serán más altas y se reflejarán al lado derecho de la línea de presión de formación verdadera en el gráfico de presión versus profundidad. Esto puede observarse en la Figura 4.7, para un yacimientos de aguas profundas ubicado en el Golfo de México.
Figura 4.7. Efecto de “Supercarga” en los datos registrados.
Los factores primarios que controlan el fenómeno de “Supercarga” son la presión diferencial a través del revoque de lodo, las propiedades del revoque y la movilidad del fluido de formación. Los efectos de la “Supercarga” se pueden reducir al retrasar la corrida de la herramienta WFT tanto como sea posible, especialmente después de un viaje de limpieza, y utilizando WFT con modulo de bomba de salida para drenar el filtrado de lodo en la zona invadida. Un método gráfico ha sido desarrollado que sirve para corregir las presiones de formación afectadas por la “Supercarga”. Este método mostrado en la Figura 4.8 requiere la medición de las presiones de fondo (presiones de lodo) y las presiones de formación varias veces a una misma profundidad. Al momento de graficar las presiones de formación contra las presiones de fondo, la verdadera presión de formación puede ser determinada a través de la intercepción de una línea dibujada a través de los puntos registrados y una línea de 45 grados.
Figura 4.5. Método gráfico de corrección del fenómeno de “Supercarga”.
Donde:
COMPRESIBILIDAD DE LOS FLUIDOS
COMPRESIBILIDAD DE LOS LIQUIDOS
EMPUJE POR CAPA DE GAS
EMPUJE HIDROSTÁTICO
Bg = Vyac/Vsup
