analisis de hidrocarburos

60 Oilfield Review

Análisis de hidrocarburos en el pozo

Soraya BetancourtGo FujisawaOliver C. Mullins Ridgefield, Connecticut, EUA

Andrew CarnegieAbu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos (EAU)

Chengli DongAndrew KurkjianSugar Land, Texas, EUA

Kåre Otto EriksenStatoilStavanger, Noruega

Mostafa HaggagAntonio R. JaramilloAbu Dhabi Company for Onshore Oil OperationsAbu Dhabi, EAU

Harry TerabayashiFuchinobe, Kanagawa, Japón

CFA (Analizador de la Composición de los Fluidos), LFA(Analizador de Fluidos Vivos para la herramienta MDT),MDT (Probador Modular de la Dinámica de la Formación) y PVT Express son marcas de Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Sylvain Jayawardane y Jiasen Tan, Edmonton,Alberta, Canadá; Sudhir Pai, Rosharon, Texas, EUA; IbrahimShawky, Abu Dhabi, EAU; y Tsutomu Yamate, Fuchinobe,Kanagawa, Japón.

El advenimiento de una nueva herramienta de toma de muestras de fluidos, permite

una rápida evaluación de la composición de los hidrocarburos. Hoy, es posible deter-

minar la calidad de las muestras tomadas para su posterior análisis antes de llenar la

botella de muestreo. La herramienta es lo suficientemente sensible como para deter-

minar los gradientes de la composición de los fluidos dentro de una formación.

La comprensión de la composición del petróleocrudo en las primeras etapas del proceso dedesarrollo de un campo ayuda a optimizar laexplotación de los recursos. Actualmente se dis-pone de dicha información gracias a una herra-mienta operada a cable que ofrece resultados entiempo real para optimizar el muestreo de fluidosen base a la composición medida en la localiza-ción del pozo.

En ocasiones es necesario obtener una de-terminación temprana de la composición delgas y de la relación gas/petróleo (RGP) para de-cidir si terminar un pozo o no, o hasta para tomarla decisión de desarrollar un campo petrolero.

Radiación infrarroja cercana

Absorción y excitación

Por ejemplo, las implicancias económicas deldesarrollo de yacimientos que contienen gasesricos en hidrocarburos son sustancialmente dife-rentes de las correspondientes al desarrollo deyacimientos con altos porcentajes de dióxido decarbono [CO2] en el gas. El CO2 es altamentecorrosivo, de manera que su presencia puedemodificar los requisitos en términos de líneas deflujo y equipos de superficie. Por otra parte, qui-zás sea necesario evitar la mezcla de áreas pros-pectivas con composiciones incompatibles. Losproblemas relacionados con acumulaciones deasfaltenos, ceras, hidratos e incrustaciones orgá-nicas en las líneas de flujo también inciden en el

Invierno de 2003/2004 61

aseguramiento del flujo.1 La composición delfluido puede restringir las caídas de presión y losgastos (velocidades o tasas de flujo, caudales,ratas) admisibles, para evitar la condensación delos fluidos.

Este artículo presenta los recientes desarro-llos en materia de análisis de fluidos que puedenefectuarse con el Probador Modular de Dinámicade la Formación MDT.2 Un nuevo módulo, elAnalizador de la Composición de los Fluidos CFA,proporciona una medición de la composición delos fluidos de muestras extraídas directamentede la formación. Este módulo discrimina las frac-ciones de metano, hidrocarburos livianos, hidro-carburos pesados, dióxido de carbono y aguapresentes en una muestra. La herramienta rea-liza esta determinación en base a la absorción dela luz y la fluorescencia de los fluidos; los resul-tados son transmitidos a la superficie en tiemporeal. Ejemplos de Medio Oriente y el Mar delNorte demuestran la eficacia de este nuevomódulo.

Análisis del petróleo y el gasLos términos gas y petróleo describen el estadode un hidrocarburo como vapor o líquido, pero noespecifican la composición química. Es posibleutilizar una medición detallada de los componen-tes de un hidrocarburo, como la obtenida en unlaboratorio de superficie, para predecir los com-ponentes de las fases de petróleo y gas—así comotambién otras propiedades físicas, tales como ladensidad y la viscosidad—a diversas temperatu-ras y presiones. La obtención de estas medicionesdetalladas de laboratorio puede demandarmucho tiempo. La nueva herramienta CFA, enconjunto con otros módulos de la herramientaMDT, proporciona una determinación rápida dealgunos de los componentes e indica el grado decontaminación del lodo de perforación antes desometer las muestras a un nuevo análisis.

Los hidrocarburos comprenden una variedadde componentes que abarcan desde el metanoque sólo tiene un átomo de carbono hasta loscompuestos de carbono de cadena muy larga, ade-más de moléculas cíclicas, aromáticas y otrasmoléculas complejas tales como los asfaltenos ylas parafinas. Estos componentes determinan elcomportamiento de fases de un fluido de yaci-miento determinado que suele indicarse utili-zando un diagrama de fases representado por tresvariables: presión, volumen y temperatura (PVT)(arriba, a la derecha).3 Un hidrocarburo seencuentra en una sola fase si la presión y la tem-peratura están fuera de la envolvente de fases. Encondiciones que caen dentro de esta envolvente,coexisten dos fases. Sin embargo, la composiciónde las fases cambia dentro de esta región bifásica.

Cerca de la curva del punto de burbujeo, la fasegaseosa corresponde predominantemente ametano, pero ingresando más en la región de dosfases, otros componentes livianos e intermediosingresan en la fase gaseosa.

De un modo similar, los primeros componen-tes líquidos que se separan después de atravesarel punto de rocío son los componentes más pesa-dos; los componentes más livianos pasan a la faselíquida en las condiciones que prevalecen másallá de la curva del punto de rocío. Este fenómenoes importante cuando se muestrean fluidos de gascondensado: una vez que un fluido ingresa en laregión bifásica, los componentes pesados se pier-den en la fase líquida. Este comportamiento seutiliza en el diseño del módulo CFA para determi-nar cuándo un fluido atraviesa el punto de rocío.

La condición de presión y temperatura en lacual se unen las curvas del punto de burbujeo y ladel punto de rocío se denomina punto crítico. Eneste punto, la densidad y la composición de lasfases líquida y gaseosa son idénticas. La tempe-ratura máxima a la cual pueden coexistir dosfases se denomina cricondetérmica.

Usualmente, la temperatura de un yacimientoes casi constante—a menos que se inyecten en elmismo fluidos fríos o calientes—de manera que

la mayoría de los yacimientos que se están ago-tando siguen una trayectoria vertical descendenteen un diagrama de fases de presión y temperatura.Si la temperatura del yacimiento se encuentraentre la temperatura del punto crítico y la cricon-detérmica, se puede separar líquido de la fasegaseosa dentro del yacimiento. Éstos se denomi-nan yacimientos de gas condensado o de conden-sado retrógrado. El gas presente en un yacimientocon una temperatura superior a la cricondetér-mica se conoce como gas húmedo si se separalíquido debido a la disminución de la presión y dela temperatura en el sistema de producción, ocomo gas seco si no se separa líquido ya sea en elyacimiento o en el sistema de producción.

Curva del punto de burbujeo

Curva del punto de rocío

Temperatura

Pres

ión

Punto crítico

Agotamiento del yacimiento

Punto cricondetérmico

> Una típica envolvente de fases para un condensado retrógrado. Entre lascurvas del punto de burbujeo y del de rocío, los hidrocarburos se encuentranen dos fases. Las líneas de la fracción molar líquida constante (líneas punte-adas) se unen en el punto crítico. Los fluidos que ingresan en la región dedos fases a la derecha del punto crítico se denominan condensados retró-grados. Los fluidos a temperaturas superiores de la del punto cricondetér-mico siguen siendo monofásicos a todas las presiones. Si la condición inicialde temperatura y presión del yacimiento está por encima de la envolvente defases, y entre la temperatura crítica y la del punto cricondetérmico, el fluidoatraviesa un punto de rocío y se separa líquido de la fase gaseosa al declinarla presión del yacimiento. Esta condición (línea vertical) comienza en la con-dición de yacimiento inicial; en esta gráfica se muestra a una temperatura ypresión elegidas en forma arbitraria.

1. Wasden FK: “Flow Assurance in Deepwater Flowlines/Pipelines,” Deepwater Technology, Suplemento de laRevista World Oil (Octubre de 2003): 35–38.

2. 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,” Oilfield Review 13, no. 3 (Invierno de 2001-2002): 24–43.

3. Para obtener mayor información sobre diagramas defases y seudo-fluidos, consulte: “ComposingPseudofluids” en: Afilaka JO, Bahamaish J, Bowen G,Bratvedt K, Holmes JA, Miller T, Fjerstad P, Grinestaff G,Jalali Y, Lucas C, Jiménez Z, Lolomari T, May E y RandallE: “Mejoramiento de los yacimientos virtuales,” OilfieldReview 13, no. 1 (Verano de 2001): 26–47.

Las decisiones económicas tomadas en las pri-meras etapas de un proyecto de exploración amenudo dependen de la caracterización del tipode hidrocarburo presente en un yacimiento. Estadeterminación resulta particularmente válida enáreas marinas, donde puede ser necesario eldiseño de costosas infraestructuras de platafor-mas o empalmes submarinos para manejar losfluidos de yacimiento. La tipificación temprana delos hidrocarburos también se necesita en áreasremotas, donde la producción de campos satélitespuede resultar antieconómica a menos que seconstruya una configuración de empalmes o insta-laciones adicionales para comercializar el gas.

Las prácticas de producción seguras tambiénrequieren el conocimiento del comportamiento delas fases de los fluidos. Si la presión de yacimientocae por debajo del punto de rocío, precipita con-densado líquido en la formación. Si la saturaciónes baja, el líquido presente en los espacios porososno es móvil y reduce la permeabilidad relativa algas. El resultado son dos impactos económicosnegativos: la productividad declina y quedan en elyacimiento valiosos líquidos de condensado.Frecuentemente se necesita mantener la presiónmediante la inyección de gas o de agua para man-tener la presión de yacimiento por encima delpunto de rocío. Se pueden implementar prácticassimilares para mantener un yacimiento de petró-leo por encima del punto de burbujeo y evitar elescape de gas. Los programas de desplazamientomiscible, tales como la reinyección de gases sepa-radores, pueden modificar la composición y elcomportamiento de fases de la mezcla de fluidosde formación y fluidos inyectados. Puede ser nece-sario tomar muestras de fluidos de yacimientopara comprender este proceso también.

Muestreo de fluidosDurante muchos años, la industria ha evaluadolos fluidos recolectando muestras de una forma-ción, llevándolas a la superficie y analizándolasen un laboratorio que puede estar ubicado lejosde la localización del pozo. Este proceso puederequerir mucho tiempo y está sujeto a errores enla recolección y el manipuleo de las muestras opuede producir la degradación de las mismasdurante el transporte.

El servicio PVT Express de análisis de fluidosde pozos en la localización del pozo es un avancereciente en la determinación de las propiedadesde los fluidos. Este sistema puede aportar datosdetallados de análisis de fluidos a las pocas horasde haber llegado las muestras a la superficie. Unasingular minicelda para la determinación de laspropiedades PVT permite la medición en sitio dela presión del punto de rocío en las muestras degas condensado. El laboratorio móvil, compacto y

modular, puede transportarse a cualquier lugargeográfico. Se eliminan así las demoras asocia-das con el despacho de las muestras. Se puedendeterminar la calidad y las propiedades de losfluidos, manteniendo a la vez la oportunidad deobtener muestras adicionales. Con el servicioPVT Express, se pueden tomar con mayor rapidezlas decisiones relacionadas con la ejecución depruebas de formación con herramientas opera-das a cable o adicionales pruebas de producciónefectuadas en agujero descubierto.

Transitando al siguiente paso, Schlumbergerrealiza algunas evaluaciones de propiedades defluidos en el fondo del pozo. El Analizador deFluidos Vivos LFA de la herramienta MDT pro-porciona una forma de analizar los fluidos ensitio para determinar cuándo se ha reducido sufi-cientemente la contaminación producida por ellodo de perforación para obtener una muestra defluido de calidad aceptable.4 Esto minimiza eltiempo necesario para recolectar las muestras defluido, reduciendo tanto los costos del equipo deperforación como el riesgo de que la herramientase atasque por haber estado demasiado tiempoen el pozo.

El módulo LFA incluye un canal específica-mente sintonizado para registrar la presencia demetano, proporcionando un medio para obtenerla relación gas/petróleo.5 La medición de la rela-

ción gas/petróleo en el fondo del pozo ayuda aidentificar si las diferentes formaciones estáncompartimentalizadas. Se puede implementar unprograma de muestreo para descubrir la varia-ción composicional dentro de un compartimientodado, ayudando a optimizar los programas de ter-minación de pozos. La concordancia entre lasmediciones de las propiedades del petróleocrudo en el fondo del pozo, en la localización delpozo y en el laboratorio, genera confianza en laspropiedades de fluidos obtenidas.

Los canales LFA también miden el color delpetróleo, que usualmente cambia al eliminar ellodo de perforación de la formación por medio dellavado. Un algoritmo sofisticado indica el tiempode limpieza requerido para obtener una muestrade fluido de formación representativa en losmódulos de muestreo MDT.6 Esta evaluación rea-liza una precalificación de las muestras de fluidopara un análisis más extensivo en la superficie,proporciona datos básicos de propiedades de flui-dos, tales como la relación gas/petróleo, y ayuda adefinir la variabilidad del fluido con respecto a laprofundidad. Estas mediciones resultan críticaspara el ajuste de un plan de muestreo y análisismientras la herramienta MDT se encuentra en elpozo, lo que ayuda a los operadores a extraer elmáximo beneficio de las carreras de adquisiciónde registros.

62 Oilfield Review

2.0

1600 1700 1800Longitud de onda, nm

Dens

idad

ópt

ica

1900 2000 2100

1.5

1.0

0.5

0.0

MetanoEtanoN-heptanoDióxido de carbono

> Espectro de absorción en la región visible e infrarroja cercana. Al aumentar la longitud de onda, ladensidad óptica—o absorción de la luz—de los hidrocarburos se debe a la presencia de moléculascada vez más pesadas y complejas (próxima página). Los gases condensados y los petróleos tienendiferentes respuestas en la región visible. Las bandas de excitación molecular de los hidrocarburosaparecen a aproximadamente 1700 nanómetros (nm), donde la luz que interactúa con los enlaces delos hidrocarburos induce las vibraciones moleculares (arriba). El metano tiene un pico en el modovibracional de CH4 y el etano, en el modo de –CH3. Los hidrocarburos de cadenas más largas, talescomo el n-heptano, tienen muchos enlaces–CH2– pero también tienen enlaces –CH3 en los extremosde las cadenas. La longitud de onda correspondiente a la excitación del dióxido de carbono es mayorque las longitudes de onda correspondientes al modo de los hidrocarburos. El agua tiene dos picos deabsorción anchos, intensos, que pueden interferir con la detección de los picos de excitación de loshidrocarburos (próxima página).


Los yacimientos de gas condensado planteandesafíos especiales para la recolección de mues-tras de fluidos. Una herramienta de muestreodebe aplicar un diferencial de presión para suc-cionar fluido de la formación forzándolo a ingre-sar en sus cámaras de muestreo. Si esta caída depresión es demasiado grande, la presión puedecaer por debajo del punto de rocío y la fase líquidaseparada puede quedar atrapada en el yacimiento.En consecuencia, la muestra recolectada no serárepresentativa. Aun cuando la transición de fasese produzca fuera de la formación, es decir, queel fluido se convierta en multifásico dentro de laprobeta y los módulos de bombeo de la herra-mienta o en las líneas de flujo que conducen a lacámara de muestreo, las diferencias en la densi-dad y la viscosidad del fluido y la segregación defases dentro de la herramienta pueden dar comoresultado una composición de la muestra norepresentativa del fluido del yacimiento. Esteproblema de un fluido de yacimiento que sesepara en dos fases es aún más severo cuando lasmuestras se obtienen en la superficie duranteuna prueba de producción efectuada en agujerodescubierto, que utiliza una mayor caída de pre-sión que la utilizada por una herramienta demuestreo operada a cable.

El nuevo módulo CFA—un desarrollo con-junto entre el centro de Investigaciones Doll deSchlumberger en Ridgefield, Connecticut, EUA; elCentro de Tecnología Kabushiki Kaisha deSchlumberger en Fuchinobe, Kanagawa, Japón; yel Centro de Productos Sugar Land deSchlumberger en Sugar Land, Texas, EUA—fueconcebido específicamente para detectar la for-mación de rocío como una segunda fase de hidro-carburo utilizando un detector de fluorescencia.Se trata de la primera herramienta de fondo depozo con capacidad de detección de rocío. Conesta capacidad, el módulo puede diferenciar

entre flujo monofásico y flujo multifásico e indicarcuándo la presión de la herramienta cae pordebajo de la presión del punto de rocío. Utilizadaen combinación con un módulo LFA, la herra-mienta CFA indica el tiempo y las condicionesadecuadas para la obtención de una muestra defluido, incluso en el complejo entorno de los yaci-mientos de gas condensado.

Además del detector de fluorescencia, laherramienta CFA incorpora espectrómetros deabsorción que miden la opacidad, o la densidadóptica, de un fluido a diversas longitudes de onda.Estas mediciones permiten distinguir varios com-ponentes de los fluidos con hidrocarburos, no sólomejorando la detección del rocío sino tambiénproporcionando un análisis composicional. Eneste artículo, se analizará primero esta capacidadde análisis composicional, describiéndose másadelante la detección por fluorescencia.

Evaluación de la composición del gasLas moléculas de hidrocarburos interactúan conla luz en la banda de longitud de onda visible einfrarroja cercana, que es muestreada por losespectrómetros CFA. La interacción con las ban-das de energía electrónica confiere a los petróleossu color, absorbiendo más luz las moléculas com-plejas que las moléculas simples (página anteriory arriba).7 Los petróleos con cantidades significa-tivas de resinas y asfaltenos son más oscuros quelos que contienen principalmente parafinas.8 Losgases condensados tienden a ser relativamenteclaros, con poca absorción electrónica.

Un tipo diferente de interacción se produceen la región infrarroja cercana, donde la absor-ción de la luz excita la vibración molecular. Eltipo de enlace molecular entre los átomos de car-bono [C] y los átomos de hidrógeno [H] deter-mina la frecuencia de la luz absorbida. Lasinteracciones dominantes de la absorción vibra-

cional tienen lugar en tres tipos de configuracio-nes moleculares:9

• un átomo de carbono rodeado por cuatro áto-mos de hidrógeno, es decir, CH4

• un átomo de carbono con tres átomos dehidrógeno, –CH3

• un átomo de carbono con dos átomos dehidrógeno, –CH2–.El metano es el único ejemplo del primer

modo. El etano es un ejemplo del segundo casoporque contiene dos átomos de carbono, cadauno de los cuales está conectado con tres átomosde hidrógeno. Sin embargo, los hidrocarburos decadena más larga corresponden predominan-temente a –CH2– pero también tienen el grupo–CH3 en cada extremo de una cadena. El grupo–CH2– domina la absorción de la luz por esos com-puestos de cadena larga, pero también existe ciertaabsorción por –CH3. Por ejemplo, en los grupos–CH2– se encuentra el 77% de los enlaces carbono-hidrógeno del n-dodecano, una parafina comúncon 12 átomos de carbono en una cadena lineal.

Existe una complicación en el análisis de losespectros de hidrocarburos: la superposición delos espectros de absorción. La interpretaciónespectral requiere que esta superposición seatomada en cuenta en forma adecuada. Estascomplejidades se resuelven en el análisis CFAmediante el empleo de una técnica denominadaregresión por componentes principales. Este pro-cedimiento matemático extrae el máximo conte-nido de información de cualquier conjunto dedatos. En este caso se trata de los espectrosvibracionales.

Dens

idad

ópt

ica

Longitud de onda, nm

Petróleo de peso mediano

Agua

Hidrocarburos

500 1000 1500 20000

1

2

3

4

CondensateCondensado

4. Andrews y otros, referencia 2.5. Mullins OC, Beck GF, Cribbs ME, Terabayashi T y

Kegasawa K: “Downhole Determination of GOR onSingle-Phase Fluids by Optical Spectroscopy,”Transcripciones del XLII Simposio Anual de Adquisiciónde Registros de la SPWLA, Houston, Texas, EUA, 17 al20 de junio de 2001, artículo M.Dong C, Hegeman PS, Elshahawi H, Mullins OC,Fujisawa G y Kurkjian A: “Advances in DownholeContamination Monitoring and GOR Measurement ofFormation Fluid Samples,” Transcripciones del XLIVSimposio Anual de Adquisición de Registros de laSPWLA, Galveston, Texas, EUA, 22 al 25 de junio de2003, artículo FF.

6. Mullins OC, Schroer J y Beck GF: “Real-TimeQuantification of OBM Filtrate Contamination DuringOpenhole Wireline Sampling by Optical Spectroscopy,”Transcripciones del XLI Simposio Anual de Adquisiciónde Registros de la SPWLA, Dallas, Texas, 4 al 7 de juniode 2000, artículo SS.

7. Para mayores detalles sobre interacciones entre luzvisible e infrarroja cercana y petróleo crudo, consulte:Andrews y otros, referencia 2.

8. Los compuestos distintos a los hidrocarburos que seencuentran en el petróleo, tales como los que contie-nen nitrógeno, oxígeno y azufre, también contribuyen alcolor. Los petróleos oscuros pueden contener grandescantidades de estos compuestos.

9. Los guiones cortos indican una conexión con otros áto-mos de carbono: –CH3 se conecta con un átomo de car-bono, y –CH2–se conecta con un átomo de carbono acada lado del átomo de carbono indicado.

El algoritmo de interpretación CFA incorporacinco detectores para determinar cuatro compo-nentes:10

• metano, que se denomina C1 en el análisisCFA11

• otros gases con hidrocarburos, denominadosC2-C5

• líquidos con hidrocarburos, denominados C6+• dióxido de carbono, CO2.

Los rasgos espectrales específicos pueden dis-tinguir tanto el metano como el dióxido de car-bono. Los otros gases con hidrocarburos sondominados por el grupo –CH3, y los grupos –CH2–dominan los líquidos con hidrocarburos. Por lotanto, los resultados de la regresión por compo-nentes principales son interpretables en términosde las características espectrales.

En la misma parte del espectro infrarrojo, elagua tiene un pico de absorción ancho e intenso.La presencia de agua puede saturar a las otrasseñales, particularmente a la señal del CO2. Elmódulo CFA tiene un detector sintonizado con elmodo vibracional del agua que indica cuándo elagua afecta las respuestas de los otros detectores.

La herramienta CFA es recomendable cuandolos fluidos poseen una relación gas/petróleosuperior a 180 m3/m3 [1000 pc/bbl], porque losfluidos con una relación gas/petróleo más bajatienen una señal cromática lo suficientementeintensa como para interferir con los picos deabsorción del modo vibracional. Este rango reco-mendado incluye gases, gases condensados,petróleos volátiles y algunos petróleos negros.12

Las siguientes secciones muestran cómoestas mediciones composicionales fueron utiliza-das para detectar el gas inyectado en un pozo devigilancia rutinaria y para descubrir un gradientecomposicional dentro de la sección petrolífera deun yacimiento con un casquete de gas.

Detección de gas de inyecciónEl módulo CFA fue utilizado en un proyecto pilotode inyección de gas que había estado en marchadurante varios años en un yacimiento carbona-tado terrestre de los Emiratos Árabes Unidos(EAU). Como parte de un programa de evalua-ción en curso, la compañía operadora, Abu DhabiCompany for Onshore Oil Operations (ADCO),perforó un nuevo pozo de vigilancia rutinariapara determinar el avance del gas inyectado.13 Seequipó una sarta de muestreo MDT, que incluía laherramienta CFA, un módulo de empacador dual,un módulo de bombeo, un módulo LFA y 18 cáma-ras de muestras monofásicas. Las muestrasmonofásicas, de calidad suficiente para los pos-teriores análisis detallados de laboratorio, seobtuvieron de seis estaciones diferentes.

La herramienta CFA proporcionó la informa-ción composicional de los fluidos antes de larecolección de las muestras en las primeras cua-tro estaciones. El fluido de perforación era un

64 Oilfield Review

10,260 10,215 10,170 10,125 10,080 10,035

9990 9945 9900 9855

8145 8100 8055 8010 7965 7920 7875 7830 7785 7740

8145 8100 8055 8010 7965 7920 7875 7830 7785 7740

8145 8100 8055 8010 7965 7920 7875 7830 7785 7740

Resultado de laboratorio




Fluido de alta dispersión

C1

Relación gas/petróleo obtenida con la

herramienta

Relación gas/petróleo

scf/bbl

A

B

C

D

75000

Relación gas/petróleo obtenida en el laboratorio

C2– C5Baja

Media

AltaTiempo transcurrido, s

C6+

CO2

Indicación de agua

Composición porcentaje0 100

porcentaje0 100

Fracción de volumen

de aguaCalidad

< Composición de fluidos CFA en un yacimientocarbonatado de EAU. El resultado CFA indicóque la zona superior, A, no estaba barrida. Lasegunda estación, B, tenía la mayor concentra-ción de componentes gaseosos, C1 y C2-C5, y lamás alta relación gas/petróleo (RGP), lo queindicaba que el gas inyectado había barrido estazona. Las dos estaciones inferiores tambiénhabían sido parcialmente barridas por el gasinyectado. Los resultados de las muestras reco-lectadas durante esta carrera de adquisición deregistros fueron analizados en un laboratorio,confirmando la composición y los valores de laRGP medidos por el módulo CFA.


lodo a base de agua, de modo que durante el aná-lisis se detectó cierta cantidad de agua. Lascaracterísticas del módulo de bombeo—descrip-tas en la sección “Detección de una condiciónmultifásica,” página 68—hicieron que el aguaapareciera como tapones que atravesaban la ven-tana CFA. La herramienta permitió observar lalimpieza del fluido de perforación antes delmuestreo.

La muestra de la zona superior contenía petró-leo virtualmente en su totalidad (página anterior).

La segunda estación de muestreo mostraba clara-mente una alta concentración de gas provenientede la formación. Las dos zonas inferiores extre-mas produjeron algo de gas. Esto indicaba que, enel pozo de vigilancia, la zona superior no habíasido barrida y la segunda zona había sido barridaen su mayor parte por el gas inyectado. Los resul-tados demostraron que estas dos zonas superioresno estaban en comunicación.

Los resultados CFA fueron obtenidos despuésde aproximadamente dos horas de bombeo para

limpiar el lodo de perforación. Luego de dos otres horas adicionales en cada estación, los cam-bios producidos en los canales cromáticos LFAindicaron que el fluido se había limpiado lo sufi-ciente como para tomar muestras en las botellasde muestras monofásicas. Estas muestras fueronanalizadas en un laboratorio, observándose quelos resultados se ajustaban razonablemente biena los datos CFA obtenidos en tiempo real. Estosresultados ayudaron a ADCO a comprender lascaracterísticas de flujo y la eficiencia de la inyec-ción de gas de su campo petrolero.

Descubrimiento de un gradiente composicionalStatoil, la compañía operadora de un pozo deevaluación del Mar de Noruega, quería estable-cer el contacto gas/petróleo (CGP) y el contactoagua/petróleo (CAP), y obtener muestras defluido para un análisis de laboratorio. Unaprueba de producción efectuada en agujero des-cubierto en un pozo descubridor no había pro-porcionado datos conclusivos sobre laspropiedades de las fases de los fluidos. Éste fue elúnico pozo de evaluación perforado antes dedesarrollar las instalaciones para procesar unsistema de fluidos de yacimiento complejo, casicrítico. Statoil consideraba que era importanteobtener una buena descripción de las propieda-des de los fluidos dentro del yacimiento.

Un registro triple combo, adquirido conherramientas operadas a cable, indicó 100 m[328 pies] de yacimiento relativamente carentede rasgos salvo por el desarrollo de una veta posi-blemente impermeable, a aproximadamenteXY30 m (izquierda). Los registros de densidad yde porosidad-neutrón no indicaron ningún cruza-miento de las curvas. El cruzamiento de las cur-

10. Van Agthoven MA, Fujisawa G, Rabbito P y Mullins OC:“Near-Infrared Spectral Analysis of Gas Mixtures,”Applied Spectroscopy 56, no. 5 (2002): 593–598.Fujisawa G, van Agthoven MA, Jenet F, Rabbito PA yMullins OC: “Near-Infrared Compositional Analysis ofGas and Condensate Reservoir Fluids at ElevatedPressures and Temperatures,” Applied Spectroscopy56, no. 12 (2002): 1615–1620.

11. En esta terminología, el número que sigue a la letra Cindica la cantidad de átomos de carbono del com-puesto. Por ejemplo, C1 corresponde a metano, con lafórmula molecular CH4.

12. Una correlación estándar del tipo de petróleo con larelación gas/petróleo es que la relación gas/petróleo delpetróleo negro es inferior a 360 m3/m3 [2000 pc/bbl]; lospetróleos volátiles oscilan entre ese valor y 594 m3/m3

[3300 pc/bbl]; luego, los gases condensados se extien-den hasta 9006 m3/m3 [50,000 pc/bbl]; y los gases tienenuna relación gas/petróleo superior a 50,000 pc/bbl.

13. Fujisawa G, Mullins OC, Dong C, Carnegie A, BetancourtSS, Terabayashi T, Yoshida S, Jaramillo AR y Haggag M:“Analyzing Reservoir Fluid Composition In-Situ in RealTime: Case Study in a Carbonate Reservoir,” artículo dela SPE 84092, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Denver, Colorado, EUA, 5 al 8de octubre de 2003.

XX602.7140 1.720 p.u.API

Porosidad-neutrónRayos gamma

XX80

XY00

XY20

XY40

XY60

XY80

00.6 g/cm3

Densidad volumétrica

60AguaPetróleo

Gas0 pulgadas 385375 bar

Diámetro de la zona invadida

10,0000.1 ohm-m

Resistividad de la zona invadida

Presión MDT

10,0000.01 ohm-m

Resistividad de la formación

80000 pc/bbl

C6+

C2– C5

Agua

C1

Relación gas/petróleo obtenida con la herramienta

80000 scf/bbl

Relación gas/petróleo obtenida en el laboratorio

30Densidad óptica

Contacto gas/petróleo

2

5

3

1

4Contacto

agua/petróleo

> Gradiente composicional en un pozo del Mar del Norte. Los registros de rayos gamma (Carril 1), den-sidad volumétrica y porosidad-neutrón (Carril 2), y el registro de resistividad de la formación (Carril 3)indican una zona relativamente carente de rasgos de aproximadamente 100 m [328 pies] de espesor.Existe una zona delgada, posiblemente impermeable, a aproximadamente XY30. La resistividad de lazona invadida (Carril 3) implica una zona de agua hasta XY10, con una zona de transición hasta aproxi-madamente XX95 y quizás una tercera zona por encima de XX75. Las mediciones de presión (Carril 4)confirman tres gradientes, con un contacto gas/petróleo a XX75 y un contacto agua/petróleo a XY10.Tanto la densidad óptica en base al canal cromático CFA, como la relación gas/petróleo (RGP) (Carril5), muestran un gradiente en la composición de los fluidos, que también se observa en el análisis com-posicional CFA (Carril 4). Los números a la izquierda de las composiciones CFA indican el orden demuestreo en el pozo. Las barras delgadas debajo de cada resultado CFA son los posteriores resultadosde laboratorio, que fueron escalados para excluir la fracción de agua medida con la herramienta CFA,lo que permite la comparación directa de los componentes de hidrocarburos. Las mediciones de laRGP de laboratorio (Carril 5) también confirman el gradiente composicional, aunque la magnitud eslevemente diferente al resultado CFA.

vas es normalmente una señal que indica la pre-sencia de una zona de gas, pero las propiedadesde la formación y los fluidos de este yacimientoeran tales que no se observaba ninguna separa-ción entre las curvas, probablemente debido a laalta densidad del gas, la baja densidad del petró-leo y la invasión de filtrado de lodo a base deagua. La resistividad de la formación era uni-forme, pero la resistividad en la región invadidaindicaba un posible cambio en la saturación deagua de la zona lavada con un probable contactoagua/petróleo a XY10.

A continuación, Statoil obtuvo los gradientesde presión de la formación utilizando una herra-mienta MDT para hallar las diferentes seccionesde fluido. El sistema de adquisición de registrosMDT consistía en un módulo de probeta, unmódulo de bombeo, un módulo CFA, un móduloLFA y módulos de cámaras de muestras múlti-ples. El módulo de probeta tenía un registradorde presión de cuarzo de alta precisión.

Dentro de la zona de 100 m identificada porlos registros eléctricos, la compañía operadoraobtuvo 25 mediciones de presión. Estos datospermitieron identificar tres gradientes de pre-sión diferentes correspondientes al gas, el petró-leo y el agua, estando todos en comunicación

hidráulica. Sin embargo, el gradiente de presiónpor sí solo resultaba inadecuado para resolver ungradiente composicional en la zona con hidrocar-buros. Statoil había investigado gradientes com-posicionales en otras localizaciones de todo elmundo y quería estudiar esta sección de petróleoen mayor detalle.14

Una vez obtenidas las presiones, la compañíaoperadora volvió a colocar la sarta de herramien-tas para analizar los fluidos de la formación utili-zando el módulo CFA y recolectar las muestras deun área en la porción inferior de la sección depetróleo en botellas de muestreo de alta presión.El módulo CFA obtuvo una lectura rápida de lacomposición de las muestras antes de llenar cadabotella de muestreo. Los resultados, transmitidosa la superficie en tiempo real, indicaron que lacomposición del fluido se estabilizaba entre 1000y 2000 segundos, o entre 17 y 33 minutos. Lasmediciones composicionales CFA se realizabanhabitualmente luego de una hora de tiempo delimpieza. No obstante, baches del lodo a base deagua seguían atravesando el aparato y normal-mente llevaba más de dos horas adicionalesreducir la contaminación del lodo a niveles acep-tablemente bajos como para obtener cada mues-tra para el análisis en superficie.

A continuación, se colocó la probeta en el cas-quete de gas. La relación gas/petróleo era alta,con grandes concentraciones de los componentesC1 y C2-C5. La densidad óptica en el canal cro-mático era prácticamente cero en el casquete degas, lo que resultaba compatible con la presenciade un sistema de hidrocarburos muy livianos.

Después de obtener una muestra de fluido enel casquete de gas, se volvió a colocar la herra-mienta para obtener una segunda muestra 14 m[46 pies] por encima de la primera muestra depetróleo. La compañía operadora sospechaba quepodía haber un gradiente composicional en la zonade petróleo. Los resultados CFA provenientes delas dos estaciones de petróleo indicaron una rela-ción gas/petróleo significativamente más alta en laposición superior. La densidad óptica cromáticatambién era menor en la estación superior, lo queindicaba un mayor contenido de componentesgaseosos en la posición más alta.

Con esta información, la compañía operadorapudo cambiar el plan de adquisición de registrosde inmediato. El módulo de probeta fue colocadolo más cerca posible del contacto agua/petróleo,y luego lo más cerca posible del contactogas/petróleo. Las lecturas CFA obtenidas en todala extensión de la columna de petróleo confirma-

66 Oilfield Review

Excitación

Canal de fluorescencia 1

Gas condensado

Petróleo livianoCanal de fluorescencia 2

Longitud de onda

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> Detección de fluorescencia. El detector de fluorescencia está situado a 7 cm [3 pulgadas] de distancia del espectrómetro en lalínea de flujo CFA (próxima página). En la unidad de detección de fluorescencia, una fuente de luz azul se refleja desde una ven-tana de muestreo en un canal de detección sintonizado en la misma longitud de onda. El haz de excitación es reemitido a longi-tudes de onda mayores. Otros dos canales son sintonizados para detectar esta fluorescencia de hidrocarburos en dos ampliosrangos de longitudes de ondas. Gran parte de la señal del condensado tiene lugar en el primero de estos dos detectores (arriba).


ron la existencia de un gradiente composicionaly un aumento de más del 60% de la relacióngas/petróleo en un intervalo de aproximada-mente 32 m [105 pies], dentro de la columna depetróleo. Las muestras de fluido tomadas en cadauno de estos puntos, y analizadas posteriormenteen un laboratorio, confirmaron un gradientecomposicional.

La detección de este gradiente sin el análisisCFA en tiempo real sería poco probable. En pri-mer lugar, en un laboratorio con frecuencia seinterpreta que las pequeñas diferencias que exis-ten entre las muestras reflejan dificultades demuestreo más que variaciones de las propiedadesde los fluidos. En segundo término, es poco pro-bable que una compañía coloque una herra-mienta a cuatro profundidades diferentes en estasección de petróleo sin contar con alguna evi-dencia previa que indique la presencia de ungradiente.

Para Statoil, lo importante fue que la existen-cia de un gradiente composicional dentro de lasección de petróleo se detectó y confirmó entiempo real. Esto permitió a la compañía opera-dora ajustar el programa de muestreo MDT paraidentificar profundidades de muestreo de fluidosadecuadas y recolectar cantidades de muestras

suficientes para una descripción completa de losfluidos del yacimiento. El hecho de saber quehabía un gradiente composicional en la forma-ción y el conocimiento del rango esperado de laRGP ayudaron a la compañía a desarrollar unaestrategia de caída de presión en el pozo paraoptimizar la producción.

Dado que la compañía operadora planificódesarrollar el campo petrolero utilizando pozoshorizontales, la ubicación de los mismos con res-pecto a los contactos gas/petróleo y agua/petró-leo era crucial. Una prueba de permeabilidadMDT realizada durante esta secuencia de prue-bas proporcionó información adicional para ubi-car los pozos.

La determinación de las propiedades en sitio,proporcionada por la combinación de los módulosCFA y LFA, garantizó la obtención de muestras decalidad en las botellas de muestreo. Dado que losfluidos producidos de este campo serán vincula-dos con otros campos, un análisis composicionalde los fluidos de calidad y la determinación de lacompatibilidad con los otros fluidos eran impor-tantes para el aseguramiento del flujo.

Los cambios sutiles en la composición pue-den ser ensombrecidos fácilmente si el fluido queatraviesa los detectores se separa en dos fases.

Esto puede suceder si la caída de presión esdemasiado grande. La utilización del método defluorescencia es clave para detectar cuándo unfluido atraviesa su punto de rocío.

Una incandescencia aromáticaLos hidrocarburos aromáticos presentan fluores-cencia. La característica distintiva de la fluores-cencia es que existe un breve retardo entre laabsorción de la luz y su reemisión, y la reemisiónse produce con menor energía—es decir, mayorlongitud de onda—que la luz absorbida (páginaanterior y arriba).15

14. Høier L y Whitson CH: “Compositional Grading—Theoryand Practice,” artículo de la SPE 63085, presentado enla Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Dallas, Texas, EUA, 1° al 4 de octubre de 2000.Para ver otro ejemplo de gradiente composicional, consulte: Metcalfe RS, Vogel JL y Morris RW:“Compositional Gradients in the Anschutz Ranch EastField,” artículo de la SPE 14412, SPE ReservoirEngineering 3, no. 3 (Agosto de 1988):1025–1032.

15. Una forma de decaimiento de una molécula de unestado excitado es a través de la emisión de un fotón. Sise ha disipado parte de la energía de excitación, porejemplo por colisión, la luz reemitida posee menor ener-gía que la luz absorbida.

Flujo de fluido

Detector de reflexiones


Unidad de detección de fluorescencia


Fuente de luz azul

Espectrómetro

Lámpara

Agua

El módulo CFA incorpora una unidad dedetección de fluorescencia (FDU, por sus siglasen inglés) en la línea de flujo, a unos 7 cm [3 pul-gadas] del espectrómetro de absorción. Dada laproximidad entre ambos, los dos tipos de detec-tores muestrean esencialmente el mismo fluido.Esto permite utilizar simultáneamente las dosmediciones para evaluar los fluidos.

La unidad FDU emite una luz azul sobre unaventana en el tubo de flujo. Un detector sintoni-zado en la longitud de onda de la fuente se colocaen el ángulo de reflexión. Esto proporciona unamedida de la reflexión directa de la luz, redu-ciendo la posibilidad de detección de fluorescen-cias falso-positivas. Otros dos detectoresincluidos en la unidad FDU registran la intensi-dad y el espectro de la fluorescencia.

La unidad FDU es particularmente sensible ala fluorescencia del fluido sobre la superficie dela ventana del tubo de flujo. La formación derocío a menudo genera una capa de líquido sobrelas superficies del tubo de flujo. Cuando el fluidose encuentra en una sola fase, el detector midelas propiedades del fluido que fluye cerca de laventana. Una vez que la presión cae por debajodel punto de rocío, el líquido se separa de la solu-

ción y se condensa. La fase líquida condensadahumedece la ventana del detector, de maneraque el detector de fluorescencia es más sensiblea las propiedades de la fase líquida. Dado que lasfracciones pesadas son enriquecidas en la faselíquida, la unidad FDU es sensible a la presenciade una fase líquida que se separa de un gas con-densado. Esto la convierte en una excelenteherramienta para detectar cuándo un fluido caepor debajo de su punto de rocío.

Detección de una condición multifásicaLa primera utilización de una unidad FDU en elcampo demostró que la caída de presión utilizadaen esa estación de muestreo era demasiadogrande, lo que generaba una condición bifásica.La compañía operadora pasó a otra estación, ubi-cada a unos pocos centímetros y reiteró el mues-treo, obteniendo esta vez una buena muestra. Estasección describe cómo se separaron los fluidos enel módulo de bombeo y cómo la unidad FDUdetectó esta condición bifásica causada por laexcesiva caída de presión en la primera estación.

Durante una carrera de adquisición de regis-tros MDT, una probeta se sella contra la forma-ción y luego la bomba extrae fluido de la

formación y lo introduce en la herramienta. Enuna situación ideal, la caída de presión originadapor la herramienta bastará para succionar elfluido de la formación pero no será suficientepara que el fluido caiga por debajo de la presiónde su punto de rocío. Sin embargo, tanto la per-meabilidad de la formación como la diferenciaentre la presión del punto de rocío y la de la for-mación se desconocen o se conocen en formadeficiente antes de que se inicien la mayoría delas operaciones MDT en los pozos de exploración.En realidad, la determinación del punto de rocíoes una de las razones principales para la obten-ción de muestras de fluido. Es difícil estableceruna caída de presión adecuada para mantener ungas en una sola fase sin conocer la permeabilidady la presión del punto de rocío. La unidad FDU dela herramienta CFA proporciona una verificaciónde esta condición en sitio.

Ante la posible presencia de agua en la líneade flujo, la unidad CFA debería colocarse aguasabajo del módulo de bombeo para evitar la conti-nua saturación de los espectrómetros de absor-ción de mayor longitud de onda por el intensopico de absorción de agua. En esta configuración,el agua sigue presente en las líneas de flujo, pero

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Carrera descendente

Hacia la línea de flujo

Desde el yacimiento

Desde el yacimiento

Hacia la línea de flujo

Carrera ascendente

Gas

Petróleo

Agua

Aceite hidráulico

> Detección de fases múltiples aguas abajo del módulo de bombeo en un pozo del Mar del Norte. El módulo de bombeo es unabomba recíproca (alternativa) con dos cámaras independientes que comparten un pistón. Durante la carrera descendente delmódulo de bombeo (arriba, a la izquierda), una válvula múltiple dirige el fluido desde la formación hacia la cámara inferior ydesde la cámara superior hacia la línea de flujo. En la carrera ascendente, la válvula múltiple conmuta las fuentes de entrada ysalida (arriba, a la derecha). El módulo CFA, que se encuentra aguas abajo de la bomba, detecta tres fases. El diagrama (pró-xima página, arriba) compara las señales del canal vibracional de agua, el canal de fluorescencia principal que indica petróleolíquido, y la relación C1/C6+ que indica gas. Durante la carrera descendente, el agua es expulsada en primer lugar, seguida porel petróleo, y luego el gas (suponiendo que están los tres elementos presentes como en este caso). En la carrera ascendente,el orden se invierte. La barra cromática indica el contribuidor de flujo primario (próxima página, abajo). Esta muestra de fluidoprovino de una zona de gas condensado y la separación del fluido en las fases gaseosa y líquida indica que la caída de presiónfue demasiado grande.


el tiempo de residencia en la bomba es suficientepara que se produzca la segregación de fases. Enconsecuencia, las fases agua, petróleo y gas flui-rán a través de los espectrómetros por separado(página anterior y arriba). En la carrera descen-dente, la porción inferior de la bomba se llenadesde la formación y la porción superior des-carga hacia la línea de flujo. El punto de descargase encuentra en la parte inferior de la cámarasuperior de la bomba, de manera tal que el pri-mer fluido expulsado es agua, seguido por petró-leo y por último gas. En la carrera ascendente,las cámaras invierten la función. Ahora, lacámara inferior descarga en la línea de flujo,pero esta vez lo hace desde la porción superior dela cámara. El primer fluido expulsado es gas,seguido por petróleo y finalmente agua.

La herramienta CFA distingue claramente lasfases de flujo utilizando los picos de absorción deenergía vibracional del agua y los hidrocarburos,y el canal de fluorescencia principal FDU. Loscanales vibracionales de hidrocarburos constitu-yen un indicador del volumen de gas que atra-viesa la línea de flujo cuando la relación entre C1y C6+ es alta. La unidad FDU es sensible a la pre-sencia de una fase de hidrocarburo líquido. De

este modo, una gráfica de estas tres variables—absorción de agua, relación C1/C6+ y el canal defluorescencia principal—muestra las tres fasesatravesando la línea de flujo.

Este procedimiento indicó un flujo trifásicodurante el muestreo de un casquete de gas en unpozo del Mar del Norte. En este caso, la compañíaoperadora sospechaba que el casquete de gaspodía contener un condensado retrógrado. El gasse encontraba casi saturado y la unidad de bom-beo redujo la presión a aproximadamente 25 bares[370 lpc] por debajo de la presión de formación.Dado que se utilizó una gran caída de presión paraextraer los fluidos de la formación, se observarondos fases de hidrocarburos; una muestra tomada aesta profundidad no sería válida debido a la granprobabilidad de daño de formación en este punto.Después de desplazar unos centímetros la sartaMDT para obtener una muestra de fluido inalte-rada, la compañía operadora descubrió que estanueva muestra contenía más líquido que la pri-mera. La detección de la condición de muestreoinadecuada y el desplazamiento hacia una nuevaestación fueron posibles gracias a los resultadosCFA obtenidos en tiempo real.

Ventajas de las mediciones en tiempo realLas capacidades provistas por la unidad FDUestán siendo incorporadas en los servicios CFAen tiempo real, aumentando la sensibilidad parala detección de transiciones de fases y proporcio-nando información adicional sobre las composi-ciones de los fluidos en sitio.

La capacidad para distinguir metano e hidro-carburos livianos de hidrocarburos más pesadosaumenta sustancialmente el volumen de informa-ción disponible en tiempo real, proveniente deyacimientos de gas condensado. Esta determina-ción permite a las compañías operadoras tomarrápidamente decisiones económicas importantessobre un yacimiento. Luego, la compañía opera-dora puede complementar la determinación conmediciones extensivas efectuadas en un laborato-rio de superficie utilizando muestras cuya calidadhaya sido garantizada—antes de la recolec-ción—utilizando estas innovadoras herramientasde muestreo de fondo de pozo. —MAA

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Carrera descendente

60

Tiempo transcurrido, s

80 100 120

Carrera ascendente

analisis de hidrocarburos

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