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34 Oilfield Review
Muestras de fluidos multifsicos: Una clave del enigma
Una nueva herramienta de muestreo de fluidos multifsicos permite
a los operadores
recuperar fluidos representativos sin utilizar un equipo de
separacin tradicional. La
capacidad para analizar la composicin de los fluidos con
precisin y en tiempo real
posibilita el reemplazo de equipos convencionales por medidores
de flujo multifsico
ms eficientes y a menudo ms precisos.
Vitaliy AfanasyevNoyabrsk, Rusia
Paul GuiezeAlejandro SchefflerClamart, Francia
Bruno PinguetMaturn, Venezuela
Bertrand TheuvenyMosc, Rusia
Traduccin del artculo publicado en ingls en Oilfield Review
Verano de 2009: 21, no. 2.Copyright 2009 Schlumberger. Por su
colaboracin en la preparacin de este artculo, se agradece a Mahdi
Baklouti, Olivier Loicq, Federico Ortiz Lopez y Gerald Smith,
Clamart; y a David Harrison, Houston.CleanPhase, PhaseSampler,
PhaseTester, PhaseWatcher, PVT Express y Quicksilver Probe son
marcas de Schlumberger.
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Volumen 21, no. 2 35
Contar con datos de pruebas de pozos deficientes puede ser tan
negativo como no disponer de ellos, especialmente para quienes estn
a cargo de la planeacin del desarrollo de campos petroleros o del
manejo de la produccin. La aplicacin de resultados no confiables en
el proceso de planea-cin a largo plazoparticularmente cuando se
trata del modelado de yacimientos grandes o complejosconduce
inevitablemente a estra-tegias de drenaje subptimas. Las mediciones
a menudo son distorsionadas por episodios tan comunes como los
producidos por pozos con reg-menes de produccin que superan la
capacidad del separador para pruebas o la presencia de fluidos de
pozos que llegan a la superficie en forma de espu-mas, emulsiones
de petrleo en agua, petrleos pesados o gas hmedo cargado de
condensado.
La produccin eficiente de fluidos de la forma-cin requiere
pronsticos precisos respecto de los cambios de temperatura y presin
que siempre acompaan al proceso de agotamiento del yaci-miento,
afectan el fluido constituyente y las propiedades de las
formaciones. En zonas remo-tas y en plataformas de aguas profundas,
la falta de infraestructura, las restricciones de espacio y peso, y
la logstica de transporte pueden hacer que los equipos de pruebas y
medicin tradiciona-les sean poco prcticos. Los fluidos producidos
en aguas profundasenfriados durante su viaje hasta la superficie, a
travs de miles de pies de tuberas instaladas en aguas casi
congeladasa veces no pueden ser calentados hasta alcanzar una
temperatura suficiente para lograr el pro-ceso de separacin.
Al mismo tiempo que la industria se enfrenta con esos desafos,
una porcin cada vez ms grande de los portafolios de los operadores
se com-pone del tipo de reservas histricamente evitadas por ser
difciles de explotar en forma econmica. Estas reservas incluyen
petrleos pesados, gas hmedo y otros fluidos no convencionales que
resisten el proceso de separacin de fases.
En instalaciones en las que deben tenerse en cuenta el peso y el
espacio o donde los fluidos complejos tornan difcil el proceso de
separacin de fases, los medidores de flujo multifsico (MPFM) estn
logrando rpida aceptacin como alternativa con respecto a los
separadores y las unidades para pruebas tradicionales. Estos
medi-dores son ms convenientes, dejan una huella ms pequea que las
unidades para pruebas y los medidores tradicionales que emplean
separado-res, y pueden utilizarse para medir las tasas de flujo sin
la separacin previa de los fluidos en fases. Adems, el hecho de que
los medidores MPFM sean dispositivos de flujo continuo significa
que resultan ms seguros de operar y no generan fluidos desechables
(arriba). Por el contrario, los separadores deben contener fluidos
bajo presin y temperaturas elevadas durante un cierto tiempo para
que se produzca la separacin.
No obstante, hasta hace poco tiempo, la efec-tividad de los
medidores MPFM se vea dificultada por una desventaja significativa:
la confiabilidad en la precisin de las tasas de flujo calculadas
sin separacin era limitada debido a la falta de muestras de fluidos
representativas para la vali-dacin. Estas muestras son cruciales
para la
determinacin de las relaciones volumtricas en sitio y las
propiedades del gas seco, utilizadas para minimizar las
incertidumbres asociadas con las mediciones de flujo.
Otro mtodo de muestreo de fondo de pozo utiliza herramientas con
cable para recolectar el fluido y mantenerlo en una cmara en las
condi-ciones de fondo de pozo durante su acarreo a la superficie y
su posterior transporte hasta un laboratorio a efectos de efectuar
el anlisis correspondiente. Dado que este proceso conlleva el
riesgo y costo de una operacin de intervencin de pozo, muchos
operadores prefieren tomar mues-tras en un separador ubicado en la
superficie.
La precisin del anlisis de muestras de fondo de pozo tambin se
ve obstaculizada por la nece-sidad de obtener muestras de un modo
que garantice que sean verdaderamente representa-tivas de todo el
yacimiento. Pero las propiedades de los fluidos de yacimientos son
variables, y la evaluacin de laboratorio debe ser comprendida en el
contexto de la distribucin espacial de los fluidos dentro del
yacimiento. La compartimen-talizacin no reconocida de las
formaciones incrementa la incertidumbre del proceso de muestreo de
fondo de pozo. Los yacimientos con mltiples compartimentos pueden
generar flui-dos muy diferentes dentro de una zona de produccin,
afectando la recuperacin general.1
>Ms pequeo y ms liviano. El separador tradicional para
pruebas de pozos CleanPhase (izquierda) deja una huella ambiental
de 6.0 por 2.46 m, una altura de 2.70 m [19.7 por 8.1 por 8.9 pies]
y pesa 15,000 kg [33,000 lbm]. Comparativamente, el medidor MPFM
PhaseTester (derecha) mide 1.50 por 1.65 m, posee una altura de
1.77 m [4.92 por 5.41 por 5.81 pies] y pesa 1,700 kg [3,750
lbm].
1. Mullins OC, Elshahawi H, Flannery M, OKeefe M y Vanuffellen
S: The Impact of Reservoir Fluid Compositional Variation and Valid
Sample Acquisition on Flow Assurance Evaluation, artculo OTC 20204,
presentado en la Conferencia de Tecnologa Marina, Houston, 4 al 7
de mayo de 2009.
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36 Oilfield Review
Para encarar estos problemas, Schlumberger desarroll el sistema
de muestreo y anlisis de fluidos PhaseSampler para utilizarlo en
conjunto con un medidor MPFM porttil PhaseTester o con el medidor
MPFM PhaseWatcher instalado en forma permanente. La herramienta de
muestreo es suficientemente pequea como para ser ado-sada al
medidor MPFM y resulta sencilla de manejar (arriba). Las pruebas de
laboratorio que utilizan esta combinacin de servicios para
cal-cular las tasas de flujo y las propiedades de los fluidos
convencionales proporcionaron respues-tas con el mismo grado de
precisin que las obtenidas con mtodos tradicionales.
Los resultados de laboratorio tambin demos-traron que el empleo
de medidores MPFM para efectuar pruebas de pozos que producen
petrleo pesado y gas hmedo proporciona un panorama mucho ms preciso
de la evolucin transitoria del flujo, los volmenes y las tasas, del
que es posible con los separadores tradicionales.2 La separacin de
fases raramente puede lograrse con el grado de eficiencia requerido
para proveer clculos de flujo verdaderamente precisos.
La determinacin de las propiedades de los fluidos, el clculo de
las tasas de flujo y el pro-nstico del comportamiento de los
fluidos son elementos inseparables para el desarrollo de las
estrategias de drenaje de los yacimientos. La determinacin precisa
de cada uno de esos ele-mentos se vuelve ms crtica con el
incremento de la complejidad del fluido y del yacimiento. Esto se
debe a que los resultados de las pruebas, en un momento
considerados no mucho ms que una herramienta comn para la toma de
decisiones referidas a la terminacin de un pozo, hoy se han
convertido en una fuente de datos indispensable para el modelado
y la planeacin del desarrollo de campos petroleros. Los datos de
produccin, obte-nidos con los medidores MPFM en lnea, son
utilizados para pronosticar el momento en que comienzan a aparecer
problemas a medida que el pozo envejece y la composicin de los
fluidos cam-bia con las variaciones de temperatura y presin.
Este artculo examina la herramienta de mues-treo multifsico
desarrollada recientemente por Schlumberger y cmo esta herramienta
comple-menta a los medidores de flujo multifsico, ya que posibilita
la recoleccin de muestras de flui-dos sin los separadores
tradicionales. Un caso real de Siberia ilustra cmo pueden mejorarse
las tasas de flujo utilizando el proceso de muestreo y los
medidores de flujo multifsicos para probar pozos remotos de gas
condensado. Otro caso de Argelia demuestra la precisin de los
resultados obtenidos utilizando el nuevo sistema de mues-treo para
determinar las propiedades de los fluidos.
Reduccin del margen de errorLa tecnologa MPFM se basa en la
medicin de la presin diferencial en un dispositivo tipo venturi; un
mtodo conocido de medicin del flujo monof-sico que puede ser
adaptado para el flujo multifsico mediante el agregado de un
compo-nente nuclear para medir la tasa de flujo msico total y las
retenciones (holdups), o fracciones, de gas, petrleo y agua (prxima
pgina).3 Los datos de pruebas de pozos resultantes se utilizan para
diagnosticar las anomalas de produccin en forma continua en vez de
peridica, como se hace cuando se utilizan separadores. Adems, los
datos
pueden ser obtenidos durante el proceso de lim-pieza del pozo;
lo cual incrementa la comprensin de los posibles problemas de
aseguramiento del flujo, ofrece una mejor evaluacin del desempeo
del pozo y reduce los tiempos de las pruebas. Esto constituye una
imposibilidad si se emplean sepa-radores que deben permanecer fuera
de lnea hasta que se haya producido el retorno de los flui-dos de
perforacin o de otros contaminantes introducidos en la formacin
durante las opera-ciones de perforacin y terminacin del pozo.
Entre las ventajas econmicas inmediatas que implica el empleo de
los medidores MPFM para pruebas de pozos se encuentra la reduccin
de la huella dejada en la localizacin del pozo. Adems, dado que el
tiempo de estabilizacin requerido es escaso o nulo, es posible
probar ms pozos por unidad de tiempo. stas son caractersticas
espe-cialmente atractivas en localizaciones remotas y de aguas
profundas, donde el ahorro de espacio y tiempo es esencial para la
economa de los proyectos.
Como herramienta de monitoreo de la pro-duccin, los medidores
MPFM exhiben una respuesta excelente a las fluctuaciones del flujo;
requieren un tiempo de estabilizacin escaso o nulo; y no son
afectados por los regmenes de flujo complejos, tales como los que
genera la pre-sencia de tapones, espumas o emulsiones. Dado que su
operacin es insensible a los cambios pro-ducidos en la tasa de
flujo, la retencin de fases (holdup) o el rgimen de presin, no
requieren ningn control del proceso. Estas capacidades proporcionan
al operador medios para reconocer eventos que dependen del tiempo,
tales como cambios en el rgimen de flujo o el inicio de la formacin
de hidratos. A su vez, los ingenieros de pozo pueden ajustar los
programas de trata-miento de pozos, las tasas de flujo u otros
parmetros antes de que incidan en la eficiencia de la
produccin.
Los dispositivos MPFM miden las tasas de flujo en condiciones de
lnea. En consecuencia, los ingenieros deben recurrir a los clculos
de la rela-cin PVT para convertir estos resultados en las
condiciones estndar utilizadas para computar las tasas de flujo de
petrleo, agua y gas. Se requieren tres conjuntos de datos PVT para
calcular las tasas de flujo en condiciones estndar: densidades,
fac-tores de conversin volumtrica (de condiciones de lnea a
condiciones estndar) y relaciones de soluciones. La viscosidad del
lquido en condicio-nes de lnea tambin debe considerarse cuando una
de las fases es petrleo pesado.
> Accesorio sencillo. El dispositivo de muestreo multifsico
PhaseSampler (inserto) se acopla en el orificio de muestreo del
medidor MPFM PhaseTester o PhaseWatcher. Compacto y fcil de fijar,
no requiere energa externa adicional.
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Volumen 21, no. 2 37
Estos datos se obtienen a travs de los anli-sis de muestras
recolectadas en la superficie u obtenidas en el fondo del pozo con
una herra-mienta operada por cable, tal como el dispositivo de
muestreo Quicksilver Probe.4 En un ambiente multifsico, las
muestras pueden ser recolecta-das en la superficie de dos maneras.
La primera implica recolectar un volumen conocido de una mezcla
representativa de cada fase en un separa-dor trifsico tradicional.
El segundo enfoque consiste en recolectar un conjunto de muestras
de fases representativas (petrleo, agua y gas) en condiciones de
lnea y utilizar las mediciones independientes de cada una de las
fracciones de las fases del flujo mezclado para reconstruir todo el
fluido.5
Obtencin de muestras en un separadorLa validez de las tasas de
flujo calculadas a partir de muestras tomadas en un separador es
cuestio-nable porque un anlisis correcto depende del equilibrio
termodinmico, en el que tanto el lquido como el gas se encuentran a
la misma pre-sin y temperatura, y en estado de equilibrio uno
respecto del otro.
Si bien an persisten cuestionamientos acerca de cundo y en qu
punto del proceso de separa-cin se alcanza el estado de equilibrio
verdadero, los especialistas en general reconocen que se llega a
dicha condicin unos pies despus de que el fluido pasa un
estrangulador, un cambio de tamao de la tubera u otro arreglo de
lnea de flujo que genera una prdida de presin. En con-secuencia, la
temperatura y la presin de las fases presentes dentro de una
muestra tomada en una lnea de flujo a menudo no estn en
equi-librio.6 Por otro lado, es imposible tomar muestras en un
separador en ambientes de alta presin y, cuando una fase es
dominante, pueden produ-cirse fenmenos significativos de arrastre
de lquidos en la lnea de gas (carry-over) o arrastre de gas en la
lnea de lquidos (carry-under) que distorsionan las mediciones de
flujo.7
Una vez recolectadas las muestras de cada fase, existen diversas
opciones para la genera-cin de las propiedades de los fluidos. stas
incluyen el empleo de modelos de petrleo negro (BOM) para estimar
las propiedades de los flui-dos a partir de las mediciones de
tanques de almacenamiento; mediciones de pozos; clculos mediante
ecuaciones de estado (EOS) que utili-zan los datos PVT generados
durante las etapas de exploracin y evaluacin de un campo; o un
anlisis de laboratorio PVT completo.
Los modelos de petrleo negro se basan en funciones estadsticas
que asumen que el fluido de yacimiento consta de tres fases:
petrleo, agua y gas. La presin, la temperatura y la densidad son
datos de entrada al modelo y la composicin del fluido se incluye en
la medicin estadstica a partir de la cual se obtienen las
correlaciones. Los modelos EOS incorporan ms propiedades de fluidos
que los modelos BOM y son definidos en forma ms cientfica; sin
embargo, su precisin
no es mayor que la del anlisis de datos PVT. Estos modelos son
ineficaces cuando los datos PVT dejan de ser representativos de los
fluidos porque han cambiado en respuesta a las variacio-nes de
presin y temperatura. La respuesta, cuando se reconoce la
existencia de estas condi-ciones, consiste en aproximar algunos de
los datos necesarios, elevando el nivel de incerti-dumbre hasta
equipararlo con el del modelo BOM.
> Tcnica de medicin de flujo multifsico. La tecnologa
PhaseTester MPFM se basa en la medicin de la tasa de flujo msico en
el dispositivo tipo venturi, utilizando sensores de presin
diferencial; un mtodo convencional de medicin de la tasa de flujo
en condiciones monofsicas. Una fuente de bario emite rayos gamma
cuya atenuacin se mide a dos niveles de energa diferentes. La
medicin de esta atenuacin en medios multifsicos permite el clculo
de la densidad del fluido y de las fracciones msica/volumtrica del
petrleo, el agua y el gas. La combinacin de estas tcnicas con los
modelos matemticos provee informacin sobre la produccin de petrleo,
agua y gas. Los ingenieros utilizan los datos de pruebas de pozos
para diagnosticar continuamente las anomalas de produccin, resolver
los problemas rpidamente y hacer producir los pozos eficientemente.
Esta tecnologa adems permite obtener los datos de mediciones de
tasas de flujo durante la limpieza del pozo.
Rick_Fig03_2
Transmisor de presin
Transmisor de presin diferencial
Flujo
Fuente nuclear
Computadora de flujo
Detector nuclear
Venturi
2. Afanasyev V, Theuveny B, Jayawardane S, Zhandin A, Bastos V,
Guieze P, Kulyatin O y Romashkin S: Sampling with Multiphase
Flowmeter in Northern Siberia Condensate Field Experience and
Sensitivities, artculo SPE 115622, presentado en la Conferencia y
Exhibicin Tcnica del Petrleo y el Gas de la SPE, Mosc, 28 al 30 de
octubre de 2008.
3. Para obtener ms informacin sobre medicin del flujo
multifsico, consulte: Atkinson I, Theuveny B, Berard M, Conort G,
Groves J, Lowe T, McDiarmid A, Mehdizadeh P, Perciot P, Pinguet B,
Smith G y Williamson KJ: Un nuevo horizonte en mediciones de flujo
multifsico, Oilfield Review 16, no. 4 (Primavera de 2005):
5870.
4. Para obtener ms informacin sobre la tecnologa Quicksilver
Probe, consulte: Akkurt R, Bowcock M, Davies J, Del Campo C, Hill
B, Joshi S, Kundu D, Kumar S, OKeefe M, Samir M, Tarvin J,
Weinheber P,
Williams S y Zeybek M: Muestreo guiado y anlisis de fluidos en
el fondo del pozo, Oilfield Review 18, no. 4 (Primavera de 2007):
421.
5. Afanasyev et al, referencia 2.6. Hollaender F, Zhang JJ,
Pinguet B, Bastos V y Delvaux E:
An Innovative Multiphase Sampling Solution at the Well Site to
Improve Multiphase Flow Measurements and Phase Behavior
Characterization, artculo IPTC 11573, presentado en la Conferencia
Internacional de Tecnologa del Petrleo, Dubai, Emiratos rabes
Unidos, 4 al 6 de diciembre de 2007.
7. Los fenmenos de arrastre de lquidos en la lnea de gas
(carry-over) y arrastre de gas en la lnea de lquidos (carry-under)
pueden tener lugar cuando el diseo de un separador no es compatible
con el rgimen de flujo. Cualquiera de ambos fenmenos puede afectar
la precisin de las mediciones de tasas de flujo multifsico.
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38 Oilfield Review
> Extraccin de muestras multifsicas. La ubicacin y orientacin
de las probetas PhaseSampler dentro de la corriente de flujo
permite obtener muestras discretas de fases concentradas en
condiciones de lnea. Dos probetasuna en la parte superior y otra en
la parte inferior del trayecto del flujose encuentran orientadas
aguas arriba y coleccionan las muestras compuestas
predominantemente por lquido. La tercera probeta se encuentra
ubicada en el centro de la tubera y est orientada aguas abajo.
Numerosos experimentos han demostrado que esta alineacin minimiza
la cantidad de lquido que ingresa en el tubo y se traduce en la
recoleccin de una muestra predominantemente de gas.
Rick_Fig04_1
Obtencin de muestras compuestasmayormente por lquido
Obtencin de muestras compuestasmayormente por lquido
Obtencin de muestras compuestasmayormente por gas
> Aislamiento de una fase. Los fluidos recolectados con una
probeta (arriba, flecha negra), ingresan en una cmara para muestras
(A), donde un detector de fase ptica diferencia el petrleo, el agua
y el gas. Este perfil de fluido dinmico se mantiene durante todo el
proceso de muestreo. Las fases que no son de inters se desplazan de
la cmara y son devueltas a la lnea de flujo mediante un pistn
activado hidrulicamente (B, C; la lnea de flujo de agua proveniente
de la parte inferior no se muestra) hasta que slo queda la fase de
inters (D).
Detector de fase ptica
Petrleo Agua Gas
Detector de fase ptica
Petrleo Agua Gas
Detector de fase ptica
Petrleo Agua Gas
Detector de fase ptica
Petrleo Agua Gas
A B C D
Para garantizar la precisin de las medicio-nes de pozos, stas
deben ser adquiridas por especialistas, cuya disponibilidad puede
ser limi-tada. Y el anlisis PVT de laboratorio puede ser lento,
aunque esto quizs no constituya un pro-blema cuando la precisin es
ms importante que el tiempo de produccin perdido. Los clculos se
obtienen de correlaciones que pueden limitar la precisin en ciertos
fluidos y cuyo empleo carece de sentido, particularmente en
petrleos pesados y gases condensados.
Obtencin de muestras en una lneaLa recoleccin de muestras de
fases represen-tativas, en condiciones de lnea, reduce las
incertidumbres introducidas por las variaciones de presin,
temperatura y efluentes.
No obstante, en algunos casos, la complejidad del rgimen de
flujo multifsico hace imposible el muestreo de una sola fase por
vez. Para supe-rar este desafo, los investigadores desarrollaron el
sistema PhaseSampler, diseado para obtener muestras en zonas de la
corriente de flujo donde una fase es dominante y el petrleo, el gas
y el agua se encuentran en equilibrio en condiciones de lnea. El
hardware del sistema incluye: un extractor de muestras de tres
probetas, que se conecta en el orificio del medidor de flujo
un detector de fase ptico para detectar el tipo de fluido que
entra o sale de la cmara para muestras
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Volumen 21, no. 2 39
un equipo que permite la medicin directa, en la localizacin del
pozo, de los datos clave de propiedades de fluidos en condiciones
de lnea y estndar, para cualquier tipo de medidor MPFM
un software dedicado a la adquisicin de datos que recibe las
propiedades medidas de los fluidos como alternativa con respecto a
la correlacin disponible con los medidores mul-tifsicos estndar. A
travs de la trampa de muestras, las probe-
tas se colocan en la corriente multifsica de la lnea de flujo de
manera tal que el medidor tipo venturi quede frente a las probetas.
Este posicio-namiento asegura que la muestra se mezcle bien y no se
vea afectada por la presencia de tapones de fluido o anomalas de
flujo similares y que, por consiguiente, sea representativa del
flujo que est midiendo el medidor tipo venturi. Dos de las probetas
estn orientadas aguas arriba para reco-lectar mayormente lquidos;
una est ubicada en la parte inferior de la tubera, la otra en la
parte superior. La tercera probeta se coloca en el medio del
trayecto de flujo, orientada aguas abajo, y capta una muestra
compuesta predominante-mente por gas (pgina anterior, arriba). El
fluido captado permanece en una cmara para mues-tras de segregacin
de fases, hasta que se recolecta un volumen suficiente de la fase
de inters (pgina anterior, abajo).
Luego se coloca la muestra monofsica en un dispositivo de
liberacin instantnea, para la medicin de las propiedades de los
fluidos con el equipo de muestreo de fases, o es transferida a una
botella para muestras para su transporte a un laboratorio de
anlisis PVT donde se recombi-nar la muestra para efectuar un
estudio PVT.8 La mayor precisin de la relacin GOR, que resulta de
la caracterizacin mejorada de las mediciones MPFM, posibilita una
recombinacin ms confia-ble y el anlisis PVT subsiguiente.
Es importante para la recombinacin que las muestras recolectadas
sean validadas. Con ese fin, Schlumberger desarroll un concepto de
asegura-miento de la calidad/control de calidad (QA/QC), que abarca
el aseguramiento de la calidad del proceso de muestreo, el control
de calidad rpido
de dicho proceso, la determinacin de la presin de saturacin y
una verificacin con una muestra del separador o una muestra
obtenida en el fondo del pozo, si se encuentra disponible. De
todas
stas, la herramienta de control de calidad ms poderosa es el
servicio PVT Express para la deter-minacin del punto de burbujeo en
sitio a temperatura de muestreo (abajo).
8. Un dispositivo de liberacin instantnea (flash) facilita la
observacin del comportamiento de fases de los fluidos en el momento
en que la presin de muestreo es liberada instantneamente hasta
alcanzar la presin atmosfrica.
> Aseguramiento y control de la calidad. La presin de
saturacin obtenida a temperatura de muestreo puede utilizarse para
validar las muestras obtenidas con los dispositivos de muestreo de
flujo multifsico. El punto de burbujeo para la muestra de lquido
(extremo superior ) y el punto de roco para la muestra de gas (que
no se exhibe), deben coincidir con la presin de muestreo. Cuando se
toma una muestra vlidaen condiciones de lnea y equilibrio
termodinmicolas envolventes de fases correspondientes al lquido y
al gas se cruzan en el punto de muestreo (extremo inferior ) . Por
razones de calidad, la desviacin aceptable del punto de burbujeo
proveniente del muestreo es 5%. Dado que el punto de roco es ms
difcil de detectar, la desviacin permitida es 20%. (Adaptado de
Afanasyev et al, referencia 2.)
260
240
220
200
180
160
140
120
100
8060 61 62
Monofsico Seal ptica (unidades relativas)
63 64 65 66 67
Volumen, cm3
Temperatura, C
Pres
in, bar
Pres
in, bar
Difsico
200
150
100
50
0150 50 50 150 250 350 450
Rick_Fig05_1
Gas PhaseSampler Lquido PhaseSampler Condiciones de muestreo de
la lnea del medidor de flujo PhaseTester
Punto de burbujeo
35.6, 98
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40 Oilfield Review
La reproduccin exitosa del fluido de forma-cin inicial a partir
de la recombinacin, depende de diversas variables entre las que se
incluyen las condiciones de yacimiento, los parmetros del pozo y
los procedimientos de muestreo. Por ejem-plo, si la presin de flujo
de fondo de pozo se encuentra por debajo de la presin inicial del
punto de roco, el fluido de formacin ser dif-sico; los lquidos
depositados en la formacin o en la regin vecina al pozo no sern
extrados. En consecuencia, la recombinacin slo reflejar los fluidos
de la lnea de flujo.
La recombinacin se efecta por medios fsi-cos o bien matemticos.
La recombinacin fsica requiere muestras monofsicas del gas, el
petr-leo o el agua y una relacin gas-lquido derivada de las
mediciones MPFM. Si bien no se requieren
experimentos fsicos para la recombinacin matemtica, es necesario
contar con informacin adicional. Estos datos de entrada al modelo
incluyen la densidad del lquido en condiciones de recombinacin, el
peso molecular del lquido, el factor de expansin de gas y las
relaciones lquido-gas.
Si bien el enfoque fsico requiere una mayor inversin de tiempo y
personal, y est ms sujeto al error humano, tambin ofrece ventajas
significati-vas con respecto a la recombinacin matemtica. Estas
ventajas son: resultados tangibles en forma de muestras
monofsicas
menos incertidumbre que la asociada con los clculos
oportunidad para anlisis posteriores
punto de saturacin experimental densidades en sitio y densidades
en tanques de almacenamiento.La recombinacin permite el desarrollo
de un
modelo composicional para un fluido monofsico en condiciones de
fondo de pozo o bien de pro-duccin. La recombinacin fsica permite
que este modelo sea ajustado en los puntos de referen-cia
experimentales. Luego se utiliza una ecuacin EOS para simular las
pruebas complejas. El modelo de fluido de formacin resultante puede
ser empleado para comprender el comporta-miento de drenaje de un
campo y aplicarse a su exploracin, desarrollo, produccin y
pronstico.9
Un enfoque diferenteCiertas situaciones dificultan el uso de
separado-res tradicionales para llegar a comprender el
comportamiento de drenaje de un campo. Por ejemplo, en campos con
factores altos del volu-men de gas (GVF), las muestras deben ser
verdaderamente representativas o las propieda-des PVT no tendrn la
precisin necesaria para los clculos correctos de las tasas de
flujo.10 Estas muestras pueden ser difciles de recolectar con los
medios tradicionales que se basan en un pro-ceso eficiente de
separacin de fases; una tarea difcil para dicho tipo de
situaciones.
En el ao 2007, despus de muchos aos de calcular las tasas de
flujo mediante pruebas peri-dicas convencionales, la compaa
operadora Rospan International comenz a investigar un programa de
pruebas de pozos multifsicos para refinar los modelos geolgicos y
dinmicos de su Campo Urengoyskoe de gas condensado, situado en el
norte de Siberia. La decisin se bas en la necesidad de comprender
el comportamiento de drenaje en forma ms exhaustiva porque la
mayo-ra de los yacimientos haban sido explotados en condiciones
inferiores al punto de roco. A pesar del agotamiento resultante de
la produccin pre-via, los analistas determinaron que los
yacimientos sustentaran un volumen considerable de produc-cin
futura.11
El campo, descubierto en 1966, se encuentra situado a 80 km [50
mi] al sur del Crculo rtico. La recoleccin de muestras de fluidos
represen-tativas en este campo y su transporte para efectuar
anlisis en un laboratorio situado a miles de kilmetros de distancia
seran procesos poco prcticos y costosos. Adems, la ejecucin
> Validacin de muestras de superficie utilizando una muestra
de fondo de pozo (BHS). Esta grfica se superpone sobre las
envolventes de fases de la muestra de fondo de pozo (BHS) y las
muestras recombinadas matemticamente, obtenidas con un dispositivo
de muestreo multifsico. A modo de referencia, se muestran las
condiciones de fondo de pozo y de lnea. Las envolventes de las
muestras multifsicas se cruzan en el punto de muestreo (punto
verde). Se utiliz la muestra de yacimiento monofsico (SRS) en una
ecuacin EOS para obtener su envolvente de fases. El mejor ajuste de
los datos (azul) hizo que el diagrama de fases se aproximara ms al
punto de roco medido (tringulo naranja) y de la muestra monofsica
recombinada matemticamente (curva roja) consistente con la muestra
de fondo.
Rick_Fig06_1
Pres
in, bar
Temperatura, C
150 50 50 150 250 350 450
Gas PhaseSampler: 11.01Lquido PhaseSampler: 11.02Condiciones de
muestreo PhaseSampler (6 mm)BHS: 1.02Extraccin de muestras de fondo
de pozo SRSPunto de roco medidoMuestras PhaseSampler recombinadas
matemticamente
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
10.5, 83
105.5, 394
105.5, 420
-
Volumen 21, no. 2 41
de pruebas de pozos tradicionales y la interpreta-cin de los
datos se dificultan por las complicadas estructuras del yacimiento,
las presiones de for-macin relativamente altas y las propiedades
fsicas y qumicas de los fluidos producidos.
La mayor parte de la produccin proviene de la Formacin Achimov
profunda, la cual yace a ms de 3,000 m [9,800 pies] por debajo de
la superficie y se caracteriza por la presencia de areniscas y
limolitas con bandas de arcilita, yacimientos distribuidos en forma
irregular y variaciones significativas de las facies litolgicas. El
espesor de la zona productiva neta oscila entre 0 y 5 m [0 y 16
pies] para las zonas de petrleo, y entre 0 y 60 m [0 y 197 pies]
para los intervalos de gas. La porosidad promedio vara de 15% a
18%. La saturacin de petrleo es del 60% y la satura-cin de gas vara
de 56% a 77%.12 La presin de formacin oscila entre 530 y 660 bar
[7,700 y 9,570 lpc] y la temperatura, entre 17C y 91C [62F y 196F].
El factor GVF se encuentra entre 97% y 99.5%.
Rospan abord los problemas planteados por las grandes distancias
y la complejidad de los yacimientos a travs del empleo de un
medidor de flujo multifsico PhaseTester y del dispositivo
PhaseSampler. Se utiliz el servicio de laborato-rio porttil PVT
Express de Schlumberger para obtener el anlisis composicional en
sitio del gas y el gas condensado sin cambios de fases. Estas
muestras se utilizaron para la validacin de las muestras y para la
caracterizacin de las propie-dades de los fluidos.13
En un pozo, una herramienta PhaseSampler recolect el fluido en
el medidor MPFM y un extractor de muestras monofsicas de fondo de
pozo capt una muestra de fluido de fondo de pozo. Dado que la
presin de muestreo exhiba un valor ms alto que el del punto de
roco, se asumi que el fluido de yacimiento era originalmente
monof-sico. No obstante, con la reduccin de presin causada a medida
que el fluido flua a la superficie,
ste se dividi en dos fases. Las muestras fueron estudiadas y
recombinadas matemticamente, uti-lizando una relacin gas-lquido
promediada a lo largo del perodo de muestreo.
En la representacin grfica, las envolventes de las fases de la
muestra multifsica recolectada y la muestra de fondo de pozo se
cruzaron en el punto de muestreo, indicando que las fases de
condensado y gas se encontraban en equilibrio al pasar a travs del
medidor (pgina anterior).
El experimento, como lo demostraron las grfi-cas resultantes,
confirm varios puntos importantes para el operador: Las muestras de
un dispositivo de muestreo multifsico constituyen un buen material
ini-cial para el proceso de recombinacin.
Una relacin gas-lquido, obtenida de la recom-binacin, puede ser
utilizada para reconstruir el flujo monofsico.
Una EOS funciona mejor que los puntos de refe-rencia
experimentales.
Los procesos de muestreo multifsico y prue-bas constituyen
herramientas viables para la simulacin de los fluidos de
formacin.En un segundo estudio efectuado en el campo,
una muestra de un pozo nuevo fue recombinada fsicamente
utilizando un equipo analtico de pozo y el servicio PhaseSampler.
Despus de un da de reacondicionamiento de la muestra a con-diciones
de yacimiento, se transfirieron 25 cm3 a una celda PVT para el
control de calidad y la determinacin de la presin de saturacin.
Este experimento arroj una presin del punto de roco de 376.8 bar
[5,463.6 lpc] que se ajust en esencia a un pronstico EOS previo de
382 bar [5,539 lpc] basado en una recombinacin matemtica.
Este resultado confirm la factibilidad de utilizar la
recombinacin fsica en muestras obtenidas con un dispositivo de
muestreo multi-fsico. Adems demostr que la recombinacin es ms fcil
de lograr con estas muestras que con las muestras obtenidas
utilizando medios con-
vencionales instalados aguas abajo de un separador. Y, por
ltimo, dej en claro que la recombinacin fsica utilizada en conjunto
con los datos de fondo de pozo provee informacin esencial sobre los
regmenes de flujo.
Como consecuencia de estos ejemplos y de otros trabajos
efectuados durante seis meses, el equipo de Schlumberger y Rospan
International ha desarrollado un programa de muestreo y an-lisis
multifsico especficamente diseado para el campo de condensado
Urengoyskoe. El proce-dimiento consiste en utilizar un dispositivo
de muestreo multifsico y un medidor MPFM en cada pozo. Cuando
resulta posible, el proceso incluye el envo a un laboratorio de una
muestra recolectada con el estrangulador ms grande y otra
recolectada con el estrangulador ms pequeo para la ejecucin de
pruebas. Cada par de muestras se recombina matemticamente y se
proporciona la recombinacin fsica para las muestras de los pozos
nuevos. Cada cinco pozos se obtiene una muestra de fondo de
pozo.
Medicin de las diferenciasMientras que el desafo planteado por
las medicio-nes del flujo y de las propiedades de los fluidos en el
Campo Urengoyskoe era un producto de la geo-loga compleja y la
lejana en la Cuenca de Berkine, situada en el este de Argelia, el
proceso de mues-treo multifsico se puso a prueba en cuatro pozos
con parmetros de fluidos que variaban significati-vamente. La
relacin GOR en los pozos oscilaba entre 176 y 3,200 m3/m3 [1,000 y
18,000 pies3/bbl], la gravedad API entre 40 y 53, el sedimento
bsico y el agua entre 0% y 33%, y la salinidad del agua, entre
dulce y salmuera sobresaturada.14
Las compaas operadoras Sonatrach y Anadarko que haban
constituido una asociacin para manejar los campos petroleros de la
cuenca, intentaron determinar si la tecnologa PhaseSampler poda
medir con precisin las propiedades de los flui-dos de yacimiento en
cada localizacin de pozo. Estas compaas requeran un proceso de
valida-cin de tres pasos: Los resultados de la tecnologa
PhaseSampler seran comparados con los pronsticos de los modelos
BOM.
Las mediciones PhaseSampler seran compara-das con la relacin GOR
y la composicin del gas derivadas del anlisis PVT.
La repetibilidad se examinara comparando mltiples episodios de
liberacin instantnea bajo condiciones idnticas de flujo.
9. Afanasyev et al, referencia 2.10. El factor GVF est dado por
el volumen de gas en
condiciones de yacimiento, dividido por el volumen de gas en
condiciones estndar. Este factor se utiliza para convertir los
volmenes medidos en la superficie en condiciones de yacimiento.
Para la conversin de los volmenes de petrleo medidos en la
superficie en volmenes de yacimiento, se utiliza un factor
volumtrico de formacin de petrleo.
11. Romashkin S, Afanasyev V y Bastos V: Multiphase Flowmeter
and Sampling System Yield Real-Time Wellsite Results, World Oil
230, no. 5 (Mayo de 2009): 6670.
12. La saturacin de gas es la cantidad relativa de gas presente
en el espacio poroso de una formacin, expresada normalmente como
porcentaje.
13. Bastos V y Harrison D: Innovative Test Equipment Expedites
Data Availability, E&P 82, no. 2 (Febrero de 2009): 6465.
Para obtener ms informacin sobre la tecnologa PVT Express,
consulte: Akkurt et al, referencia 4, y Betancourt S, Fujisawa G,
Mullins OC, Carnegie A, Dong C, Kurkjian A, Eriksen KO, Haggag M,
Jaramillo AR y Terabayashi H: Anlisis de hidrocarburos en el pozo,
Oilfield Review 15, no. 3 (Invierno de 2003/2004): 6069.
14. El porcentaje de sedimentos bsicos y agua, o BS&W, se
refiere a las impurezas contenidas en el petrleo producido y se
indica como porcentaje del fluido presente en las muestras
obtenidas en la superficie. Su medicin se describe en la norma ASTM
D96-82 (Pruebas).
-
42 Oilfield Review
El ajuste entre los resultados obtenidos con la tecnologa
PhaseSampler y los resultados de labo-ratorio, a travs de las
diversas zonas, fue bueno para las mediciones del gas disuelto, el
anlisis composicional del gas libre y del gas disuelto, y la
> Confirmacin. Si bien la temperatura ambiente del
laboratorio era de 25C [77F], y las temperaturas en la localizacin
del pozo oscilaban entre 40C [104F] y 50C [122F], las mediciones
del gas disuelto obtenidas con el anlisis PhaseSampler y en el
laboratorio mostraron buena concordancia entre s (extremo
superior). Los anlisis composicionales PhaseSampler y PVT
correspondientes al gas libre (extremo superior derecho) y al gas
disuelto (extremo inferior izquierdo) tambin coincidieron
significativamente, al igual que los anlisis para el factor GVF y
la densidad del gas (extremo inferior derecho). El gas libre y el
gas disuelto se representan con dos barras en cada grfica para
indicar las muestras medidas utilizando dos tipos diferentes de
cromatografas gaseosas.
180
150
120
90
60
30
01 2 3 4
Nmero de pozo
Gas disuelto, sm
3 /sm
3
Anlisis PhaseSamplerResultados de laboratorio
80
70
60
C1 C2 C3 iC4 nC4 iC5 nC5 C6 C7CO2N2 H2S
Peso m
olecular, % 50
40
30
20
10
0
Gases libres
40
35
30
C2 C3 iC4 nC4 iC5 nC5 C6 C7CO2N2 C1
Peso m
olecular, % 25
20
15
10
5
0
Gases disueltos
80
70
60
Volumen
sm
3 /sm
3
Factor de volumen de gas Densidad del gas
Densidad
del gas en cond
icione
s de
lne
a, kg/m
3
50
40
30
20
10
80
70
60
50
40
30
20
10
Anlisis PhaseSampler Resultados de laboratorio
Anlisis PhaseSampler Resultados de laboratorio
Anlisis PhaseSamplerResultados de laboratorio
determinacin del volumen y la densidad del gas (arriba). La
repetibilidad de las mediciones de muestreo de flujo multifsico fue
confirmada con ocho episodios de liberacin instantnea tanto para el
gas como para el petrleo.
No obstante, las diferencias entre el volumen del gas disuelto,
el factor de volumen de petrleo y la densidad del petrleo,
calculados con el modelo BOM, fueron significativas (prxima pgina).
Esto confirm las primeras preocupacio-
-
Volumen 21, no. 2 43
> Diferencias y error potencial. Las diferencias asociadas
con el modelo BOM y el anlisis PhaseSampler para determinar el gas
disuelto, el factor de volumen de petrleo y la densidad del petrleo
fueron significativas. El empleo del modelo BOM dara como resultado
un valor subestimado de contraccin del petrleo y un valor
sobrestimado de la densidad del petrleo, lo cual podra conducir a
errores significativos en la extensa Cuenca de Berkine. (Adaptado
de Bastos y Harrison, referencia 13.)
Rick_Fig10_1
Densidad
del petrleo en
con
dicion
es de ln
ea, kg/m
3
100
90
80
Volumen
, sm
3 /sm
3 70
60
50
40
30
20
950
900
850
800
750
700
650
600
550Gas
disueltoFactor de volumen
de petrleoDensidad
del petrleo
80
70
60
Volume, sm
3 /sm
3
Gas volume factor Gas density
Gas de
nsity
at line cond
ition
s, kg/m
3
50
40
30
20
10
80
70
60
50
40
30
20
10
PhaseSamplerLaboratory
Anlisis PhaseSampler Modelo de petrleo negrones de los
especialistas en cuanto a que el modelo BOM subestimara la
contraccin del petrleo y sobrestimara su densidad. Si estas cifras
errneas hubieran sido utilizadas para tomar decisiones en un
yacimiento de las dimensiones del yacimiento probado en la Cuenca
de Berkine, el impacto podra haber sido considerable.15
La pieza crticaTradicionalmente, la industria ha comprobado las
tasas de flujo de los pozos y el potencial de los yacimientos a
travs del empleo de separadores que rompen el efluente del pozo
multifsico, divi-dindolo en sus fases constituyentes antes de la
medicin de cada fase. Pero siempre han existido preocupaciones
acerca de la calidad de un pro-ceso de separacin que utiliza
recipientes para pruebas que dependen de la densidad y la reduc-cin
de la presin. Aun cuando los resultados parezcan precisos, el mtodo
posee defectos inherentes al mismo entre los que se encuentran los
fenmenos de carry-over, carry-under y las mediciones discretas que
en regmenes complejos, tales como aqullos con agua retenida, pueden
conducir a conclusiones desacertadas acerca del corte de agua si
las lecturas fueron tomadas en el momento equivocado.16
Adems, el tipo de reservas que est explo-tando la industria est
cambiando. Ahora existe una mayor demanda de avances, tales como
mediciones de alta resolucin de las relaciones gas-lquido para
determinar los cambios produci-dos en las propiedades de los
fluidos cuando atraviesan los estranguladores. Los operadores
tambin estn procurando obtener mayor repeti-bilidad de las pruebas
para confirmar las tendencias de evolucin lenta, la reduccin de los
riesgos asociados con los separadores con-vencionales que captan
los hidrocarburos bajo
condiciones de presin y temperatura elevadas, y los datos de
alta calidad provenientes de instala-ciones de monitoreo
permanente.17
El xito del dispositivo de muestreo multifsico promete eliminar
cualquier objecin adicional respecto del empleo de los medidores
MPFM, tanto en las pruebas como en el monitoreo de la
produccin. Las pruebas de laboratorio, y las com-paraciones con
los mtodos de muestreo y los anlisis tradicionales, han demostrado
su capacidad para obtener muestras de fluidos representativas para
el anlisis composicional en tiempo real, contribuyendo as a revelar
el enigma del medidor de flujo multifsico. RvF
15. Bastos y Harrison, referencia 13.16. Oyewole AA: Testing
Conventionally Untestable
High-Flow-Rate Wells with a Dual Energy Venturi Flowmeter,
artculo SPE 77406, presentado en la Conferencia y Exhibicin Tcnica
Anual de la SPE, San Antonio, Texas, EUA, 29 de septiembre al 2 de
octubre de 2002.
17. Theuveny B, Zinchenko IA y Shumakov Y: Testing Gas
Condensate Wells in Northern Siberia with Multiphase Flowmeters,
artculo SPE 110873, presentado en la Conferencia y Exhibicin Tcnica
Anual de la SPE, Anaheim, California, EUA, 11 al 14 de noviembre de
2007.
vol21i2 36vol21i2 37vol21i2 38vol21i2 39vol21i2 40vol21i2
41vol21i2 42vol21i2 43vol21i2 44vol21i2 45
