Resumen

En el campo de Atlanta de petróleo pesado, las operaciones de prueba de pozo fueron planeadas inicialmente con un medidor de caudal multifásico multienergy de rayos gamma/Venturi como una contingencia. Durante las operaciones de prueba de pozo, la tendencia de espuma en el aceite producido hace casi imposible distinguir una interfaz entre el líquido y el gas en el separador o tanque, haciendo inútil el equipamiento de serie. Sólo en la segunda prueba se dispuso algunas medidas de tanque. El principio de medición utilizada en este medidor de caudal multifásico, sin embargo, no es sensible a la espuma o emulsión porque el medidor responde a la composición de nivel atómico de los diferentes componentes de la mezcla independientemente de su disposición, proporciona el caudal preciso de mediciones. Por lo tanto, se convirtió en el principal dispositivo de medición de caudal para el operador.

Detallamos el comportamiento del medidor de caudal multifásico durante las pruebas de pozo en el campo de Atlanta y los problemas causados por este aceite altamente viscoso. En el caso de aceites estándar, las medidas no son sensibles al valor de viscosidad. Sin embargo, en el caso de números de Reynolds bajos, el valor de viscosidad puede afectar dramáticamente los resultados. En este caso, algunos solventes fueron inyectados durante la prueba de pozo para reducir la viscosidad del líquido, y presentamos las consecuencias para el medidor de caudal multifásico. Porque no era posible medir la viscosidad directamente en el pozo, podemos destacar el flujo de trabajo que se siguió para determinar el valor de la viscosidad adecuada a utilizar. El número de viscosidad fue validado mediante la comparación de mediciones de multifase-caudal a la relación gas/petróleo medido en el laboratorio en muestras de fondo de pozo del mismo yacimiento, para el corte de agua medido manualmente durante las operaciones y las mediciones del caudal total de líquido en el tanque. Finalmente, presentamos algunas recomendaciones sobre el uso de medidores de flujo multifásico para pruebas de pozo de petróleo pesado.

Introducción

El campo petrolífero de Atlanta está situado en el norte de la cuenca de Santos, 85 km al sureste de Rio de Janeiro (Fig. 1). El campo es parte del bloque BS-4 que inicialmente fue adquirido por un consorcio formado por Petrobras (40%), Shell (40% y operador) y Chevron (20%). El petróleo descubierto en la primera exploración en 2001 considera pesado, con una gravedad de 14 API. Se perforaron unos cuantos pozos de evaluaciòn para confirmar el tamaño de las reservas, y resultaron más de 1,5 billones bbl de petróleo en el lugar. Sin embargo, las dificultades asociadas con la producción de petróleo pesado han desincentivado(desanimado) al operador para que desarrolle el campo de Atlanta. La profundidad del agua en el área es más de 1500 m, que hace aún más difícil las operaciones.

Porque Brasil ha establecido metas de producción agresivas para la próxima década, el nuevo interés se ha dado al campo, y un consorcio de operadores de exploración y producción (E & P) comenzó a evaluar el campo. Por lo tanto, en 2012, Queiroz Galva˜o E & P (30% y operador) y Barra Energia (30%) compraron la participación de

Shell y Chevron. En 2013, OGPar compró el restante 40% de participación de Petrobras (Juliboni 2011).

Queiroz Galva˜o E & P revisaron los datos y prepararon un plan de de desarrollo del campo, que incluye 12 pozos horizontales que producen a una unidad flotante de producción, almacenamiento y descarga de buques con una capacidad de procesamiento de 80.000 B/D, que está programada para comenzar en 2017-2018. Sin embargo, para mejorar la economía del proyecto, dos pozos horizontales que deben ser conectados a un sistema de producción temprana fueron perforados en primer lugar.

A finales de 2013, el pozo horizontal ATL-2 fue perforado con éxito en el yacimiento de arenisca, que demostró una porosidad promedio de 36%. La sección horizontal se completó con macizado de grava para limitar la producción de arena y maximizar la productividad. El pozo ATL-3 fue perforado y terminado en el primer trimestre de 2014 (QGEP 2014).

Una pieza crucial de información necesaria para validar el plan de desarrollo es la productividad de el pozo, y la prueba completa de vástago de perforación se realizaron en ambos pozos. Las tasas de producción fueron de suma importancia para el operador. Las dificultades de medir el caudal en pozos de aceite pesado se ha discutido antes. En particular, Viana et al., (2013) repasar las ventajas y limitaciones de las diversas v el caso del petróleo pesado. En el primer pozo (ATL-2), un medidor de caudal multifásico multienergy de rayos gamma/Venturi fue proporcionado como una contingencia estándar al equipo de prueba de pozo disponible sin problemas proporcionado por otra compañía de servicio. Debido a la tendencia de espuma en el aceite, el separador por gravedad utilizado por el operador de la prueba de pozo no podía proporcionar una fiable medición del caudal. El medidor multifásico, sin embargo, podría estimar la capacidad de entrega del pozo. El medidor de caudal multifásico por lo tanto fue utilizado como dispositivo principal de medición del caudal en el subsecuente pozo, Atlanta ATL-3. Se discuten en detalle los resultados del medidor de caudal multifásico.

Mousse, espuma y emulsión.

Porque la espuma crea mayores dificultades para el equipo estandar de prueba de pozo utilizado por el operador, es importante revisar las condiciones de la espuma y la química involucrada y todos tipo de espumas.

Una muestra de aceite muerto en el campo de Atlanta fue batida en un laboratorio para crear una espuma. El aspecto de la mezcla era comparable con la espuma de chocolate (Fig. 2). Observaciones similares ya han sido realizadas en varios aceites viscosos (Maini 1996; Alshmakhy y Maini 2012). En su trabajo sobre gastronomía molecular, este (1993) proporciona información interesante sobre la estructura de la espuma de chocolate. Para hacer una espuma de chocolate, uno batido de crema, que es una emulsión de agua y grasa de la leche, para obtener una espuma. Agregar una yema de huevo estabiliza la mezcla. Finalmente, después de la adición del chocolate, la espuma toma su sabor chocolate. El chocolate y la yema de huevo contienen algunas

proteínas que actúan como tensioactivos, manteniendo juntas las fases inmiscibles, agua y la grasa (crema) o grasa y aire (mousse). Los surfactantes forman de micelas. Los jefes hidrófobos de las micelas rodean las moléculas de grasa, y las colas (cargadas eléctricamente) impiden que las fases (ver Fig. 3) se unan. Se tomó una muestra de espuma de chocolate para el laboratorio de fluidos para medir su viscosidad. Aunque la aparición de la espuma es muy similar al petróleo crudo, su reología es algo diferente, al contrario del aceite, la espuma tiende a pegarse a las paredes del tubo capilar. No fue posible medir la viscosidad de la espuma con tubos capilares a temperaturas inferiores a 35C. En general, la viscosidad disminuye con la temperatura más alta, pero sigue siendo muy alta en comparación con aceites crudos (tabla 1).

Fig.1 – 1: Ubicación del campo de Atlanta (fuente ANP BDEP Web mapas http://maps.bdep.gov.br/website/mapas/viewer.htm).

Fig.2--"Mousse" obtenidos en el laboratorio después de batir una muestra del petróleo muerto.

Figura 3 — micelas de surfactante que rodean una molécula de aceite para formar una emulsión y (b) una molécula de gas para formar una espuma.

Un fenómeno muy similar puede aparecer en los pozos de petróleo pesado. El aceite viscoso es equivalente a la crema con el chocolate de leche. En presencia de surfactantes naturales contenidos en el aceite (asphaltenes, resinas o Ácidos nafténicos), se puede mezclar con agua para formar la emulsión o mezcla con gas cuando es despresurizado después del estrangulador para crear espuma. Las espumas y emulsiones proporcionan una metaestabilidad en la fase continua que normalmente no estaría presente, especialmente en condiciones estáticas. KOKAL (2005) proporciona una interesante revisión de la química involucrada en las emulsiones de crudo. El análisis de aceite de muerto de muestras desde el campo de Atlanta demostrada que el aceite contiene tensioactivos, con un contenido de peso de resina superior al 20% y un contenido peso de asfaltenos de 1 a 2%.

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Viscosidad y el multienergetico Gamma Ray/ medidor de flujo multifásico Venturi.

En el caso de los aceites estándares, las mediciones de flujo multifásico en base-Venturi no son sensibles a los valores de viscosidad. En el caso presentado, la viscosidad es usada para calcular dos parámetros. Atkinson et al. (2000) Primero se presentó la metodología general para utilizar el medidor de flujo multifasico base-Venturi en un entorno de aceite pesado.

Primero la viscosidad es tomada en cuenta para evaluar el coeficiente de descarga en la ecuación Venturi. Hollingshead et al. (2011) Proporsionar algunas mediciones del coeficiente de descarga con varios números de Reynolds para medidores venturi y otros dispositivos. Marin et al. (2008) Proporsionar alguna idea sobre el coeficiente de descarga en un caso de aceite-pesado en Venezuela, y Pinguet (2012) revisiones en detalle del trabajo realizado en el coeficiente de descarga para flujo multifásico. En muchos casos, el coeficiente de descarga es constante, pero, en casos de números de Reynolds bajos (el limite depende de la geometría en el Venturi), el coeficiente de descarga, tomando en cuenta la friccion, perdidas de manera significativas. Esto significa que la tasa de flujo masico total disminuye cuando la viscosidad aumenta por alguna perdida de presión a través de la sección del Venturi.

Segundo, la viscosidad es necesaria para estimar la velocidad de deslizamiento gas/liquido. La velocidad de deslizamiento incrementa con la viscosidad. Esta despejado de la Eq. 4 que la fracción de volumen de gas incrementara por una alta velocidad de deslizamiento y una baja tasa total. Consecuentemente, el calculo del GOR será alto por una alta viscosidad, con todo lo demos igual.La medición del GOR es un buen indicador de la viscosidad usada en el medidor de flujo multifasico.

Parámetros usados en el medidor de flujo multifasico durante la prueba Los valores de viscosidad se introducen en los datos de flujo del computador ( viscosidad de aceite muerto a diferentes temperaturas), y una correlacion es usada para calcular la viscosidad a condiciones de operación para un modelo blak-oil. Durante la prueba la viscosidad de un fluido que fluye en el medidor de flujo multifasico no era la del fluido del yacimiento porque de la inyección de diésel y de agente antiespumante (silicona). El efecto del diésel en la viscosidad se discutió previamente pero ningún experimento se realizó sobre la influencia de la silicona inyectada en la viscosidad del crudo Atlanta para estas pruebas también. Por lo tanto, la viscosidad del líquido tenía que ser ajustada para obtener el correcto GOR. Algunas muestras de fondo de pozos monofásicos se habían recogido con wireline, pruebas de formación y herramienta de muestreo en la exploración pozos. El GOR de las muestras después del flashing era medido en una celda de laboratorio a presión, volumen y temperatura. Los resultados son presentados en la tabla 2.

En los datos de flujo de adquisición del computador del medidor multifasico, los modelos de viscosidad se definen mediante la introducción de dos o más valores de la viscosidad a diferentes temperaturas. Las viscosidades a cualquier temperatura dada se calculan entonces con una tendencia exponencial con ajuste de los puntos de datos de entrada. Se utilizaron tres modelos diferentes de viscosidad en el medidor de flujo multifásico para la primera prueba:

Modelo de viscosidad de aceite-crudo, ajustando las mediciones de viscosidad del aceite crudo y no considerar la inyección química.

Modelo 1 viscosidad reducida, con una viscosidad reducida resultante de la inyección de diésel y de silicona (6,000 cp a 32 C)

Modelo 2 viscosidad reducida, el ultimo modelo aun con una menor viscosidad redusi-dad resultante de la inyección de diésel y silicona ( 3,000 cp a 32 C)

Los puntos de datos de entrada de los tres modelos se representan frente a las viscosidades de la mezcla diesel / crudo discutidas previamente (Fig. 11).El primer modelo de viscosidad reducida está muy cerca de la viscosidad medida de la mezcla de aceite crudo con 10% en volumen de diesel, y el segundo modelo de viscosidad reducida está cerca de la viscosidad medida de la mezcla de aceite crudo con un 15% en volumen de diesel.La tasa de diesel de inyección no era constante durante ambas pruebas de pozos, pero varió de 5 a 35 B / D, que representa 5 a 10% de la tasa de producción de petróleo. La inyección de silicona reduce aún más la viscosidad. Por lo tanto, se espera que el modelo de viscosidad debe ser menor que la viscosidad de la mezcla de 5% -10% de diésel. Los modelos de aceite crudo y de viscosidad reducida resultaron en respuestas muy diferentes (Tabla 3). Es claro que el segundo modelo de viscosidad reducida es más apropiado. Los mismos parámetros fueron utilizados en la segunda prueba. Los GORs finales, medidos por el medidor de flujo multifasico durante los diferentes periodos de flujo de ambos ensayos se presentan en las Figs. 12 a 15. El alto rango dinámico del medidor de flujo multifásico le permite mostrar las fluctuaciones de la tasa de producción durante la prueba debido a los problemas surgidos con el equipo de superficie de pruebas de pozos. Sin embargo, durante el flujo estable al final de los períodos de flujo, el GOR se estabilizó en aproximadamente 45 m3 / m3, que es muy próxima al valor esperado (Tabla 2).

Validación La validación de los resultados de los medidores de flujos multifasicos provenía de tres fuentes diferentes. En primer lugar, como se discute en el anterior, el medidor multifario calcula un GOR cerca de los valores medidos en el laboratorio sobre muestras de fondo de pozo de fluido representativas. En segundo lugar, se midió el contenido BSW manualmente en la localización del pozo después de la centrifugación de las muestras de líquido recogido en el choke del manifold. Las mediciones manuales concuerdan muy bien con el contenido BSW calculada por el medidor de flujo multifásico en ambas pruebas, incluso durante los períodos de limpieza, como se muestra en las Figs. 16 a 19. Uno puede notar baches de agua que aparecen en cada cambio de tamaño del choke.

El BSW es aproximadamente igual a la relación agua / líquido debido a que los factores de volumen de formación agua-aceite están cerca de la unidad (la contracción de aceite es muy pequeña para aceites pesados). El GOR depende de la fracción de gas-volumen (que es en sí mismo una función de la fracción de fase gaseosa y el factor de deslizamiento; véase el Apéndice A), y algunas propiedades de los fluidos (factores volumétricos de formación, saturación y GOR). Las buenas mediciones BSW y GOR, por lo tanto, dotan de confianza a laMediciones de las fracciones de fases y el modelo de deslizamiento.

La tercera validación vino de las mediciones de tanques. Durante las segundas pruebas en el pozo ATL-3, en el que se utilizó un tanque vertical con tiempo de retención más largo, fue posible obtener una tasa de líquido. Como se ve en las Figs. 20 y 21, durante dos períodos de

flujo, los datos de caudal son en general buenos; los datos del tanque carecen de resolución, tanto en tiempo como en valor, debido a la naturaleza de la medición, que es la integración de la tasa durante períodos de tiempo grandes donde no se puede observar cambios rápidos de las tasas que el medidor de flujo multifásico grabaría correctamente. Aunque un presupuesto detallado del error no fue elaborado en el momento de la publicación, la comparación de las tasas de líquido del tanque y del medidor de flujo multifásico durante los períodos de flujo principal muestra una discrepancia máxima de 10%, lo que confirma aún más la robustez del método.

Limitaciones Mucha confianza se gana en los resultados una vez que algunas mediciones de tanques estaban disponibles. Al final de la primera prueba, de la cual no hay resultados estaban disponibles desde el equipo de pruebas de pozos estándar, la única validación de las mediciones de las tasas de flujo vino del GOR.Aunque la viscosidad crudo fue muy alta en condiciones estándar, la viscosidad del fluido que fluye a través del medidor, calculada con el modelo de viscosidad descrito anteriormente, estaba en el intervalo de 50 a 200 cp, que estaba en el intervalo de presión y temperatura de los períodos de flujo principal con calentamiento e inyección química. La distribución de los valores de la viscosidad durante toda la prueba en Pozo ATL-3 se muestra en la Fig. 22. Aunque, en teoría, el trabajo de flujo que aquí se presenta se aplicaría a viscosidades más altas, la principal limitación es que el pozo tiene que fluir.

Conclusión

En el campo de petróleo pesado Atlanta, el comportamiento espumosa del aceite hace que sea difícil para el proveedor de los equipos de pruebas de pozos estándar para obtener mediciones

de la tasa precisos a partir del tanque o separador, con muy mala separación entre las fases por gravedad. El medidor de flujo multifásico multienergético gamma ray / Venturi demostró ser la mejor tecnología para medir las tasas de flujo en estas condiciones de crudo pesado y formación de espuma, siempre que la viscosidad sea ajustada correctamente al tener en cuenta la fricción asociada con este aceite. Las mediciones de las tasas de líquidos obtenidos del tanque vertical durante la segunda prueba confirmaron los resultados de los medidores multifásico. Para el operador, el medidor de flujo multifásico se convirtió en el equipo principal para la determinación de la tasa final, aunque sólo había sido considerada como una contingencia antes de la apertura del primer pozo.

Se requieren las propiedades del fluido precisos para mejorar la precisión y aumentar la confianza en las mediciones del medidor de flujo multifásico. Es necesario el uso de la viscosidad del fluido que fluye a través del medidor, incluyendo cualquier inyección de productos químicos. Las muestras pueden necesitar ser tomadas durante el trabajo para verificar las propiedades (cuando no se conocen con certeza) en exploración o en pozos de evaluación. Además, las muestras representativas de yacimiento son importantes para ajustar la relación gas / petróleo y validar los resultados del medidor de flujo multifásico.

En el caso del campo de Atlanta, no se midió directamente la viscosidad real del fluido que fluye a través del medidor de flujo multifásico, pero estimó a partir de mediciones de laboratorio. Los resultados fueron validados por las mediciones de gas / petróleo relación realizados sobre muestras de yacimientos fluido representativas tomadas del fondo del pozo durante las pruebas de yacimientos.Describimos un robusto flujo de trabajo que es aplicable en la formación de espuma y/o ambientes de emulsión en aguas profundas para pruebas de pozos de petróleo pesado con el medidor de flujo multifásico multienergético gamma ray / Venturi que puede proporcionar los datos de caudal fiables con poco efecto adicional en términos de espacio de la plataforma y tamaño del equipo en las plataformas de perforación o en las instalaciones de producción (por ejemplo, flotantes de producción, almacenamientos y embarcaciones de descargas).