Cuantificación de la contaminación utilizando el color del crudo y

24 Oilfield Review

Cuantificación de la contaminación utilizandoel color del crudo y del condensado

R. John AndrewsHibernia Management and Development Company Ltd.St. John's, Terranova, Canadá

Gary BeckBPHouston, Texas, EUA

Kees CastelijnsLondres, Inglaterra

Andy ChenCalgary, Alberta, Canadá

Myrt E. CribbsChevronTexacoBellaire, Texas

Finn H. FadnesJamie Irvine-FortescueStephen WilliamsNorsk Hydro, ASABergen, Noruega

Mohamed HashemShellNueva Orleáns, Luisiana, EUA

Para obtener datos significativos de las propiedades del fluido es esencial estable-

cer el nivel de contaminación del filtrado de lodos base aceite y de lodos sintéticos

en muestras de fluidos. Las nuevas herramientas y técnicas permiten efectuar ahora

una medición cuantitativa y en tiempo real de la contaminación en muestras de yaci-

mientos de gas condensado y de petróleo.

En áreas de aguas profundas, una empresapetrolera o de gas puede gastar decenas demillones de dólares en la perforación de un pozopara descubrir hidrocarburos y luego explotarlo yabandonarlo casi de inmediato. El operadorpuede pasar años diseñando y construyendo ins-talaciones antes de perforar otro pozo en elcampo. Los pozos de exploración proporcionanuna ventana de oportunidad reducida paraextraer muestras de hidrocarburos que permitantomar decisiones inherentes al desarrollo delcampo; por lo tanto, es imperativo obtener mues-tras de alta calidad, ya sea que el objetivo seencuentre en aguas profundas o en la plataformacontinental, en China, Canadá, el Mar Caspio oen cualquier otro lugar.

Una buena forma de obtener muestras de flui-dos es probar un pozo en producción, pero estono siempre es factible por razones económicas oambientales. Las muestras de fondo de pozo defi-nen las propiedades del fluido que se utilizan entodo el desarrollo del campo. Las estimacionesdel volumen de hidrocarburos, de la presión delpunto de burbujeo y de la relación gas/petróleo(RGP), la simulación del flujo del yacimiento y laubicación de los pozos, dependen de las propie-dades del fluido de formación. Se debe controlaro tratar la formación de hidratos, asfaltenos yceras. La presencia de gases corrosivos afecta la

A. (Jamal) JamaluddinHouston, Texas

Andrew KurkjianBill SassSugar Land, Texas

Oliver C. MullinsRidgefield, Connecticut, EUA

Erik RylanderBelle Chase, Luisiana

Alexandra Van DusenUniversidad de HarvardCambridge, Massachusetts, EUA

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Víctor Bolze, Reinhart Ciglenec, HaniElshahawi, Troy Fields, Gus Melbourne, Julian Pop y RodSiebert de Sugar Land, Texas; a Peter Kelley, deChevronTexaco, Houston, Texas y a Toru Terabayashi, deFuchinobe, Japón.AIT (herramienta de Inducción de Arreglo), CHDT (Pro-bador de la Dinámica de la Formación de Pozo Entubado),CMR (herramienta Combinable de Resonancia Magnética),FFA (Analizador de Huellas de Campo), LFA (Analizador deFluidos Vivos), MDT (Probador Modular de la Dinámica dela Formación), OCM (Monitor de Contaminación de Aceite),OFA (Analizador Óptico de Fluidos), Platform Express y TLC(Adquisición de Registros en Condiciones Difíciles) sonmarcas de Schlumberger. RCI (Instrumento de Caracteri-zación de Yacimientos) es una marca de Baker Atlas. ROT(herramienta de Descripción de Yacimientos) es una marcade Halliburton.1. Joshi NB, Mullins OC, Jamaluddin A, Creek J y

McFadden J: “Asphaltene Precipitation from Live CrudeOil,” Energy and Fuels 15, no. 4 (2001): 979-986.

Invierno de 2001/2002 25

elección de los materiales para las líneas de flujoy para las instalaciones de superficie. Estos ejem-plos ilustran el gran impacto que la composición yel comportamiento de los hidrocarburos ejercensobre la planificación de un nuevo campo.1

Los probadores de formación de pozo abiertooperados a cable o con la sarta (columna) de per-foración permiten analizar algunas propiedadesdel fluido de fondo de pozo y obtener pequeñosvolúmenes de fluidos del yacimiento para poste-riormente efectuar pruebas de laboratorio. Sinembargo, el filtrado de lodo invade la formacióndurante la perforación, de modo que estas mues-tras de fluidos usualmente están contaminadas.

Durante los últimos años se han desarrolladométodos para analizar la contaminación de lasmuestras en tiempo real, como parte del con-junto de servicios de registros de pozo abierto.Estos métodos aseguran la obtención de mues-tras representativas de fluidos y minimizan losriesgos de atascamiento de las herramientas yaque mejoran la eficiencia en la obtención demuestras. Hasta no hace mucho, estos métodos

de muestreo no eran confiables en los pozos per-forados con lodos base aceite y con lodos sinté-ticos, o en formaciones con una RGP elevada.

Este artículo examina los requisitos y desa-fíos que presenta el muestreo de yacimientos, einstruye sobre los desarrollos recientes en mate-ria de evaluación de la contaminación de lasmuestras. El artículo también analiza la contami-nación del filtrado de lodos base aceite o delodos sintéticos, excepto donde se declare explí-citamente que se trata de contaminación delodos base agua. Se describe una técnica queayuda a determinar el tiempo necesario paraobtener una muestra aceptable de fluido en unaestación de muestreo determinada, y se indicacómo las mediciones de contaminación de mues-tras pueden extenderse a fluidos con una RGPelevada y a condensados. La medición cuantita-tiva de la contaminación se ilustra con historiasde casos de áreas marinas de Terranova, Canadá;del Golfo de México y del Mar del Norte noruego.

Módulo de bombeo

Módulos de cámaraspara muestras

Módulos paramuestras múltiples

Módulo Analizadorde Fluidos Vivos LFA

Módulo de potenciahidráulica

Módulo de una solaprobeta

> Probador Modular de la Dinámica de la Forma-ción MDT configurado para la obtención de mues-tras de fluidos.

Obtención de muestras de fluidos de fondo de pozoLas muestras de fluidos de fondo de pozo propor-cionan datos importantes para optimizar la inver-sión del operador tanto en instalaciones deexploración y producción (upstream) como en lasde industrialización (downstream). Las medicio-nes de laboratorio establecen propiedadesestándar del fluido, tales como la relación pre-sión-volumen-temperatura (PVT), el comporta-miento, la viscosidad, la composición y la RGP.Una de las mayores preocupaciones en los cam-pos que requieren desarrollo submarino es ase-gurar el flujo, de modo que se llevan a cabopruebas para evaluar los contenidos de gas y desólidos. La presencia de sulfuro de hidrógeno[H2S] y de dióxido de carbono [C02] en el petróleo,requiere manejo y materiales especiales. Loscambios de temperatura y de presión en las tube-rías pueden producir la precipitación y deposiciónde asfaltenos y ceras, y las bajas temperaturasdel fondo marino pueden inducir la formación dehidratos. La mezcla de diferentes petróleos cru-dos en las líneas de producción puede alterar demanera radical las propiedades del fluido (arriba).

El proceso de adquisición de datos debeincluir la caracterización del fluido, para obtenerla mayor cantidad de datos de cada horizonte deinterés. La toma de muestras de fluidos al iniciode la vida de un pozo, asegura que la composicióny las propiedades del fluido estén disponiblescomo información oportuna para la toma de deci-siones inherentes a la planificación del campo. Silas propiedades del fluido afectan las instalacio-nes o el transporte, un análisis exacto del mismobrinda al operador la oportunidad de mitigar o eli-minar los problemas, efectuando cambios en eldiseño de las instalaciones de producción, o demanejarlos mediante tratamientos constantestales como el calentamiento de las tuberías; unaelección entre erogaciones de capital por adelan-tado o gastos operativos constantes.

En algunos campos se pueden obtener mues-tras de fluidos mientras se ejecuta una prueba deformación a pozo abierto, a través de la sarta deperforación (DST, por sus siglas en inglés) o unaprueba de producción una vez que el pozo estáfluyendo. En algunos casos, como en los pozos deaguas profundas del Golfo de México, debe ter-minarse el pozo antes de efectuar una prueba de

flujo, que puede costar decenas de millones dedólares. En áreas tales como la de los GrandesBancos, en el área marina de Terranova, Canadá,los operadores desean minimizar los tiempos deoperación para evitar riesgos tales como losmares bravíos y los peligros de los témpanos. Losintereses ambientales que restringen el que-mado y la remoción de los fluidos del equipo deperforación, también restringen el uso de laspruebas DST y de las pruebas de producción. Elcosto y el riesgo de las pruebas DST, conduce alos operadores a utilizar herramientas operadas acable para la obtención de muestras de fluidos.

Un gran problema en la obtención de mues-tras de fluidos de fondo de pozo, es la contami-nación con el filtrado del lodo de perforación queingresa en una herramienta junto con los fluidosdel yacimiento. La contaminación del lodo baseagua (WBM, por sus siglas en inglés) se puededistinguir fácilmente del petróleo del yacimiento.En muchos de los pozos de alto riesgo de hoy, loslodos base aceite (OBM, por sus siglas en inglés)y los lodos sintéticos (SBM, por sus siglas eninglés) se utilizan para asegurar la compatibili-dad con las lutitas, mejorar la estabilidad delpozo y aumentar la velocidad de perforación. Losfiltrados de los lodos OBM y SBM se mezclan conel crudo del yacimiento, dificultando mucho másla cuantificación de la contaminación que cuandose utilizan lodos WBM. Las propiedades delfluido se extrapolan a menudo a una condiciónsin contaminación, quitando en forma matemá-tica el contaminante de la distribución de losconstituyentes. Sin embargo, la extrapolación dealtos niveles de contaminación es riesgosa; lamayor parte de las empresas evitan una conta-minación de la fase líquida superior al 10% sobreuna base de volumen por volumen.

Varias herramientas disponibles comercial-mente poseen capacidades para tomar muestrasde fluidos, incluyendo el Probador Modular de la

26 Oilfield Review

Boca de pozo submarina

Acumulación de sólidos en el pozo

Deposición de asfaltenos en la región cercana al pozo

Sólidos en las líneas de flujo submarinas

Sólidos precipitadosen el separador

> Riesgos del transporte de los constituyentes del fluido del yacimiento mien-tras fluye hacia la superficie. Durante el transporte del fluido hacia la superfi-cie se pueden formar asfaltenos, ceras e hidratos. El depósito de este tipo desólidos obstruye los tubulares o bloquea los poros de la formación. Bajo cier-tas condiciones, los sólidos también precipitan en los separadores. Además,la mezcla de fluidos en las líneas de producción puede generar condicionesinestables que conducirán a la precipitación de los sólidos.

> Componentes de los módulos de análisis ópticode la herramienta MDT.

Canales de colorRefractómetro de gasCanales de aguaCanal de petróleo

Medición de lacontaminación

Canales de colorCanal de metanoRefractómetro de gasCanales de aguaCanal de petróleo

Indicador de metanoIndicador de gasIndicador de aguaIndicador de petróleo

Indicador de gasIndicador de aguaIndicador de petróleo

Módulo OFA

Módulo OCM

Módulo LFA


Dinámica de la Formación MDT de Schlumberger,el Instrumento de Caracterización de YacimientosRCI de Baker Atlas y la Herramienta deDescripción de Yacimientos RDT de Halliburton.La mayoría de los probadores de formación ope-rados a cable presionan una probeta contra lapared del pozo a una profundidad determinada,succionan fluidos de la formación y, cuando sealcanzan las características deseadas del fluido,obtienen muestras para su evaluación.2

Con la probeta presionada en forma seguracontra la pared del pozo, una caída de presiónbreve y rápida quiebra el sello del revoque de fil-tración. Normalmente, el primer fluido extraídopor la herramienta estará altamente contami-nado con filtrado de lodo (arriba). A medida quela herramienta sigue extrayendo fluido de la for-mación, el área cercana a la probeta se limpia yel fluido del yacimiento se convierte en el consti-tuyente dominante. El tiempo necesario para lalimpieza depende de muchos parámetros, inclu-yendo la permeabilidad de la formación, la visco-sidad del fluido, la diferencia de presión entre elpozo y la formación, y la duración de la diferenciade presión durante y después de las actividadesde perforación. El aumento de la velocidad debombeo puede acortar el tiempo de limpieza,

pero se debe controlar la velocidad con muchocuidado para preservar la condición del fluido delyacimiento. Debido a que muchos factores queafectan el tiempo de limpieza poseen valoresdesconocidos, para obtener buenas muestras esvital determinar el nivel de contaminaciónmediante un trabajo de adquisición de registros.

El versátil probador MDT de Schlumbergerofrece una variedad de funciones, dependiendode la combinación de los módulos. Los propósitosprincipales de la herramienta son obtener mues-tras del fluido de formación, medir las presionesde formación en puntos determinados del yaci-miento y estimar la permeabilidad en sitio. Paraobtener una descripción del uso de la herra-mienta para medir la permeabilidad, véase“Caracterización de la permeabilidad con proba-dores de formación,” página 2.

Desde su introducción en 1993, el AnalizadorÓptico de Fluidos OFA de la herramienta MDT haproporcionado una medida cualitativa de la con-taminación. Schlumberger ha desarrollado la téc-nica del Monitor de Contaminación de AceiteOCM a fin de predecir el tiempo necesario paralograr un nivel bajo de contaminación aceptableen una estación de muestreo determinada. Estanueva técnica confiable monitorea de manera

cuantitativa la contaminación de la muestra, locual incrementa la confiabilidad en estas medi-ciones esenciales.

El Analizador de Fluidos Vivos LFA agrega undetector de metano que proporciona una medi-ción más definitiva del contenido de gas en lafase de petróleo y permite el cálculo de la RGP.Este módulo se puede utilizar para asegurar queel fluido permanezca en estado monofásicodurante el muestreo; la caída de la presión pordebajo del punto de burbujeo, haría que el fluidono fuera representativo. La medición cuantitativaOCM de la contaminación se puede utilizar tantocon el módulo LFA como con el módulo OFA(página anterior, a la derecha).

2. Para obtener mayor información acerca del uso de laherramienta MDT en el análisis de muestras de fluidosde fondo de pozo, consulte: Crombie A, Halford F,Hashem M, McNeil R, Thomas EC, Melbourne G yMullins OC: “Innovations in Wireline Fluid Sampling,”Oilfield Review 10, no. 3 (Otoño de 1998): 26-41.Badry R, Fincher D, Mullins 0, Schroeder B y Smits T:“Downhole Optical Analysis of Formation Fluids,” OilfieldReview 6, no. 1 (Enero de 1994): 21-28.

Cono depetróleo

Filtrado Cono depetróleo

t1

Petróleo

Dens

idad

ópt

ica

Tiempot1 t2 t3

t2

t3

Filtr

ado

Filtr

ado

> Succión de filtrado. La probeta de la herramienta MDT presionada contra la pared del pozo originauna caída de presión que atrae los fluidos hacia la herramienta. Primero entra el filtrado cercano a laprobeta, pero a medida que se expande la caída de presión, una mayor proporción de la mezcla esfluido de yacimiento. La densidad óptica (OD, por sus siglas en inglés) aumenta a medida que el petró-leo crudo más oscuro reemplaza al filtrado de lodo que es más transparente.

Se encuentran disponibles cámaras modula-res para muestras de yacimiento (MRSC, por sussiglas en inglés), para obtener muestras de granvolumen (abajo). Se pueden utilizar múltiplescámaras de 6 galones [22,712 cm3] en el fondo dela sarta de herramientas para que actúen comocámaras de descarga. Es más común que seobtengan muestras para análisis PVT en cámarasmás pequeñas. Un módulo para muestras múlti-ples (MRMS, por sus siglas en inglés) permiteacomodar seis botellas de muestras fácilmenteremovibles (MPSR, por sus siglas en inglés), cer-tificadas para su transportación por elDepartamento de Transporte de los EUA (DOT, porsus siglas en inglés) y por Transporte de Canadá.La botella MPSR de 450 cm3 [0.12 gal] se reducea 418 cm3 [0.11 gal] cuando se le agrega un agi-tador para mejorar la mezcla del fluido en el labo-ratorio. La cámara para muestras múltiplesmonofásicas de Schlumberger Oilphase (SPMC,por sus siglas en inglés) se puede utilizar en elmódulo MRMS cuando es necesario manteneruna muestra de fluido de yacimiento en estadomonofásico, desde el punto de obtención en elfondo del pozo hasta el laboratorio de análisisPVT. Después que el módulo de bombeo MDTllena una cámara SPMC a la presión de forma-ción, se libera una carga de nitrógeno preestable-cida. Actuando a través de un pistón que flota enun compensador de petróleo sintético, el nitró-geno agrega suficiente exceso de presión paramantener el fluido en estado monofásico durantesu recuperación hacia la superficie.

El petróleo negro no siempre es negroLos petróleos tienen color; se han visto petróleoscrudos negro, marrón, rojo, marrón amarillento eincluso verde. El matiz y la intensidad de la luztransmitida o reflejada por el petróleo crudo o elgas condensado, dependen de la interacción de laluz con las moléculas y con los enlaces molecula-res del fluido. Las mediciones de esta interacciónse pueden utilizar para distinguir los petróleos dediferentes composiciones.

La unidad de absorción de luz o densidadóptica (OD, por sus siglas en inglés) es el loga-ritmo de la relación entre las intensidades de laluz incidente y de la luz transmitida. Por lo tanto,los fluidos más oscuros tienen una mayor densi-dad óptica y un aumento de una unidad en lamisma, representa un factor de disminución deun orden de magnitud en el factor de transmisión(transmitancia). Una densidad óptica de ceroindica que se transmite toda la luz, mientras queuna densidad óptica de dos representa una trans-misión del 1%. La densidad óptica de un fluidovaría con la longitud de onda de la luz incidente.

La reducción de la intensidad de la luz trans-mitida puede deberse a uno o dos procesos físi-cos. Algo de luz se dispersa debido a laspartículas del fluido; la dispersión fuera del tra-yecto óptico hacia el detector disminuye la inten-sidad. La luz también puede ser absorbida por lasmoléculas del fluido. Para discriminar los fluidosen la línea de flujo, la óptica del probador MDT sebasa en las diferencias de absorción de las por-ciones visibles y casi infrarrojas del espectroelectromagnético de la luz.

Los hidrocarburos puros y ligeros como el pen-tano, son esencialmente incoloros; no absorben laluz dentro del espectro visible. Los condensadospueden ser claros o sombreados suavemente enamarillo rojizo hasta marrón amarillento, porqueabsorben más del extremo azul del espectro quedel rojo. Los petróleos crudos más pesados, quecontienen moléculas más complejas, absorbenfuertemente la luz en toda la región visible, vol-viéndolos marrón oscuro o negros.

La luz con una longitud de onda en el espectrovisible o cercano al infrarrojo, llamado región decolor, interactúa con las bandas de energía elec-trónica de una molécula. Comparadas con molécu-las menos complejas, las moléculas aromáticas,más grandes y complejas de los hidrocarburoscomo los asfaltenos y las resinas, absorben la luzque tiene mayor longitud de onda.3 Dado que lospetróleos más pesados contienen mayor cantidadde compuestos aromáticos, tienden a poseer unacoloración más oscura que los petróleos menosdensos y que los condensados (página siguiente,abajo). Las ceras son incoloras, pero si las molé-culas son lo suficientemente largas, dispersarán laluz y aparecerán de color blanco.

A pesar de las diferencias en la absorciónóptica de los petróleos de diversos yacimientoscausadas por la composición, existe un comporta-miento común. La absorción electrónica general-mente disminuye a medida que aumenta lalongitud de onda. La disminución de la densidadóptica en la región visible y cercana al infrarrojopuede caracterizarse por un parámetro único, elcual puede interpretarse como el color del petróleo.

28 Oilfield Review

MRSC

H2S

Presión hidrostática máxima

Volumen

Presión de la muestra

Transportable

Temperatura de fondo de pozo

Calentamiento ensuperficie permitido

Compensación de presión

Opciones de 20 y 25 klpc [138 y 172 MPa]

Opciones de 1 y 2.75 gal [3785 y 10,410 cm3]

20 klpc

No

204°C [400°F]

77°C [170°F]

No

14 klpc [97 MPa]

Opciones de 1 y 2.75 gal

14 klpc

No

204°C

54°C [130°F]

No

10 klpc [69 MPa]

6 gal [22,712 cm3]

10 klpc

No

204°C

No está permitido

No

Opciones de 20 y 25 klpc

450 cm3 [0.12 gal]

20 klpc

Si

204°C

100°C [212°F]

No

Opciones de 20 y 25 klpc

250 cm3

[0.07 gal]

20 klpc

No

204°C

204°C

Si

Sin H2S MPSR SPMC

MRMS

El límite de 25 klpc es para módulos especiales de alta presión y el muestreo debe efectuarse en modo de bajo impacto; la botella se compensa a presión hidrostática detrás del pistón. Sólo Schlumberger Oilphase tiene permitido calentar las cámaras por encima de los 54°C [130°F].Las botellas de seis galones deben colocarse en el fondo de la sección. Se pueden combinar varias botellas en una sección.El agregado de un agitador reduce este volumen a 418 cm3 [0.11 gal].Transportable indica la exención del Departamento de Transporte de los EUA y el permiso de Transporte de Canadá para una seguridad equivalente.Para compensar la presión de la muestra se utiliza nitrógeno comprimido, de modo que no disminuya tanto al enfriarse cuando se la lleva a superficie.

3

5

6

1

2

1 1

4

1

2 3 4 5 6

> Botellas de muestreo disponibles para la herramienta MDT.


Para entender cómo se pueden utilizar lasmediciones de la densidad óptica para cuantificarla contaminación, es importante distinguir laabsorción en la región de color entre dos tipos dehidrocarburos: aromáticos complejos y alifáticossaturados. Los aromáticos complejos contienenanillos de carbono con enlaces carbono-carbonosimples y dobles, que son excitados por la luz visi-ble y cercana al infrarrojo. Los compuestos alifá-ticos son cadenas abiertas de átomos de carbono.Si todas las conexiones carbono-carbono sonenlaces simples y los otros enlaces se combinancon hidrógeno, la molécula alifática se denominasaturada. Sólo la luz ultravioleta de alta energíapuede excitar las moléculas alifáticas saturadas,de modo que tienen una densidad óptica baja enla región de color del espectro.

Los petróleos negros contienen muchos com-puestos aromáticos complejos, mientras que losOBM comprenden mayormente compuestossaturados, y los SBM están constituidos única-mente de alifáticos saturados. La diferencia decomposición química entre el petróleo crudo deyacimiento y el filtrado de lodo de perforación, eslo que hace que la densidad óptica sea unabuena medida de la contaminación de filtrado enel petróleo crudo.

Excitación de moléculasEl agua se puede distinguir fácilmente del petró-leo porque es altamente absorbente en la regiónde longitudes de onda cercanas al infrarrojo, alre-dedor de 1445 y 1930 nanómetros (nm); región enla que el petróleo es relativamente transparente(izquierda). El petróleo posee un pico de absor-ción fuerte alrededor de los 1725 nm, mientrasque el agua no lo tiene. Estos picos provienen dela interacción de la luz con las bandas de energíavibratoria de los enlaces carbono-hidrógeno y delos enlaces oxígeno-hidrógeno para el agua. Lasmoléculas que contienen este tipo de enlaceabsorben fotones de la longitud de onda ade-cuada y la energía de los fotones se convierte envibración molecular. El monitoreo de la absorciónen estas tres longitudes de onda permite diferen-ciar entre el agua y el petróleo.

Los compuestos de hidrocarburos compren-den cadenas, brazos o anillos de átomos de car-bono enlazados, cada uno de ellos con átomos de

3. Mullins OC: “Optical Interrogation of Aromatic Moietiesin Crude Oils and Asphaltenes,” en Mullins OC y Sheu EY:Structures and Dynamics of Asphaltenes. Nueva York,Nueva York, EUA: Plenum Press, 1998.

Dens

idad

ópt

ica

Longitud de onda

3.0

2.5

2.0

1.5

1.0

0.5

0500 1000 1500 25002000

Asfaltos

Condensados

Petróleos negros

> Densidad óptica de diversos petróleos. El espectro de la densidad óptica delos hidrocarburos está relacionado con la cantidad de aromáticos, los que asu vez están relacionados con la gravedad API. Los gases condensados po-seen poca o ninguna absorción de color más allá de los 500 nanómetros (nm)aproximadamente. Los grados de los petróleos varían desde petróleo de unnegro denso cada vez mayor, con una mayor absorción de color, hasta losasfaltos, que absorben fuertemente incluso hasta en la región cercana alinfrarrojo. Todos los petróleos y condensados absorben casi 1725 nm. El picode los hidrocarburos, de 2300 a 2500 nm, está más allá de la región cubiertapor los canales de la herramienta MDT.

Dens

idad

ópt

ica

00

500 1000Longitud de onda, nm

1500 2000

Númerode canal

1 2 3 4 5 6 7 0' 8 9

1

2

3

4

Moléculas m

ás complejas

Color o región de absorción electrónica

Región deabsorción vibratoria

Pico de agua

Pico de petróleo

Pico deagua

Pico de metano

C HHH

H

Pico vibratoriodel enlace H-C-H

CH

HCH

HCH

H

> Espectro de absorción. La herramienta MDT monitorea la absorción de la luz, comenzando con lon-gitudes de onda visibles y extendiéndose hasta la región cercana al infrarrojo. En la gráfica se mues-tran los diez canales del módulo OFA, numerados del 0 al 9. En la región de color de la izquierda, lospetróleos crudos poseen una absorción que disminuye rápidamente debido a la interacción de la luzcon los electrones de las moléculas. Las moléculas aromáticas más complejas (formas verdes) absor-ben en longitudes de onda mayores. Los Canales 6 y 9 están calibrados en el centro de los picos vibra-torios moleculares para detectar agua; el Canal 8 se encuentra en el pico de vibración molecular parael enlace CH2 de los hidrocarburos. El Canal 0', que reemplaza al Canal 0 en el módulo LFA, está ajus-tado para el pico de metano.

hidrógeno adosados. Por lo general, un átomo decarbono se ligará a otros átomos de carbono y ados átomos de hidrógeno. Los átomos de carbonoen el extremo de una molécula tendrán adosadostres átomos de hidrógeno, mientras que aquéllosque se encuentran en una rama, conectados conotras tres moléculas de carbono, sólo tendrán unenlace de hidrógeno. El metano es una moléculade un átomo de carbono con cuatro átomos dehidrógeno adosados.

El pico de petróleo en el Canal 8 del móduloOFA mide la absorción molecular de la luz de losátomos de carbono con dos átomos de hidrógenoadosados, que son los constituyentes primariosde los petróleos de yacimientos. Un espectróme-tro óptico de alta resolución revela este pico depetróleo con un detalle mucho mayor, mostrandovarios picos de absorción en los hidrocarburos(arriba). Aunque el metano posee cierta absorciónen el pico de petróleo, los hidrocarburos con másde un átomo de carbono no tienen absorción en elpico de metano. Esto proporciona un discrimina-dor ideal del contenido de metano en petróleoscrudos vivos; discriminador utilizado por un nuevomódulo de la herramienta MDT, el Analizador deFluidos Vivos LFA.4 El canal de detección, ajustadopara esa longitud de onda, reemplaza la banda decolor de longitud de onda más corta del móduloOFA en el canal 0.

La clave para cuantificar la contaminaciónLa herramienta MDT incluye un módulo ópticocon dos dispositivos diseñados para monitorearla contaminación en los sistemas OBM. Unrefractómetro de gas utiliza la luz de un diodo

reflejada desde una ventana de zafiro para iden-tificar cualitativamente la fase del fluido en unalínea de flujo (abajo). A un ángulo de incidenciaseleccionado, el coeficiente de reflexión esmucho mayor cuando el gas está en contacto conla ventana que cuando entra en contacto conpetróleo o agua.5

El segundo detector del módulo OFA utiliza laluz transmitida para evaluar las característicasde absorción de un fluido. Una lámpara de haló-geno de tungsteno de alta temperatura propor-ciona una fuente de luz de banda ancha que pasaa lo largo de guías ópticas y a través de unacámara óptica de 2 mm de espesor ubicada en lalínea de flujo. La distribución de la luz transmitida

se registra para 10 longitudes de onda en losespectros visible y cercano al infrarrojo. Dos deestos canales detectan los picos intensos deabsorción de agua, que indican el contenido deagua del fluido cuando se lo compara con el picointenso de absorción de hidrocarburo.

Discriminar el gas y el agua del petróleo esmás simple que distinguir entre petróleo crudo yfiltrado de OBM o de SBM, porque el crudo, ellodo OBM y el SBM absorben la luz intensamenteen el pico del petróleo, cercano a 1725 nm.Afortunadamente, los petróleos tienen diferen-tes colores, según sea la cantidad de compues-tos aromáticos complejos y grandes quecontengan. Esto afecta la absorción en el espec-trómetro del MDT en los canales de longitud deonda más corta que constituyen la región decolor. Dado que el OBM y el SBM contienen com-puestos alifáticos simples, su absorción en estoscanales es pequeña.

En la mayoría de los casos, cuando la herra-mienta MDT comienza a extraer fluido de una for-mación, la densidad óptica es elevada debido ala luz dispersada por los sólidos del revoque defiltración presente en el fluido. Transcurridosunos segundos, la densidad óptica cae a un valorbajo, y luego aumenta lentamente a medida queel filtrado de lodo drena de la formación cercanaa la probeta y es reemplazado por petróleo crudomás oscuro.

Las partículas del revoque de filtración u otromaterial sólido generan ruido en los canales deabsorción. La dispersión causada por estas partí-culas es independiente de la longitud de onda, demanera que el efecto puede ser eliminado sus-trayendo la señal de un canal cercano. En la

30 Oilfield Review

Flujo de fluidoFlujo de fluido

Refractómetro de gas

Detectores de densidad óptica

LámparaDiodo emisor de luz

Agua

PetróleoPetróleoGas

> Detectores ópticos. La luz pasa a través de una ventana de zafiro y refleja la superficie que seencuentra en contacto con la línea de flujo del fluido hacia el refractómetro de gas. El ángulo dereflexión se establece de manera tal que el gas se refleje con mucha más fuerza que el petróleoo el agua. Otro trayecto de luz atraviesa la línea de flujo y se dirige hacia una serie de filtros paradetectar la absorción o la densidad óptica en el espectro visible o cercano al infrarrojo.

Dens

idad

ópt

ica

0.8

0.7

0.6

0.5

0.4

0.3

0.2

0.1

0Longitud de onda, nm

Metanon-HeptanoMezcla metano-heptano

Pico de petróleo

Pico de metano

> Espectro de absorción vibratoria de alta resolución del heptano, del metanoy de una mezcla de ambos. El heptano (verde) no absorbe luz en el pico de me-tano (CH4). La absorción de metano (rojo) en el pico del enlace CH2 es baja. Laabsorción de una mezcla de ambos (negro) es la suma de las absorciones indi-viduales, conforme a la ley Beer-Lambert. El módulo LFA posee un canal cali-brado para el pico de metano.


región de color, la absorción disminuye con lasuficiente rapidez como para que al saltear uncanal y sustraer del que le sigue hacia abajo, seelimine el ruido debido a la dispersión sin afectarde manera significativa la señal (derecha). Elresultado es una curva de contaminación quevaría suavemente.6

El cambio en la densidad óptica a medida queel crudo del yacimiento reemplaza el filtrado delodo en la línea de flujo se rige por la ley de Beer-Lambert, la cual establece que la densidad ópticade una mezcla de dos petróleos es una combina-ción lineal ponderada volumétricamente de lasdensidades ópticas individuales, evaluadas encada longitud de onda. Un cambio en la densidadóptica se relaciona directamente con un cambioen la composición (abajo).

Debido a que la mayoría de los lodos OBM ySBM contienen principalmente compuestos ali-fáticos simples, su densidad óptica es efectiva-mente cero, excepto en los canales MDTinferiores. Cuando se ha determinado un puntoextremo, la evaluación cuantitativa de la conta-minación mediante la densidad óptica requiereun método para encontrar el otro extremo; ladensidad óptica del crudo no contaminado. Estoproviene del modo en que se mueven los fluidos

durante la limpieza. La extracción de fluidomediante la probeta crea una depresión que seexpande alrededor del pozo.7 El análisis del lodoOCM se ajusta a los datos de limpieza con unacurva—que tiene una forma específica basadaen la física de la herramienta y en el pozo—paradeterminar el monto restante de contaminaciónde filtrado. En un pozo se obtuvieron cinco mues-tras con la herramienta MDT en diferentes opor-tunidades durante la limpieza. Los datos de

4. Un petróleo crudo vivo libera cantidades significativasde gas cuando se disminuyen su presión y temperatura.Un petróleo muerto no libera gas a presión atmosférica ytemperatura ambiente. El petróleo almacenado en tan-ques—el líquido que surge del separador final de super-ficie—contiene poco gas.

5. Badry et al, referencia 2.6. Mullins OC, Schroer J y Beck GF: “Real-time

Quantification of OBM Filtrate Contamination DuringOpenhole Wireline Sampling by Optical Spectroscopy,”Transcripciones del 41er Simposio Anual sobre Registrosde la SPWLA, Dallas, Texas, EUA, 4 al 7 de junio de 2000,artículo SS.

7. Hashem MN, Thomas EC, McNeil RI y Mullins 0:“Determination of Producible Hydrocarbon Type and OilQuality in Wells Drilled With Synthetic Oil-Based Muds,”SPE Reservoir Evaluation and Engineering 2, no. 2 (Abrilde 1999):125-133.

0.40

0.36

0.32

0.28

0.24

200 400 600 800Tiempo de bombeo, seg

1000 1200 1400

Dens

idad

ópt

ica Canal 4

Canal 4 menos Canal 6

> Remoción de la dispersión. Para quitar la dispersión de la señal de densidadóptica, se sustrae un canal cercano con una longitud de onda mayor, que tieneuna menor absorción de color pero la misma cantidad de dispersión que nodepende de la longitud de onda. En este caso, la señal del Canal 6 (que no semuestra) se sustrae del Canal 4 (amarillo) lo que da como resultado una curvade datos (roja) que se ajusta para la predicción del monitor OCM (negro).

Longitud de onda Tiempo de bombeo

Dens

idad

ópt

ica

100% filtrado OBM

100% petróleo

crudo

OD1

OD2

OD3

OD4

OD5

Densidad óptica a una longitud de onda específica

% d

e co

ntam

inac

ión

de lo

do O

BM

OD1

00 100

0

∞

OD2

OD3

OD4

OD5

> Mezcla de Beer-Lambert. La absorción de la luz para el petróleo crudo (marrón) es mayor que parael filtrado OBM (amarillo) (izquierda). La ley de Beer-Lambert dice que la densidad óptica (OD) de lasmezclas de ambos (tonalidades desde el amarillo hasta el marrón) se relaciona con la proporción rela-tiva de los dos fluidos. A medida que el fluido se limpia, la densidad óptica aumenta de manera asintó-tica del valor de OD1 del OBM al valor OD5 del crudo (derecha).

laboratorio muestran que los resultados de con-taminación son consistentes con el modelo delmonitor OCM (arriba).8

Del mismo modo que otras bandas de detec-ción óptica, el canal de metano del módulo LFAmuestra una densidad óptica elevada a medidaque los sólidos del lodo pasan a través de la líneade flujo de la herramienta después de comenzadoel bombeo. Dado que los lodos de perforación nocontienen metano en forma natural, la elevadaconcentración inicial del filtrado extraído por laherramienta MDT durante la limpieza, da comoresultado una caída sustancial en la densidadóptica registrada en el canal de metano. A medidaque el fluido del yacimiento reemplaza al filtradoen la línea, la señal de la densidad óptica aumentaen proporción al contenido de metano del petró-leo, generando la misma forma de curva que la dela limpieza con el módulo OFA (derecha).

No se puede predecir el tiempo necesariopara una limpieza completa antes de correr elregistro, porque hay demasiadas variables desco-nocidas en el yacimiento. Por ejemplo, no hay unarelación directa entre la permeabilidad de la for-mación y el tiempo de limpieza. Si bien el fluido

32 Oilfield Review

Dens

idad

ópt

ica

3.0

2.5

2.0

1.5

1.0500 2000 25001000 1500

Tiempo de bombeo, seg Tiempo de bombeo, seg

Muestra Tiempo de bombeo Contaminación OFA Contaminación en laboratorio

12345

695 seg (12 min)940 seg (16 min)1264 seg (21 min)1681 seg (28 min)2250 seg (37 min)

17%13%12%

9%8%

22%17%13%11%10%

0 1.0

3.0

2.6

2.2

1.8

1.410

20

30

40

50

Cont

amin

ació

n, p

orce

ntaj

e

Datos y ajuste del modelo OCM

Nivel de contaminación aceptable

Dens

idad

ópt

ica

Contaminación

Densidad óptica

> Predicción cuantitativa de la contaminación. Se tomaron muestras de fluidos en cinco oportunidades durante la limpieza. Los datos del canal de color delmódulo OFA se ajustan utilizando el modelo OCM (izquierda) para determinar la limpieza de la contaminación (derecha). La predicción de los niveles decontaminación del monitor OCM concuerda bien con la medición de contaminación del laboratorio (tabla).

8. Mullins OC y Schroer J: “Real-time Determination ofFiltrate Contamination During Openhole Wireline Samplingby Optical Spectroscopy,” artículo de la SPE 63071 pre-sentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual dela SPE, Dallas, Texas, EUA, 1 al 4 de octubre de 2000.

1.00 0.21

0.22

0.23

0.24

0.25

0.26

500 1000

Dens

idad

ópt

ica

del c

olor

Dens

idad

ópt

ica

del m

etan

o

1500 2000

Tiempo de bombeo, seg

3500 3000 3500

1.05

1.10

1.15

1.20

1.25Canal de color

Canal de metano

> Predicción de la contaminación en un pozo del Golfo de México. Después deeliminar el ruido de un canal de color LFA (rojo) y del canal de metano (azul),cada conjunto de datos se ajusta a la predicción del monitor OCM (curvassuaves). Para esta muestra, los datos de color predicen una contaminación de4.9% y los datos de metano predicen 6.2%. El promedio de 5.5% concuerda conla contaminación de 4.3% medida en el laboratorio con un cromatógrafo degases.


de una formación con alta permeabilidad puedebombearse rápidamente—lo cual implicaría untiempo de limpieza breve—esa permeabilidadelevada puede haber permitido la penetraciónprofunda del filtrado en la formación antes deasentar la herramienta. En ese caso, el tiempo delimpieza podría ser largo. La obtención de fluidoscercanos a una intercalación de lutita puedeacortar el tiempo de limpieza ya que la lutita pro-porciona una barrera de flujo, permitiendo laobtención de fluido menos contaminado del yaci-miento de una región más alejada del pozo.

La capacidad de los módulos OFA y LFA decuantificar los niveles de contaminación duranteel bombeo, permite tomar decisiones sobre mues-treo en tiempo real. La densidad óptica para todoslos canales es transmitida hacia la superficie agran velocidad y el programa de computación

OCM actualiza su análisis cada 20 segundos. Unavez que se han adquirido suficientes datos, el pro-grama de computación selecciona el canal decolor que proporcionará el mejor ajuste para latendencia esperada y muestra el grado de conta-minación y el tiempo necesario para lograr unnivel de contaminación aceptablemente bajo.

En un pozo del Golfo de México, la probeta dela herramienta MDT se asentó frente a una arenamasiva y la herramienta midió una movilidad de87 mD/cp. Después de bombear durante 71minutos, el programa de computación OCM pre-dijo 41⁄2 horas adicionales de bombeo para lograrun nivel aceptable de 10% de contaminación(abajo a la izquierda). En lugar de esperar o gas-tar una botella de muestra en fluido altamentecontaminado, el operador decidió moverse a otronivel dentro del mismo horizonte y, en conse-

cuencia, desplazó la herramienta 13 m [44 pies]más abajo en la formación. La movilidad fuemayor, 256 mD/cp. La contaminación descendió a9% en sólo 132 minutos y se tomaron muestrasen esta ubicación aceptables para el análisis PVT(abajo a la derecha).

Dispersión de la luzLa dispersión de partículas más pequeñas que lalongitud de onda de la luz incidente—varios cien-tos de nanómetros de diámetro—depende de lalongitud de onda de la luz incidente. La intensidadde esta dispersión aumenta con la disminución dela longitud de onda. Este efecto, denominado dis-persión de Rayleigh, es el que le otorga el colorazul al cielo.

Fin

del a

just

e

100

90

80

70

60

50

Cont

amin

ació

n, %

Dens

idad

ópt

ica

del c

olor

Dens

idad

ópt

ica

40

30

20

10

00.00

0.25

0

5

4

3

2

1

0.50

0 500 1000 1500 2000


2500 3000 3500 4000

0.75

1.00

1.25

1.50

1.75

2.00

Com

ienz

o de

l aju

ste

8

9

7

65

43

21

4000

3000

2000

1000

0

Tiem

po de bo

mbe

o, seg

Núm

ero del canal

> Ahorro de tiempo de limpieza. Después de que la herramienta MDT habíabombeado fluido de formación durante aproximadamente una hora, el pro-grama de computación OCM indicó aproximadamente un 18% de contami-nación (curva azul) y predijo 41⁄2 horas adicionales para lograr una conta-minación inferior al 10%. La gráfica muestra la medición de la densidadóptica para los Canales 0 al 9 (verde sombreado). El Canal 4, que tiene elcambio más grande en la densidad óptica durante la limpieza, se utilizópara el ajuste después de sustraer el Canal 6 para quitar la dispersión cau-sada por las partículas grandes (curva roja). Las líneas punteadas vertica-les a la izquierda y a la derecha del diagrama, indican el rango sobre elcual el método OCM se ajusta a los datos.

Cont

amin

ació

n, %

Dens

idad

ópt

ica

del c

olor

Dens

idad

ópt

ica

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0

1

2

3

4

5

0.7

0.8

0.9

1.0

1.1

1.2

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000


7

9

8

65

43

21

7500

2000

1000

0

Tiem

po de bo

mbe

o, seg

Núm

ero del canal

Fin

del a

just

e

Com

ienz

o de

l aju

ste

> Obtención de muestras aceptables. Tras aproximadamente dos horasde bombeo, la contaminación había descendido a aproximadamente 9%(curva azul). La densidad óptica de todos los canales se muestra en eldibujo inserto (sombreado de verde). El modelo OCM se ajustó a los datosdel Canal 4 menos el Canal 6 (curva roja), entre las líneas de inicio y findel ajuste (líneas verdes punteadas). Los aumentos de densidad ópticaque se observan después de la línea de fin del ajuste corresponden a laobtención de las muestras.

La dispersión independiente de la longitud deonda se remueve mediante la sustracción de uncanal, pero deja cierta dispersión de Rayleighdependiente de la longitud de onda. Para el proce-dimiento OCM por color, se sustrae un canal delongitud de onda mayor, pero para el procedi-miento OCM con metano, el canal sustraído es deuna longitud de onda menor. Dado que un procedi-miento corrige levemente más de lo necesario ladispersión dependiente de la longitud de onda y elotro lo corrige levemente menos de lo necesario,los valores de contaminación de los métodos OCMpor color y OCM con metano de la herramientaLFA se promedian para remover parte de dichoefecto de dispersión (derecha).

Las discrepancias entre las determinacionesde contaminación indican la necesidad de estudiarotros canales con mayor detenimiento, para iden-tificar la causa antes de obtener una muestra defluido. La detección de metano ha demostrado suvalidez para fluidos con una RGP tan baja como700 pc/bbl [126 m3/m3].9 Sin embargo, en yaci-mientos que tienen petróleo con bajo contenido demetano, los canales de color pueden proporcionaruna mejor información sobre la contaminación queel canal de metano. Para fluidos de gas conden-sado, la detección de metano utilizando el móduloLFA es esencial porque incluso en los canales decolor con longitud de onda más pequeña, la densi-dad óptica sigue siendo baja y la progresión de lalimpieza utilizando el procedimiento OCM porcolor es difícil de evaluar. En algunos casos, el fil-trado de lodo de perforación puede ser más oscuroque el condensado y el procedimiento OCM porcolor puede que no sea capaz de discriminar entrela contaminación y el fluido del yacimiento. Enestos casos, en el nuevo módulo LFA funciona bienel procedimiento OCM con metano.

Comparación de la contaminación en la superficieLas muestras se obtienen para determinar laspropiedades PVT de los fluidos del yacimiento.Para obtener estimaciones razonables de las pro-piedades del fluido del yacimiento, se debe con-siderar que la muestra contiene filtrado de lodo.Los módulos OFA y LFA miden la contaminaciónen tiempo real antes de obtener las muestras. En

el piso del equipo de perforación o en el labora-torio, la contaminación de una muestra se puedeanalizar con mayor detalle con un cromatógrafode gases (GC, por sus siglas en inglés), un cro-matógrafo de permeación de gel (GPC, por sussiglas en inglés), un análisis de trazador o, menoscomún y no discutido en este artículo, un espec-trómetro de resonancia magnética nuclear (NMR,por sus siglas en inglés).

En un cromatógrafo de gases, se inyecta unapequeña cantidad de fluido de muestra en un gastransportador, como puede ser helio de altapureza. Los componentes gaseosos livianos seseparan utilizando un tamiz molecular y los com-ponentes más pesados se separan utilizando unacolumna cromatográfica. Un tamiz molecular sebasa en el tamaño de la partícula a separar, que-dando las partículas más pequeñas durante mástiempo en el mismo. En una columna cromatográ-fica, el gas fluye a través de las partículas reves-tidas con un fluido. En un cromatógrafo de gases,este fluido se denomina capa estacionaria, por-que el gas no lo moviliza. La solubilidad relativade los componentes en la capa estacionaria lossepara a medida que el gas transporta una mues-tra a través de la columna. Los cromatógrafos secalibran para los componentes de la muestra.

El proceso es similar para un GPC, exceptoque el transportador inerte es un líquido y los

34 Oilfield Review

0.16

0.18

0.20

0.22

0.24

500 1000 1500

Dens

idad

ópt

ica

del c

olor

Dens

idad

ópt

ica

del m

etan

o

2000 2500 3000 35000.60

0.65

0.70

0.75

0.80

0.85

0.90

Canal de metano

Canal de color


> Dispersión dependiente de la longitud de onda. La respuesta de absorciónóptica en el período de bombeo entre 1000 y 1500 segundos, indica que aúnqueda cierta dispersión, incluso después de sustraer un canal de línea base.La respuesta dependiente de la longitud de onda es más fuerte en el canal decolor (púrpura) que en el canal de metano (azul). El ruido en los datos que seobserva después de 2500 segundos corresponde a la obtención de muestras.Aún así, el método OCM pudo ajustar los datos, prediciendo un 7% de conta-minación sobre la base del promedio de los datos de color y de metano de7.9% y 6.0% respectivamente.

Petróleo 1Petróleo 2

C2 C4 C6 C8 C10 C12 C14 C16 C18 C20 C22 C24 C26 C28 C30+

Tendencia del Petróleo 1Contaminación, 3.1%

Componente

0.1

1.0

10.0

100.0

Conc

entra

ción

mol

ar, %

> Remoción de la contaminación. Los resultados de la muestra indicaron que el Petróleo 1 (azul) y elPetróleo 2 (rojo) de pozos vecinos tenían perfiles similares, excepto por la contaminación con C16 y C18proveniente del lodo sintético de perforación. La contaminación se puede quitar desarrollando la líneade tendencia para el Petróleo 1 y disminuyendo las concentraciones de C16 y C18 al nivel de la tenden-cia. Este análisis confirma que los petróleos provenían de la misma roca madre.


constituyentes no se separan tan bien como en eldetector. Los picos de componentes de un croma-tógrafo de gases por lo general son distintos,pero los de un GPC pueden estar fusionados. ElAnalizador de Huellas de Campo FFA deOilphase—dispositivo para el sitio del pozo—incorpora un GPC.

Al final de la columna, el gas o el líquidotransportador que contiene la muestra ingresa enun detector. En el caso de los hidrocarburos, nor-malmente se trata de un detector de conductivi-dad térmica o de un detector de ionización deflama. Algunos métodos de detección respondena la masa y otros al número de átomos de car-bono de la molécula.

La distribución de los constituyentes del petró-leo crudo normalmente declina en forma suave amedida que aumenta el número de átomos de car-bono, a partir de C8.10 La contaminación con fil-trado de lodos OBM y SBM produce que estadistribución se desvíe respecto de la forma espe-rada. Los lodos SBM utilizan un rango bajo depesos moleculares, de modo que la contamina-ción se puede discernir tanto con un cromatógrafode gases como con un GPC, como un fuerteaumento en la frecuencia de las moléculas entreC14 y C18 (página anterior, abajo). Los lodos OBMa base de petróleo mineral incluyen un rango másamplio de compuestos, que tal vez varían de C8 aC20, y son difíciles de distinguir utilizando un GPC.A menudo, estos lodos se pueden separar de laseñal del petróleo crudo mediante un cromató-grafo de gases. Los lodos de perforación queincluyen petróleo producido del yacimiento nopueden distinguirse del petróleo de formación uti-lizando cualquier forma de cromatografía, amenos que se agregue un trazador al lodo.

Una respuesta de filtrado OBM o SBM tambiénse puede eliminar del resultado del cromatógrafode gases mediante la medición independiente de

la respuesta del filtrado, normalizando las dosseñales y restando.11 La composición del lodo deperforación debe mantenerse durante la perfora-ción de una sección del pozo antes de tomarmuestras, porque las variaciones en la composi-ción del lodo agregan errores al análisis.

A veces se mide la contaminación utilizandotrazadores, marcando el lodo de perforación conun isótopo o una molécula que no se halla pre-sente en altas concentraciones en los petróleosde yacimiento. Para la marcación isotópica de loshidrocarburos, el 13C reemplaza al 12C, o el deu-terio reemplaza al hidrógeno. La espectroscopíade masa mide la concentración de un isótopo enuna muestra de fluido de yacimiento, para deter-minar la contaminación. Para que este procedi-miento funcione, las concentraciones de isótoposdetectadas deben ser superiores a las encontra-das naturalmente. La marcación química puedeutilizar alfa olefinas lineales, detectadas utili-zando un cromatógrafo de gases.

La marcación química es un procedimientocostoso que debe planificarse por adelantado. Elisótopo o la marca química debe estar presenteen el lodo en una concentración constante antesde perforar la zona de interés y debe permaneceren el lodo hasta que se tomen las muestras, yaque todo el lodo de perforación que se filtra en laformación debe estar marcado para obtener unresultado significativo. La marcación químicatiene un problema adicional: es posible que las

moléculas seleccionadas no se comporten comoel crudo del yacimiento. Por ejemplo, las alfa ole-finas lineales son menos estables a alta tempe-ratura que los alcanos correspondientes y esposible que no se desplacen a través del medioporoso a la misma velocidad.

Se han aplicado varias técnicas de mediciónde contaminación en el campo Hebrón, áreamarina de Terranova, Canadá, y en pozos delGolfo de México.12,13 En el campo Hebrón el lodosintético de perforación fue marcado con deute-rio. Se obtuvieron muestras de fluidos de cincozonas diferentes, utilizando el módulo OFA. Seevaluó la contaminación mientras el fluido eraextraído de la formación mediante el procedi-miento OCM por color. Se determinó la contami-nación utilizando un GPC en el sitio del pozo conel dispositivo FFA de Schlumberger Oilphase. Sedeterminó la concentración de marcas de isóto-pos mediante espectroscopía de masa y los cons-tituyentes del fluido se determinaron con uncromatógrafo de gases de laboratorio.

Los resultados del módulo LFA, incluido elanálisis OCM, se compararon con los análisis depetróleos vivos provenientes de varios pozos delGolfo de México, efectuados con un cromató-grafo de gases de laboratorio. Tanto en esteestudio como en el del campo Hebrón, las medi-ciones LFA y OFA en tiempo real concuerdan engeneral con los resultados del isótopo del croma-tógrafo de gases y del FFA (abajo).

9. Mullins 0, Beck GF, Cribbs M, Terabayashi T y KegasawaK: “Downhole Determination of RGP on Single-PhaseFluids by Optical Spectroscopy,” Transcripciones del 42ºSimposio Anual sobre Registros de la SPWLA, Houston,Texas, EUA, 17 al 20 de junio de 2001, artículo M.

10. Gozalpour F, Danesh A, Tehrani DH, Todd AC y Tohidi B:“Predicting Reservoir Fluid Phase and VolumetricBehaviour from Samples Contaminated with Oil-BasedMud,” artículo de la SPE 56747 presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE,Houston, Texas, EUA, 3 al 6 de octubre de 1999.

11. MacMillan DJ, Ginley GM y Dembicki H: “How to ObtainReservoir Fluid Properties from an Oil SampleContaminated with Synthetic Drilling Mud,” artículo de laSPE 38852 presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, EUA, 5 al 8de octubre de 1997.Gozalpour et al, referencia 10.

12. Connon D: “Chevron et al. Hebron M-04 ContaminationPrediction Method Comparison,” Informe de ProyectoDisponible en El Comité Petrolero Marino de Terranova,St. John's, Terranova, Canadá, 1º de mayo de 2001.

13. Mullins et al, referencia 9.

5c

5b

5a

4b

4a

3c

3b

3a

2b

2a

1c

1b

1a

Núm

ero

de la

mue

stra

0 20 40Contaminación, %

60 80 100

Cromatógrafo de gasesMedición OFAAnálisis FFADeterminación de marca isotópica

11

12

13

025

045

150

155

157

160

Núm

ero

de la

mue

stra

0 20 40Contaminación, %

60 80 100

Cromatógrafo de gasesMedición de color LFAMedición de metano LFA

> Comparación de distintos métodos para evaluar la contaminación. Las mediciones de contaminaciónde muestras de fluidos del campo Hebrón (izquierda) y de los pozos del Golfo de México (derecha) indi-can buena concordancia entre los diferentes métodos para la mayoría de las muestras.

Prof

undi

dad

verti

cal v

erda

dera

, m2700

2725

2750

2775

2800270 275 280 285

Presión absoluta, bar

290 295 300 305

Contacto gas-petróleo

Corrección por pérdida de gas en la muestra

Gradiente de presión

de saturación

Gradiente de presión

Muestra contaminada

Remoción de contaminación

del 3%

Remoción de contaminación

del 9%

> Uso de las propiedades del yacimiento para evaluar las mediciones de contaminación. El gradientede presión (línea azul) y de la presión de saturación o el gradiente del punto de burbujeo (línea verde)intersectan en el contacto gas-petróleo para un pozo del Mar del Norte. La muestra contaminada teníauna presión de punto de burbujeo de aproximadamente 272 bares [27.2 MPa o 3950 lpc] (marrón oscu-ro). El modelado PVT permitió la predicción de la presión del punto de burbujeo del petróleo no conta-minado, eliminando matemáticamente la contaminación medida de la muestra. La eliminación de unacontaminación del 9%, medida utilizando marcación isotópica y el procedimiento FFA, produjo un resul-tado no físico por encima de los valores del yacimiento (púrpura). Al quitar solamente una contamina-ción del 3% (azul oscuro), basada en el resultado de mediciones OFA-OCM, no se elevó lo suficiente elvalor del punto de burbujeo. Asumiendo que el volumen muerto del 2.5% de la botella de muestra eraen su totalidad gas perdido, se obtiene otro factor para ajustar las propiedades PVT de la muestra con-taminada (marrón claro). La combinación de la corrección por contaminación del 3% con la correcciónpor pérdida de gas, aproxima la predicción del punto de burbujeo (celeste) al valor que surge del gra-diente de la presión de saturación.

Se espera alguna discrepancia entre losmétodos, ya que todos ellos tienen errores poten-ciales. El dispositivo FFA puede sobrestimar lacontaminación si el lodo no es sintético; aún conSBM, tanto los resultados del FFA como los delcromatógrafo de gases presuponen una distribu-ción de los constituyentes de los hidrocarburospara determinar la contaminación. La marcaciónes costosa y, en principio, puede ser precisa, peroen la práctica es posible que no provea resultadosconfiables. Es difícil asegurar que todo el lodo deperforación tenga una concentración uniforme dela marca química o isotópica y que las moléculasmarcadas tengan las mismas propiedades físicasy de transporte que el resto del filtrado. El métodoOCM por color tiene problemas cuando el filtradode lodo tiene un color significativo o el petróleodel yacimiento es incoloro, porque el métodorequiere un contraste entre ambos. Sin embargo,el método LFA-OCM con metano provee una solu-ción para esos casos, dado que se basa en la con-centración de metano.

Aún cuando los métodos de detección de con-taminación fueran siempre correctos, se puedenproducir muchos errores en la toma de muestras.El fluido puede pasar por una transición de faseal ser succionado hacia la herramienta, dejandoatrás componentes en la formación, o bien lasfases pueden separarse en la herramienta. Las

válvulas pueden fallar, ya sea no abriendo correc-tamente en el fondo del pozo y captando una can-tidad insuficiente de fluido o bien no cerrandocompletamente y perdiendo presión y fluido luegode la toma de la muestra. En la superficie, cadavez que se transfiere el fluido o se manipula unabotella con una muestra, existe la posibilidad dedañar la muestra. Las botellas deberían calen-tarse y agitarse por unos cinco días antes de rea-lizar los análisis de laboratorio, pero no todos loslaboratorios siguen este procedimiento recomen-dado. Es difícil obtener el petróleo base correctodel lodo de perforación—utilizado para compararcon los espectros del petróleo contaminado delyacimiento—porque la composición del lodocambia con frecuencia durante los trabajos amedida que se agregan componentes para con-trolar problemas diversos de perforación.

La obtención y el análisis de las muestras defluidos son importantes; los operadores deben con-trolar las fuentes de error para obtener los mejo-res datos posibles. Los procedimientos OFA y LFAmiden las propiedades en el fondo del pozo entiempo real antes de la obtención de las muestras;una ventaja distintiva. Las pocas botellas paramuestras disponibles en la herramienta no se mal-gastan para almacenar muestras de mala calidad.Dado que las mediciones OCM se efectúan antesde que se pudiera producir cualquier problema de

manipuleo y transporte, proporcionan una verifi-cación de la calidad de mediciones posteriores.

Cuando existe suficiente información delyacimiento, los valores de las propiedades de losfluidos medidos pueden utilizarse como una veri-ficación adicional de la calidad de la muestra.Norsk Hydro condujo un estudio detallado demuestras de petróleo extraídas de varios camposen el Mar del Norte.14 En un yacimiento con uncasquete de gas, tanto las marcas químicascomo el dispositivo FFA indicaron un alto nivel decontaminación en las muestras, variando entre8.9% y 25.8%. El método OFA-OCM y el análisisdel cromatógrafo de gases indicaron niveles decontaminación más bajos, entre 2.6% y 6.8%. Ladiferencia entre estos dos rangos de medición decontaminación llevó a Norsk Hydro a proseguircon la investigación.

La presión de saturación del yacimiento, Psat,a la profundidad de muestreo, se estimó a partirde la presión del yacimiento y de los gradientesde presión, comenzando en el contacto gas-petró-leo (izquierda). A la profundidad de muestreo, lapresión de saturación del yacimiento de la mues-tra, basada en las propiedades PVT determinadascon los contaminantes en el fluido, era de aproxi-madamente 20 bares [2 MPa ó 290 lpc] por debajode la correspondiente al gradiente de la presiónde saturación. Estas propiedades PVT se puedencorregir matemáticamente para remover el efectode los contaminantes y luego comparar con el cál-culo del gradiente del yacimiento.

Cuando se utilizó el valor de contaminacióndel FFA del 9%, la Psat calculada fue mayor que lapresión del yacimiento; un resultado imposible.Cuando se utilizó el valor de contaminaciónmedido por el método OFA-OCM, la Psat era deaproximadamente 10 bares [1 MPa ó 145 lpc]menos que lo esperado. Esto indica que la mues-tra puede haber perdido gas antes de que se eva-luaran las propiedades PVT. El gas pudo haberseseparado del líquido en la formación debido a lacaída de presión en la cercanías del pozo, pero nose conocían lo suficiente las condiciones defondo de pozo para evaluar este efecto. La inves-tigación se centró en lo que ocurrió con la mues-tra extraída del pozo.

La botella de muestreo no permitió efectuarla compensación de la presión de fondo de pozo.El fluido podría entrar en la región de dos fasesdebido al enfriamiento con respecto a la tempe-ratura del yacimiento de 107°C [225°F] durante eltransporte hacia la superficie. Probablemente, lamuestra se enfrió por debajo de los 102°C[217°F]—temperatura a la cual la presión en lacámara cerrada descendió por debajo del puntode burbujeo—y se encontraba en dos fases en elmomento que alcanzó la superficie. La botella de

36 Oilfield Review


450 cm3 tiene un volumen muerto del 2.5% entrela válvula de aislamiento en la botella y la válvulaen la línea de flujo en el fondo del pozo, que pudohaber sido llenada con gas y que luego se perdiócuando se abrieron las válvulas en la superficie.Las propiedades PVT de las muestras contamina-das pueden corregirse por esta pérdida de gas,incrementando la presión del punto de burbujeode la muestra contaminada en 10 bares. Cuandose combinó la corrección por pérdida de gas conla remoción de la contaminación, según lomedido por el método OCM por color, la Psat seincrementó hasta 4 bares [0.4 MPa ó 58 lpc] delvalor esperado para la presión de yacimiento, loque es una buena concordancia. Este análisis nohubiese sido factible sin la medición de contami-nación OCM en el fondo del pozo.

Monitoreo del gas en forma directaLos campos de gas condensado generan dificul-tades adicionales para el muestreo de fluidoscuando se utilizan lodos OBM y SBM. Aunquecontienen fluidos en estado monofásico en elyacimiento, el gas condensado se separa en unafase gaseosa y otra líquida cuando las condicio-nes caen por debajo del punto de rocío. El líquidoderivado de gases condensados es un productomás valioso que el gas. Los parámetros del sepa-rador de superficie se ajustan para optimizar elvolumen y el valor del líquido obtenido de loscondensados. Usualmente, estos parámetros sefijan en base a las propiedades de los fluidosderivadas de muestras obtenidas con herramien-tas operadas a cable, por lo que es esencialdeterminar el nivel de contaminación y corregirlas propiedades PVT.

Los filtrados OBM y SBM pueden mezclarsesólo parcialmente con el condensado en un yaci-miento, dejando el filtrado de lodo en una fase dehidrocarburo líquido y una fase gaseosa conalgunos de los componentes más volátiles del fil-trado. Una probeta de una herramienta operada acable extrae ambas fases del hidrocarburo, y lasmuestras obtenidas contienen fluido de yaci-miento y contaminación del filtrado. Cuando sedisminuye la presión durante las pruebas delaboratorio, las fases se separan. Todo el filtradode lodo se concentra en la fase líquida; la pre-sencia de contaminación afecta fuertemente lapresión del punto de rocío de la muestra.

Para calcular la RGP correcta y otras propie-dades del fluido del yacimiento, se debe ajustarel volumen de la fase de petróleo para remover lacontaminación. Se debe mantener baja la conta-minación de la fase líquida para evitar introducirfactores de corrección excesivos, como en elcaso de un petróleo negro. Sin embargo, paracompensar la concentración de contaminantesSBM y OBM en la fase líquida, muchas empresasfijan el nivel aceptable de contaminación en ungas condensado por debajo del correspondientea un petróleo negro. La herramienta LFA propor-ciona nuevos datos importantes para yacimien-tos de gas condensado, mejorando la calidad delos datos utilizados para diseñar las instalacio-nes de producción.15

Una de las primeras pruebas con la herra-mienta LFA, en este caso utilizada sin el móduloOCM, fue en un yacimiento de gas condensadodel Mar del Norte.16 Un cromatógrafo de gasesmóvil, C36+, capaz de medir constituyentes enforma individual hasta el C36 en la localización delpozo, indicó una contaminación del 32 al 60% enla fase líquida de baja presión. Esto fue compara-ble a los resultados de los análisis FFA posterioresrealizados en tierra. Los datos LFA secuencialesen el tiempo fueron analizados posteriormenteutilizando el método OCM. El filtrado de lodo y elfluido del yacimiento no se pudieron distinguirentre sí en los canales de color. El análisismediante el método OCM con metano propor-cionó una medición cuantitativa de la contamina-ción del orden del 8% del petróleo vivo (arriba).

14. Fadnes FH, Irvine-Fortescue J, Williams S, Mullins OC yVan Dusan A: “Optimization of Wireline Sample Qualityby Real-Time Analysis of Oil-Based Mud Contamination-Examples from North Sea Operations,” artículo de laSPE 71736 presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA,30 de septiembre al 3 de octubre de 2001.

15. Mullins et al, referencia 9.16. Fadnes et al, referencia 14.


00.00

0.25

0.50

0.75

0.1

0.2

0.3

0.4

Dens

idad

ópt

ica

del m

etan

o

Cont

amin

ació

n, %

Dens

idad

ópt

ica

del c

olor

1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 90000

25

50

75

100

10,000

Com

ienz

o de

l aju

ste

Fin

del a

just

e

> Curva de limpieza del gas condensado. Este gas condensado del Mar delNorte era transparente. Aún la densidad óptica del canal de longitud de ondamás corta (arriba) mostró un contraste insuficiente para determinar con con-fiabilidad el aumento de la densidad óptica utilizando el método OCM porcolor (rojo). La limpieza era más confiable en el canal de metano (abajo)(rosa); el método OCM con metano se ajustó de un modo más cuantificable alos datos de la densidad óptica (negro). Los valores de contaminación calcu-lados se muestran en el diagrama inferior, con una curva OCM por color(verde), una curva OCM con metano (púrpura) y el promedio de ambas (azul).En este caso, la gran discrepancia se debe al color claro del condensado.

El operador tenía poca experiencia con la nuevaherramienta y trató de entender la diferencia.

Una prueba de pozo posterior demostró quese trataba de un yacimiento de gas condensado.Las muestras del separador de superficie toma-das durante el período de flujo de la prueba yanalizadas utilizando un cromatógrafo de gasesC36+ indicaron una contaminación del petróleo detanque del 23%. Un análisis PVT completo pro-porcionó la RGP, permitiendo la corrección de lacontaminación en estado monofásico, bajo con-diciones de fondo de pozo. El resultado mostróentre 6 y 7% de contaminación, lo que concuerdabien con la medición efectuada sobre el fluidovivo con el método OCM con metano.

Durante la determinación de las propiedadesdel fluido de un yacimiento de gas condensado per-forado con OBM, es esencial la acumulación demetano medida con el módulo LFA para obteneruna medición precisa y en tiempo real de la conta-minación del condensado. Las alternativas son lle-var a cabo una prueba DST o terminar el pozo conlodos base agua para evitar la contaminación delpetróleo. Más aún, el uso del módulo LFA tambiénproporciona una medición simultánea de la RGP.

El refractómetro de gas, tanto en el móduloOFA como en el detector LFA, indican la presen-cia de gas sólo cuando está en contacto con laventana de detección. Las burbujas de gas no sedetectarán si están en el centro de la corriente deflujo o en el lado opuesto. El refractómetro

detecta todos los gases, independientemente desu composición; por lo tanto, también detecta elCO2 y el H2S.

El detector LFA proporciona asimismo un sis-tema complementario de detección, utilizando lamedición de la densidad óptica en el canal demetano. Aunque insensible a otros gases, estedetector monitorea todo el metano que pasa porla línea de flujo. El porcentaje de metano serábajo si fluye petróleo vivo. Sin embargo, si la pre-sión cae por debajo del punto de burbujeo, el gasse libera y la absorción de metano será altacuando una burbuja pase por el haz luminoso en

cualquier lugar dentro de la línea de flujo. Lacombinación del refractómetro de gas y deldetector de metano configuran un método sólidode detección de gas LFA (abajo).

La relación entre el pico de metano y el picode petróleo en el módulo LFA correlaciona con laRGP, tanto para mezclas de componentes puroscomo para petróleos crudos vivos (izquierda). Unfactor de multiplicación aplicado a las mezclas demetano-heptano compensa por la presencia deotros componentes de hidrocarburo en la fasegaseosa de los petróleos de yacimiento. La herra-

38 Oilfield Review

504

522

540

558

576

594

612

630

648

666

684

702

720

738

756

774

792

810

828

846

864

882

900

918

936

954

972

990

1008

1026

1044

1062

1080

1098

1116

1134

1152

1170

1188

1206

1224

1242

1260

1278

1296

1314

1332

1350

1368

1386

1404

1422

1440

1458

1476

1494

1512

Indi

cado

rde

gas

Tiem

po, s

eg

Indi

cado

rde

pet

róle

o

Color delfluido Canales de OD Canal de metano

> Combinación de detección de gas con el detec-tor LFA. Luego de un período inicial de limpieza,los Canales de color 1 a 5 en el Carril 4 muestranuna absorción pequeña, confirmando un gas con-densado. Los Canales 6 y 9 también presentanuna densidad óptica baja, lo cual indica ausenciade agua. El pico de petróleo en el Canal 8 se trans-forma en un indicador de petróleo en el Carril 2(verde), indicando los períodos en los cuales nofluye petróleo, particularmente entre 1116 y 1188segundos y entre 1422 y 1458 segundos. El refrac-tómetro de gas en el Carril 1 (rojo) mide todos losgases, pero únicamente cuando éstos contactanla ventana de zafiro del refractómetro. Éste omitealgunos períodos del flujo de gas. La respuestaLFA del metano del Canal 0, ampliada en el Carril5, es sensible a todo el metano presente en lalínea de flujo, pero no a otros gases. La combina-ción de ambos detectores de gas es más confia-ble que cada uno de ellos por separado.

0.2

0.3

0.4

0.5

0.1

00 1000 2000 3000

RGP, pc/bbl

Rela

ción

ent

re e

l pic

o de

met

ano

y el

pic

o de

pet

róle

o

4000 5000 6000

Petróleos vivosMezcla binaria*0.85Petróleo muerto de la medición de la RGP

> Medición de la RGP derivada de los picos de vibraciones moleculares. En laspruebas de laboratorio, la relación de absorción entre el pico de metano y lospicos del petróleo se ajusta bien con la RGP, tanto para las mezclas metano-hep-tano (cuadrados rojos) como para los petróleos vivos (círculos azules). El fac-tor de multiplicación aplicado a las mezclas de metano-heptano da cuenta dela ausencia de otros gases normalmente presentes en los petróleos vivos. Elpetróleo crudo muerto (triángulos naranja) se evaluó tras la remoción del gasen el laboratorio.


mienta no mide el C02 o el H2S, por lo tanto lamedición de la RGP con el módulo LFA puede serincorrecta para fluidos de yacimientos que contie-nen cantidades significativas de estos gases nopertenecientes a los hidrocarburos.

Tipificación de fluidos en tiempo realLa combinación del probador MDT y de la herra-mienta Combinable de Resonancia MagnéticaCMR reveló nuevos detalles acerca de un yaci-miento operado por Shell en el Golfo de México.La unidad estratigráfica arena Amarilla habíaestado agotada por dos años. El nuevo objetivode perforación era una formación de areniscassubyacente, conocida como arena Azul, separadadel yacimiento superior por una lutita gruesa.

Un registro de resistividad adquirido durantela perforación (LWD, por sus siglas en inglés)reveló una capa de agua de 3 m [10 pies] de espe-sor por encima de la arena petrolífera Azul, locual es una situación gravitacional inestable. Unacapa delgada de hidrocarburos se extendía sobreel agua, justo debajo de la lutita gruesa (abajo).

El operador quería saber si había irrumpido elagua suprayacente. El registro LWD de rayosgamma y el procesamiento estándar CMR noaclararon cómo esta agua podía estar encima delpetróleo (arriba). Las presiones obtenidas con laherramienta MDT indicaron que la zona de aguano tenía comunicación hidráulica con la arenaAmarilla suprayacente ni tampoco con la arenaAzul subyacente. La presión del yacimiento en lazona de agua era aproximadamente 800 lpc [5.5MPa] más alta que en la arena Azul y era apenasmenor que la presión original de la arenaAmarilla.

La arena Amarilla agotada estableció unlímite en el peso del lodo que podría utilizarse enel pozo. Esto creó preocupación acerca del pozo;éste no era lo suficientemente estable como paradejar la herramienta MDT el tiempo necesariopara obtener fluido de formación limpio. Laherramienta MDT se utilizó, en cambio, para tipi-ficar el fluido mediante la técnica de gorgoteodesarrollada por Shell Deepwater Services.17

Mediante esta técnica, los fluidos de la forma-ción se bombearon durante un breve período através del módulo OFA y hacia el espacio anular, sin obtener muestras en las botellas.

17. Hashem et al, referencia 7.

Módulo de bombeoa X597 m, Petróleo

de 35°API


de 40°API


de 35°API


de 40°API

LWD CMR de resolución estándar CMR dealta resolución

Rayosgamma

Resis-tividad

MDT

Presión

MDT-OFA

Tipificación del fluidoPermeabilidadPermea-bilidad Porosidad

Aren

a Az

ulAr

ena

Amar

illa

Lutit

a

T2 de RMN

> Investigación de un caso de agua sobre petróleo mediante la tipificación de fluidos con el móduloOFA y el probador MDT. Existe una zona de agua encima de la arena Azul saturada de petróleo, ubi-cada frente a la flecha azul del diagrama que apunta a la baja resistividad en el Carril 2. Las res-puestas de los registros de rayos gamma y del CMR de resolución estándar no explican cómo estazona de agua puede hallarse encima del petróleo. Un registro de permeabilidad CMR de alta resolu-ción reprocesado (Carril 6) muestra una delgada barrera de permeabilidad, indicada por la flechaverde. Los registros MDT muestran tres compartimientos de presión: la arena Amarilla agotada en-cima de la lutita, la arena Azul debajo de la barrera y la región de alta presión entre la lutita y la ba-rrera delgada. Los canales de color del MDT, evaluados en las profundidades indicadas por las fle-chas negras, se utilizaron para tipificar los fluidos del yacimiento. El petróleo que está por encimadel agua sobre la barrera tiene las mismas características que el petróleo de la arena Amarilla.Esto motivó al operador a reevaluar el límite entre las arenas Amarilla y Azul en este pozo, y a ubi-carlo en la barrera delgada antes que en la lutita gruesa.

Yacimiento agotado de condensado en la arena Amarilla

Lutita

Fragmento dela arena Amarilla

Petróleo objetivoen la arena Azul

> Corte transversal de la arena Amarilla por de-bajo de la lutita. La arena Amarilla por sobre lalutita está saturada de condensado. La arenaAzul, saturada de petróleo, no se extiende hastala lutita, sino que se detiene en una barrera del-gada (línea gruesa negra). El fragmento de arenaAmarilla debajo de la lutita gruesa tiene una patade agua (azul) debajo de una capa delgada decondensado.

Un espectro de densidad óptica del módulo OFApermitió el análisis de estas pequeñas cantida-des de petróleo del yacimiento. Dado que el colordel petróleo se relaciona con la gravedad API y laRGP, el patrón de colores de los 10 canales delmódulo OFA permitió efectuar la discriminaciónentre los petróleos. En este caso, la arenaAmarilla contenía un gas condensado cuya grave-dad API era de aproximadamente 40° y su RGP de6000 pc/bbl [1080 m3/m3], mientras que en laarena Azul el fluido mostraba una gravedad APIde 35°, con una RGP de 2000 pc/bbl [360 m3/m3].Sorpresivamente, el espectro de colores delhidrocarburo asentado sobre el agua tenía lasmismas características que el de la arenaAmarilla ubicada encima de la lutita gruesa.

Los datos del registro CMR se reprocesaronpara mejorar la resolución de 46 cm [18 pulg] aaproximadamente 20 cm [8 pulg], revelando unadelgada barrera de permeabilidad en la base delagua, que se estimó de un espesor de aproxima-damente 15 cm [6 pulg]. Esto llevó a reconsiderarla distinción entre las unidades superior e inferior.En otros pozos, la arena Amarilla permaneció porsobre la lutita gruesa, pero en este pozo, un frag-mento de la arena Amarilla apareció debajo de lalutita. El límite cierto entre las zonas era la barreradelgada, que resultó ser arena sobre arena, indis-tinguible en los registros convencionales.

Si se hubiera tratado de un pozo de explora-ción, el diseño de las instalaciones de producción

hubiese dependido de los resultados obtenidosde las muestras de fluidos. Dependiendo dedónde fueron obtenidas las muestras, la RGPpudo haber sido muy alta o muy baja, condu-ciendo a un diseño ineficiente. Si la RGP medidadurante el muestreo fuera inferior a la medidacon el pozo en producción, las instalaciones ten-drían una limitación en su capacidad para mane-jar la producción de gas, así como capacidadesde compresión y transmisión insuficientes, locual daría como resultado ingresos perdidos odiferidos. Un error significativo de la RGP en ladirección opuesta presentaría el problemaopuesto; un costoso proyecto sobredimensionadocon demasiada capacidad. La tipificación de flui-dos con la herramienta MDT es un medio valiosopara detectar tales situaciones.

En un campo del Mar del Norte, Norsk Hydroperforó un pozo piloto penetrando tres horizontesantes de perforar una sección horizontal.18 La res-puesta típica de los registros en este campo difi-cultó la distinción del tipo de fluido en cadaformación. No se requería una definición precisade las composiciones de los fluidos, pero eraimperativo diferenciar rápidamente el gas, elpetróleo y el agua porque el equipo de perfora-ción estaba inactivo mientras el operador espe-raba la identificación del fluido. El operadorquería perforar un pozo horizontal en la zonapetrolífera más profunda y escogió la herramientaMDT para identificar los fluidos en tiempo real.

El módulo de bombeo drenó fluidos hasta quela contaminación indicada por el método OFA-OCM había caído debajo del 8% en la zona mediay al 1% en la zona superior. La herramienta MDTindicó que la zona inferior estaba llena de agua.Los bajos valores de contaminación en las otraszonas reforzaron la confianza del operador en larespuesta de la herramienta, que indicaba que elfluido del yacimiento era petróleo. Un trazador deolefinas al 3% colocado en el lodo OBM antes deperforar la sección, permitió confirmar rápida-mente estos valores de contaminación utilizandoun cromatógrafo de gases en el equipo de perfo-ración. Las mediciones de contaminación ensuperficie—5% en la zona media y 4% en lasuperior—proporcionaron una concordanciarazonable con la medición OFA-OCM.

Aunque se habían obtenido muestras adicio-nales de fluido para su prueba en tierra, los resul-tados en tiempo real utilizando el análisisOFA-OCM, sumados a una confirmación del cro-matógrafo de gases en la localización del pozo,proporcionaron respuestas lo suficientementeconclusivas como para cancelar el programa depruebas en tierra. La sección horizontal fue per-forada en el horizonte medio inmediatamentedespués de completar la carrera con la herra-mienta MDT. El pozo resultó exitoso.

Norsk Hydro ya no utiliza trazadores de olefi-nas para marcar el lodo de perforación. En lospozos recientes las decisiones se basaron exito-samente en la combinación del método OCM conel cromatógrafo de gases C36+.

Compartimientos de fluidos en el campo HiberniaEl campo Hibernia, descubierto en 1979 y ope-rado por Hibernia Management andDevelopment Company, Ltd. (HMDC), fue el pri-mer descubrimiento de petróleo significativo enla cuenca Juan de Arco en los Grandes Bancos deTerranova, Canadá. La producción de petróleocomenzó el 17 de noviembre de 1997, desde unaplataforma de gravedad resistente al hielo, apo-yada a 80 m [262 pies] de profundidad sobre ellecho marino, a 315 km [196 millas] al este-sudeste de St. John's, Terranova (arriba).

La estructura es un anticlinal altamentefallado, que se hunde hacia el sur y contieneaproximadamente 3 mil millones de barriles [475millones de m3] de petróleo en sitio. Se estimaque 750 millones de barriles son recuperables[120 millones de m3]. La mayor parte de estosrecursos se encuentra en dos yacimientos delCretácico Inferior; el yacimiento Hibernia y lasareniscas combinadas Ben Nevis y Avalón. Elyacimiento Hibernia se explotará utilizando

40 Oilfield Review

2000 m

100 km62 millas

200 m

TERRANOVA

Océano Atlántico

Profundidad del agua

Contorno delhundimientode la cuenca

St John’sCampo Hibernia

C A N A D Á

< Campo Hibernia, área marina de Terranova, Canadá.


inyección de agua e inyección de gas (arriba). Lastareas de perforación para completar la delinea-ción de las formaciones Ben Nevis y Avalón aúnestán en progreso; estos yacimientos se explota-rán bajo inyección de agua.

HMDC encontró problemas operativosdurante la perforación de los primeros cuatropozos utilizando WBM. El cambio a OBM diocomo resultado mejores condiciones del pozo,pocas pérdidas de sellado mientras se corrían losregistros, y menor tiempo para la adquisición delos registros.

La extensa cantidad de fallas vuelve inciertala continuidad del yacimiento. Al principio deldesarrollo del campo, HMDC inició un amplio plande adquisición de datos para determinar la varia-ción en la composición del fluido entre los blo-ques de fallas y dentro de una columna de fluidoverticalmente extensa. La obtención de muestrasde alta calidad con la herramienta MDT es unaparte integral del programa para determinar laspropiedades de los fluidos del yacimiento. Lasmediciones de presión del probador MDT esta-blecen los gradientes de presión y permiten loca-lizar los contactos gas-petróleo y agua-petróleo.

Las muestras de fluidos se obtuvieron de tresmaneras distintas: probador MDT, muestras defondo de pozo y muestras de separador. La herra-mienta MDT típica se configuró para obteneraproximadamente 30 puntos de presión dentrode intervalos seleccionados del yacimiento eincluyeron seis botellas de muestras MPSR. Seobtuvieron muestras en varios pozos utilizando12 cilindros de muestras: seis cilindros MPSR yseis cilindros SPMC compensados por presión. Lavariación de las propiedades PVT en las muestras

MDT ayudaron a definir la profundidad y las ten-dencias areales, las que luego se refinaronmediante las huellas geoquímicas de las mues-tras. La detección de la contaminación OBM conla herramienta MDT fue clave para el programa.El uso del módulo de monitoreo OCM en tiempo

real permitió la obtención de muestras de gascondensado de alta calidad.

Las muestras de fondo de pozo de todo elintervalo de interés iniciales se obtuvierondurante las pruebas de producción para determi-nar propiedades PVT representativas. Se mantu-vieron las condiciones de flujo en estadomonofásico en el fondo del pozo durante elmuestreo. Las muestras de fluidos obtenidas delos separadores de prueba fueron menos costo-sas, facilitando el muestreo mensual continuopara monitorear los cambios en la composición.Las muestras obtenidas de las tres fuentes mos-traron una concordancia excelente en los estu-dios PVT y en la determinación de los niveles decontaminación OBM (abajo).

El operador utilizó los datos PVT de estasfuentes para el análisis de las pruebas de pozo,la determinación de las reservas, los balances demateria, la simulación del yacimiento, la asigna-ción de la producción, el monitoreo de la produc-ción, los factores de medición de fluido, lasimulación de los procesos y los informes deregulación.

18. Fadnes et al, referencia 14.

Plataforma Bonavista

Falla

Mur

re

Falla Nautilus

N

0

0 1 2 3 millas

1 2 3 4 5 km

> Inyección de agua y de gas en el campo Hibernia. La imagen 3D ilustra algunos de los pozos de pro-ducción de petróleo (verde), de inyección de agua (azul) y de inyección de gas (rojo) en un yacimientomuy fallado (izquierda). El mapa estructural muestra los distintos bloques de falla en la formaciónHibernia (derecha). Parte del campo está bajo inyección de agua (azul) y parte bajo inyección de gas(rojo). La línea negra indica la ubicación de la sección transversal mostrada en la página 42.

3550

3600

3650

3700

3750

3800

3850

3900

3950

4000125 175 225

RGP, m3/m3

Prof

undi

dad,

m

275 325 375

B-16 5 MDT 2B-16 5 MDT 3

B-16 6 MDT 3

B-16 3 MDT 4B-16 2 BHSB-16 6 MDT 1

B-16 1 BHSB-16 1 BHS

B-16 3 BHSB-16 3 BHS

B-16 3 BHS

B-16 1 BHS

B-16 3 MDT 3

B-16 9 MDT 6C-96 DST 4 BHS

C-96 DST 3 BHS

C-96 DST 1 BHS

B-16 9 MDT 3

B-16 11 MDT 6

B-16 7 MDT 2

B-16 7 MDT 3

> RGP del campo Hibernia . Las muestras de fluidos de la herra-mienta MDT y de fondo de pozo (BHS, por sus siglas en inglés)de la sarta DST indican la tendencia de la RGP a medida queaumenta la profundidad. Las muestras del separador de campono están asociadas con una profundidad específica y no semuestran en la gráfica. (225 m3/m3 = 1249 pc/bbl).

La presión inicial del yacimiento Hibernia erade aproximadamente 5800 lpc [40 MPa]. Puestoque el punto de burbujeo varía de un lado al otrodel campo, la empresa utilizó la herramientaMDT para evitar tomar muestras por debajo de lapresión del punto de burbujeo. Con esta herra-mienta se monitoreó la presión durante el mues-treo, permitiendo una caída de presión mínima yuna determinación precisa del punto de burbujeode las muestras recuperadas.

El módulo OFA detectó los niveles de conta-minación de las muestras para estimar el tiempode bombeo para lograr la limpieza. Aproximada-mente a mitad de camino del programa de tomade muestras, se pudo disponer de la opción OCM,proporcionando una medición cuantitativa de lacontaminación en tiempo real. Los resultados delmódulo OFA de los registros previos se analiza-ron más tarde utilizando la metodología OCM porcolor para determinar los niveles de contamina-ción (arriba).

La herramienta de muestreo MDT es unmedio efectivo de obtención de muestras defluido representativas destinadas a evaluar lasvariaciones a través de largas columnas defluido. El grupo Hibernia corrió exitosamente laherramienta operada a cable, pero a causa dedesviaciones del pozo de hasta 80°, la herra-mienta se corrió como parte de la sarta de

Adquisición de Registros en Condiciones DifícilesTLC. La sarta TLC usualmente comprende laherramienta integrada Platform Express, incluyela sonda de Inducción de Arreglo AIT, una herra-mienta de calibre y de rayos gamma, y los módu-los MDT. Los registros adquiridos en una primerapasada se transmitieron en tiempo real a la ofi-cina de la empresa en St. John's, donde los inge-

nieros escogían puntos para la determinación dela presión y la carrera de obtención de muestras.Con columnas de fluido que excedían los 400 m[1300 pies] de espesor en algunas áreas delcampo, era importante utilizar presiones MDT ydeterminar el tipo de fluido para establecer loscontactos gas-petróleo y agua-petróleo (abajo).Un beneficio importante del programa de regis-

42 Oilfield Review

5-2

5-3

5-4

5-5

5-6

8-1

8-3

8-5

11-5

11-6

12-1

12-2

12-3

12-4

12-5

12-6

14-2

14-3

Núm

ero

de la

mue

stra

0 20 40 80 10060

Contaminación del lodo base aceite, %

Núm

ero

de la

mue

stra

0 20 40 80 10060


20-6

20-5

20-4

20-3

20-2

20-1

19-1.11

19-1.10

19-1.09

19-1.08

Núm

ero

de la

mue

stra

0 20 40 80 10060


Medición OFA-OCMCromatógrafo de gases

Zona bajo inyección de gas Zona bajo inyección de agua Pozos Ben Nevis y Avalón

6-1

6-3

6-4

6-5

6-6

7-2

7-3

9-1

9-3

9-5

16-1

16-2

16-4

16-5

16-6

17-1

17-2

17-3

17-4

17-5

17-6



> Comparación de las mediciones de contaminación. La medición OFA-OCM en la localización del pozo concuerda con las mediciones del cromatógrafo degases de laboratorio para las zonas bajo inyección de gas (izquierda) y bajo inyección de agua (centro) de la formación Hibernia y de las formaciones BenNevis y Avalón (derecha).

SE

4200

Prof

undi

dad

bajo

el n

ivel

del

mar

, m

Bloque CNO3400

4000

3800

3600

CAP

CGP

B-08

B-16 10z

B-1614

Exageración vertical 5:1

B-1615z

B-1611

0

0 10.5 1.5 millas

1 2 km

Bloque B

> Corte transversal a través de los bloques B y C en el área de inyección de gas del campoHibernia. La formación Hibernia se sumerge abruptamente, hundiéndose en la falla Murre enel noroeste. El contacto gas-petróleo (CGP) se muestra en la cresta. El contacto agua-petró-leo (CAP) es desconocido en el sudeste; en el noroeste se sitúa entre las dos profundidadesmarcadas en la gráfica. Esta línea de corte se indica en el mapa de la página 40.


tros MDT es la toma de decisiones en tiemporeal sobre los puntos de toma de muestras.

La composición de la muestra de fluido MDTse determinó en un laboratorio PVT mediante uncromatógrafo de gases. El cromatograma delpetróleo base del lodo fue sustraído del espectrode la muestra del cromatógrafo de gases (dere-cha). Las alturas de los picos resultantes de losespectros de los diferentes bloques, junto a otrosdatos PVT, tales como la presión del punto de bur-bujeo, la RGP y el factor del volumen de forma-ción, permitieron correlacionar el petróleo de losdiferentes bloques de fallas, que indicaban sieteregiones de fluido distintas en todo el campo(abajo). Con esta información, las inyecciones degas y de agua se pueden implementar con mayoreficiencia. Las presiones de formación adquiridaspor la herramienta MDT, también indicaban si laproducción de pozos vecinos había originado ladisminución de la presión de la formación en lasnuevas localizaciones. Otras mediciones efectua-das sobre los fluidos del yacimiento, incluyendoel contenido de cera y de azufre, el grado de aci-dez, el punto de escurrimiento, el punto de turbi-dez y el contenido de asfaltenos saturados conresinas aromáticas, también indicaban variacio-nes por bloque de falla, lo cual tenía un impactoen la producción y en las estrategias de termina-ción (completación) de pozos.19

Laboratorio químico de fondo de pozoLa distinción de las fases de los fluidos puedeparecer uno de los procesos químicos más sim-ples. Hacerlo a millas de distancia, en unambiente desfavorable, es el nuevo logro impor-tante de la herramienta MDT. Los canales deinformación de absorción en la herramienta OFApermitieron la correlación con muchos otros atri-butos del fluido: el factor de encogimiento delpetróleo, la presión del punto de burbujeo, lacompresibilidad del petróleo, la densidad delpetróleo y el peso molecular promedio.20

Minimizar la contaminación en las muestrasobtenidas y controlar la separación de fasedurante la obtención para mejorar el valor de lasmediciones de las propiedades del fluido en sitio,representa un desafío constante. Las capacida-des adicionales del nuevo módulo LFA brindan lamedición directa del contenido de metano, per-

miten la estimación de la RGP y de un indicadorde gas más robusto para evitar que el fluido entreen la región bifásica.

Además, ahora es mucho más fácil obtenermuestras de fluidos detrás del revestimiento. ElProbador de la Dinámica de la Formación de PozoEntubado CHDT puede perforar hasta seis orifi-cios a través del revestimiento en un solo viaje y,combinado con otros módulos de la herramientaMDT, puede obtener muestras y monitorear la

contaminación en tiempo real. Una vez extraídala muestra, se sella el orificio a través del reves-timiento con un tapón resistente a la corrosión ycapaz de soportar una presión diferencial de10,000 lpc [69 MPa].

Hoy ya se toman decisiones significativasbasadas en las mediciones del fluido de fondo depozo, efectuadas en tiempo real. El continuodesarrollo mejorará el rango y la confiabilidad deestas mediciones. —MAA

Resp

uest

a de

l det

ecto

r

700

600

500

400

300

200

100

00 10 20 30 40

Tiempo, minutos50 60 70 80

n-C 10

n-C 12

n-C 14

n-C 16

n-C 17

Prn-

C 18Ph

n-C 20

n-C 22

n-C 30

n-C 15

n-C 20

n-C 25

n-C 30Pr Ph

Muestra de petróleodel campo Hibernia

Petróleo base

> Gráficas del cromatógrafo de gases del fluido del yacimiento y del petróleo base dellodo de perforación. Los picos agudos en las curvas son compuestos específicos decarbono, como los alcanos normales C30 [n-C30]. El pristane (Pr) y el phytane (Ph) songeomarcadores encontrados en los fluidos del yacimiento. Se aplica un factor de escalaal espectro del petróleo base antes de sustraerlo del espectro del petróleo del yaci-miento. Dicho factor de escala está relacionado con el grado de contaminación.

PlataformaBonavista

Falla

Mur

re

Falla Nautilus

N

0

0 1 2 3 millas

1 2 3 4 5 km

> Regiones de fluidos en el campo Hibernia. Se han definido siete regiones distintas paralos fluidos del campo Hibernia, basadas en los constituyentes y en las propiedades físicasdeterminadas de las muestras de fluidos obtenidas con pruebas DST y MDT.

19. El punto de escurrimiento es la temperatura más baja ala que el petróleo comenzará a fluir bajo condicionesestándar de prueba. El punto de turbidez es la tempera-tura a la cual las moléculas de parafina comienzan acristalizarse, tal como se observa visualmente.

20. Van Dusan A, Williams S, Fadnes FH e Irvine FortescueJ: “Determination of Hydrocarbon Properties by OpticalAnalysis During Wireline Fluid Sampling,” artículo de laSPE 63252 presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Dallas, Texas, EUA, 1 al 4 deoctubre de 2000.

Documents

Cuantificación de la contaminación utilizando el color del crudo y