muestras de fluidos multifásicos: una clave del enigma
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Muestras de fluidos multifásicos: Una clave del enigma
Una nueva herramienta de muestreo de fluidos multifásicos permite a los operadores
recuperar fluidos representativos sin utilizar un equipo de separación tradicional. La
capacidad para analizar la composición de los fluidos con precisión y en tiempo real
posibilita el reemplazo de equipos convencionales por medidores de flujo multifásico
más eficientes y a menudo más precisos.
Vitaliy AfanasyevNoyabrsk, Rusia
Paul GuiezeAlejandro SchefflerClamart, Francia
Bruno PinguetMaturín, Venezuela
Bertrand TheuvenyMoscú, Rusia
Traducción del artículo publicado en inglés en Oilfield Review Verano de 2009: 21, no. 2.Copyright © 2009 Schlumberger. Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Mahdi Baklouti, Olivier Loicq, Federico Ortiz Lopez y Gerald Smith, Clamart; y a David Harrison, Houston.CleanPhase, PhaseSampler, PhaseTester, PhaseWatcher, PVT Express y Quicksilver Probe son marcas de Schlumberger.
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Contar con datos de pruebas de pozos deficientes puede ser tan negativo como no disponer de ellos, especialmente para quienes están a cargo de la planeación del desarrollo de campos petroleros o del manejo de la producción. La aplicación de resultados no confiables en el proceso de planea-ción a largo plazo—particularmente cuando se trata del modelado de yacimientos grandes o complejos—conduce inevitablemente a estra-tegias de drenaje subóptimas. Las mediciones a menudo son distorsionadas por episodios tan comunes como los producidos por pozos con regí-menes de producción que superan la capacidad del separador para pruebas o la presencia de fluidos de pozos que llegan a la superficie en forma de espu-mas, emulsiones de petróleo en agua, petróleos pesados o gas húmedo cargado de condensado.
La producción eficiente de fluidos de la forma-ción requiere pronósticos precisos respecto de los cambios de temperatura y presión que siempre acompañan al proceso de agotamiento del yaci-miento, afectan el fluido constituyente y las propiedades de las formaciones. En zonas remo-tas y en plataformas de aguas profundas, la falta de infraestructura, las restricciones de espacio y peso, y la logística de transporte pueden hacer que los equipos de pruebas y medición tradiciona-les sean poco prácticos. Los fluidos producidos en aguas profundas—enfriados durante su viaje hasta la superficie, a través de miles de pies de tuberías instaladas en aguas casi congeladas—a veces no pueden ser calentados hasta alcanzar una temperatura suficiente para lograr el pro-ceso de separación.
Al mismo tiempo que la industria se enfrenta con esos desafíos, una porción cada vez más grande de los portafolios de los operadores se com-pone del tipo de reservas históricamente evitadas por ser difíciles de explotar en forma económica. Estas reservas incluyen petróleos pesados, gas húmedo y otros fluidos no convencionales que resisten el proceso de separación de fases.
En instalaciones en las que deben tenerse en cuenta el peso y el espacio o donde los fluidos complejos tornan difícil el proceso de separación de fases, los medidores de flujo multifásico (MPFM) están logrando rápida aceptación como alternativa con respecto a los separadores y las unidades para pruebas tradicionales. Estos medi-dores son más convenientes, dejan una huella más pequeña que las unidades para pruebas y los medidores tradicionales que emplean separado-res, y pueden utilizarse para medir las tasas de flujo sin la separación previa de los fluidos en fases. Además, el hecho de que los medidores MPFM sean dispositivos de flujo continuo significa que resultan más seguros de operar y no generan fluidos desechables (arriba). Por el contrario, los separadores deben contener fluidos bajo presión y temperaturas elevadas durante un cierto tiempo para que se produzca la separación.
No obstante, hasta hace poco tiempo, la efec-tividad de los medidores MPFM se veía dificultada por una desventaja significativa: la confiabilidad en la precisión de las tasas de flujo calculadas sin separación era limitada debido a la falta de muestras de fluidos representativas para la vali-dación. Estas muestras son cruciales para la
determinación de las relaciones volumétricas en sitio y las propiedades del gas seco, utilizadas para minimizar las incertidumbres asociadas con las mediciones de flujo.
Otro método de muestreo de fondo de pozo utiliza herramientas con cable para recolectar el fluido y mantenerlo en una cámara en las condi-ciones de fondo de pozo durante su acarreo a la superficie y su posterior transporte hasta un laboratorio a efectos de efectuar el análisis correspondiente. Dado que este proceso conlleva el riesgo y costo de una operación de intervención de pozo, muchos operadores prefieren tomar mues-tras en un separador ubicado en la superficie.
La precisión del análisis de muestras de fondo de pozo también se ve obstaculizada por la nece-sidad de obtener muestras de un modo que garantice que sean verdaderamente representa-tivas de todo el yacimiento. Pero las propiedades de los fluidos de yacimientos son variables, y la evaluación de laboratorio debe ser comprendida en el contexto de la distribución espacial de los fluidos dentro del yacimiento. La compartimen-talización no reconocida de las formaciones incrementa la incertidumbre del proceso de muestreo de fondo de pozo. Los yacimientos con múltiples compartimentos pueden generar flui-dos muy diferentes dentro de una zona de producción, afectando la recuperación general.1
>Más pequeño y más liviano. El separador tradicional para pruebas de pozos CleanPhase (izquierda) deja una huella ambiental de 6.0 por 2.46 m, una altura de 2.70 m [19.7 por 8.1 por 8.9 pies] y pesa 15,000 kg [33,000 lbm]. Comparativamente, el medidor MPFM PhaseTester (derecha) mide 1.50 por 1.65 m, posee una altura de 1.77 m [4.92 por 5.41 por 5.81 pies] y pesa 1,700 kg [3,750 lbm].
1. Mullins OC, Elshahawi H, Flannery M, O’Keefe M y Vanuffellen S: “The Impact of Reservoir Fluid Compositional Variation and Valid Sample Acquisition on Flow Assurance Evaluation,” artículo OTC 20204, presentado en la Conferencia de Tecnología Marina, Houston, 4 al 7 de mayo de 2009.
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Para encarar estos problemas, Schlumberger desarrolló el sistema de muestreo y análisis de fluidos PhaseSampler para utilizarlo en conjunto con un medidor MPFM portátil PhaseTester o con el medidor MPFM PhaseWatcher instalado en forma permanente. La herramienta de muestreo es suficientemente pequeña como para ser ado-sada al medidor MPFM y resulta sencilla de manejar (arriba). Las pruebas de laboratorio que utilizan esta combinación de servicios para cal-cular las tasas de flujo y las propiedades de los fluidos convencionales proporcionaron respues-tas con el mismo grado de precisión que las obtenidas con métodos tradicionales.
Los resultados de laboratorio también demos-traron que el empleo de medidores MPFM para efectuar pruebas de pozos que producen petróleo pesado y gas húmedo proporciona un panorama mucho más preciso de la evolución transitoria del flujo, los volúmenes y las tasas, del que es posible con los separadores tradicionales.2 La separación de fases raramente puede lograrse con el grado de eficiencia requerido para proveer cálculos de flujo verdaderamente precisos.
La determinación de las propiedades de los fluidos, el cálculo de las tasas de flujo y el pro-nóstico del comportamiento de los fluidos son elementos inseparables para el desarrollo de las estrategias de drenaje de los yacimientos. La determinación precisa de cada uno de esos ele-mentos se vuelve más crítica con el incremento de la complejidad del fluido y del yacimiento. Esto se debe a que los resultados de las pruebas, en un momento considerados no mucho más que una herramienta común para la toma de decisiones referidas a la terminación de un pozo, hoy se han
convertido en una fuente de datos indispensable para el modelado y la planeación del desarrollo de campos petroleros. Los datos de producción, obte-nidos con los medidores MPFM en línea, son utilizados para pronosticar el momento en que comienzan a aparecer problemas a medida que el pozo envejece y la composición de los fluidos cam-bia con las variaciones de temperatura y presión.
Este artículo examina la herramienta de mues-treo multifásico desarrollada recientemente por Schlumberger y cómo esta herramienta comple-menta a los medidores de flujo multifásico, ya que posibilita la recolección de muestras de flui-dos sin los separadores tradicionales. Un caso real de Siberia ilustra cómo pueden mejorarse las tasas de flujo utilizando el proceso de muestreo y los medidores de flujo multifásicos para probar pozos remotos de gas condensado. Otro caso de Argelia demuestra la precisión de los resultados obtenidos utilizando el nuevo sistema de mues-treo para determinar las propiedades de los fluidos.
Reducción del margen de errorLa tecnología MPFM se basa en la medición de la presión diferencial en un dispositivo tipo venturi; un método conocido de medición del flujo monofá-sico que puede ser adaptado para el flujo multifásico mediante el agregado de un compo-nente nuclear para medir la tasa de flujo másico total y las retenciones (holdups), o fracciones, de gas, petróleo y agua (próxima página).3 Los datos de pruebas de pozos resultantes se utilizan para diagnosticar las anomalías de producción en forma continua en vez de periódica, como se hace cuando se utilizan separadores. Además, los datos
pueden ser obtenidos durante el proceso de lim-pieza del pozo; lo cual incrementa la comprensión de los posibles problemas de aseguramiento del flujo, ofrece una mejor evaluación del desempeño del pozo y reduce los tiempos de las pruebas. Esto constituye una imposibilidad si se emplean sepa-radores que deben permanecer fuera de línea hasta que se haya producido el retorno de los flui-dos de perforación o de otros contaminantes introducidos en la formación durante las opera-ciones de perforación y terminación del pozo.
Entre las ventajas económicas inmediatas que implica el empleo de los medidores MPFM para pruebas de pozos se encuentra la reducción de la huella dejada en la localización del pozo. Además, dado que el tiempo de estabilización requerido es escaso o nulo, es posible probar más pozos por unidad de tiempo. Éstas son características espe-cialmente atractivas en localizaciones remotas y de aguas profundas, donde el ahorro de espacio y tiempo es esencial para la economía de los proyectos.
Como herramienta de monitoreo de la pro-ducción, los medidores MPFM exhiben una respuesta excelente a las fluctuaciones del flujo; requieren un tiempo de estabilización escaso o nulo; y no son afectados por los regímenes de flujo complejos, tales como los que genera la pre-sencia de tapones, espumas o emulsiones. Dado que su operación es insensible a los cambios pro-ducidos en la tasa de flujo, la retención de fases (holdup) o el régimen de presión, no requieren ningún control del proceso. Estas capacidades proporcionan al operador medios para reconocer eventos que dependen del tiempo, tales como cambios en el régimen de flujo o el inicio de la formación de hidratos. A su vez, los ingenieros de pozo pueden ajustar los programas de trata-miento de pozos, las tasas de flujo u otros parámetros antes de que incidan en la eficiencia de la producción.
Los dispositivos MPFM miden las tasas de flujo en condiciones de línea. En consecuencia, los ingenieros deben recurrir a los cálculos de la rela-ción PVT para convertir estos resultados en las condiciones estándar utilizadas para computar las tasas de flujo de petróleo, agua y gas. Se requieren tres conjuntos de datos PVT para calcular las tasas de flujo en condiciones estándar: densidades, fac-tores de conversión volumétrica (de condiciones de línea a condiciones estándar) y relaciones de soluciones. La viscosidad del líquido en condicio-nes de línea también debe considerarse cuando una de las fases es petróleo pesado.
> Accesorio sencillo. El dispositivo de muestreo multifásico PhaseSampler (inserto) se acopla en el orificio de muestreo del medidor MPFM PhaseTester o PhaseWatcher. Compacto y fácil de fijar, no requiere energía externa adicional.
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Estos datos se obtienen a través de los análi-sis de muestras recolectadas en la superficie u obtenidas en el fondo del pozo con una herra-mienta operada por cable, tal como el dispositivo de muestreo Quicksilver Probe.4 En un ambiente multifásico, las muestras pueden ser recolecta-das en la superficie de dos maneras. La primera implica recolectar un volumen conocido de una mezcla representativa de cada fase en un separa-dor trifásico tradicional. El segundo enfoque consiste en recolectar un conjunto de muestras de fases representativas (petróleo, agua y gas) en condiciones de línea y utilizar las mediciones independientes de cada una de las fracciones de las fases del flujo mezclado para reconstruir todo el fluido.5
Obtención de muestras en un separadorLa validez de las tasas de flujo calculadas a partir de muestras tomadas en un separador es cuestio-nable porque un análisis correcto depende del equilibrio termodinámico, en el que tanto el líquido como el gas se encuentran a la misma pre-sión y temperatura, y en estado de equilibrio uno respecto del otro.
Si bien aún persisten cuestionamientos acerca de cuándo y en qué punto del proceso de separa-ción se alcanza el estado de equilibrio verdadero, los especialistas en general reconocen que se llega a dicha condición unos pies después de que el fluido pasa un estrangulador, un cambio de tamaño de la tubería u otro arreglo de línea de flujo que genera una pérdida de presión. En con-secuencia, la temperatura y la presión de las fases presentes dentro de una muestra tomada en una línea de flujo a menudo no están en equi-librio.6 Por otro lado, es imposible tomar muestras en un separador en ambientes de alta presión y, cuando una fase es dominante, pueden produ-cirse fenómenos significativos de arrastre de líquidos en la línea de gas (carry-over) o arrastre de gas en la línea de líquidos (carry-under) que distorsionan las mediciones de flujo.7
Una vez recolectadas las muestras de cada fase, existen diversas opciones para la genera-ción de las propiedades de los fluidos. Éstas incluyen el empleo de modelos de petróleo negro (BOM) para estimar las propiedades de los flui-dos a partir de las mediciones de tanques de almacenamiento; mediciones de pozos; cálculos mediante ecuaciones de estado (EOS) que utili-zan los datos PVT generados durante las etapas de exploración y evaluación de un campo; o un análisis de laboratorio PVT completo.
Los modelos de petróleo negro se basan en funciones estadísticas que asumen que el fluido de yacimiento consta de tres fases: petróleo, agua y gas. La presión, la temperatura y la densidad son datos de entrada al modelo y la composición del fluido se incluye en la medición estadística a partir de la cual se obtienen las correlaciones. Los modelos EOS incorporan más propiedades de fluidos que los modelos BOM y son definidos en forma más científica; sin embargo, su precisión
no es mayor que la del análisis de datos PVT. Estos modelos son ineficaces cuando los datos PVT dejan de ser representativos de los fluidos porque han cambiado en respuesta a las variacio-nes de presión y temperatura. La respuesta, cuando se reconoce la existencia de estas condi-ciones, consiste en aproximar algunos de los datos necesarios, elevando el nivel de incerti-dumbre hasta equipararlo con el del modelo BOM.
> Técnica de medición de flujo multifásico. La tecnología PhaseTester MPFM se basa en la medición de la tasa de flujo másico en el dispositivo tipo venturi, utilizando sensores de presión diferencial; un método convencional de medición de la tasa de flujo en condiciones monofásicas. Una fuente de bario emite rayos gamma cuya atenuación se mide a dos niveles de energía diferentes. La medición de esta atenuación en medios multifásicos permite el cálculo de la densidad del fluido y de las fracciones másica/volumétrica del petróleo, el agua y el gas. La combinación de estas técnicas con los modelos matemáticos provee información sobre la producción de petróleo, agua y gas. Los ingenieros utilizan los datos de pruebas de pozos para diagnosticar continuamente las anomalías de producción, resolver los problemas rápidamente y hacer producir los pozos eficientemente. Esta tecnología además permite obtener los datos de mediciones de tasas de flujo durante la limpieza del pozo.
Rick_Fig03_2
Transmisor de presión
Transmisor de presión diferencial
Flujo
Fuente nuclear
Computadora de flujo
Detector nuclear
Venturi
2. Afanasyev V, Theuveny B, Jayawardane S, Zhandin A, Bastos V, Guieze P, Kulyatin O y Romashkin S: “Sampling with Multiphase Flowmeter in Northern Siberia— Condensate Field Experience and Sensitivities,” artículo SPE 115622, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica del Petróleo y el Gas de la SPE, Moscú, 28 al 30 de octubre de 2008.
3. Para obtener más información sobre medición del flujo multifásico, consulte: Atkinson I, Theuveny B, Berard M, Conort G, Groves J, Lowe T, McDiarmid A, Mehdizadeh P, Perciot P, Pinguet B, Smith G y Williamson KJ: “Un nuevo horizonte en mediciones de flujo multifásico,” Oilfield Review 16, no. 4 (Primavera de 2005): 58–70.
4. Para obtener más información sobre la tecnología Quicksilver Probe, consulte: Akkurt R, Bowcock M, Davies J, Del Campo C, Hill B, Joshi S, Kundu D, Kumar S, O’Keefe M, Samir M, Tarvin J, Weinheber P,
Williams S y Zeybek M: “Muestreo guiado y análisis de fluidos en el fondo del pozo,” Oilfield Review 18, no. 4 (Primavera de 2007): 4–21.
5. Afanasyev et al, referencia 2.6. Hollaender F, Zhang JJ, Pinguet B, Bastos V y Delvaux E:
“An Innovative Multiphase Sampling Solution at the Well Site to Improve Multiphase Flow Measurements and Phase Behavior Characterization,” artículo IPTC 11573, presentado en la Conferencia Internacional de Tecnología del Petróleo, Dubai, Emiratos Árabes Unidos, 4 al 6 de diciembre de 2007.
7. Los fenómenos de arrastre de líquidos en la línea de gas (carry-over) y arrastre de gas en la línea de líquidos (carry-under) pueden tener lugar cuando el diseño de un separador no es compatible con el régimen de flujo. Cualquiera de ambos fenómenos puede afectar la precisión de las mediciones de tasas de flujo multifásico.
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> Extracción de muestras multifásicas. La ubicación y orientación de las probetas PhaseSampler dentro de la corriente de flujo permite obtener muestras discretas de fases concentradas en condiciones de línea. Dos probetas—una en la parte superior y otra en la parte inferior del trayecto del flujo—se encuentran orientadas aguas arriba y coleccionan las muestras compuestas predominantemente por líquido. La tercera probeta se encuentra ubicada en el centro de la tubería y está orientada aguas abajo. Numerosos experimentos han demostrado que esta alineación minimiza la cantidad de líquido que ingresa en el tubo y se traduce en la recolección de una muestra predominantemente de gas.
Rick_Fig04_1
Obtención de muestras compuestasmayormente por líquido
Obtención de muestras compuestasmayormente por líquido
Obtención de muestras compuestasmayormente por gas
> Aislamiento de una fase. Los fluidos recolectados con una probeta (arriba, flecha negra), ingresan en una cámara para muestras (A), donde un detector de fase óptica diferencia el petróleo, el agua y el gas. Este perfil de fluido dinámico se mantiene durante todo el proceso de muestreo. Las fases que no son de interés se desplazan de la cámara y son devueltas a la línea de flujo mediante un pistón activado hidráulicamente (B, C; la línea de flujo de agua proveniente de la parte inferior no se muestra) hasta que sólo queda la fase de interés (D).
Detector de fase óptica
Petróleo Agua Gas
Detector de fase óptica
Petróleo Agua Gas
Detector de fase óptica
Petróleo Agua Gas
Detector de fase óptica
Petróleo Agua Gas
A B C D
Para garantizar la precisión de las medicio-nes de pozos, éstas deben ser adquiridas por especialistas, cuya disponibilidad puede ser limi-tada. Y el análisis PVT de laboratorio puede ser lento, aunque esto quizás no constituya un pro-blema cuando la precisión es más importante que el tiempo de producción perdido. Los cálculos se obtienen de correlaciones que pueden limitar la precisión en ciertos fluidos y cuyo empleo carece de sentido, particularmente en petróleos pesados y gases condensados.
Obtención de muestras en una líneaLa recolección de muestras de fases represen-tativas, en condiciones de línea, reduce las incertidumbres introducidas por las variaciones de presión, temperatura y efluentes.
No obstante, en algunos casos, la complejidad del régimen de flujo multifásico hace imposible el muestreo de una sola fase por vez. Para supe-rar este desafío, los investigadores desarrollaron el sistema PhaseSampler, diseñado para obtener muestras en zonas de la corriente de flujo donde una fase es dominante y el petróleo, el gas y el agua se encuentran en equilibrio en condiciones de línea. El hardware del sistema incluye:• un extractor de muestras de tres probetas, que
se conecta en el orificio del medidor de flujo• un detector de fase óptico para detectar el tipo
de fluido que entra o sale de la cámara para muestras
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• un equipo que permite la medición directa, en la localización del pozo, de los datos clave de propiedades de fluidos en condiciones de línea y estándar, para cualquier tipo de medidor MPFM
• un software dedicado a la adquisición de datos que recibe las propiedades medidas de los fluidos como alternativa con respecto a la correlación disponible con los medidores mul-tifásicos estándar.
A través de la trampa de muestras, las probe-tas se colocan en la corriente multifásica de la línea de flujo de manera tal que el medidor tipo venturi quede frente a las probetas. Este posicio-namiento asegura que la muestra se mezcle bien y no se vea afectada por la presencia de tapones de fluido o anomalías de flujo similares y que, por consiguiente, sea representativa del flujo que está midiendo el medidor tipo venturi. Dos de las probetas están orientadas aguas arriba para reco-lectar mayormente líquidos; una está ubicada en la parte inferior de la tubería, la otra en la parte superior. La tercera probeta se coloca en el medio del trayecto de flujo, orientada aguas abajo, y capta una muestra compuesta predominante-mente por gas (página anterior, arriba). El fluido captado permanece en una cámara para mues-tras de segregación de fases, hasta que se recolecta un volumen suficiente de la fase de interés (página anterior, abajo).
Luego se coloca la muestra monofásica en un dispositivo de liberación instantánea, para la medición de las propiedades de los fluidos con el equipo de muestreo de fases, o es transferida a una botella para muestras para su transporte a un laboratorio de análisis PVT donde se recombi-nará la muestra para efectuar un estudio PVT.8 La mayor precisión de la relación GOR, que resulta de la caracterización mejorada de las mediciones MPFM, posibilita una recombinación más confia-ble y el análisis PVT subsiguiente.
Es importante para la recombinación que las muestras recolectadas sean validadas. Con ese fin, Schlumberger desarrolló un concepto de asegura-miento de la calidad/control de calidad (QA/QC), que abarca el aseguramiento de la calidad del proceso de muestreo, el control de calidad rápido
de dicho proceso, la determinación de la presión de saturación y una verificación con una muestra del separador o una muestra obtenida en el fondo del pozo, si se encuentra disponible. De todas
éstas, la herramienta de control de calidad más poderosa es el servicio PVT Express para la deter-minación del punto de burbujeo en sitio a temperatura de muestreo (abajo).
8. Un dispositivo de liberación instantánea (flash) facilita la observación del comportamiento de fases de los fluidos en el momento en que la presión de muestreo es liberada instantáneamente hasta alcanzar la presión atmosférica.
> Aseguramiento y control de la calidad. La presión de saturación obtenida a temperatura de muestreo puede utilizarse para validar las muestras obtenidas con los dispositivos de muestreo de flujo multifásico. El punto de burbujeo para la muestra de líquido (extremo superior ) y el punto de rocío para la muestra de gas (que no se exhibe), deben coincidir con la presión de muestreo. Cuando se toma una muestra válida—en condiciones de línea y equilibrio termodinámico—las envolventes de fases correspondientes al líquido y al gas se cruzan en el punto de muestreo (extremo inferior ) . Por razones de calidad, la desviación aceptable del punto de burbujeo proveniente del muestreo es ±5%. Dado que el punto de rocío es más difícil de detectar, la desviación permitida es ±20%. (Adaptado de Afanasyev et al, referencia 2.)
260
240
220
200
180
160
140
120
100
8060 61 62
Monofásico Señal óptica (unidades relativas)
63 64 65 66 67
Volumen, cm3
Temperatura, °C
Pres
ión,
bar
Pres
ión,
bar
Difásico
200
150
100
50
0–150 –50 50 150 250 350 450
Rick_Fig05_1
Gas PhaseSampler Líquido PhaseSampler Condiciones de muestreo de la línea del medidor de flujo PhaseTester
Punto de burbujeo
35.6, 98
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La reproducción exitosa del fluido de forma-ción inicial a partir de la recombinación, depende de diversas variables entre las que se incluyen las condiciones de yacimiento, los parámetros del pozo y los procedimientos de muestreo. Por ejem-plo, si la presión de flujo de fondo de pozo se encuentra por debajo de la presión inicial del punto de rocío, el fluido de formación será difá-sico; los líquidos depositados en la formación o en la región vecina al pozo no serán extraídos. En consecuencia, la recombinación sólo reflejará los fluidos de la línea de flujo.
La recombinación se efectúa por medios físi-cos o bien matemáticos. La recombinación física requiere muestras monofásicas del gas, el petró-leo o el agua y una relación gas-líquido derivada de las mediciones MPFM. Si bien no se requieren
experimentos físicos para la recombinación matemática, es necesario contar con información adicional. Estos datos de entrada al modelo incluyen la densidad del líquido en condiciones de recombinación, el peso molecular del líquido, el factor de expansión de gas y las relaciones líquido-gas.
Si bien el enfoque físico requiere una mayor inversión de tiempo y personal, y está más sujeto al error humano, también ofrece ventajas significati-vas con respecto a la recombinación matemática. Estas ventajas son:• resultados tangibles en forma de muestras
monofásicas• menos incertidumbre que la asociada con los
cálculos• oportunidad para análisis posteriores
• punto de saturación experimental• densidades en sitio y densidades en tanques de
almacenamiento.La recombinación permite el desarrollo de un
modelo composicional para un fluido monofásico en condiciones de fondo de pozo o bien de pro-ducción. La recombinación física permite que este modelo sea ajustado en los puntos de referen-cia experimentales. Luego se utiliza una ecuación EOS para simular las pruebas complejas. El modelo de fluido de formación resultante puede ser empleado para comprender el comporta-miento de drenaje de un campo y aplicarse a su exploración, desarrollo, producción y pronóstico.9
Un enfoque diferenteCiertas situaciones dificultan el uso de separado-res tradicionales para llegar a comprender el comportamiento de drenaje de un campo. Por ejemplo, en campos con factores altos del volu-men de gas (GVF), las muestras deben ser verdaderamente representativas o las propieda-des PVT no tendrán la precisión necesaria para los cálculos correctos de las tasas de flujo.10 Estas muestras pueden ser difíciles de recolectar con los medios tradicionales que se basan en un pro-ceso eficiente de separación de fases; una tarea difícil para dicho tipo de situaciones.
En el año 2007, después de muchos años de calcular las tasas de flujo mediante pruebas perió-dicas convencionales, la compañía operadora Rospan International comenzó a investigar un programa de pruebas de pozos multifásicos para refinar los modelos geológicos y dinámicos de su Campo Urengoyskoe de gas condensado, situado en el norte de Siberia. La decisión se basó en la necesidad de comprender el comportamiento de drenaje en forma más exhaustiva porque la mayo-ría de los yacimientos habían sido explotados en condiciones inferiores al punto de rocío. A pesar del agotamiento resultante de la producción pre-via, los analistas determinaron que los yacimientos sustentarían un volumen considerable de produc-ción futura.11
El campo, descubierto en 1966, se encuentra situado a 80 km [50 mi] al sur del Círculo Ártico. La recolección de muestras de fluidos represen-tativas en este campo y su transporte para efectuar análisis en un laboratorio situado a miles de kilómetros de distancia serían procesos poco prácticos y costosos. Además, la ejecución
> Validación de muestras de superficie utilizando una muestra de fondo de pozo (BHS). Esta gráfica se superpone sobre las envolventes de fases de la muestra de fondo de pozo (BHS) y las muestras recombinadas matemáticamente, obtenidas con un dispositivo de muestreo multifásico. A modo de referencia, se muestran las condiciones de fondo de pozo y de línea. Las envolventes de las muestras multifásicas se cruzan en el punto de muestreo (punto verde). Se utilizó la muestra de yacimiento monofásico (SRS) en una ecuación EOS para obtener su envolvente de fases. El mejor ajuste de los datos (azul) hizo que el diagrama de fases se aproximara más al punto de rocío medido (triángulo naranja) y de la muestra monofásica recombinada matemáticamente (curva roja) consistente con la muestra de fondo.
Rick_Fig06_1
Pres
ión,
bar
Temperatura, °C
–150 –50 50 150 250 350 450
Gas PhaseSampler: 11.01Líquido PhaseSampler: 11.02Condiciones de muestreo PhaseSampler (6 mm)BHS: 1.02Extracción de muestras de fondo de pozo SRSPunto de rocío medidoMuestras PhaseSampler recombinadas matemáticamente
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
10.5, 83
105.5, 394
105.5, 420
Volumen 21, no. 2 41
de pruebas de pozos tradicionales y la interpreta-ción de los datos se dificultan por las complicadas estructuras del yacimiento, las presiones de for-mación relativamente altas y las propiedades físicas y químicas de los fluidos producidos.
La mayor parte de la producción proviene de la Formación Achimov profunda, la cual yace a más de 3,000 m [9,800 pies] por debajo de la superficie y se caracteriza por la presencia de areniscas y limolitas con bandas de arcilita, yacimientos distribuidos en forma irregular y variaciones significativas de las facies litológicas. El espesor de la zona productiva neta oscila entre 0 y 5 m [0 y 16 pies] para las zonas de petróleo, y entre 0 y 60 m [0 y 197 pies] para los intervalos de gas. La porosidad promedio varía de 15% a 18%. La saturación de petróleo es del 60% y la satura-ción de gas varía de 56% a 77%.12 La presión de formación oscila entre 530 y 660 bar [7,700 y 9,570 lpc] y la temperatura, entre 17ºC y 91ºC [62ºF y 196ºF]. El factor GVF se encuentra entre 97% y 99.5%.
Rospan abordó los problemas planteados por las grandes distancias y la complejidad de los yacimientos a través del empleo de un medidor de flujo multifásico PhaseTester y del dispositivo PhaseSampler. Se utilizó el servicio de laborato-rio portátil PVT Express de Schlumberger para obtener el análisis composicional en sitio del gas y el gas condensado sin cambios de fases. Estas muestras se utilizaron para la validación de las muestras y para la caracterización de las propie-dades de los fluidos.13
En un pozo, una herramienta PhaseSampler recolectó el fluido en el medidor MPFM y un extractor de muestras monofásicas de fondo de pozo captó una muestra de fluido de fondo de pozo. Dado que la presión de muestreo exhibía un valor más alto que el del punto de rocío, se asumió que el fluido de yacimiento era originalmente monofá-sico. No obstante, con la reducción de presión causada a medida que el fluido fluía a la superficie,
éste se dividió en dos fases. Las muestras fueron estudiadas y recombinadas matemáticamente, uti-lizando una relación gas-líquido promediada a lo largo del período de muestreo.
En la representación gráfica, las envolventes de las fases de la muestra multifásica recolectada y la muestra de fondo de pozo se cruzaron en el punto de muestreo, indicando que las fases de condensado y gas se encontraban en equilibrio al pasar a través del medidor (página anterior).
El experimento, como lo demostraron las gráfi-cas resultantes, confirmó varios puntos importantes para el operador: • Las muestras de un dispositivo de muestreo
multifásico constituyen un buen material ini-cial para el proceso de recombinación.
• Una relación gas-líquido, obtenida de la recom-binación, puede ser utilizada para reconstruir el flujo monofásico.
• Una EOS funciona mejor que los puntos de refe-rencia experimentales.
• Los procesos de muestreo multifásico y prue-bas constituyen herramientas viables para la simulación de los fluidos de formación.
En un segundo estudio efectuado en el campo, una muestra de un pozo nuevo fue recombinada físicamente utilizando un equipo analítico de pozo y el servicio PhaseSampler. Después de un día de reacondicionamiento de la muestra a con-diciones de yacimiento, se transfirieron 25 cm3 a una celda PVT para el control de calidad y la determinación de la presión de saturación. Este experimento arrojó una presión del punto de rocío de 376.8 bar [5,463.6 lpc] que se ajustó en esencia a un pronóstico EOS previo de 382 bar [5,539 lpc] basado en una recombinación matemática.
Este resultado confirmó la factibilidad de utilizar la recombinación física en muestras obtenidas con un dispositivo de muestreo multi-fásico. Además demostró que la recombinación es más fácil de lograr con estas muestras que con las muestras obtenidas utilizando medios con-
vencionales instalados aguas abajo de un separador. Y, por último, dejó en claro que la recombinación física utilizada en conjunto con los datos de fondo de pozo provee información esencial sobre los regímenes de flujo.
Como consecuencia de estos ejemplos y de otros trabajos efectuados durante seis meses, el equipo de Schlumberger y Rospan International ha desarrollado un programa de muestreo y aná-lisis multifásico específicamente diseñado para el campo de condensado Urengoyskoe. El proce-dimiento consiste en utilizar un dispositivo de muestreo multifásico y un medidor MPFM en cada pozo. Cuando resulta posible, el proceso incluye el envío a un laboratorio de una muestra recolectada con el estrangulador más grande y otra recolectada con el estrangulador más pequeño para la ejecución de pruebas. Cada par de muestras se recombina matemáticamente y se proporciona la recombinación física para las muestras de los pozos nuevos. Cada cinco pozos se obtiene una muestra de fondo de pozo.
Medición de las diferenciasMientras que el desafío planteado por las medicio-nes del flujo y de las propiedades de los fluidos en el Campo Urengoyskoe era un producto de la geo-logía compleja y la lejanía en la Cuenca de Berkine, situada en el este de Argelia, el proceso de mues-treo multifásico se puso a prueba en cuatro pozos con parámetros de fluidos que variaban significati-vamente. La relación GOR en los pozos oscilaba entre 176 y 3,200 m3/m3 [1,000 y 18,000 pies3/bbl], la gravedad API entre 40 y 53, el sedimento básico y el agua entre 0% y 33%, y la salinidad del agua, entre dulce y salmuera sobresaturada.14
Las compañías operadoras Sonatrach y Anadarko que habían constituido una asociación para manejar los campos petroleros de la cuenca, intentaron determinar si la tecnología PhaseSampler podía medir con precisión las propiedades de los flui-dos de yacimiento en cada localización de pozo. Estas compañías requerían un proceso de valida-ción de tres pasos:• Los resultados de la tecnología PhaseSampler
serían comparados con los pronósticos de los modelos BOM.
• Las mediciones PhaseSampler serían compara-das con la relación GOR y la composición del gas derivadas del análisis PVT.
• La repetibilidad se examinaría comparando múltiples episodios de liberación instantánea bajo condiciones idénticas de flujo.
9. Afanasyev et al, referencia 2.10. El factor GVF está dado por el volumen de gas en
condiciones de yacimiento, dividido por el volumen de gas en condiciones estándar. Este factor se utiliza para convertir los volúmenes medidos en la superficie en condiciones de yacimiento. Para la conversión de los volúmenes de petróleo medidos en la superficie en volúmenes de yacimiento, se utiliza un factor volumétrico de formación de petróleo.
11. Romashkin S, Afanasyev V y Bastos V: “Multiphase Flowmeter and Sampling System Yield Real-Time Wellsite Results,” World Oil 230, no. 5 (Mayo de 2009): 66–70.
12. La saturación de gas es la cantidad relativa de gas presente en el espacio poroso de una formación, expresada normalmente como porcentaje.
13. Bastos V y Harrison D: “Innovative Test Equipment Expedites Data Availability,” E&P 82, no. 2 (Febrero de 2009): 64–65.
Para obtener más información sobre la tecnología PVT Express, consulte: Akkurt et al, referencia 4, y Betancourt S, Fujisawa G, Mullins OC, Carnegie A, Dong C, Kurkjian A, Eriksen KO, Haggag M, Jaramillo AR y Terabayashi H: “Análisis de hidrocarburos en el pozo,” Oilfield Review 15, no. 3 (Invierno de 2003/2004): 60–69.
14. El porcentaje de sedimentos básicos y agua, o BS&W, se refiere a las impurezas contenidas en el petróleo producido y se indica como porcentaje del fluido presente en las muestras obtenidas en la superficie. Su medición se describe en la norma ASTM D96-82 (Pruebas).
42 Oilfield Review
El ajuste entre los resultados obtenidos con la tecnología PhaseSampler y los resultados de labo-ratorio, a través de las diversas zonas, fue bueno para las mediciones del gas disuelto, el análisis composicional del gas libre y del gas disuelto, y la
> Confirmación. Si bien la temperatura ambiente del laboratorio era de 25°C [77°F], y las temperaturas en la localización del pozo oscilaban entre 40°C [104°F] y 50°C [122°F], las mediciones del gas disuelto obtenidas con el análisis PhaseSampler y en el laboratorio mostraron buena concordancia entre sí (extremo superior). Los análisis composicionales PhaseSampler y PVT correspondientes al gas libre (extremo superior derecho) y al gas disuelto (extremo inferior izquierdo) también coincidieron significativamente, al igual que los análisis para el factor GVF y la densidad del gas (extremo inferior derecho). El gas libre y el gas disuelto se representan con dos barras en cada gráfica para indicar las muestras medidas utilizando dos tipos diferentes de cromatografías gaseosas.
180
150
120
90
60
30
01 2 3 4
Número de pozo
Gas
disu
elto
, sm
3 /sm
3
Análisis PhaseSamplerResultados de laboratorio
80
70
60
C1 C2 C3 iC4 nC4 iC5 nC5 C6 C7CO2N2 H2S
Peso
mol
ecul
ar, % 50
40
30
20
10
0
Gases libres
40
35
30
C2 C3 iC4 nC4 iC5 nC5 C6 C7CO2N2 C1
Peso
mol
ecul
ar, % 25
20
15
10
5
0
Gases disueltos
80
70
60
Volu
men
sm
3 /sm
3
Factor de volumen de gas Densidad del gas
Dens
idad
del
gas
en
cond
icio
nes
de lí
nea,
kg/
m3
50
40
30
20
10
80
70
60
50
40
30
20
10
Análisis PhaseSampler Resultados de laboratorio
Análisis PhaseSampler Resultados de laboratorio
Análisis PhaseSamplerResultados de laboratorio
determinación del volumen y la densidad del gas (arriba). La repetibilidad de las mediciones de muestreo de flujo multifásico fue confirmada con ocho episodios de liberación instantánea tanto para el gas como para el petróleo.
No obstante, las diferencias entre el volumen del gas disuelto, el factor de volumen de petróleo y la densidad del petróleo, calculados con el modelo BOM, fueron significativas (próxima página). Esto confirmó las primeras preocupacio-
Volumen 21, no. 2 43
> Diferencias y error potencial. Las diferencias asociadas con el modelo BOM y el análisis PhaseSampler para determinar el gas disuelto, el factor de volumen de petróleo y la densidad del petróleo fueron significativas. El empleo del modelo BOM daría como resultado un valor subestimado de contracción del petróleo y un valor sobrestimado de la densidad del petróleo, lo cual podría conducir a errores significativos en la extensa Cuenca de Berkine. (Adaptado de Bastos y Harrison, referencia 13.)
Rick_Fig10_1
Dens
idad
del
pet
róle
o en
con
dici
ones
de
línea
, kg/
m3
100
90
80
Volu
men
, sm
3 /sm
3 70
60
50
40
30
20
950
900
850
800
750
700
650
600
550Gas
disueltoFactor de volumen
de petróleoDensidad
del petróleo
80
70
60
Volu
me,
sm
3 /sm
3
Gas volume factor Gas density
Gas
dens
ity a
t lin
e co
nditi
ons,
kg/
m3
50
40
30
20
10
80
70
60
50
40
30
20
10
PhaseSamplerLaboratory
Análisis PhaseSampler Modelo de petróleo negrones de los especialistas en cuanto a que el modelo BOM subestimaría la contracción del petróleo y sobrestimaría su densidad. Si estas cifras erróneas hubieran sido utilizadas para tomar decisiones en un yacimiento de las dimensiones del yacimiento probado en la Cuenca de Berkine, el impacto podría haber sido considerable.15
La pieza críticaTradicionalmente, la industria ha comprobado las tasas de flujo de los pozos y el potencial de los yacimientos a través del empleo de separadores que rompen el efluente del pozo multifásico, divi-diéndolo en sus fases constituyentes antes de la medición de cada fase. Pero siempre han existido preocupaciones acerca de la calidad de un pro-ceso de separación que utiliza recipientes para pruebas que dependen de la densidad y la reduc-ción de la presión. Aun cuando los resultados parezcan precisos, el método posee defectos inherentes al mismo entre los que se encuentran los fenómenos de carry-over, carry-under y las mediciones discretas que en regímenes complejos, tales como aquéllos con agua retenida, pueden conducir a conclusiones desacertadas acerca del corte de agua si las lecturas fueron tomadas en el momento equivocado.16
Además, el tipo de reservas que está explo-tando la industria está cambiando. Ahora existe una mayor demanda de avances, tales como mediciones de alta resolución de las relaciones gas-líquido para determinar los cambios produci-dos en las propiedades de los fluidos cuando atraviesan los estranguladores. Los operadores también están procurando obtener mayor repeti-bilidad de las pruebas para confirmar las tendencias de evolución lenta, la reducción de los riesgos asociados con los separadores con-vencionales que captan los hidrocarburos bajo
condiciones de presión y temperatura elevadas, y los datos de alta calidad provenientes de instala-ciones de monitoreo permanente.17
El éxito del dispositivo de muestreo multifásico promete eliminar cualquier objeción adicional respecto del empleo de los medidores MPFM, tanto en las pruebas como en el monitoreo de la
producción. Las pruebas de laboratorio, y las com-paraciones con los métodos de muestreo y los análisis tradicionales, han demostrado su capacidad para obtener muestras de fluidos representativas para el análisis composicional en tiempo real, contribuyendo así a revelar el enigma del medidor de flujo multifásico. —RvF
15. Bastos y Harrison, referencia 13.16. Oyewole AA: “Testing Conventionally Untestable
High-Flow-Rate Wells with a Dual Energy Venturi Flowmeter,” artículo SPE 77406, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, EUA, 29 de septiembre al 2 de octubre de 2002.
17. Theuveny B, Zinchenko IA y Shumakov Y: “Testing Gas Condensate Wells in Northern Siberia with Multiphase Flowmeters,” artículo SPE 110873, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Anaheim, California, EUA, 11 al 14 de noviembre de 2007.