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26 Oilfield Review

Valor del agua de formación

Normalmente, los operadores consideran al agua de formación como un subproducto

indeseado de la producción de hidrocarburos. No obstante, las muestras y el análisis

de esa misma agua proveen información vital para los planes de desarrollo de

campos petroleros que incluyen la optimización del diseño de las terminaciones,

la selección de materiales y la recuperación de hidrocarburos.

Medhat AbdouAbu Dhabi Company for Onshore OperationsAbu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos

Andrew CarnegieWoodside PetroleumPerth, Australia Occidental, Australia

S. George MathewsKevin McCarthyHouston, Texas, EUA

Michael O’KeefeLondres, Inglaterra

Bhavani RaghuramanPrinceton, Nueva Jersey, EUA

Wei WeiChevronHouston, Texas

Cheng Gang XianShenzhen, China

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review, Primavera de 2011: 23, no. 1.Copyright © 2011 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Sherif Abdel-Shakour y Greg Bowen, Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos; Ahmed Berrim, Abu Dhabi Marine Operating Company, Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos; Hadrien Dumont, Balikpapan, Indonesia; Will Haug, Cuong Jackson y Oliver Mullins, Houston; Chee Kin Khong, Luanda, Angola; Cholid Mas, Yakarta; y Artur Stankiewicz, Clamart, Francia.InSitu Density, InSitu Fluid Analyzer, InSitu pH, MDT, Oilphase-DBR, PS Platform y Quicksilver Probe son marcas de Schlumberger.

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Volumen 23, no. 1 27

Ante la mención de la presencia inesperada de agua de formación en sus pozos, muchas compa-ñías productoras de petróleo y gas reaccionan con alarma. La producción imprevista de agua, especialmente si contiene impurezas indeseadas, puede reducir significativamente el valor de un activo hidrocarburífero. Además, puede acelerar el daño de los equipos e incrementar los costos de manipulación y eliminación del agua. Pero la captura de una cierta cantidad de agua de forma-ción también es de utilidad, ya que las propieda-des del agua contienen información que puede ser utilizada para incidir significativamente en la rentabilidad de los campos petroleros.

El análisis del agua de formación desempeña un rol importante en el modelado dinámico de los yacimientos, la cuantificación de las reservas y el cálculo de los costos de las terminaciones de pozos que incluyen los montos que se invertirán en el entubado y el equipamiento de superficie; las erogaciones de capital (capex). El análisis del agua también ayuda a los operadores a estimar los costos operativos (opex), tales como el costo de los proyectos de inyección química. La cuantifi-cación de la química del agua asiste en la com-prensión de la conectividad del yacimiento y en la caracterización de las zonas de transición en los carbonatos, por lo que incide en las estimaciones de la extensión de los yacimientos. Además, ayuda a los planificadores del desarrollo de campos petroleros a determinar si los nuevos descubri-mientos pueden ser conectados a la infraestruc-tura existente y es crucial para el diseño de los proyectos de inyección de agua.

Las propiedades del agua de formación varían entre un yacimiento y otro, y dentro de un mismo yacimiento. La composición del agua depende de una serie de parámetros que incluyen el ambiente depositacional, la mineralogía de la formación, su historia de presión y temperatura, y el influjo o la migración de los fluidos. En consecuencia, las propiedades del agua pueden variar a lo largo del tiempo con la interacción entre el agua y la roca, y con la producción y el reemplazo de los fluidos del yacimiento por agua de otras formaciones, agua inyectada u otros fluidos inyectados.

Este artículo examina las causas de la varia-ción de la composición del agua y describe el valor del análisis del agua de formación a lo largo de toda la vida productiva del yacimiento, desde la fase de exploración hasta las fases de desarro-llo y producción. Algunos ejemplos de Noruega, Medio Oriente, el Golfo de México y China ilus-tran los métodos de recolección de muestras de agua de alta calidad y muestra cómo el análisis del agua de formación, tanto en condiciones de

fondo de pozo como en condiciones de superficie, contribuye a la comprensión y el desarrollo de los yacimientos.

La composición del aguaLa mayoría de las rocas yacimiento se forman en el agua, a través de la depositación de granos de rocas o detritus biológico. El agua que queda entram-pada en los poros a medida que los sedimentos se compactan y se unen entre sí se denomina agua connata; el agua presente en el yacimiento en el momento en que es penetrado por una barrena de perforación se denomina agua de formación. El agua connata reacciona con la roca hasta un punto que depende de la temperatura, la presión, la composición del agua y la mineralogía de la for-mación. Las reacciones químicas y biológicas pue-den iniciarse tan pronto como se depositan los sedimentos y pueden continuar y acelerarse con-forme la formación es sometida a mayor presión y temperatura durante el sepultamiento. Los efec-tos combinados de estos procesos químicos, físicos y biológicos se conocen como diagénesis.1

Si bien gran parte de los esfuerzos se ha centrado en el estudio del impacto de la diagénesis sobre las formaciones rocosas, poco se ha hecho para comprender cómo afecta al fluido original pre-sente en la roca; el agua.

El agua connata varía con el ambiente deposi-tacional. En los sedimentos marinos, se trata de agua de mar. En los depósitos lacustres y fluvia-les, se trata de agua dulce. En los depósitos eva-poríticos, el agua intersticial corresponde a una salmuera de alta salinidad (arriba).2 Estas solu-ciones acuosas contienen componentes iónicos, los cuales incluyen cationes tales como el sodio [Na+], el magnesio [Mg2+], el calcio [Ca2+], el potasio [K+], el manganeso [Mn2+], el estroncio [Sr2+], el bario [Ba2+] y el hierro [Fe2+ y Fe3+]; aniones tales como el cloruro [Cl–], el sulfato [SO4

2–], el bicarbonato [HCO3–], el carbonato

[CO32–], el hidróxido [OH–], el borato [BO3

3–], el bromuro [Br–] y el fosfato [PO4

3–]; y ácidos débi-

les no volátiles. El agua también puede contener gases disueltos, tales como el dióxido de carbono [CO2] y el ácido sulfhídrico [H2S], el nitrógeno, los ácidos orgánicos, las bacterias sulfato-reduc-toras, los sólidos disueltos y suspendidos, y las trazas de compuestos de hidrocarburos.

Las concentraciones de estos componentes pue-den variar a medida que el agua es expulsada por la compactación y reacciona con los minerales de la formación. Algunos minerales reaccionan fácilmente. Por ejemplo, el mineral de la arcilla glauconita posee aproximadamente la siguiente composi-ción: K0,6Na0,05Fe3+

1,3Mg0,4Fe2+0,2Al0,3Si3,8O10(OH)2.

Si el agua connata se encuentra subsaturada en los componentes de la arcilla, interactuará con los granos minerales mediante el intercambio iónico, lixiviando los iones de la glauconita en la solución acuosa. Otros minerales, tales como el cuarzo [SiO2], poseen mayor resistencia a la disolución y permanecen como la matriz de la roca. Si el agua se satura con los iones de la roca, los minerales pueden precipitar y formar nuevos granos o desa-rrollarse en los granos existentes. Las propieda-des del agua, tales como el pH y la concentración iónica, son algunos de los factores que controlan o inciden en las interacciones entre el agua y la roca.

Aún después de alcanzar un estado de equili-brio, las interacciones entre el agua y la roca con-tinúan. No obstante, los cambios producidos en la temperatura, la presión, la profundidad y el echado estructural, pueden alterar el equilibrio, como lo hacen la migración y la acumulación de petróleo y gas, que empujan el agua a mayor profundidad a medida que los hidrocarburos más livianos se elevan a través de las formaciones.

> Variaciones de la salinidad. La salinidad del agua connata varía con el ambiente depositacional; se incrementa del agua dulce de los ríos al agua de mar y los sistemas evaporíticos salobres. El agua de formación, que es el resultado de la mezcla de agua y de otros procesos físicos y químicos, presenta un amplio rango de salinidades. (Datos de Warren, referencia 2.)

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Agua fluvial promedio

Tipo de agua Salinidad, partes por mil

0,11

Agua de formación 7 a 270

Agua de mar 35

Sistemas evaporíticos 35 a 350

1. Ali SA, Clark WJ, Moore WR y Dribus JR: “La diagénesis y la calidad de los yacimientos,” Oilfield Review 22, no. 2 (Diciembre de 2010): 14–29.

2. El agua intersticial es el agua que se encuentra entre los granos. Para obtener más información sobre las evaporitas, consulte: Warren JK: Evaporites: Sediments, Resources and Hydrocarbons. Berlín, Alemania: Primavera de 2006.

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El influjo de agua desde otras fuentes, tales como el agua meteórica, los acuíferos, el agua inyectada y otros fluidos inyectados, también puede produ-cir cambios en las propiedades del agua (arriba).

La producción de agua de formación es otra de las causas del desequilibrio; los minerales disueltos y los gases pueden precipitar a partir de la solución a medida que el fluido llega a la super-ficie; especialmente como reacción a los sulfatos introducidos en la formación a través de la inva-sión del fluido de perforación o la inyección de agua de mar. Estas pérdidas de los componentes disueltos alteran la composición del agua produ-cida o muestreada, de modo que el agua recupe-rada en la superficie quizás no representa el agua de formación real. Por este motivo, es importante recolectar y analizar el agua de formación bajo las condiciones existentes en sitio y continuar haciéndolo a medida que cambian las condicio-nes del yacimiento.

Aplicaciones del análisis del aguaEl agua de formación es rica en información refe-rente a la roca en la que reside, y puede propor-cionar datos cruciales para los análisis en todas las fases de la vida productiva de un yacimiento. En las primeras etapas de la vida productiva de un campo, el análisis del agua de formación esta-blece la salinidad y la resistividad del agua para la evaluación petrofísica.3 La ecuación de satura-ción de agua de Archie, en la cual la saturación y las reservas de petróleo se computan con mucha frecuencia a partir de registros, requiere el valor

de la resistividad del agua como dato de entrada. Ese valor se computa a menudo a partir de las mediciones derivadas de los registros de resistivi-dad y porosidad, obtenidas en una zona de agua, en la que el agua probablemente no posea la misma composición que el agua de formación del yacimiento en otras zonas. El análisis de las mues-tras de agua de formación extraídas de la pata de petróleo es considerado una de las formas más confiables de obtención de la salinidad del agua y la resistividad para los cálculos de la saturación.

Antes de seleccionar el material para la tube-ría de revestimiento o la tubería de producción, es vital evaluar la corrosividad del gas, el petróleo y el agua a producir. El gas libre presente en la for-mación puede contener constituyentes corrosivos —tales como el H2S y el CO2— y estos mismos constituyentes pueden disolverse en el agua de formación. Los pozos que producen dichos fluidos en concentraciones que exceden ciertos límites requieren tuberías de revestimiento con formula-ciones metalúrgicas especiales resistentes a la corrosión, o tratamientos con químicos inhibido-res de la corrosión.4 Por otro lado, las líneas de conducción y las instalaciones de superficie deben tener la capacidad para manipular el agua producida junto con sus gases (véase “De las líneas de conducción al mercado,” página 4). Para diseñar la tubería de producción, las líneas de flujo y las instalaciones de superficie, los inge-nieros deben conocer la composición química del agua de formación. Los valores del pH y la salini-dad del agua, utilizados en los cálculos metalúrgi-

cos para la selección de los tubulares, deben incluir los valores correspondientes a las condi-ciones de presión y temperatura de yacimiento así como la composición del agua.5

A medida que se producen los fluidos de yaci-miento, la reducción de presión asociada puede causar la liberación de gas a partir de la solución y la precipitación y depositación de sólidos en los poros del yacimiento y sobre la tubería de produc-ción y el equipamiento de fondo de pozo. Por ejem-plo, a medida que se reduce la presión, el agua de formación libera gas CO2, el pH del agua se incre-menta y la solución se supersatura con carbonato de calcio [CaCO3], lo que puede producir la depo-sitación de incrustaciones que eventualmente obs-truyen el flujo (próxima página).6 La precipitación puede pronosticarse mediante el modelado o la experimentación en el laboratorio si se conoce la química del agua de formación.

Las incrustaciones también pueden formarse cuando se mezclan aguas con diferentes composi-ciones.7 Por ejemplo, la precipitación de sólidos de sulfato de bario [BaSO4] o de sulfato de estroncio [SrSO4] constituye un problema común cuando se inyecta agua de mar, que contiene sulfatos, en formaciones que contienen bario o estroncio. También se produce cuando los sulfatos prove-nientes de la invasión del fluido de perforación interactúan con el agua de formación, y es la razón principal que subyace las prácticas industriales recientes en las que se utilizan fluidos de perfora-ción con bajo contenido de sulfatos. Dichas incrus-taciones pueden depositarse en la formación o en la tubería de producción.8 Las tuberías obturadas parcialmente pueden limpiarse a veces con herra-mientas de reparación de pozos que despliegan abrasivos y la acción de chorros de limpieza. No obstante, si la incrustación es demasiado espesa, es poco lo que se puede hacer excepto extraer la tubería y reemplazarla; a un costo significativo.

El manejo efectivo de la acumulación de incrus-taciones es un tema importante para la planeación del desarrollo de campos petroleros y puede pro-ducir un impacto directo sobre la viabilidad de la producción, especialmente en los campos margi-nalmente económicos.9 El potencial del agua de formación para formar incrustaciones cuando se mezcla con el agua inyectada debe ser evaluado si va a explotarse alguna parte del campo con el soporte de presión proveniente de los fluidos inyectados. En muchos casos, los operadores debieron modificar los planes —por ejemplo, mediante la suspensión de la inyección de agua de mar y su reemplazo por otra fuente más costosa de agua de inyección— en base al conocimiento de las propiedades del agua de formación.10

>Movimiento del agua y procesos que pueden incidir en la evolución del agua de formación. La composición del agua de formación que rellena originalmente una capa de arenisca puede ser modificada a través del agregado de agua de otras fuentes (flechas), tales como el agua meteórica y el agua expulsada de las lutitas y la sal en proceso de compactación. El agua también puede ser alterada por el influjo de los hidrocarburos en migración. Las fallas que actúan como sello y otras barreras al flujo pueden formar compartimentos con composiciones de agua diferentes. Por otro lado, las fallas conductoras facilitan el flujo.


Basamento

Fallas

Lluvia (agua meteórica)

Mar

Lutita

Acumulación dehidrocarburos

LutitaSal

Arenisca

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A la hora de evaluar el potencial para la acu-mulación de incrustaciones, una de las mayores incertidumbres es quizás la composición del agua de formación y las propiedades de fondo de pozo. Algunas compañías han adoptado la práctica de monitoreo del agua como rutina para los campos con propensión a la formación de incrustaciones. Por ejemplo, Statoil monitorea la composición del agua producida de la mayoría de sus pozos de petróleo y gas y utiliza gráficas de interrelación de la relación de las concentraciones iónicas para asistir en la definición de las zonas de agua productivas.11 La frecuencia de muestreo depende de la necesidad: en los casos que plantean un alto potencial para la acumulación de incrustaciones, el agua se muestrea semana por medio o cada dos semanas.

Otra de las aplicaciones del modelado del agua en la planeación de desarrollos es la optimización de la mezcla de las corrientes de los pozos y la par-ticipación en el proceso: cuando las corrientes de producción de diversos pozos, especialmente de pozos submarinos, se combinan antes de ser enviadas a los separadores intermedios o las ins-talaciones de procesamiento. Para minimizar el riesgo de acumulación de incrustaciones y corro-sión en las líneas de conducción, los operadores deben comprender claramente la interacción química del agua producida proveniente de dife-rentes fuentes antes de comprometerse con ero-gaciones de capital considerables.

La composición del agua de formación desem-peña un rol importante en el “agriamiento,” un proceso por el cual se produce un incremento de la concentración de H2S en el yacimiento.12 En muchos casos, el fenómeno de agriamiento se atribuye a

la actividad microbiana; el agua de mar inyectada constituye una fuente de generación de bacterias sulfato-reductoras (SRB) y el agua de formación suministra los nutrientes en forma de ácidos orgánicos de bajo peso molecular denominados ácidos grasos volátiles (VFA). Las consecuencias del agriamiento de los yacimientos son potencial-mente costosas. El incremento de los niveles de H2S incrementa los riesgos de seguridad para el personal de los campos petroleros, reduce el valor de venta de los hidrocarburos producidos e incrementa las tasas de corrosión en los equipa-mientos de fondo de pozo y en las instalaciones de superficie. Aproximadamente un 70% de los

yacimientos sometidos a procesos de inyección de agua en todo el mundo experimenta el fenómeno de agriamiento.13 La comprensión de las propieda-des del agua y el modelado de sus cambios a lo largo de toda la vida productiva del yacimiento ayudan a los ingenieros químicos a pronosticar la generación de H2S y tomar decisiones informadas acerca de la selección de los materiales y el diseño de las instalaciones. Por consiguiente, las muestras de agua con bajos niveles de contamina-ción son esenciales para establecer el nivel de VFA presentes en el agua de formación.14

Las variaciones producidas en la composición del agua de formación también pueden revelar la existencia de compartimentalización —o la falta de comunicación hidráulica entre volúmenes de yacimientos adyacentes— si los yacimientos han sido aislados el tiempo suficiente para que sus aguas de formación alcancen diferentes estados de equilibrio. La comprensión de la conectividad de los yacimientos es importante para estimar la magnitud del soporte de los acuíferos —el empuje de agua natural presente en muchos yacimien-tos— y para la planeación de las localizaciones de los pozos de desarrollo, la formulación de pro-gramas de recuperación relacionados con la inyección de agua, y la detección de la incursión de agua de inyección. El análisis del agua de for-mación, y en particular la comparación de su composición isotópica natural con la del agua de inyección, ha sido utilizada para el monitoreo de los proyectos de inyección de agua.15 Los isótopos actúan como trazadores en el agua para ayudar a los ingenieros de yacimientos a identificar las capas de alta permeabilidad, las fracturas y otras causas de la comunicación entre pozos.

> Acumulación de incrustaciones en la tubería de producción. Las incrustaciones reducen las tasas de flujo y, finalmente, pueden bloquear por completo la producción.


3. Warren EA y Smalley PC (eds): North Sea Formation Waters Atlas. Londres: The Geological Society, Geological Society of London Memoir 15 (1994).

4. Para obtener más información sobre la corrosión, consulte Acuña IA, Monsegue A, Brill TM, Graven H, Mulders F, Le Calvez J-L, Nichols EA, Zapata Bermúdez F, Notoadinegoro DM y Sofronov I: “Detección de la corrosión en el fondo del pozo,” Oilfield Review 22, no. 1 (Septiembre de 2010): 46–55.

5. Williford J, Rice P y Ray T: “Selection of Metallurgy and Elastomers Used in Completion Products to Achieve Predicted Product Integrity for the HP/HT Oil and Gas Fields of Indonesia,” artículo SPE 54291, presentado en la Conferencia y Exhibición del Petróleo y el Gas de la Región del Pacífico Asiático, Yakarta, 20 al 22 de abril de 1999.

6. Ramstad K, Tydal T, Askvik KM y Fotland P: “Predicting Carbonate Scale in Oil Producers from High Temperature Reservoirs,” artículo SPE 87430, presentado en el Sexto Simposio Internacional sobre Acumulación de Incrustaciones en Campos Petroleros, Aberdeen, 26 al 27 de mayo de 2004.

7. Mackay DJ y Sorbie KS: “Brine Mixing in Waterflooded Reservoir and the Implications for Scale Prevention,” artículo SPE 60193, presentado en el Segundo Simposio Internacional sobre Acumulación de Incrustaciones en Campos Petroleros, Aberdeen, 26 al 27 de enero de 2000.

8. Bezerra MCM, Rosario FF, Rocha AA y Sombra CL: “Assessment of Scaling Tendency of Campos Basin Fields Based on the Characterization of Formation

Waters,” artículo SPE 87452, presentado en el Sexto Simposio Internacional sobre Acumulación de Incrustaciones en Campos Petroleros, Aberdeen, 26 al 27 de mayo de 2004.

Para acceder a un panorama general de las causas y la mitigación de la acumulación de incrustaciones, consulte: Crabtree M, Eslinger D, Fletcher P, Miller M, Johnson A y King G: “La lucha contra las incrustaciones—Remoción y prevención,” Oilfield Review 11, no. 3 (Otoño de 1999): 30–49.

9. Graham GM y Collins IR: “Assessing Scale Risks and Uncertainties for Subsea Marginal Field Developments,” artículo SPE 87460, presentado en el Sexto Simposio Internacional sobre Acumulación de Incrustaciones en Campos Petroleros, Aberdeen, 26 al 27 de mayo de 2004.

10. Graham y Collins, referencia 9. Andersen KI, Halvorsen E, Sælensminde T y Østbye

NO: “Water Management in a Closed Loop—Problems and Solutions at Brage Field,” artículo SPE 65162, presentado en la Conferencia Europea del Petróleo de la SPE, París, 24 al 25 de octubre de 2000.

11. Ramstad K, Rohde HC, Tydal T y Christensen D: “Scale Squeeze Evaluation Through Improved Sample Preservation, Inhibitor Detection and Minimum Inhibitor Concentration Monitoring,” artículo SPE 114085, presentado en la Conferencia Internacional sobre Acumulación de Incrustaciones en Campos Petroleros de la SPE, Aberdeen, 28 al 29 de mayo de 2008.

12. Farquhar GB: “A Review and Update of the Role of Volatile Fatty Acids (VFA’s) in Seawater Injection

Systems,” artículo NACE 98005, presentado en la 53a Conferencia Anual de la NACE, San Diego, California, EUA, 22 al 27 de marzo de 1998.

Mueller RF y Nielsen PH: “Characterization of Thermophilic Consortia from Two Souring Oil Reservoirs,” Applied and Environmental Microbiology 62, no. 9 (Septiembre de 1996): 3083–3807.

13. Elshahawi H y Hashem M: “Accurate Measurement of the Hydrogen Sulfide Content in Formation Water Samples—Case Studies,” artículo SPE 94707, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual, Dallas, 9 al 12 de octubre de 2005.

14. Elshahawi y Hashem, referencia 13.15. Carrigan WJ, Nasr-El-Din HA, Al-Sharidi SH y Clark ID:

“Geochemical Characterization of Injected and Produced Water from Paleozoic Oil Reservoirs in Central Saudi Arabia,” artículo SPE 37270, presentado en el Simposio Internacional sobre Química de Campos Petroleros, Houston, 18 al 21 de febrero de 1997.

Danquigny J, Matthews J, Noman R y Mohsen AJ: “Assessment of Interwell Communication in the Carbonate Al Khalij Oilfield Using Isotope Ratio Water Sample Analysis,” artículo IPTC 10628, presentado en la Conferencia Internacional de Tecnología de Petróleo, Doha, Qatar, 21 al 23 de noviembre de 2005.

Smalley PC y England WA: “Reservoir Compartmentalization Assessed with Fluid Compositional Data,” SPE Reservoir Engineering (Agosto de 1994): 175–180.

Ramstad et al, referencia 11.

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Muestreo del aguaLas muestras de agua pueden ser recolectadas mediante diferentes métodos. Las muestras de agua producida pueden obtenerse en los separado-res de boca de pozo o de superficie, pero probable-mente no sean representativas del agua de formación si se han liberado gases o precipitado compuestos. No obstante, estas muestras resultan útiles y se recolectan habitualmente a los efectos de supervisar la producción. Las muestras de superficie se utilizan para monitorear los cambios producidos en las propiedades del agua con el tiempo, para identificar la incursión de agua de inyección y para compararlas con muestras de otros pozos productores con el fin de conocer la conectividad de los yacimientos. La adquisición de dichas muestras es menos costosa que el muestreo de fondo de pozo y puede efectuarse en forma más rutinaria. Las muestras de agua también pueden recuperarse a partir de núcleos preservados.16 No obstante, las muestras recuperadas con esta técnica experimentan reducciones de presión y temperatura y, por consiguiente, pueden no ser representativas del agua de formación real.

Durante las etapas de exploración y evalua-ción, en las que el operador apunta a lograr la compresión de los fluidos de yacimiento y utiliza los datos para el modelado, es vital contar con muestras de agua representativas. Las muestras representativas pueden ser recolectadas con un probador de formación operado con cable, equi-pado con una probeta o con un empacador dual, un módulo de bombeo, capacidades de análisis de fluidos en el fondo del pozo y cámaras para muestras. El proceso de muestreo del agua en el fondo del pozo comienza con una etapa de lim-pieza, en la que el fluido —que en un principio es una mezcla de filtrado de lodo y agua de forma-ción— se introduce en la herramienta, a través de la probeta, directamente desde la formación.17 A medida que se incrementa el tiempo de bom-beo, la proporción de filtrado de lodo, o contami-nación, se reduce y la proporción de agua de formación pura presente en la línea de flujo se incrementa.

Si las propiedades ópticas o de resistividad del filtrado son significativamente diferentes de las del agua de formación, los analizadores ópti-cos de fluidos o los sensores de resistividad loca-lizados en la línea de flujo de la herramienta miden la diferencia y de ese modo monitorean la contaminación en tiempo real. En las primeras etapas del proceso de limpieza, el agua no es sufi-cientemente pura como para ser recolectada, y se devuelve al pozo. Cuando la contaminación se encuentra por debajo de un nivel designado, el

fluido es dirigido hacia el interior de las cámaras para muestras presurizadas, que luego se llevan a la superficie y se transportan a un laboratorio para su análisis.18

La calidad de las muestras adquiridas en el fondo del pozo depende del método de muestreo y del tipo de lodo de perforación utilizado en las zonas muestreadas. En las zonas perforadas con lodos a base de aceite (OBM), normalmente se obtienen muestras de alta calidad porque el filtrado de lodo no es miscible con el agua de formación. El agua de formación y el OBM habitualmente poseen pro-piedades ópticas y de resistividad diferentes, lo que les permite ser diferenciados por los analiza-dores ópticos de fluidos y los sensores de resistivi-dad. Por el contrario, el filtrado de lodo a base de agua (WBM) posee propiedades ópticas similares a las del agua de formación, por lo que es difícil distinguirlos por el color. Además, el WBM es mis-cible con el agua de formación y puede mezclarse y reaccionar con ésta, lo cual genera muestras de agua contaminadas y no representativas a menos que se adopten recaudos especiales en cuanto a extender el bombeo un tiempo considerable para recoger muestras sin contaminar.

La tecnología de extracción guiada Quicksilver Probe permite recolectar fluidos de formación virtualmente libres de contaminación, lo que resulta especialmente importante a la hora de muestrear el agua de formación en presencia de filtrado WBM.19 La probeta articulada de la herra-mienta, que contacta la formación en la pared del pozo, lleva el fluido contaminado con filtrado hacia el perímetro del área de contacto, donde es bombeado hacia el interior de una línea de flujo de descarga. Esta divergencia permite que el fluido de yacimiento puro fluya preferentemente hacia el interior de la línea de flujo de muestreo. La probeta puede ser operada como un módulo, combinada con la herramienta InSitu Fluid Analyzer, en el probador modular de la dinámica de la formación MDT.

El muestreo ideal implica la recolección de una muestra monofásica y su conservación como monofásica al ser llevada a la superficie y trans-portada al laboratorio. La cámara para muestras múltiples monofásicas (SPMC) Oilphase-DBR utiliza una carga de nitrógeno para mantener la presión de fondo de pozo en la muestra de fluido de yacimiento, entre el punto de recolección de fondo de pozo y el laboratorio. Esta práctica ase-gura que los gases y las sales permanezcan en solución durante el viaje desde el fondo del pozo hasta el laboratorio, lo cual quizás no sea posible con las cámaras para muestras estándar.

Las muestras monofásicas también pueden obtenerse de las pruebas de formación efectua-das a través de la columna de perforación (DST). Normalmente, el agua no se muestrea intencio-nalmente durante una prueba DST, pero algunos operadores se esfuerzan especialmente para estu-diar la composición del agua y recolectan las muestras de agua de las pruebas DST para el aná-lisis de laboratorio.20

Las muestras de agua de formación pueden obtenerse en las etapas posteriores de la vida productiva del campo durante las operaciones de adquisición de registros de producción. No obs-tante, la obtención de muestras de formación previa a la producción es crucial para registrar la composición de referencia. La herramienta Compact Production Sampler captura muestras convencio-nales de fondo de pozo en los pozos productores. Puede ser corrida en cualquier sección de la sarta de adquisición de registros de producción de la sonda PS Platform, operada con línea de acero o con línea eléctrica.

Una vez recuperadas, las muestras se trans-portan hasta un laboratorio y se reacondicionan con las condiciones de fondo de pozo existentes antes del análisis, como se describe en una sec-ción posterior. Los resultados se ingresan en un modelo de equilibrio multifásico —existen diver-sos modelos disponibles a nivel comercial— para predecir el pH del fondo del pozo y el potencial para la corrosión, la acumulación de incrustacio-nes y la formación de hidratos.

Debido a la falta de una medición del pH en las muestras reacondicionadas, los ingenieros químicos utilizan el modelado del equilibrio para pronosticar el pH bajo condiciones de yacimiento. No obstante, las incertidumbres asociadas con los modelos termodinámicos para el agua de forma-ción a altas temperaturas y presiones, así como las incertidumbres asociadas con la posible precipita-ción de sales, pueden propagar los errores a los modelos de incrustaciones y corrosión. Por otro lado, a menos que se utilicen dispositivos tales como la herramienta SPMC, los cambios produci-dos en la presión y la temperatura a medida que la muestra de agua es transportada hacia la superfi-cie pueden inducir cambios de fases que no siem-pre son completamente reversibles durante el proceso de reacondicionamiento.21

Dado que el pH es un parámetro clave para la comprensión de la química del agua y desempeña un rol muy importante para la predicción de la corrosión y la depositación de incrustaciones, la obtención de mediciones confiables del pH en el agua de formación, en condiciones de fondo de pozo, ha constituido una prioridad para los espe-cialistas en fluidos de campos petroleros.

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Medición del pH en sitioLos investigadores de Schlumberger desarrollaron un método de medición del pH en el fondo del pozo, utilizando colorantes sensibles al pH.22 El sensor de fluidos de yacimiento InSitu pH funciona sobre la base de los mismos principios comprobados que otros analizadores ópticos de fluidos de fondo de pozo, diseñados para el análisis de hidrocarburos.23 Sin embargo, una diferencia es que el módulo InSitu pH inyecta el colorante sensible al pH en la línea de flujo de la herramienta, donde éste se mezcla con el fluido que está siendo bombeado

desde la formación (arriba). La mezcla de fluidos cambia de color según el pH del agua, y los sensores ópticos cuantifican el cambio de color mediante la detección de la densidad óptica con múltiples lon-gitudes de onda. Las longitudes de onda de los canales ópticos del dispositivo InSitu pH han sido seleccionadas para detectar los colores esperados cuando las aguas con un pH oscilante entre 3 y 9 reaccionan con una mezcla de colorantes selec-cionada para este rango. La medición es similar a la conocida prueba de tornasol para la indicación del pH, pero la ciencia y las aplicaciones fueron

adaptadas a las condiciones de alta presión y alta temperatura que imperan en el fondo del pozo.

En las primeras etapas de bombeo de los sis-temas WBM, el fluido predominante de la línea de flujo es filtrado, pero a medida que el bombeo continúa, el nivel de contaminación —la concen-tración de filtrado de lodo— se reduce, lo cual produce una muestra de agua más representativa del agua de formación. Si el pH del filtrado WBM es significativamente diferente del pH del agua de formación (los rangos habituales correspon-den a un pH oscilante entre 7 y 10 para el WBM, y

>Medición del pH en el fondo del pozo. Equivalente a una prueba de tornasol de fondo de pozo, el módulo InSitu pH (izquierda) utiliza una mezcla de colorantes sensibles al pH y detecta su cambio de color en función del pH. El detector espectroscópico mide la densidad óptica con dos longitudes de onda: 570 nm y 445 nm. Los experimentos de laboratorio llevados a cabo como parte del desarrollo de esta tecnología indicaron que el pH es una función predecible de la relación entre la densidad óptica con una longitud de onda de 570 nm y la densidad óptica con una longitud de onda de 445 nm (extremo superior derecho). El color de la mezcla del agua con el colorante varía entre amarillo con un pH de 2 y púrpura con un pH de 10 (extremo inferior derecho).


pH

Rela

ción

de

dens

idad

ópt

ica

(570

:445

)

2

0,1

1,0

10

4 6 8 10

ModeloMezcla de tres colorantes

Experimento

Pared de la herramienta

Flujode fluido

Inyector de colorante

Detectorespectroscópico

Lámpara

16. Smalley y England, referencia 15.17. El filtrado de lodo es la porción de fluido de perforación

que invade la formación durante la formación del revoque de filtración en la pared del pozo. El filtrado penetra en la formación debido a la diferencia de presión existente entre el lodo de perforación y el fluido de formación.

18. Creek J, Cribbs M, Dong C, Mullins OC, Elshahawi H, Hegeman P, O’Keefe M, Peters K y Zuo JY: “Laboratorio de fluidos de fondo de pozo,” Oilfield Review 21, no. 4 (Junio de 2010): 40–57.

19. Para obtener más información sobre el método 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.

20. O’Keefe M, Eriksen KO, Williams S, Stensland D y Vásquez R: “Focused Sampling of Reservoir Fluids Achieves Undetectable Levels of Contamination,” artículo SPE 101084, presentado en la Conferencia y Exhibición del Petróleo y el Gas de la Región del Pacífico Asiático de la SPE, Adelaide, Australia Meridional, Australia, 11 al 13 de septiembre de 2005.

21. Es probable que el agua haya requerido millones de años para equilibrarse con la formación hospedadora. Una vez alterado, el equilibrio quizás no sea recuperado a tiempo para el análisis de laboratorio.

22. Raghuraman B, O’Keefe M, Eriksen KO, Tau LA, Vikane O, Gustavson G e Indo K: “Real-Time Downhole pH Measurement Using Optical Spectroscopy,” artículo SPE 93057, presentado en el Simposio Internacional sobre Química de Campos Petroleros de la SPE, Houston, 2 al 4 de febrero de 2005.

23. Andrews RJ, Beck G, Castelijns K, Chen A, Cribbs ME, Fadnes FH, Irvine-Fortescue J, Williams S, Hashem M, Jamaluddin A, Kurkjian A, Sass B, Mullins OC, Rylander E y Van Dusen A: “Cuantificación de la contaminación utilizando el color del crudo y del condensado,” Oilfield Review 13, no. 3 (Invierno de 2001/2002): 24–43.

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32 Oilfield Review

un pH comprendido entre 4 y 6 para el agua de formación), el pH de la mezcla cambia al redu-cirse la contaminación (arriba). El monitoreo de este cambio ayuda a los intérpretes a rastrear cualitativamente la pureza de la muestra de agua en tiempo real antes de recolectar la muestra de agua. La precisión de la medición del pH con este método se estima en 0,1 unidades de pH.

Un operador utilizó esta técnica de medición en dos pozos del área marina de Noruega, res-pecto de los cuales estaba previsto que fueran conectados a diferentes plataformas de produc-ción flotantes existentes.24 El conocimiento tanto de la composición de los hidrocarburos como de la composición del agua es crucial para la imple-mentación de planes de desarrollo de campos petroleros con empalmes. En particular, el análi-sis del agua es importante para el aseguramiento del flujo en las líneas de conducción del fondo marino, y la técnica de empalmes requiere la compatibilidad del agua con el equipamiento de proceso de la plataforma principal y con las aguas que fluyen a través de dicho equipamiento desde otros pozos.

El pozo 1, un pozo de exploración, fue perfo-rado con WBM a través de un yacimiento de petró-leo y penetró una zona de agua infrayacente. Durante la limpieza de la zona de agua, varias series de inyecciones de colorantes seguidas por la medición del pH indicaron un cambio claro del pH con el tiempo, lo que demostró la reducción

de la contaminación del fluido en la línea de flujo. El análisis de laboratorio de un trazador agre-gado al fluido de perforación confirmó el bajo nivel de contaminación con WBM de 0,2% exis-tente en la muestra recolectada.

El pozo 2, un pozo de evaluación perforado en un campo de gas condensado, fue perforado con un sistema OBM para facilitar el muestreo de agua de alta calidad. Antes de recolectar las muestras en tres profundidades, la herramienta midió el pH y obtuvo en cada oportunidad múltiples lecturas. En la estación de medición más somera, el anali-zador de fluidos indicó que la línea de flujo de la herramienta contenía una mezcla de petróleo y agua de formación. No obstante, el petróleo y el agua se separaban dentro de la herramienta, y el colorante sólo se mezclaba con el agua, lo cual per-mitió la medición del pH de los tapones de agua. Los valores del pH no mostraron variaciones con el tiempo porque el filtrado OBM no había contami-nado el agua de formación.

El análisis de laboratorio de las muestras de agua adquiridas en estos pozos cuantificó las con-centraciones de los componentes más importantes y las propiedades físicas existentes en condiciones de superficie. Los ingenieros químicos utilizaron estos resultados como datos de entrada para los modelos con el fin de predecir el pH en condiciones de fondo de pozo.

Para la muestra del pozo 1, el valor simulado del pH se ajustó al valor del pH obtenido en el fondo del pozo, con una precisión de 0,03 unida-des, lo cual generó confianza en los ingenieros de yacimientos respecto de la medición de fondo de pozo, la condición de la muestra y el método de modelado (abajo).

En el pozo 2, la muestra del nivel más somero mostró valores similares del pH obtenido en el fondo del pozo y el pH simulado, con una diferen-cia de sólo 0,03 unidades, lo cual validó nueva-mente la medición de fondo de pozo, la condición de la muestra y el modelo. La muestra intermedia, a una profundidad 3,8 m [12,5 pies] mayor, mostró

un error de ajuste significativo de 0,39 unidades de pH entre el valor simulado y el valor medido; dis-crepancia varias veces mayor que la precisión de la medición habitual.

La confianza en la medición de fondo de pozo obtenida en esta estación proviene de la pondera-ción de 60 puntos de medición con una desviación estándar de 0,02 unidades de pH; una buena pre-cisión respecto de la medición esperada. La dis-crepancia entre la medición en sitio y el valor obtenido mediante modelado, basado en los resul-tados de laboratorio, puede indicar un deterioro de la integridad de la muestra durante la transfe-rencia de las condiciones de fondo de pozo a las del laboratorio, lo cual destaca el beneficio de la obtención de mediciones en tiempo real. El pH de la tercera muestra del pozo 2 tiene una precisión de 0,2 unidades del valor simulado, lo que consti-tuye un ajuste más aceptable.

Estas pruebas demostraron la capacidad y la precisión de la medición del pH en el fondo del pozo en tiempo real. La herramienta posee la capacidad para obtener mediciones múltiples en cada estación para verificar la pureza del agua antes de la recolección de las muestras. Por otro lado, puede analizar el pH en numerosas profun-didades sin adquirir muestras.

Supuestos respecto del aguaLas mediciones del pH del agua obtenidas en el fondo del pozo también han sido utilizadas para resolver los desafíos asociados con la evaluación de formaciones en un campo carbonatado de Medio Oriente.25 En un campo marino gigante, Abu Dhabi Marine Operating Company (ADMA-OPCO) tenía la esperanza de poder identificar la presen-cia de zonas productivas delgadas sin agotar y ras-trear el movimiento del contacto agua-petróleo (OWC) en el yacimiento principal. El yacimiento principal experimentó varias décadas de produc-ción con inyección de agua, pero algunas zonas delgadas aún no han sido explotadas y constitu-yen objetivos de evaluación.

>Mediciones del agua de formación obtenidas en el fondo del pozo y en el laboratorio. Las muestras de agua de formación limpias fueron analizadas en el laboratorio. Los ingenieros químicos utilizaron las concentraciones iónicas y las propiedades físicas medidas en el líquido y a partir de la composición del gas como datos de entrada (que no se muestran en esta figura) para los modelos, con el objeto de predecir el pH en condiciones de fondo de pozo. La comparación de estas predicciones con las mediciones de fondo de pozo muestra ajustes razonables en todos los casos, salvo la muestra del pozo 2 a X Y29,8 m. El error de ajuste puede indicar una disminución de la integridad de la muestra durante la transferencia de las condiciones de fondo de pozo a las condiciones de laboratorio.

Oilfield ReviewSPRING 11 WATER Fig. 5BORSPRG11-WATER Fig. 5B

1 Y Y08,5 53,8 6,26 6,29

5,756,14139,0X Y29,8

5,855,82134,0X X26,02

2

5,826,02142,0X Y49,92

Pozo Profundidad, m Temperatura, °C pH de fondo de pozo pH modelado

>Monitoreo de la limpieza del agua en un pozo de Egipto, antes de la recolección de las muestras. A medida que la herramienta bombeaba el fluido desde la formación hacia el interior de la línea de flujo, las mediciones del pH indicaron el cambio en la composición del agua. En las primeras etapas del proceso de limpieza, la mezcla de fluidos exhibía un pH alto, lo cual indicaba predominantemente filtrado WBM. Al cabo de aproximadamente 6 000 segundos de tiempo de bombeo, el pH se niveló hasta alcanzar un valor bajo, lo que indicó que el fluido se había limpiado hasta alcanzar un nivel aceptable de pureza para la recolección de las muestras.


pH

Tiempo de bombeo, segundos0 2 000 4 000 6 000 8 000

7,2

7,0

6,8

6,6

6,4

42005schD6R1.indd 7 9/12/11 10:04 PM


La mayor parte de los pozos del campo, inclui-dos los cuatro pozos de este estudio, fueron perfo-rados con lodo WBM utilizando agua de mar como base. El lodo WBM y el agua de formación no pue-den diferenciarse utilizando la resistividad, pero el agua de formación posee un valor de pH bajo, comprendido entre 5,0 y 5,6, en comparación con el del lodo WBM (mayor que 7,0). El lodo WBM y el agua de formación también poseen concentra-ciones de estroncio marcadamente diferentes, lo cual permite diferenciarlos a través del análisis de laboratorio, que era la práctica estándar antes de la disponibilidad de las mediciones del pH en tiempo real. En el pozo A, se recolectó una mues-tra de agua con métodos tradicionales y se envió al laboratorio para su análisis; esa muestra cons-tituyó la base para la comparación con los resul-tados de los otros tres pozos.

El pozo C penetró el yacimiento principal y varias zonas delgadas consideradas zonas sin explotar. En una estación, se obtuvo una medición del pH después de haber bombeado algunos litros de fluido desde la formación. Se esperaba que el fluido fuera rico en filtrado WBM, y de hecho, exhibió un pH de fondo de pozo de 7,3. Las mues-tras del lodo WBM fueron recolectadas para el análisis de laboratorio en la superficie.

El análisis de los registros de resistividad indicó que esta capa delgada de 6 m [20 pies] poseía una saturación de petróleo móvil elevada y podía ser una zona productiva potencial. Las prue-bas de presión en tres estaciones del intervalo indicaron la existencia de baja movilidad, pero no fueron concluyentes en cuanto a la densidad del fluido.

El análisis de fluidos en el fondo del pozo, en la localización con mayor movilidad, detectó can-tidades mínimas de petróleo que fluía con agua en la línea de flujo. Después de bombear aproxima-damente 280 L [74 galones] de fluido de formación a través de la herramienta, la inyección de colo-rante seguida por la medición del pH arrojó un valor de 5,1. A partir de la experiencia previa con las mediciones de fondo de pozo del campo, los intérpretes llegaron a la conclusión de que el agua era agua de formación, y se recolectaron muestras. El análisis de laboratorio subsiguiente de la concentración de estroncio confirmó la interpretación de que esta muestra provenía de la zona de transición agua-petróleo.

Por otro lado, el pequeño flujo fraccional de petróleo detectado en el análisis de fluidos de fondo de pozo implica que la saturación de petró-leo es sólo levemente superior a la saturación de petróleo residual, y que la profundidad de mues-treo se encuentra cercana al contacto agua-petróleo. Este ejemplo demuestra las ventajas del análisis de fluidos de fondo de pozo para la carac-terización de las zonas de transición de calizas complejas, especialmente en los intervalos delga-dos en los que las interpretaciones de la presión y de los registros de resistividad pueden presen-tar incertidumbres.

En el tope de la zona yacimiento principal, las estimaciones del contenido de fluidos —calcula-das con un valor asumido para la salinidad del agua de formación— indicaron un valor alto de

saturación de petróleo (abajo). No obstante, las mediciones de presión obtenidas a través del intervalo mostraron una densidad de fluido de formación equivalente a la del agua, lo cual con-tradijo la interpretación de una saturación de petróleo elevada.

El análisis de fluidos de fondo de pozo, llevado a cabo en el centro de esta zona después de bom-bear varios cientos de litros de fluido desde la formación, indicó solamente la presencia de agua en la línea de flujo de la herramienta. Las medi-ciones del pH en tiempo real arrojaron un valor de 6,2; más bajo que el esperado del lodo WBM, pero más alto que el del agua de formación anticipada. Dado que se había bombeado tanto fluido desde la formación antes de obtener la medición del pH, se esperaba que la contaminación del agua con lodo

24. Raghuraman et al, referencia 22.25. Xian CG, Raghuraman B, Carnegie AJ, Goiran P-O y

Berrim A: “Downhole pH as a Novel Measurement Tool in Carbonate Formation Evaluation and Reservoir Monitoring,” Petrophysics 49, no. 2 (Abril de 2008): 159–171.

Petróleo

Hidrocarburo desplazado

Hidrocarburo desplazado

Calcita

DolomíaAgua

Agua

Análisis de fluidos derivadode la resistividad Análisis volumétrico

50 100% %0 0

Petróleo


Presión de formación, lpc

0,2 2 000

0,14 430 4 530 1 000

1,082 g/cm3 (agua)

1,111 g/cm3 (agua)

1,140 g/cm3 (agua)

0,2 2 000

0,2 2 000

ohm.m

Profunda

ohm.m

Rxo

ohm.m

Intermedia

Resistividad

mD/cP

Movilidad enel pre-ensayo

> Interpretaciones contradictorias en una zona petrolífera potencial. La elevada saturación de petróleo pronosticada (izquierda, sombreado verde) cerca del tope de esta zona contrasta con las mediciones de presión (derecha), que exhiben un gradiente indicativo de agua (puntos azules). Los puntos rosados corresponden a mediciones obtenidas en zonas de baja movilidad y fueron excluidos del cálculo del gradiente. Las mediciones del pH en sitio (que no se muestran en esta figura) sustentaron una interpretación según la cual en este intervalo se había producido la irrupción de agua de inyección.

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34 Oilfield Review

WBM fuera baja. Los analistas de fluidos sospe-chaban que el fluido no era agua de formación, sino agua proveniente de un pozo de inyección cercano. Esta interpretación fue corroborada con el análisis de laboratorio de tres muestras de agua recolectadas en esta profundidad.

La irrupción del agua de inyección había pasado desapercibida durante el proceso inicial de adquisición de registros en agujero descu-bierto porque el agua no había sido analizada, y los valores predeterminados de la salinidad del agua de formación hacían que la interpretación de los registros pronosticara erróneamente que la zona contenía grandes volúmenes de petróleo móvil. La salinidad verdadera del agua presente en esta zona es aproximadamente un sexto del valor predeterminado del agua de formación, lo cual modifica significativamente la interpretación. La identificación correcta del origen del agua mediante la medición de su pH en sitio puede tener implicancias significativas en la planeación de las operaciones de terminación y producción para minimizar la producción de agua.

¿De dónde viene el agua?Abu Dhabi Company for Onshore Operations (ADCO) utilizó la medición del pH en el fondo de un pozo de producción para delinear el contacto agua-petróleo, caracterizar la zona de transición agua-petróleo e identificar las fuentes de agua en diversas capas.26 El bajo contraste de resistividad existente entre el WBM y el fluido de formación impedía el empleo de la resistividad para locali-zar la contaminación con petróleo. Por consi-guiente, ADCO seleccionó otros dos métodos de monitoreo de la contaminación: la medición del pH en sitio y un trazador coloreado en el lodo WBM que permite obtener estimaciones cuanti-tativas de la contaminación antes de la recolec-ción de las muestras.

La primera estación de muestreo se encontraba a X X51 pies, cerca de la base de la supuesta zona de transición agua-petróleo. Esto fue confirmado con el analizador óptico, que sólo mostró agua sin petróleo fluyendo a esta profundidad. El monitoreo del pH y las respuestas ópticas del trazador colo-reado durante la fase de limpieza mostraron una reducción de la contaminación con lodo WBM con el tiempo de bombeo. La reducción de la con-taminación se manifestó como tendencias des-cendentes tanto en el pH como en la densidad óptica del lodo con agregado de trazadores (dere-cha, extremo superior ). El pH se redujo de 6,47, con un nivel alto de contaminación, a 5,7; valor éste que los ingenieros interpretaron como el pH del agua de formación casi limpia.

En la estación de muestreo siguiente, situada a 3 m [10 pies] por encima de la primera, el analiza-dor óptico detectó solamente agua hasta que el tiempo de bombeo alcanzó 7 443 segundos. En ese momento, apareció petróleo en la línea de flujo, y a los 12 700 segundos, la fracción de petróleo se había incrementado hasta alcanzar el 90% (abajo). Sin una medición del pH para caracterizar el tipo

de agua, no existe forma de conocer si el agua es filtrado WBM o agua de formación. La presencia de filtrado WBM puro implica que el agua de forma-ción es inmóvil, en tanto que la presencia de cual-quier agua de formación implica que el agua de formación es móvil a esta profundidad.

>Monitoreo de la contaminación en un pozo de ADCO. Mientras la herramienta bombeaba fluido desde la formación a X X51 pies, el sensor óptico detectó una reducción de la fracción de lodo WBM coloreado en azul con el tiempo de bombeo, lo que indica una disminución de la contaminación del agua de formación con lodo. Las mediciones del pH, en cuatro oportunidades, muestran una caída de 6,47 a 5,7 a medida que se limpia el fluido presente en la línea de flujo.


Cont

amin

ació

n co

n lo

do W

BM, %

Tiempo de bombeo, 1 000 segundos

100

80

60

40

20

Hd

5,8

6,0

6,2

6,4

00 2 4 6 8 10

ContaminaciónpH


Contacto agua-petróleo

90% de petróleo, 10% de agua de formación

100% de agua de formación

X X51 pies

Tiempo, 1 000 segundos

pHPetróleo

pH

% d

e pe

tróle

o

5,5

6,5

100

50

0

6,0

4 86 10

Prof

undi

dad,

pie

s

X X41

X X51

X X??

X X41 pies

Tiempo, 1 000 segundos

pHPetróleo

pH

% d

e pe

tróle

o

05,5

6,5

100

50

0

6,0

4 8 12

> Restricción del contacto agua-petróleo. Las mediciones obtenidas en dos profundidades, X X41 pies y X X51 pies, limitan el contacto agua-petróleo a un determinado lugar entre ambas profundidades. En la estación más profunda, el análisis óptico de fluidos detectó solamente agua y las mediciones del pH indicaron agua de formación. En la estación correspondiente a la zona de transición, 10 pies más arriba, el análisis óptico de fluidos detectó inicialmente agua, pero finalmente llegó petróleo e incrementó la fracción volumétrica hasta el 90%. La medición del pH en esta estación indicó que el agua era una mezcla de agua de formación y filtrado, lo que confirmó la presencia de agua de formación móvil. Por consiguiente, el contacto agua-petróleo se limita al intervalo de 10 pies existente entre estas dos estaciones.

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Una medición del pH obtenida a 6 452 segun-dos, un poco antes del arribo del petróleo, pro-porcionó un valor de 5,77, indicativo de una mezcla de lodo WBM y agua de formación. La medición óptica del trazador coloreado confirmó esta interpretación. Esto implica que tanto el petróleo como el agua son móviles en esta profundidad. Por consiguiente, el contacto agua-petróleo debe encontrarse entre las dos estaciones de medi-ción, lo que lo limita a una profundidad de entre X X41 y X X51 pies.

En otro caso de ADCO, se perforó un pozo para determinar la fuente de agua en los pozos adyacentes productores de petróleo. El pozo nuevo, perforado con OBM para simplificar el muestreo del agua, penetró seis zonas calcáreas. La más somera, la zona 1, contenía petróleo sola-

mente; la zona 2 contenía petróleo y agua, y las cuatro zonas inferiores eran acuíferas. ADCO nece-sitaba saber si el agua producida de la segunda capa provenía del flanco del yacimiento a través de la zona 3, o de las zonas más profundas.27

De las zonas de agua, la zona 5 era demasiado compacta como para experimentar surgencia, pero en las otras tres el probador de la formación midió el pH en el fondo del pozo y recolectó mues-tras presurizadas para el análisis de laboratorio.

Las mediciones del pH en el fondo del pozo indicaron que el agua en la zona 4 era significati-vamente diferente de la de las otras zonas, y el modelado basado en los resultados de laboratorio confirmó este hecho (arriba,). No obstante, para identificar qué capa estaba suministrando agua a la zona productora de petróleo se requería la comparación con el agua producida. En el agua producida previamente, no se obtuvieron medi-ciones del pH, pero el análisis de laboratorio

efectuado en las muestras de los tanques de almacenamiento proporcionó las concentracio-nes iónicas correspondientes a las aguas de los pozos productores; éstas fueron comparadas con las concentraciones de las aguas muestreadas en el pozo nuevo.

Los científicos utilizaron un método gráfico denominado “diagrama de Stiff” para comparar las composiciones de las diversas fuentes de agua.28 Cada gráfica muestra las concentraciones rela-tivas de aniones y cationes correspondientes a una muestra de agua en particular, en escala de miliequivalentes por litro (meq) (abajo).29 Todas las muestras del agua producida mostraron un patrón similar. No obstante, las muestras del pozo nuevo exhibieron diferencias. Las muestras de las zonas 2 y 3 poseían patrones semejantes a los del agua producida, en tanto que las zonas 4 y 6 contenían aguas con composiciones claramente diferentes.

26. Raghuraman B, Xian C, Carnegie A, Lecerf B, Stewart L, Gustavson G, Abdou MK, Hosani A, Dawoud A, Mahdi A y Ruefer S: “Downhole pH Measurement for WBM Contamination Monitoring and Transition Zone Characterization,” artículo SPE 95785, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Dallas, 9 al 12 de octubre de 2005.

27. Carnegie AJG, Raghuraman B, Xian C, Stewart L, Gustavson G, Abdou M, Al Hosani A, Dawoud A, El Mahdi A y Ruefer S: “Applications of Real Time Downhole pH Measurements,” artículo IPTC 10883, presentado en la Conferencia Internacional de Tecnología de Petróleo, Doha, Qatar, 21 al 23 de noviembre de 2005.

28. Stiff HA: “Interpretation of Chemical Water Analysis by Means of Patterns,” Transactions of the American Institute of Mining and Metallurgical Engineers 192 (1951): 376–378. [También publicado como artículo SPE 951376 y reimpreso en la publicación Journal of Petroleum Technology 3, no. 10 (Octubre de 1951): 15–17.]

29. Un equivalente es la cantidad de un material que reaccionará con una molécula de OH– o de H+. Un miliequivalente es un equivalente/1 000.

> Datos derivados del muestreo de fluidos. Para facilitar el muestreo del agua en un pozo perforado con lodo OBM, ADCO recolectó los fluidos de cinco de seis zonas carbonatadas. El agua de la zona 4 es claramente diferente de la de las otras zonas rellenas con agua. El agua de la zona 6 puede diferir de la correspondiente a la zona 3; estos datos fueron combinados con los datos que se muestran abajo y en la página siguiente para determinar la fuente de agua producida de la zona 2.


1 Petróleo Muestra de petróleo Alta

AltaDelineación del OWCPetróleo y agua2

Agua 6,5 6,61 mD a 10 mDpH, muestra de agua3

Agua Inferior a 1 mD 7,3 7,8pH, muestra de agua4

Agua Demasiado compacta para experimentar surgencia

Inexistente5

Agua 6 6,3Inferior a 1 mDpH, muestra de agua6

Zona Fluido Medición Permeabilidad pH de fondo de pozo pH modelado

> Comparación de las composiciones del agua. Los diagramas de Stiff permiten la identificación visual de las semejanzas y las diferencias entre las muestras de agua. Las concentraciones de cationes se representan gráficamente a la izquierda del eje vertical, y las concentraciones de aniones a la derecha. Las composiciones de las muestras de agua de los pozos productores (izquierda) son todas similares, en tanto que las composiciones de las muestras del pozo nuevo (derecha) exhiben una gran variabilidad. Las aguas de las zonas 2 y 3 son similares al agua producida, pero las composiciones de las muestras de las zonas 4 y 6 son diferentes en la mayoría de los cationes y los aniones.


Na+K/1 000 Cl/1 000

Sulfato/10Ca/100

–10 –8 –6 –4 –2 2 4 60

Carbonato/10

meq

Mg/10

Na+K/1 000 Cl/1 000

Sulfato/10Ca/100

–10 –8 –6 –4 –2 2 4 60

Carbonato/10

meq

Mg/10Pozos productores de petróleo

Pozos productoresde petróleoZona 2Zona 3Zona 4Zona 6

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36 Oilfield Review

El análisis isotópico corroboró la información composicional. Una gráfica de las relaciones iso-tópicas del hidrógeno y el oxígeno del pozo nuevo confirmó que el agua de la zona 3 era similar a la de la zona 2. Además, las aguas de las zonas 4 y 6 eran muy diferentes entre sí y con respecto a las de las zonas 2 y 3 (arriba). Las relaciones isotópi-cas del estroncio también eran diferentes.

Estos análisis indicaron que la zona 3 es la fuente del agua producida en la zona 2 —la capa productora de petróleo— lo que llevó a los inge-nieros de ADCO a deducir que el barrido de agua proviene de los flancos del yacimiento y que no existe soporte alguno de agua de las zonas 4 y 6, por debajo del yacimiento.

Mediciones de laboratorio en aguas vivasEl análisis de laboratorio tradicional se efectúa nor-malmente en agua “muerta” o en agua de tanques de almacenamiento, y puede resultar de utilidad para la supervisión de la producción. No obstante, durante las etapas iniciales de exploración y eva-luación, en las que el operador logra una com-prensión de los fluidos de yacimiento y utiliza esos datos para el modelado de la química del agua en condiciones de yacimiento y de líneas de conducción, resulta crítico trabajar con muestras representativas de agua viva.

A través del análisis de fluidos en el fondo del pozo, los especialistas pueden obtener medicio-nes directas en fluidos vivos —fluidos que aún contienen gas disuelto— en condiciones de yaci-miento. Por otro lado, la tecnología de recolec-ción de muestras, que permite monitorear la contaminación y mantener las muestras de agua a una presión elevada, permite que los operado-res lleven los fluidos vivos a la superficie y los transporten intactos a un laboratorio.

En el laboratorio, las muestras de agua reco-lectadas son reacondicionadas con la tempera-tura y la presión de fondo de pozo, lo que favorece la redisolución de los gases y sólidos que han pre-cipitado. Las muestras se someten a una expan-sión instantánea —las botellas para muestras se abren y los fluidos se exponen a la presión y la temperatura de superficie— antes del análisis de laboratorio. Los especialistas del laboratorio miden la relación agua-gas (GWR) y mediante cromatografía en fase gaseosa analizan la compo-sición del gas liberado. Además, analizan la com-posición iónica, el pH y los ácidos orgánicos de bajo peso molecular presentes en la fase acuosa. Un proceso más riguroso que emplean algunos operadores consiste en la separación de la mues-tra de agua sometida a expansión instantánea en tres partes. El ácido es agregado a una parte de la

muestra para preservar los cationes que luego son analizados mediante técnica de plasma acoplado inductivamente (ICP). A la segunda parte se le agrega hidróxido de sodio para preservar los áci-dos orgánicos, que luego son analizados mediante el proceso de cromatografía iónica. La tercera porción se mantiene sin tratar y se utiliza para medir la densidad, el pH, la conductividad, la alca-linidad (por titulación) y los aniones mediante cromatografía iónica.

En su mayoría, los laboratorios comerciales no han sido equipados para analizar directa-mente el agua viva en condiciones de yacimiento, si bien algunos están avanzando en esta direc-ción. Los científicos de Schlumberger han desa-rrollado una nueva técnica de laboratorio para medir el pH de las muestras de agua de formación viva en condiciones de temperatura y presión de yacimiento.30 La muestra permanece en la botella presurizada en la que fue llevada a la superficie. Con una camisa calentada se lleva la botella a tem-peratura de yacimiento. A medida que la muestra de agua fluye a través de una línea de flujo presuri-zada —que es similar a la línea de flujo de la herramienta— se mezcla con el mismo colorante utilizado en la medición de fondo de pozo, y la mez-cla de fluido pasa a través de un espectrómetro que analiza el color.


Zona

Zona 3 Zona 2

Zona 6

Zona 4Zona 2

87Sr/86Sr

Zona 3

Zona 4

Zona 6

2

3

4

5

6

0,7074 0,7076 0,7078 0,7080

–10

10

–5 5δ18OSMOW

δDSM

OW

δ = Rmuestra × 1 000Restándar

– 1

SMOW

Rmuestra = relación isótopo pesado-isótopo liviano en la muestra

Restándar = relación isótopo pesado-isótopo liviano en el agua oceánica media estándar (SMOW)

> Análisis isotópico de las muestras de agua del pozo nuevo de ADCO. Muchos elementos poseen isótopos o átomos con diferentes pesos atómicos. La forma más común de hidrógeno (con un protón) posee un peso atómico de 1, y se escribe como 1H. Un isótopo menos común, el 2H, con un protón y un neutrón, se expresa normalmente como D, por deuterio. De un modo similar, el oxígeno posee tres isótopos, 16O, 17O y 18O. Los isótopos exhiben propiedades químicas similares pero propiedades físicas diferentes. Por ejemplo, se “fraccionan” durante la evaporación y la condensación, dejando agua enriquecida en isótopos pesados. La comparación de las relaciones de los isótopos de hidrógeno y oxígeno constituye un método común para diferenciar las aguas provenientes de diferentes fuentes. En el caso de ADCO, el análisis muestra que el agua de la zona 4 es diferente de las correspondientes a las otras zonas (izquierda). La comparación de las relaciones isotópicas del estroncio [Sr] (derecha) es otra técnica que destaca las diferencias entre las fuentes de agua. En este caso, las aguas de las zonas 4 y 6 son significativamente diferentes de las de las zonas 2 y 3.

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La comparación de la medición del pH en el laboratorio con las mediciones del pH obtenidas en sitio en tiempo real, en la misma agua de for-mación, permite que los analistas de fluidos vali-den la integridad de la muestra. La existencia de un buen ajuste indica que la muestra sigue siendo representativa del agua de formación. Este tipo de validación de muestras es una implementa-ción del concepto de la “cadena de custodia.”31

La configuración del laboratorio permite además que los químicos midan el pH del agua viva como una función de la temperatura y la presión y señalen el inicio de la precipitación de incrusta-ciones. Estas mediciones adicionales pueden uti-lizarse para restringir y ajustar mejor los modelos de química del agua.

Chevron probó esta técnica en muestras de agua de formación de dos pozos del Golfo de México.32 En el pozo A, la zona de interés es una zona de agua permeable de gran espesor —un suministro potencial de agua de inyección— ubi-cada a miles de metros por encima del yacimiento. La compañía deseaba evaluar el potencial de corrosión del agua y su compatibilidad con el agua de formación del yacimiento. Se obtuvieron las mediciones del pH de fondo de pozo y se extraje-ron muestras en dos profundidades. Las medicio-nes de laboratorio fueron ajustadas a las mediciones de fondo de pozo con una precisión de 0,08 unida-des de pH, lo que brindó confianza a los químicos de Chevron en cuanto a que las muestras vivas reacondicionadas eran representativas del agua de formación.

La comparación con los pronósticos prove-nientes de dos simuladores diferentes indicó la existencia de un buen ajuste (con una precisión de 0,15 unidades) para una de las muestras. Para la segunda muestra, las discrepancias fueron más grandes, no sólo entre los valores pronosticados y los valores medidos, sino también entre los mode-los comerciales utilizados para la simulación (0,24 a 0,65 unidades). Los motivos de las diferen-

cias en los valores pronosticados, provenientes de los dos simuladores, son las diferentes bases de datos termodinámicos en las que se basan, ade-más de los diferentes procedimientos de empleo de los datos de entrada al modelo. Estas diferen-cias destacan las incertidumbres que pueden sur-gir cuando se utiliza el análisis del agua sometida a expansión instantánea como información para los simuladores y subraya la importancia de las mediciones directas obtenidas en aguas vivas para restringir y ajustar los modelos.

En el pozo B, la zona de interés corresponde a un intervalo rico en agua situado por debajo del objetivo de petróleo; se considera una fuente potencial de corte de agua que podría manifes-tarse en algún momento de la vida productiva futura del campo. El pH de esta agua puede gene-rar un impacto considerable sobre el diseño, la selección y los costos de los equipos.

Las mediciones del pH de las aguas vivas fue-ron obtenidas a la temperatura de 117°C [242°F] y la presión de 19 542 lpc [134,7 MPa], existentes en sitio, y luego a presiones de hasta 8 000 lpc [55 MPa] para comprobar la sensibilidad de la medición a la presión (arriba). Los analistas de fluidos monito-rearon la señal óptica durante este cambio de pre-

>Mediciones del pH efectuadas en el laboratorio en condiciones de alta presión y alta temperatura (HPHT). Los científicos de Schlumberger obtuvieron mediciones del pH en aguas vivas en condiciones de presión y temperatura de yacimiento (19 542 lpc y 242°F) y con un rango de presiones de hasta 8 000 lpc (centro). El espectro óptico del sistema acuoso fue medido con probetas conectadas a una celda de barrido HPHT (derecha). El monitoreo de la señal óptica (izquierda) indicó que el agua se mantenía en estado monofásico hasta 8 000 lpc sin que se iniciara la formación de incrustaciones. La medición del pH se calibra solamente hasta 10 000 lpc: la escasez de datos termodinámicos provistos en la literatura dificulta la calibración y la torna incierta con presiones superiores. En esta figura, se utilizan los parámetros de calibración correspondientes a 10 000 lpc para los datos con presiones de 10 000 lpc y superiores, lo que se indica con una línea de guiones.


pH

Presión, lpc8 000 12 000 16 000 20 000

6,3

6,2

6,1

6,0

5,9

5,8

30. Mathews SG, Raghuraman B, Rosiere DW, Wei W, Colacelli S y Rehman HA: “Laboratory Measurement of pH of Live Waters at High Temperatures and Pressures,” artículo SPE 121695, presentado en el Simposio Internacional sobre Química de Campos Petroleros de la SPE, The Woodlands, Texas, EUA, 20 al 22 de abril de 2009.

31. Betancourt SS, Bracey J, Gustavson G, Mathews SG y Mullins OC: “Chain of Custody for Samples of Live Crude Oil Using Visible-Near-Infrared Spectroscopy,” Applied Spectroscopy 60, no. 12 (2006): 1482–1487.

32. Mathews et al, referencia 30.

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38 Oilfield Review

sión y no detectaron precipitación alguna de sólidos resultante del inicio de la formación de incrustaciones o la liberación de gas que habría causado difusión lumínica. Esto indica que el agua se mantuvo en estado monofásico desde la con-dición de presión de yacimiento hasta 8 000 lpc. La capacidad para medir el pH y rastrear el inicio de la formación de incrustaciones con la presión y la temperatura en este marco, lo convierte en un método potencialmente poderoso de recolección de datos para el ajuste y el incremento de la con-fiabilidad en los modelos de simulación de la quí-mica del agua.

Otras mediciones de fluidosActualmente, el análisis de fluidos de fondo de pozo permite cuantificar muchas propiedades de los fluidos en sitio, las cuales incluyen la presión, la temperatura, la resistividad, la densidad, la composición, la relación gas-petróleo, el pH, la fluorescencia y la densidad óptica. Si bien la mayoría de estas mediciones de las propiedades de los fluidos fueron diseñadas originalmente con los hidrocarburos in mente, muchas —además del pH— pueden ser aplicadas al análisis del agua de formación.

Recientemente, se probó una medición de la densidad del fluido en el fondo del pozo como alternativa respecto del pH para la detección de la

contaminación con lodo WBM y de los contactos agua-petróleo. El sensor InSitu Density es una varilla vibratoria minúscula —un resonador me-cánico— de la línea de flujo de la herramienta. La frecuencia de resonancia de la varilla se reduce a medida que la densidad del fluido aumenta. La medición de la densidad resulta de utilidad cuando el pH del lodo WBM es similar al del agua de formación. Otra ventaja es que las mediciones de la densidad pueden asistir en la tipificación de los fluidos en los casos que resultan problemáticos para la interpretación de los contactos de fluidos en base al gradiente de presión, tales como las capas delgadas, las formaciones de baja permeabi-lidad y los pozos con condiciones deficientes.

El dispositivo InSitu Density ha sido utilizado para el análisis del agua en el fondo del pozo en pozos perforados con lodo WBM en el área marina de Vietnam, Noruega y China.33 Las aplicaciones incluyen el monitoreo de la eliminación de la con-taminación antes de la recolección de las mues-tras de agua, el análisis del agua de formación para la reinyección futura con agua de mar, la evaluación de la conectividad vertical de los yaci-mientos y la evaluación del aseguramiento del flujo en las líneas de conducción y en las corrien-tes de flujo que han de ser conectadas al equipa-miento de proceso de una plataforma principal.

En un caso de exploración del área marina de China, los pre-ensayos de presión realizados en cinco arenas arrojaron resultados inconclusos de tipificación de los fluidos en todas las zonas salvo la más profunda, la arena E, que tenía un gra-diente de presión indicativo de petróleo. De cada una de las arenas A, B y C, se pudo obtener sola-

mente una lectura de presión, de modo que resultó imposible computar los gradientes en esas zonas. El gradiente de las dos presiones medidas en la arena D correspondió a la densidad del lodo, lo cual indicó la invasión de lodo. El análisis óptico de los fluidos bombeados desde las cinco arenas proporcionó información adicional pero sorprendente: las arenas A y C produjeron agua, y las arenas B y D produjeron petróleo. Las medicio-nes de la densidad del fluido en el fondo del pozo, obtenidas en estos mismos fluidos en tiempo real, corroboraron el análisis óptico y el análisis de pre-sión y ayudaron a determinar el nivel de agua libre en la arena B (próxima página).

El número de mediciones del análisis de flui-dos que pueden obtenerse en sitio se está incre-mentando. Las capacidades actuales se han equiparado con las de un laboratorio de fluidos de fondo de pozo.34 Indudablemente, algunas de las nuevas mediciones serán de aplicación en el análisis del agua de formación, lo cual incremen-tará la capacidad de las compañías de petróleo y gas para comprender sus yacimientos, optimizar las terminaciones, seleccionar los materiales y monitorear los procesos de inyección de agua.

Es probable que la expansión del arreglo de mediciones de fondo de pozo haga que las técni-cas de laboratorio en condiciones de alta presión y alta temperatura deban mantenerse al mismo ritmo. Actualmente, pueden obtenerse medicio-nes del pH de alta precisión tanto en sitio como en el laboratorio, en condiciones similares. En el futuro, mediante análisis adicionales, se podrá extraer más información y más valor del agua de formación. —LS

33. Mas C, Ardilla M y Khong CK: “Downhole Fluid Density for Water-Base Mud Formation-Water Sampling with Wireline Formation Tester,” artículo IPTC 13269, presentado en la Conferencia Internacional de Tecnología de Petróleo, Doha, Qatar, 7 al 9 de diciembre de 2009.

34. Creek et al, referencia 18.

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> Búsqueda de contactos de fluidos. Las densidades de los fluidos, derivadas de los gradientes de las mediciones de presión (izquierda) en cinco arenas, indicaron petróleo sólo en la zona más profunda, la arena E (por debajo de 2 200 m). Las mediciones de presión (puntos) se codifican con colores en base a la calidad: el verde corresponde a alta y el amarillo a satisfactoria. En la arena D, situada a alrededor de 2 100 m, el gradiente sugiere un fluido más pesado que el agua, tal como el lodo de perforación. La caracterización óptica (centro, Carril de Profundidad) de los fluidos bombeados desde las arenas A y C identificó estos intervalos como capas potencialmente acuíferas (sombreado azul en el carril de profundidad); las arenas B y D contienen petróleo (sombreado verde en el carril de profundidad). Las mediciones obtenidas con la herramienta InSitu Density arrojan valores de densidad precisos (sombreado gris) para estos fluidos, valores que pueden ser extendidos a través de los gradientes de presión. En una vista expandida (derecha), el análisis de los gradientes ayuda a los intérpretes a comprender la arquitectura del yacimiento. La intersección del gradiente de agua en la arena C (línea azul inferior) con el gradiente de petróleo en la arena B (línea verde) identifica el nivel de agua libre en la arena B a 1 693,5 m. La falta de intersección (círculo de guiones) de los gradientes de agua confirma la falta de comunicación entre la arena B y la arena A.



Calidad del pre-ensayo Calidad del pre-ensayo

Rayos gamma

Arena A

Arena B

Arena C

Arena D

Arena E

Prueba por vía seca

0

2 200 3 200

°API 250

1 600 Arena A

Arena B

Arena C

1 600

1 700

1 700

1 800

1 900

2 000

2 100

2 200

Pérdida del sello

Prof.,m


Rayos gamma


0

2 200 3 200

°API 250

Pérdida del sello

Prof.,m

Fracciónde fluido

Fracciónde fluido

1,3545 g/cm3 (lodo)

1,0124 g/cm3 (agua)

1,0195 g/cm3 (agua)

0,8859 g/cm3 (petróleo)

0,7807 g/cm3 (petróleo)0,8929 g/cm3 (petróleo)


1,0124 g/cm3 (agua)

Nivel de agua libre: 1 693,5 m

1,0195 g/cm3 (agua)

Calidad del pre-ensayo


Rayos gamma


0

2 200 3 200

°API 250

Pérdida del sello

1,3545 g/cm3 (lodo)


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