Ingenieros de diversas disciplinas utilizan datos de muestras de fluidos para la toma de decisiones relacionadas con el desarrollo del yacimiento en estudio. Así pues los ingenieros de yacimientos emplean los datos suministrados para determinar la arquitectura del yacimiento, estimar las reservas, realizar cálculos de balance de materiales y analizar el flujo de fluidos en medios porosos. Los geólogos requieren de información exacta para realizar las correlaciones de los yacimientos y los estudios geoquímicos. en cuanto al personal de refinación y mercadeo toman las decisiones relacionadas con el rendimiento y el costo de los productos. Si la toma de datos es errada pueden producirse consecuencias imprevistas y costosas durante la producción del yacimiento. Los fluidos del yacimiento se clasifican de acuerdo al comportamiento que desarrollen en el yacimiento y durante la produción en el esquema PT, así pues: En los yacimientos puede existir una variabilidad de composición de los fluidos dentro de un campo o de una formación. La variación composicional significativa de hidrocarburos, tanto vertical como lateral dentro de un compartimiento hay que tomarla en cuenta también para la caracterización del yacimiento. La gradación composicional es causada a menudo por acción de la gravedad o las fuerzas inestables de la biodegradación, los gradientes de temperatura, la carga actual, la historia de carga o las lutitas incompatibles que actúan como sellos. La magnitud de la variación composicional puede variar en forma considerable dependiendo de la historia geológica y geoquímica del yacimiento.
El programa de muestreo y análisis permite conocer una diversidad de comportamientos de los fluidos. A través del comportamiento de sus fases vapor líquido se puede catalogar el sistema de fluidos existente en el yacimiento. Las clasificaciones de estas fases abarcan desde gas seco, gas húmedo y gas retrógrado hasta petróleo negro o petróleo pesado.
Al existir compartimentalización del yacimiento, gradación composicional o ambos fenómenos, se necesita contar con un programa de muestreo de fluidos más robusto. Las propiedades del sistema roca-fluido inciden en la capacidad para recolectar muestras de fluidos representativas.
La recolección de muestras requiere el flujo de fluido hacia el pozo, lo que ocurre solamente cuando la prsión de flujo del pozo es menor que la presión de la formación. Si la presión de flujo del pozo cae por debajo de la presión de saturación del fluido, tendrá lugar la formación de una fase gaseosa en el caso del petróleo volátil o negro, y de una fase líquida en el caso de gas retrógrado. La movilidad relativa de cada fase de fluido es diferente, debido a que el flujo es desigual, la composición del fluido que sale de la formación no será la misma que la del fluido en el yacimiento. Este efecto puede disminuirse o eliminarse mediante el muestro con valores de tasas de flujo y diferenciales de presión lo más bajo posibles.
Las muestras de fluidos de fondo de pozo deben ser extrídas de localizaciones que provean la información más relevante para la toma de decisiones. Parta ello, las herramientas actuales de muestreo y pruebas incluyen un arreglo de instrumentos que pueden efectuar el análisis de fluidos de fondo de pozo. Este tipo de herramientas proveen mediciones de las propiedades de los fluidos en tiempo real y en condiciones de yacimiento, lo que permite que los ingenieros analicen las muestras antes de que sean recolectadas. 
Figura 2: Diagrama esquemática de un Probador Modular de la Dinámica de la Formación, para la extracción guiada del fluido del yacimiento.
La figura anterior muestra una probeta de muestreo guiada la cual se fija contra la pared del pozo con el fin de extraer los fluidos de la formación para la caracterización y la recolección de muestras de fluido. Los analizadores de fluidos vivos de fondo de pozo, proveen mediciones cuantitativas y en tiempo real de la densidad, la viscosidad, la relación gas petróleo, la composición de los hidrocarburos y el pH del agua de formación.
Referencias:
- Advancing Fluid-Property Measurements. Autumn 2007. Publications by Schlumberger. http://www.slb.com/media/services/resources/oilfieldreview/ors07/aut07/advancing_fluid_property.pdfSchlumberger (2009).
- Oilfield Glossary. Disponible: http: //www.slb.com/
martes 23 de junio de 2009
Muestreo de los Fluidos de Yacimiento
Bombeo Multifásico
Las bombas multifásicas son bombas de doble tornillo de desplazamiento positivo, en los cuales el movimiento de un fluido causado por la disminución del volumen de una cámara y el aumento de volumen de otra cámara, donde el fluido siempre está contenido entre el elemento impulsor y la cámara. Dependiendo de las condiciones de operación, tipo de mezcla y aplicación pueden diferenciarse dos modelos de bomba, las MW y las MPC.
Figura 1: Bomba Multifásica modelo MW
Figura 2: Bomba Multifásica Modelo MPC
- Pozos en declinación, para aumentar la producción y la vida del proyecto.
- Pozos Marginales, lejos de las facilidades de producción.
- Pozos costa afuera.
- Sistemas de transferencia en tuberías.
- Proyectos en desarrollo, por ejemplo: Petrozuata y AmeritenVenezuela.
El sistema de bombeo multifásico fue diseñado para aumentar la producción, recobro y vida útil de yacimientos, entre otros beneficios. En resumen, ofrece las siguientes ventajas importantes:
- Menor y mejor distribución del capital de inversión en el tiempo.
- Optimización de los costos de operación y mantenimiento.
- Eliminación de procesos de separación y quema de gas, disminuyendo la complejidad de las operaciones y el impacto ambiental.
- Funcionamiento seguro y continuo, tanto en operación como supervisión local como remota.
- Diseños adaptados a cada aplicación.
- Sistema integrado en un skid o base metálica de reubicación.
- Adaptación a los cambios de producción y flexibilidad operacional.
- Menor impacto ambiental.
- Aumento de la producción mediante la reducción de presión del cabezal del pozo.
El bombeo multifásico es la tecnología de reemplazo de complejos sistemas de producción como estaciones de flujo tradicionales, que por su dispersa ubicación en el campo de producción, numerosos equipos de superficie, alta dependencia del factor humano y por las restricciones de contrapresión que imponen a los pozos, pueden comprometer la facilidad económica de un proyecto en lo que a productividad y costo se refiere. A continuación se presenta un diagrama de estación de flujo convencional:
Figura 3: Estación de flujo Convencional.
Debido a la capacidad que tienen las bombas multifásicas para manejar la mezcla de gas, agua, petróleo y partículas sólidas, la mezcla va de los pozos directamente a la succión de la bomba sin tener que separar los componentes ni pasar por ningún otro equipo, de ahí es bombeada una estación de recolección como se muestra en la figura:
Figura 4: Estación de Flujo con Bomba Multifásica.
Las ventajas de este cambio son:
- Incremento de la producción.
- Impacto ambiental positivo, reduciendo las emisiones de gas al ambiente.
- Un sistema más simple con menor requerimiento de mantenimiento y supervisión, reduce costos de mantenimiento y operación de aproximadamente 30%.
- Menor inversión de capital
Fuente: Corporación Tecnología Global 21. (Junio 2009) Tecnología Multifásica. Revista Petroleum. Revista Petrolera de America Latina.
¿Cómo describir un yacimiento?
Podemos decir que para la descripción coherente es necesario la utilización e integración de todos los datos de las diferentes fuentes posibles ya que ninguna fuente de datos por si sola puede proporcionar una descripción completa del yacimiento.
Los datos de entrada estáticos para la descripción del yacimiento provienen de:
· Los registros de servicio de cable en agujero abierto.
· Datos de muestra y corte.
· Datos sísmicos.
· Datos sobre los fluidos del yacimiento.
Los datos de muestras y registros describen una región no muy profunda alrededor del pozo. Donde el tamaño de una muestra típica es muy pequeño en comparación con el de la capa del yacimiento. Las propiedades determinadas en base a muestras, presentan por lo tanto, mas variaciones de los datos promediados sobre volúmenes de roca mas grandes. Otra dificultad causada por la naturaleza puntual de la medición de muestras se encuentran al relacionar la permeabilidad de las muestras con las propiedades de flujo de capas a gran escala y al definir la permeabilidad vertical, la cual a menudo depende de estrías muy delgadas de roca mas compactas.
Las mejoras recientes en las diferentes técnicas, fuentes y procesamientos en registros sísmicos ha elevado considerablemente el papel de la información sísmica en la descripción de yacimientos, particularmente a través del modelaje y de la interpretación estratigráficos.
En la mayoría de los casos la amplia cantidad de datos de registro y de otros datos disponibles sobre las rocas, así como las interpretaciones del procesamiento por computadora no se utilizan totalmente en la descripción. Aunque el objetivo de los servicios de descripción de yacimientos, es maximizar la contribución de registro de pozos a la descripción de yacimientos, no es un enfoque basado en los registros. Este servicio intenta describir detalladamente un yacimiento a través del uso coherente de todos los datos disponibles.
Servicios Geológicos
La composición de una roca puede expresarse como minerales o como elementos químicos. La composición mineral nos da las propiedades petrológicas, tales como dureza, densidad, resistividad y tiempo de transito. Algunas herramientas mide la concentración de los elementos mientras que otras tienen una respuesta que depende del porcentaje de la distribución de los minerales en la roca.
La correlación es uno de los principales usos de los registros de pozos, donde la correlación entre los estratos equivalentes de un pozo al siguiente pozo. El intervalo de los registros de diferentes pozos se pueden comparar para observar su similitud o las respuestas características de los registros a los indicadores litológicos; estos registros tienen la ventaja de proporcionar una información continua en todo el pozo estos estudios de correlación permiten realizar mapas exactos del subsuelo y determinar:
· Las profundidades de las formaciones presentes en el pozo en comparación con el otro pozo ,los afloramientos o las proyecciones geofísicas.
· Si el pozo forma parte o no de una determinada estructura geológica mayor.
· Si la profundidad del pozo ha alcanzado un horizonte productivo conocido , y de lo contrario , cuanto falta por perforar.
· La existencia de inclinaciones pliegues , discordancias , el hecho de que la secciones litológicas se engrosen o adelgacen ; o los cambios materiales de sedimentación o litología
Cualquier registro tomado en forma continua tiene algún potencial de correlación y sin duda alguna todos los registros de los agujeros abiertos conocidos han sido utilizados . Sin embargo para lograr una mejor correlación, el registro debe responder a cierta propiedad del estrato que no va a variar mucho de pozo a pozo.
Pozos Inteligentes
El objetivo principal del los campos inteligentes es automatizar tantas tareas como sea posible para mejorar el valor actual neto de un activo, a través del incremento de la producción y la reducción de los costos. El campo inteligente por excelencia, es aquel en que la intervención física se elimina del proceso de producción en todas las actividades, salvo las tareas de mantenimiento esenciales o la ocurrencia de eventos inusuales e imprevistos.
Los sistemas recolectan y procesan grandes volúmenes de datos provenientes de numerosos nodos ubicados dentro de cada pozo e instalación de superficie. El sistema luego organiza toda la información en forma racional, toma decisiones lógicas para optimiza la producción de todo el campo y pone en práctica esas decisiones por control remoto. El monitoreo y la acción resultante tienen lugar en tiempo real y en un ciclo continúo.
El valor máximo de las terminaciones inteligentes radica en el mejor manejo de los yacimientos, que aplica procesos de transmisión de datos y control en tiempo real a herramientas tradicionales de ingeniería de yacimientos, tales como el análisis de las curvas de declinación, los cálculos de balances de materiales, las curvas de desempeño y la simulación de yacimientos. Por encima de todos estos, el valor de los pozos inteligentes reside en su capacidad para posibilitas a los operadores el control activo de sus yacimientos con el fin de maximizar la recuperación y optimizar la producción.
Los pozos inteligentes ayudan a obtener la información del yacimiento en tiempos reales, facilitado el proceso de optimización de producción. Su tecnología ha sido probada en campo, demostrando notables mejorías y es aplicable tanto en campos nuevos como maduros.
El termino pozo inteligente hace referencia a la implantación de procesos de control en el fondo del pozo. Su principal diferencia respecto a los convencionales es que permiten monitorear, interpretar y controlar la producción o inyección en un continuo lazo cerrado, proceso que puede realizarse a distancia sin intervención del pozo.
Entre las principales ventajas que ofrecen los pozos inteligentes se tiene:
- Permiten optimizar la producción conjunta de zonas múltiples.
- Monitorear y controlar las condiciones de fondo de pozo en tiempo real, lo que mejora los sistemas de recuperación secundaria y terciaria.
- Disminuir el número de pozos necesarios para drenar el yacimiento.
- Menos intervenciones costosas y riesgosas.
- Mejorar la disminución de producción de agua en caso de que ocurra.
Según su clasificación los pozos inteligentes pueden ser:
- Eléctricos, que constan de una sola línea para instrumentación y control.
- Hidráulicos, consta de una línea eléctrica y dos hidráulicas.
- Estos dos tipos poseen sensores integrados e infinito número de posiciones en el estrangulador y son de elevado costo.
- Hidráulico.
En cuanto a los pozos eléctricos inteligentes estos constan de una solo línea para instrumentación y control, adicionalmente poseen sensores integrados y un número infinito de posiciones en el estrangulador y son de elevado costo.
Los pozos electro – hidráulicos inteligentes constan de una línea eléctrica y dos líneas hidráulicas, de igual forma poseen sensores integrados e infinito número de posiciones en el estrangulador y son de elevado costo.
En relación a los pozos hidráulicos, constan de un sistema sencillo y de alta confiabilidad, confiere múltiples líneas de instrumentación dependiendo del número de dispositivos, su costo es menor aunque su flexibilidad y su instrumentación es independiente siendo está electrónica o de fibra óptica.
Entre las principales aplicaciones de los pozos hidráulicos inteligentes están:
- Evitar el flujo cruzado en producción conjunta de múltiples zonas.
- Eliminación o reducción de producción de agua.
- Prevención de daños a la formación.
- Contabilización de producción de zonas independientes.
- Uso de una zona de gas existente para asistir el levantamiento de crudo de una zona inferior.
- Inyección de agua de una zona a otra.
- Inyección óptima de agua y/o gas.
- Reducción de intervenciones, monitoreo de yacimientos y pruebas de pozos.
A continuación se presenta un corte transversal de un diagrama de pozo multilateral inteligente:
El multilateral inteligente incluye una tubería de revestimiento corta de 7 pulgadas colocada en forma horizontal, una sección horizontal de agujero descubierto y una tubería de revestimiento corta de 4 ½ pulgadas.
Fuentes:
- Corporación Tecnología Global 21. (Junio 2009) Completaciones inteligentes de pozos. Revista Petroleum. Revista Petrolera de América Latina.
- Terminaciones inteligentes: Manejo automatizado de pozos. Primavera 2008. Publicado por Schlumberger. http://www.slb.com/media/services/resources/oilfieldreview/spanish08/spr08/terminaciones_inteligentes.pdf
Impacto Ambiental de la Perforación Costa Afuera
La exploración consiste en estudios geofísicos de áreas muy extensas, realizados desde aviones y/o barcos, muestras del fondo tomadas empleando varios métodos, estudios sísmicos con explosivos o diferentes aparatos de concusión, y perforaciones de prueba para obtener datos geológicos. Después se perforan las formaciones seleccionadas desde los barcos de perforación o las plataformas temporales, se perforan pozos adicionales para delinear los descubrimientos de petróleo o gas, y se realizan pruebas de producción muy amplias para determinar los parámetros de los recursos. Los pozos iniciales se tapan hasta que entren en producción. El complejo de producción puede incluir una o más plataformas de producción, con pozos de producción e inyección, procesamiento primario y tanques de almacenamiento, plataformas de perforación, unidades sumergibles y oleoductos para recolectar el petróleo y transportarlo hasta la costa. Contaminación en el agua A continuación se presentan algunos de los problemas que causan daño o contaminación al agua producida por la perforación costa afuera: En los sitios de perforación y producción, las emisiones rutinarias incluyen los gases de combustión de los generadores y bombas, la evaporación de petróleo en los puntos de transferencia y carga, la quema del gas de desecho en el mechero y los derrames pequeños de petróleo. Las emisiones mayores no rutinarias pueden ser causadas por los eventos catastróficos como: Las emisiones que se relacionan con el transporte incluyen la evaporación del producto de las barcazas o buques y la combustión de combustible, la evaporación de derrames de petróleo por la ruptura de un oleoducto o choque de un buque. En la refinería y/o planta de procesamiento de gas, las emisiones son el resultado de la combustión, evaporación y desfogue que ocurre durante las operaciones rutinarias, y los eventos catastróficos como los derrames mayores causados por la ruptura de un tanque de almacenamiento o un incendio. El entierro o contaminación del fondo ocurre como resultado de la descarga de los lodos y ripios de perforación, y los desechos sólidos. Un derrame de petróleo importante puede contaminar el mar y las áreas costaneras con residuos pesados de petróleo. Los trastornos en tierra serán el resultado de la basura y el petróleo derramado que llegan a la costa a flote, el desbroce de los sitios requeridos para el oleoducto y las instalaciones de apoyo, y los efectos secundarios del incremento de la población. Las alteraciones del fondo del mar pueden ser causadas por:
Las plataformas de producción y perforación son instalaciones independientes con helipuertos, vivienda para los trabajadores, fuentes de energía, tanques de almacenamiento, entre otros. El proceso de producción requiere un sistema amplio de apoyo, basado en tierra, incluyendo la vivienda de los trabajadores, suministros, eliminación de desechos y refinación. Las plataformas y barcos de perforación reciben sus suministros por transporte marítimo y aéreo. A menudo, la producción inicial se transporta a la costa en tanqueros o barcazas. Para los yacimientos pequeños este sistema puede continuar, si no es económico utilizar un oleoducto.
Los problemas incluyen los desechos sanitarios y domésticos tratados, lodos y ripio de perforación tratados, aguas producidas, y fuentes puntuales y no puntuales en tierra. Costa afuera, las emisiones atmosféricas son producidas por los generadores y bombas diesel, los reventones con fuego o liberación de gas sulfuroso y las emisiones que ocurren durante la transferencia.
En tierra, las emisiones atmosféricas son producidas por la operación de las refinerías de petróleo, las plantas de procesamiento de gas y la descarga de los buques. El ruido, algo normal en la operación de un complejo industrial grande, es continuo en las instalaciones tanto costa afuera, como en tierra.Los eventos catastróficos no rutinarios que pueden ocurrir incluyen los siguientes: 
Contaminación en el aire 
Contaminación de la Tierra
Nueva Tecnología. Coiled Tubing
El Coiled Tubing usualmente se define como una cadena continua de tubería de diámetro pequeño, que conecta una serie de equipos en superficie y asocia trabajos de perforación, reparación, completación y reacondicionamiento de hoyo, pudiéndose usar tanto en ambientes terrestres como marinos. Esta tubería generalmente es construida de una aleación especial de carbón – acero, lo que permite se le maneje como a las tuberías PVC (Cloruro de Polivinilo) que poseen características de flexibilidad, antioxidación, resistencia al fuego en algunos casos, entre otras. Las dimensiones y la capacidad de la Unidad de Coiled Tubing determinará el tamaño y longitud de la tubería CT que se usará. Otros Beneficios:
Las características físicas del Coiled Tubing (CT) son las mismas a las de tubería convencional de diámetro similar, con la ventaja de que no es necesario estibarla tramo por tramo para bajarla o retirarla del pozo, ya que se le desenrolla o enrolla en un carrete accionado mecánicamente como si fuera una manguera, permitiendo así un mejor y más rápido almacenamiento y transporte (Ver Figura 1). Por ser una tubería rígida flexible puede ser introducida en el pozo con mucha más facilidad desde la superficie, esta característica la hace atractiva para ser utilizada en los pozos muy desviados y horizontales.
La tubería CT puede tener una longitud de 9.450 m (31000 pies) o superior, según el tamaño del carrete o el diámetro del tubo, que oscila entre 1 y 4 ½ pulgadas. Una unidad motriz hidráulica, es controlada desde la consola instalada en una cabina de control central en superficie, la cual acciona el cabezal del inyector en el fondo para desplegar y recuperar la tubería CT. El gran carrete de almacenamiento también aplica peso sobre la tubería (Ver Figura 1). 
Figura1. Unidad de Transporte para el Carrete de Almacenamiento, usado para enrollar y desenrrollar la tuberia Coiled Tubing. Tomado: www.altacoil.com
La tecnología del Coiled Tubing tiene sus inicios en los años 60´ en el área de perforación, incrementándose su aplicación a través del tiempo, llegando en la actualidad a contar, según la Intervention and Coiled Tubing Association (ICOTA) en el año 2004, con más de mil unidades en todo el mundo, de las cuales la mitad se encuentra en Norteamérica.
Inicialmente estas unidades han sido empleadas en nuestro país, así como en Alaska, Omán, Canadá y Mar del Norte. La Transnacional Halliburton Energy Services, así como la Baker Hugues y otras empresas de servicios operativas en Venezuela, han ejecutado proyectos de construcción de oleoductos utilizando este material. A medida que avanza la tecnología, la perforación de pozos usando Coiled Tubing va en aumento. En costa afuera, por su alto grado de flexibilidad, este equipo puede ser acoplado con relativa facilidad a las plataformas de perforación.
La Unidad de Coilied Tubing posee cuatro componentes básicos, que sin alguno de ellos no se podrían llevar a cabo las operaciones relacionadas con perforación, cementación, reparación, reacondicionamiento de pozos, así pues son necesarios:
Figura 2. Diagrama que muestra diferentes componentes de la tubería CT, tales como la unidad motriz hidráulica, la turbina y la caja direccional. Tomado: www.altacoil.com
La aceptación de las operaciones con CT esta fuertemente relacionada con la disminución de tiempo y costo, ya que al no tener que conectar la tubería una a una, aumenta la velocidad de colocar la tubería en el pozo para desarrollar las diferentes operaciones, entre las cuales se pueden señalar: Limpieza de pozos, abandono de pozos, pesca, completación, cementación, entre otros.
A continuación se presentan algunas ventajas de forma más detallada:
Ventajas del Coiled Tubing
o Trabajos sin necesidad de ahogo del pozo.
o Versatibilidad para una amplia gama de trabajos.
o Permanente desarrollo de nuevas tecnologías.
o Posibilidad de realización de soluciones globales.
o Rapidez operativa y de movilización.
o Bajo costo de locación.
o Disminución del impacto audio-visual.
o Bajo impacto sobre el terreno.
o Posibilidad de comando a distancia, proporcionando Seguridad al personal.
o Disminución en la cantidad de desechos. 
Figura 3. Se puede observar la unidad de Coiled Tubing instalada costa afuera.
Fuente: www.slb.com
