Mediciones De Las Propiedades De Un Fluido

Avances en las mediciones de
las propiedades de los fluidos
Las propiedades de los fluidos de yacimientos desempeñan un rol clave en el diseño
y la optimización de las terminaciones de pozos y de las instalaciones de superficie
destinadas a manejar los yacimientos en forma eficiente. Por lo tanto, la caracterización
precisa de los fluidos es una parte vital de cualquier proyecto de producción depetróleo
o gas. Las modernas técnicas de análisis de fluidos proveen los datos de alta calidad
requeridos para desarrollar estrategias de producción adecuadas.

Soraya Betancourt
Cambridge, Massachusetts, EUA
Tara Davies
Ray Kennedy
Edmonton, Alberta, Canadá
Chengli Dong
Sugar Land, Texas, EUA
Hani Elshahawi
Shell International Exploration and Production
Houston, Texas
Oliver C.Mullins
John Nighswander
Houston, Texas

El descubrimiento de una acumulación de petróleo o gas suscita de inmediato la formulación de
interrogantes acerca de su viabilidad económica.
Los operadores quieren saber la extensión del yacimiento, los tipos de fluidos que serían producidos, los regímenes de producción esperados, y por
cuánto tiempo podría mantenerse la producción.
El análisis defluidos es una parte crítica del proceso por el cual los ingenieros realizan la caracterización de yacimientos, determinan la arquitectura
del yacimiento y deciden si una acumulación de
petróleo o gas amerita ser desarrollada. Las muestras de alta calidad son esenciales, porque los
datos erróneos podrían llevar a los ingenieros a
interpretar equívocamente los parámetros de pro-

ducción, tales comoel volumen de drenaje, las
tasas de flujo, las reservas, y el diseño de las terminaciones de los pozos y de las instalaciones de
superficie. Claramente, los datos de fluidos pobres
o engañosos pueden producir un impacto financiero negativo severo.
Si el análisis del yacimiento resulta positivo,
los ingenieros comienzan a diseñar un sistema de
producción que transportará eficientemente susfluidos, desde la formación hasta los pozos, las
líneas de flujo, las instalaciones de producción y
más allá de éstas. Durante este viaje, los fluidos
del yacimiento experimentan cambios en las
temperaturas y presiones que difieren considerablemente de sus condiciones locales iniciales.

Michael O’Keefe
Hobart, Tasmania, Australia
16,000

1. Ratulowski J, Amin A, Hammami A, Muhammed M y
Riding M:“Flow Assurance and Subsea Productivity:
Closing the Loop with Connectivity and Measurements,”
artículo SPE 90244, presentado en la Conferencia y
Exhibición Técnica Anual de la SPE, Houston, 26 al
29 de septiembre de 2004.
2. Para obtener más información sobre las técnicas de
remoción de incrustaciones, consulte: Crabtree M,
Eslinger D, Fletcher P, Miller M, Johnson A y King G:
“La luchacontra las incrustaciones: Remoción y
prevención,” Oilfield Review 11, no. 3 (Otoño de
1999): 30–49.

60

14,000
Cera
12,000
Presión, lpc

Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Gretchen Gillis y Don Williamson, Sugar Land,
Texas; y a Lisa Stewart, Cambridge, Massachusetts.
CHDT (Probador de la Dinámica de la Formación de Pozo
Entubado), Fluid Profiling, LFA(Analizador de Fluidos Vivos),
MDT (Probador Modular de la Dinámica de la Formación),
Oilphase-DBR, PVT Express, Quicksilver Probe y RealView
son marcas de Schlumberger.
OLGA es una marca de Scandpower AS.

10,000

Yacimiento

8,000

Hidrato
Asfalteno

6,000
4,000

Punto de burbujeo

2,000
0

Línea
de flujo
0

50

100

150
Temperatura, °F

200

250

300

>Diagrama de fases de un petróleo típico del sector de aguas profundas del Golfo
de México. Durante el trayecto comprendido entre el yacimiento y la línea de flujo,
la temperatura y la presión del petróleo se reducen y pueden atravesar los bordes
de fases en los que los asfaltenos (púrpura), las ceras (azul) y los hidratos (verde)
tenderán a separarse y formar depósitos sólidos. El gas...