petroleo

Laboratorio de fluidos de fondo de pozo

Jefferson Creek
Chevron Energy Technology Company
Houston, Texas, EUA
Myrt (Bo) Cribbs
Chevron North America
Houston, Texas
Chengli Dong
Oliver C. Mullins
Houston, Texas
Hani Elshahawi
Shell International Exploration & Production
Houston, Texas
Peter Hegeman
Sugar Land, Texas
Michael O’Keefe
Hobart, Tasmania, Australia
Kenneth PetersMill Valley, California, EUA
Julian Youxiang Zuo
Edmonton, Alberta, Canadá
Traducción del artículo publicado en Oilfield Review, Winter
2009/2010: 21, no. 4. Copyright © 2010 Schlumberger.
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Richard Byrd, Martin Isaacs y Michelle Parker,
Sugar Land; y a Dietrich Welte, Aachen, Alemania.
Fluid Profiling, InSitu Density, InSituFamily, InSitu Fluid
Analyzer, InSitu Fluorescence, InSitu pH, InSitu Pro, MDT
y Quicksilver Probe son marcas de Schlumberger.
1. Para obtener más información sobre el proceso de
muestreo de fluidos y el análisis DFA, consulte:
Betancourt S, Davies T, Kennedy R, Dong C, Elshahawi H,
Mullins OC, Nighswander J y O’Keefe M: “Avances en las
mediciones de las propiedades de los fluidos,”Oilfield
Review 19, no. 3 (Invierno de 2007/2008): 60–75.
Betancourt S, Fujisawa G, Mullins OC, Carnegie A, Dong
C, Kurkjian A, Eriksen KO, Haggag M, Jaramillo AR y
Terabayashi H: “Análisis de hidrocarburos en el pozo,”
Oilfield Review 15, no. 3 (Invierno de 2003/2004): 60–69.
2. Los hidrocarburos son definidos como los compuestos
orgánicos que comprenden el hidrógeno y el carbono.
La formamás simple es el metano [CH4]. Los hidrocarburos
más comunes son el gas natural, el petróleo y el carbón.
El término “petroleum” (en inglés), una forma de hidrocarburo, se aplica generalmente al petróleo crudo líquido.

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Los fluidos de yacimientos raramente existen como líquidos y gases simples que
rellenan estructuras monolíticas. Su generación, migración y acumulación están
afectadaspor procesos diversos que se traducen en composiciones y distribuciones
de fluidos complejas. En el pasado, el hecho de no considerar las complejidades del
yacimiento y sus fluidos, a menudo generaba problemas de producción onerosos y
resultados decepcionantes. Los desarrollos recientes en materia de pruebas de
formación y tecnologías de muestreo, proporcionan a los equipos a cargo de losactivos de las compañías petroleras un laboratorio de fondo de pozo para medir las
propiedades de los fluidos en sitio y conocer la conectividad del yacimiento.

El material orgánico presente en las rocas generadoras (rocas madre) se convierte en el petróleo
y el gas que migran hacia los yacimientos. Las
variaciones producidas en la composición de la
materia orgánica original y los procesos quetienen lugar durante la migración y la acumulación
de los hidrocarburos, a menudo incrementan su
complejidad composicional. Una vez en sitio, los
fluidos de yacimiento pueden equilibrarse y todavía exhibir gradientes composicionales grandes.
No obstante, con frecuencia los fluidos se encuentran en estado de desequilibrio, perturbados por
procesos tales como la biodegradación, las cargas
demúltiples fluidos de yacimientos y el fracturamiento de los sellos. Las mediciones derivadas
del análisis de fluidos de fondo de pozo, algunas
de las cuales han sido recientemente introducidas, ayudan a resolver la complejidad de estos
fluidos en condiciones de fondo de pozo. Provistos
de estos datos, los responsables de los activos de
las compañías (asset managers) pueden tomar
decisionesadecuadamente informadas mucho
antes de incurrir en los enormes costos asociados
con el desarrollo de los campos petroleros y la
construcción de las instalaciones de producción.
Si bien los planes de desarrollo de los campos
petroleros dependen de una comprensión exhaustiva de las propiedades de los fluidos en sitio
(propiedades locales), el solo conocimiento de
las características de los...