34 Oilfield Review

Nuevas capacidades del probador de formación operado con cable

En ciertas formaciones y tipos de fluidos de yacimientos, los operadores

experimentaron dificultades para la obtención de muestras y mediciones de

presión con probadores de formación convencionales operados con cable.

Recientemente, los ingenieros desarrollaron una herramienta para la ejecución

de pruebas confiables incluso en ambientes desafiantes, tales como las

formaciones de baja movilidad y el petróleo pesado.

Cosan Ayan París, Francia

Pierre-Yves CorreAbbeville, Francia

Mauro FirinuEni SpA E&PRavenna, Italia

Germán GarcíaCiudad de México, México

Morten R. KristensenAbu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos

Michael O’KeefeLondres, Inglaterra

Thomas PfeifferStavanger, Noruega

Chris TevisSugar Land, Texas, EUA

Luigi Zappalorto Eni Norge SAStavanger, Noruega

Murat ZeybekDhahran, Arabia Saudita

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Primavera de 2013: 25, no. 1.Copyright © 2013 Schlumberger.ECLIPSE, MDT, Quicksilver Probe y Saturn son marcas de Schlumberger.

1. Para obtener más información sobre los probadores WFT, consulte: Ayan C, Hafez H, Hurst S, Kuchuk F, O’Callaghan A, Peffer J, Pop J y Zeybek M: “Caracterización de la permeabilidad con probadores de formación,” Oilfield Review 13, no. 3 (Invierno de 2001/2003): 2–23.

2. La caída o abatimiento de presión es una condición de presión diferencial que induce el flujo de los fluidos desde una formación prospectiva hacia el interior de un pozo. La caída de presión tiene lugar cuando la presión del pozo es menor que la presión de formación y puede ocurrir naturalmente o generarse mediante el bombeo o la producción del pozo.

Volumen 25, no.1 3535

Los ingenieros que buscan caracterizar yacimientos y diseñar terminaciones para maximizar la eficien-cia de la producción dependen mucho del análisis de muestras de fluidos de yacimiento de fondo de pozo y de las pruebas de presiones transitorias. Pero la identificación de fluidos móviles y la defi-nición de columnas de hidrocarburos pueden ser difíciles en formaciones complejas. Los ingenie-ros de yacimientos y petrofísicos utilizan una variedad de datos para efectuar estimaciones de reservas precisas y confeccionar modelos de yaci-mientos representativos. Dichos datos incluyen la composición de los fluidos, mediciones de la pre-sión de poro, la temperatura de yacimiento, la res-puesta del yacimiento a los cambios de presión y la integración de los datos sísmicos.

En el pasado, la mayoría de las muestras de fluidos de formación eran captadas después de llegar a la superficie, durante las pruebas de for-mación efectuadas a través de la columna de per-foración y las pruebas de pozos de producción, y luego se separaban en los componentes gas, petró-leo y agua. Estas muestras eran transportadas a los laboratorios auxiliares para su análisis. Las pruebas de pozos continúan proporcionando a los ingenieros datos de utilidad acerca de los fluidos de yacimiento, el tamaño del yacimiento y el potencial de producción, pero la caracterización de los fluidos a partir de muestras captadas en la superficie puede ser problemática. La recombina-ción de los fluidos separados en la superficie requiere sumo cuidado: a menudo los técnicos experimentan dificultades para evitar la contami-nación de las muestras o la inducción de pérdidas de presión durante la captación y el transporte, especialmente cuando se trabaja en localizacio-nes remotas; la recreación de las condiciones locales en el laboratorio es compleja pero necesa-ria para un análisis preciso.

En la década de 1950, la industria comenzó a abordar éstas y otras dificultades asociadas con el muestreo mediante la introducción de los pro-badores de formación operados con cable (WFT) que se bajaban hasta la zona de interés. Una ver-sión reciente de estas herramientas utiliza dos empacadores de intervalo inflables, inflados por encima y por debajo del punto o estación de muestreo, para aislar la formación de los fluidos de pozo y exponer más formación para el mues-treo (izquierda). Luego, los fluidos de formación se hacen fluir o se bombean hacia el interior de la herramienta para su captación y recuperación en la superficie.

Los probadores WFT de tipo probeta utilizan brazos operados hidráulicamente para presionar un arreglo de empacadores contra la pared del pozo (derecha). La probeta, emplazada en el cen-tro del empacador, se extiende hacia la forma-ción y luego los fluidos de yacimiento fluyen o son bombeados hacia el interior de la herramienta. Los fluidos se analizan en el fondo del pozo y las muestras pueden ser captadas mientras se mide la presión con medidores de fondo de pozo. Los flui-dos se analizan para determinar su pureza antes de ser enviados a las cámaras para muestras. Esto permite remover los fluidos contaminados antes de que los ingenieros especialistas en opera-ciones con cable tomen las muestras de formación. Las botellas para muestras conservan los fluidos en condiciones de presión de formación para evi-tar que se produzcan cambios de fase mientras las muestras son llevadas a la superficie a fin de ser transportadas a un laboratorio para su análisis.1

Los probadores WFT a menudo proporciona-ban muestras de fluidos que eran más representa-tivas de los fluidos de yacimiento que las captadas en la superficie. Sin embargo, las probetas utiliza-das en las primeras herramientas no podían apli-carse en ciertas formaciones en las que resultaba difícil establecer un sello. Además, las pruebas de formaciones en las que los fluidos se mueven lenta-mente hacia la herramienta prolongaban el tiempo de permanencia de la herramienta en la estación y a menudo se traducían en muestras contaminadas con filtrado de lodo excesivo. Por otro lado, los flui-dos muy viscosos generalmente pueden despla-zarse hacia el interior del pozo, a través de la formación, sólo si se genera una presión diferencial relativamente alta entre el pozo y la formación. Esta caída o abatimiento de la presión, o presión diferencial, puede exceder las especificaciones del empacador WFT o producir el derrumbe de la pared del pozo en formaciones no consolidadas, generando una pérdida del sello que rodea al arreglo de empacadores.2 Un diferencial de pre-sión alto también puede producir la caída de la presión de la herramienta por debajo de la presión del punto de burbujeo, induciendo la producción

> Probador de formación operado con cable (WFT) con empacador dual de intervalo. Algunas herramientas WFT utilizan empacadores inflables hidráulicos para sellar la formación contra la contaminación con los fluidos de pozo durante las operaciones de muestreo y pruebas de presiones transitorias.

Fluido de pozo

Fluido de pozo

Abertura de admisión de fluido para el probador WFT

Empacadorinflable

Empacadorinflable

> Probador WFT de tipo probeta. Una vez que una herramienta de tipo probeta se encuentra en profundidad, la herramienta extiende los pistones desde uno de los lados del probador WFT contra la pared del pozo, a la vez que un arreglo de empacadores es presionado firmemente contra la formación a probar. Luego, una probeta situada en el centro del arreglo de empacadores se extiende hacia la formación; los fluidos de yacimiento fluyen a través de la probeta hacia la línea de flujo y de las cámaras para muestras de la herramienta para ser recuperados en la superficie. El sello del empacador, que rodea a la probeta, impide que los fluidos de pozo se mezclen con los fluidos de yacimiento.

Arreglo deempacadores

Probeta

Pistones

36 Oilfield Review

Oilfield ReviewWinter 06Quicksilver Fig. 7ORWin06-Quicksil Fig. 7

Niv

el d

e co

ntam

inac

ión

Tiempo

Muestra aceptable

Admisión demuestras

Sello Sello

Admisióncontaminada

Admisión deseguridad

Tubo de flujo a las cámaras para muestras

Tubo de flujo al pozo

de gas libre y cambios composicionales en el petróleo, lo que pone en peligro la integridad de las muestras.

En ciertas condiciones de pozo, puede resul-tar difícil captar muestras representativas utili-zando probadores WFT estándar de una sola pro- beta porque el empacador de sello aísla la forma-ción o el arreglo de probeta sólo de los fluidos de perforación o de terminación que se encuentran en el pozo. Los fluidos que invadieron las zonas permeables también pueden contaminar la muestra. Para obtener una muestra relativa-mente pura de fluidos de yacimiento, los ingenie-ros utilizan un módulo de bombeo— una bomba diminuta incluida en la sarta de herramientas WFT— para hacer fluir o bombear los fluidos desde la formación, a través de la herramienta, y hacia el pozo hasta haber eliminado los contami-nantes por bombeo. La naturaleza de los fluidos que ingresan se analiza en el fondo del pozo con una diversidad de sensores. Luego, el flujo es diri-gido hacia las botellas para muestras que captan y almacenan los fluidos para su transporte hasta los laboratorios de superficie donde se llevan a cabo los análisis.

En cualquier condición, la obtención de una muestra representativa de fluido de yacimiento puede constituir un desafío porque a los ingenieros les resulta difícil saber cuándo la corriente de flujo se

encuentra suficientemente libre de contaminantes. Estos profesionales dependen de la información acerca del yacimiento y la naturaleza y magnitud de la invasión de contaminantes para calcular el tiempo que insumirá la limpieza de la formación con una tasa de flujo dada. Este cálculo se com-plica aún más porque el flujo del yacimiento cir-cula describiendo un volumen cónico hacia la probeta y toma contaminantes de la zona de inva-sión en la región vecina al pozo, así como también de cierta distancia vertical a lo largo del pozo. El borde externo de esta corriente de flujo puede contener una cantidad significativa de fluidos que no son fluidos de yacimiento y cuya eliminación, por consiguiente, puede demandar tiempos pro-longados. Dado que pueden subestimar la cantidad de tiempo que implica este proceso, los ingenieros a menudo captan muestras no representativas. Por el contrario, si sobrestiman el tiempo, pueden pasar períodos innecesariamente largos y costo-sos en la estación de muestreo.

Las innovaciones introducidas en los diseños de los probadores WFT han hecho mucho para supe-rar estas limitaciones. Por ejemplo, para acortar el período de limpieza y garantizar la obtención de muestras representativas, los ingenieros de Schlumberger desarrollaron el probador Quicksilver Probe para la extracción guiada del fluido de yacimiento puro, que utiliza dos áreas de muestreo concéntricas a través de las cuales los fluidos bombeados ingresan en la herramienta. El anillo externo es un conducto para el segmento externo más contaminado de la corriente de flujo que se

descarta en el pozo. La probeta interna extrae los fluidos de la sección interna más representativa del flujo cónico, que luego pueden ser desviados hacia las botellas para muestras WFT (abajo, a la izquierda).3

Otra innovación, el análisis de fluidos de fondo de pozo (DFA), utiliza la espectroscopía óptica para identificar la composición del fluido de yacimiento a medida que fluye a través del probador WFT. Esta tecnología permite a los ingenieros determi-nar los niveles de contaminantes y comenzar a extraer muestras sólo después que estos niveles alcanzan un valor aceptablemente bajo en la corriente de flujo. Cuando el módulo DFA es des-plegado en los intervalos seleccionados de un pozo y en múltiples pozos, los ingenieros obtie-nen datos previamente no disponibles con los cuales se efectúa el análisis de arquitectura de los yacimientos.4

Además de asegurar la pureza de las mues-tras, estas innovaciones acortan el tiempo en la estación, lo que se traduce en ahorros significati-vos de los costos operativos. Sin embargo, aún persisten algunas trabas. Este artículo analiza precisamente los obstáculos existentes para la captación de muestras de fluidos en ciertos yaci-mientos problemáticos y una nueva probeta WFT que ayuda a superarlos. Algunos casos de estudio de Medio Oriente, México y Noruega ilustran cómo la nueva herramienta facilita el muestreo de fluidos en ambientes desafiantes.

Los desafíos continuosEn la mayoría de los distintos tipos de formaciones, las mejoras introducidas en la tecnología WFT han incrementado considerablemente la capacidad de los operadores para captar muestras de fluidos repre-sentativas, adecuadas para el análisis, y a la vez obte-ner presiones de fondo de pozo de alta precisión. Pero las restricciones operacionales, las arenas no consolidadas, los petróleos pesados y las rocas de baja permeabilidad siguen incidiendo en el éxito de las operaciones de muestreo.

>Muestreo de fluidos de formación con la herramienta de muestreo guiado Quicksilver Probe. La probeta posee dos orificios de admisión: la admisión de seguridad que rodea a la admisión de muestras (extremo inferior izquierdo). Los empacadores rodean y separan estas probetas y se sellan contra la pared del pozo (derecha). El fluido de formación se indica en azul grisáceo y el filtrado en marrón claro. Cuando se inicia el bombeo, el fluido que fluye a través de la admisión de muestras se encuentra muy contaminado (extremo superior izquierdo), pero los niveles de contaminación pronto alcanzan un valor aceptable.

3. Para obtener más información sobre la herramienta 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.

4. Para obtener más información sobre el análisis de fluidos de fondo de pozo, consulte: 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.

5. Los efectos de expansión y compresión de los fluidos de pozo distorsionan la respuesta del yacimiento a los cambios de presión utilizados en el análisis de presiones transitorias. Un elemento crucial del análisis de presiones transitorias es la diferenciación entre los efectos de almacenamiento del pozo y la respuesta de la presión de yacimiento verdadera.

Volumen 25, no.1 37

Si bien los empacadores duales tradicionales de intervalo ofrecen una solución para estas con-diciones, ésta conlleva ciertas inquietudes opera-cionales. En los pozos grandes, los empacadores requieren tiempos de inflado prolongados, y su posi-cionamiento relativo por encima y por debajo de la zona que está siendo sometida a prueba genera un volumen de sumidero considerable. El efecto de este volumen de almacenamiento puede exten-der significativamente los tiempos de limpieza y generar problemas para las mediciones de las

pruebas de presiones transitorias en los yaci-mientos de baja permeabilidad.5

En las pruebas de formaciones de baja movili-dad, las presiones diferenciales pueden volverse muy altas durante el bombeo y exceder las espe-cificaciones de los empacadores de intervalo de aproximadamente 31 MPa [4 500 lpc]. Las presio-nes diferenciales altas también pueden resultar del flujo de fluido de alta viscosidad a través de arenas no consolidadas, lo que produce la falla del sello o incluso el colapso de la pared del pozo.

Las formaciones en proceso de desmorona-miento también pueden arruinar las operaciones de muestreo cuando la arena proveniente de la formación tapona la probeta y las líneas de flujo. Además, la perforación a través de rocas con poca resistencia mecánica generalmente se traduce en paredes de pozo muy rugosas con unas pocas sec-ciones de pozo en calibre contra las cuales se puede obtener un buen sello de los empacadores.

Para encarar estas cuestiones, a lo largo de los años los ingenieros incrementaron en diez veces el tamaño de la probeta y diseñaron formas de probetas diferentes para su mejor adecuación a diversos tipos de formaciones. Las probetas que generan áreas de flujo más extensas han incre-mentado los índices de éxito en las formaciones compactas y las arenas friables, y la tecnología de empacadores duales ha incrementado los rangos de presión diferencial operacional hasta un valor de 40 MPa [5 800 lpc]. Además, las mediciones DFA ayudan a asegurar la pureza de la muestra y permiten la ejecución de una serie de análisis de fluidos complejos diferentes de los que son posi-bles con las muestras llevadas a la superficie y transportadas a los laboratorios. El paso siguiente en la evolución de los probadores WFT fue intro-ducido recientemente por los ingenieros de Schlumberger con el desarrollo de una probeta que provee un área de flujo significativamente más extensa entre la formación y la herramienta, y a la vez ofrece un mejor elemento de sellado.

Una solución radialPara abordar las limitaciones de la presión diferen-cial y los problemas de fallas relacionadas con sellos y empacadores, los ingenieros de Schlumberger desarrollaron la probeta radial 3D Saturn. Esta herramienta utiliza cuatro orificios alargados, espaciados de manera uniforme en torno a la cir-cunferencia del módulo, en vez de una sola probeta o empacadores duales. Los orificios se encuentran aislados individualmente del pozo mediante un solo empacador inflable que genera una extensa superfi-cie de sellado contra la formación (izquierda).

El empacador utilizado en la probeta Saturn se sella contra un pozo rugoso de manera más confia-ble que los empacadores WFT de una sola probeta, y se infla y desinfla más rápido que los empacado-res duales de intervalo, eliminándose por completo el volumen de sumidero. Las cuatro aberturas están empotradas en el empacador y son significa-tivamente más grandes que las de las probetas con-vencionales, lo que acelera aún más la limpieza.

El tiempo de limpieza —un componente esen-cial de los tiempos de las pruebas de formación— es el período requerido para hacer fluir el pozo hasta que la contaminación de la corriente de

> Probeta Saturn. La probeta Saturn (extremo superior ) capta muestras de fluidos de yacimiento a través de cuatro grandes orificios espaciados de manera uniforme a lo largo de la circunferencia de la herramienta. Los orificios se presionan contra el pozo cuando el empacador que los contiene se infla, lo que genera un sello que separa los fluidos del yacimiento de los fluidos del pozo. La geometría de la herramienta produce una configuración de flujo radial (centro, a la derecha) para los fluidos de yacimiento (verde) y una remoción más rápida de los fluidos contaminados (azul). Esto difiere de la configuración de flujo de un probador WFT típico (centro, a la izquierda), que posee una sola abertura en uno de los lados de la herramienta. Además, la probeta Saturn presenta un área de flujo mucho más extensa que la de las probetas tradicionales (extremo inferior).

Orificios deadmisión defluido

Empacadorinflable

79,44Área de flujo,

pulgadas2

6,03Área de flujo,

pulgadas2

La probeta radial 3D Saturn, que utiliza cuatro orificios, incrementa la superficie de la probeta más de 500 veces con respecto a la probeta estándar

2,01Área de flujo,

pulgadas2

1,01Área de flujo,

pulgadas2

0,85Área de flujo,

pulgadas2

0,15Área de flujo,

pulgadas2

Probeta radial3D Saturn

Probetaelíptica

Probeta dediámetro

extra grande

ProbetaQuicksilver

Probe

Probetade diámetro

grande

Probetaestándar

38 Oilfield Review

flujo de fluidos de yacimiento ha sido eliminada o reducida a un nivel aceptable. Una clave para la reducción de los tiempos de pruebas prolongados consiste en acortar el proceso de limpieza a tra-vés de regímenes de flujo más altos. Para verifi-car si el diseño de la probeta Saturn lograba este objetivo, los ingenieros de yacimientos construye-ron un modelo numérico que compara el tiempo de limpieza requerido con la probeta Saturn con los tiempos de una probeta tradicional de diáme-tro extra grande (XLD). El equipo de trabajo uti-lizó el software de simulación de yacimientos ECLIPSE en tres configuraciones de probetas para probar la propuesta. Para modelar las pro-betas XLD y Saturn, se utilizó una cuadrícula de alta resolución. Para la contaminación miscible, los investigadores simularon un sistema de fluido monofásico y representaron la contaminación con filtrado de fluido de perforación utilizando

un trazador encastrado. Además, los investigado-res efectuaron el modelado inmiscible para los sistemas humedecidos con petróleo y humedeci-dos con agua.

Durante las pruebas simuladas, los ingenieros consideraron ciertos parámetros, tales como per-meabilidad, anisotropía, contraste de viscosidad entre el filtrado y el petróleo, dispersión del frente de invasión y extensión de la invasión. En un esce-nario de limpieza de la contaminación miscible, los ingenieros observaron que si bien la irrupción de petróleo de formación es más rápida para la probeta XLD, se pueden recolectar muestras más limpias con el módulo radial 3D Saturn con menos volumen total bombeado. En una simula-ción del proceso de limpieza de la contaminación inmiscible, se utilizaron viscosidades del filtrado de lodo de 1,0 cP [1,0 mPa.s] y 0,6 cP [0,6 mPa.s]. En los escenarios que utilizan valores típicos de

permeabilidad relativa en una roca humedecida con agua y humedecida con petróleo, los tiempos de limpieza requeridos para alcanzar un 5% de contaminación fueron similares a los de la conta-minación miscible (izquierda).6

Dado que la movilización de los fluidos pesa-dos a menudo genera presiones diferenciales sufi-cientemente altas como para producir el colapso de las formaciones débiles, la combinación de fluidos de alta viscosidad en arenas pobremente consolidadas constituye uno de los desafíos más formidables en materia de pruebas de formación con herramientas operadas con cable.

El comportamiento del flujo de fluidos desde el yacimiento hasta la herramienta de muestreo se rige por la ley de Darcy, según la cual el flujo es directamente proporcional a la permeabilidad, la presión diferencial y la superficie en sección transversal e inversamente proporcional a la vis-cosidad del fluido y la longitud a través de la cual se aplica la caída o abatimiento de presión. Mediante la introducción de un área de flujo unas 40 veces más extensa que la de las probetas XLD tradicionales, la probeta Saturn reduce la pre-sión diferencial necesaria para movilizar los flui-dos pesados o los fluidos de formaciones de baja permeabilidad (próxima página, arriba).

En el pasado, las opciones con los probadores WFT tradicionales limitaban a los operadores a optar entre la mayor caída de presión y el régi-men de flujo reducido de una probeta tradicional, y el régimen de flujo más alto de un empacador de intervalo inflable. La desventaja de los regíme-nes de flujo más bajos son los tiempos de limpieza más largos. Por otro lado, si bien los empacadores duales permiten regímenes de flujo más altos que los regímenes de flujo de las probetas tradiciona-les, también generan volúmenes de almacena-miento grandes y pueden perder el sello porque no proveen el soporte necesario de la pared del pozo en formaciones no consolidadas. El diseño de la probeta Saturn ofrece las ventajas de una pro-beta y un empacador dual al mismo tiempo: un área de flujo extensa para reducir el tiempo de limpieza y una configuración de tipo empacador-probeta que provee el soporte mecánico de las paredes del pozo para formar un sello más confiable.

Las innovaciones de la probeta radial 3D Saturn permiten a los operadores captar muestras, efec-

6. Al-Otaibi SH, Bradford CM, Zeybek M, Corre P-Y, Slapal M, Ayan C y Kristensen M: “Oil-Water Delineation with a New Formation Tester Module,” artículo SPE 159641, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, EUA, 8 al 10 de octubre de 2012.

7. Movilidad es la relación entre la permeabilidad de formación y la viscosidad del fluido. Por consiguiente, la permeabilidad de formación más baja o la viscosidad del fluido más alta reducen la movilidad.

> Parámetros de la simulación de una prueba de limpieza. Los ingenieros efectuaron una comparación de la eficiencia de la limpieza de la probeta Saturn, el empacador dual de intervalo y las probetas XLD, utilizando un modelo de yacimiento basado en parámetros específicos de pozo, formación, fluidos y simulación (extremo superior ). La salida del modelo (extremo inferior ) confirmó que el área de flujo más extensa de la probeta Saturn redujo significativamente los tiempos de limpieza para diversas permeabilidades verticales y horizontales, tanto en las arenas humedecidas con agua como en las arenas humedecidas con petróleo. Las simulaciones toman en cuenta los efectos de almacenamiento del sumidero del empacador dual. En estas simulaciones, se asume un volumen de sumidero de 17,0 L [4,5 galones US] y se supone que los filtrados de lodo a base de aceite y a base de agua se segregan en forma instantánea en el sumidero. La altura del intervalo entre los empacadores es de 1,02 m [40 pulgadas].

PorosidadPermeabilidad horizontalPermeabilidad verticalDiámetro del pozoEspesor de la formaciónDistancia de la herramienta con respecto al límitePresión de formaciónCaída de presión máxima durante la limpiezaVelocidad de bombeo máximaProfundidad de la invasión de filtrado

20%10 mD2 mD

21,6 cm [8,5 pulgadas]50 m [164 pies]25 m [82 pies]

21 MPa [3 000 lpc]4 MPa [600 lpc]

25 cm3/s [0,4 galUS/min]10 cm [4 pulgadas]

Parámetros comunes Valor

Viscosidad del petróleoViscosidad del filtrado de lodo a base de aceite

1 cP1 cP

Viscosidad del petróleoViscosidad del filtrado de lodo a base de agua

1 cP0,6 cP

Permeabilidad relativaSaturación de petróleo residualSaturación de agua irreduciblePermeabilidad relativa al aguaPermeabilidad relativa al petróleoExponentes de núcleos de agua y petróleoSaturación de agua connata

Humedecida con agua0,100,200,201,00

3,0 y 1,50,12

Humedecida con petróleo0,300,150,800,60

1,5 y 3,00,12

Salida del modelo

Salida del modelo

Valor

Probeta radial 3D SaturnProbeta XLDAceleración de la probeta Saturn con respecto a la probeta XLD

0,71 h9,10 h12,8

0,42 h7,17 h17,0

0,99 h14,61 h

14,8

Limpiezamiscible

Limpieza inmiscibleHumedecida con agua

Limpieza inmiscibleHumedecida con petróleo

Parámetros de limpieza miscible Valor

Volumen 25, no.1 39

tuar el análisis DFA e identificar regímenes de flujo transitorio en situaciones en las que previa-mente no podían hacerlo; a saber, formaciones de baja permeabilidad, petróleos pesados, formacio-nes no consolidadas, fluidos monofásicos cercanos al punto de burbujeo, formaciones ultra-compac-tas y demás.7

Verificación de la teoríaUn operador desplegó la herramienta Saturn para diferenciar las zonas de petróleo de las zonas de agua en formaciones que habían sido difíciles de someter a pruebas utilizando las herramientas tradicionales. Entre los problemas observados se encontraba una historia de pruebas de formación en las que las pérdidas de lodo habían restringido el tiempo de muestreo a cuatro horas por estación. Dado que éstas eran además formaciones de baja movilidad, dicha restricción operacional dificul-taba la captación de muestras con las probetas tradicionales.

Los ingenieros vieron esta operación como una oportunidad para comparar la herramienta Saturn con los métodos de muestreo tradiciona-les y diseñaron una sarta de herramientas WFT compuesta por una probeta XLD, una probeta Saturn, un módulo DFA composicional y varias botellas para muestras. Los profesionales obtuvie-ron múltiples mediciones de presión a medida que se bajaba la herramienta en el pozo, y al extraer la sarta de herramientas captaron siete muestras.

En la primera estación, las muestras fueron captadas utilizando la probeta XLD después que las mediciones DFA habían identificado la presen-cia de entre un 60% y un 70% de petróleo en la corriente de flujo. El operador escogió la estación 2 en un esfuerzo por determinar la profundidad del petróleo móvil que se encontraba más abajo. Los ingenieros trataron de captar una muestra en la estación 2 utilizando la probeta XLD, pero con una caída de presión de 13,8 MPa [2 000 lpc] sólo pudo lograrse un régimen de flujo de 5,2 L/h [1,4 galones US/h]. Luego de 1,5 horas de bom-beo, el flujo se desvió hacia la probeta Saturn, y si bien el régimen de flujo se incrementó hasta alcan-zar 7,8 L/h [2,1 galones US/h], la caída de presión correspondiente fue de sólo 4,7 MPa [680 lpc]. En estas condiciones, se logró la estabilidad del flujo y los ingenieros pudieron identificar la deli-neación agua-petróleo dentro del límite de tiempo de cuatro horas impuesto previamente.

Durante la extracción de muestras de la esta-ción 2 con la probeta XLD, los ingenieros no observaron flujo de petróleo en los primeros 34 L [9,0 galones US] bombeados durante la limpieza (derecha). Aun cuando se tomara en cuenta la contribución de la probeta XLD, los ingenieros

> Distribución tridimensional de la contaminación. Se muestran los modelos de limpieza con la probeta Saturn y con una probeta XLD en cuatro momentos. Se aplica la misma caída de presión en ambas probetas, XLD y Saturn, pero debido a su área de flujo más extensa y a los múltiples drenajes espaciados en forma periférica, la probeta Saturn puede operar con velocidades de bombeo más altas y, por consiguiente, alcanzar tiempos de limpieza de entre 12 y 18 veces más rápidos que la probeta XLD. (Adaptado de Al-Otaibi et al, referencia 6.)

Prob

eta

Satu

rn

Tiempo 1 Tiempo 2 Tiempo 3 Tiempo 4

Prob

eta

XLD

Contaminación

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0

Contaminación

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0

Contaminación

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0

Contaminación

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0

Contaminación

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0

Contaminación

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0

Contaminación

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0

Contaminación

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0

> Descubrimiento de petróleo. Los registros de presión de formación (carril 1), movilidad (carril 2), neutrón, densidad y sónico (carril 3) y resistividad (carril 4) de este pozo de Medio Oriente inducirían a los analistas a asumir que la formación objetivo no contiene petróleo. No obstante, el análisis DFA (carril 5) durante el bombeo indicó la presencia de petróleo en la formación carbonatada.

Presión de formación

Mov

ilida

d de

pre-

ensa

yo

Tipo de fluido

Litología

EstaciónMDT

lpc 930 1 00

0

530Factor fotoeléctrico

0,01

46

48

49

50

51

52

70% deagua

30% depetróleo

40% deagua

AguaEstación 2

Estación 1

Estación 3

60% depetróleo

Corrección pordensidad volumétrica

Densidad deformación

g/cm3

g/cm3

Porosidad-neutróntermal

%

ΔTPorosidad-sónico

%

Inducción de arreglode 30 pulgadas

ohm.mInducción de arreglo

de 20 pulgadas

ohm.m

Inducción de arreglode 60 pulgadas

ohm.m

Inducción de arreglode 10 pulgadas

ohm.mResistividad de la

zona invadidaohm.m

Resistividad

Arenisca

Porosidad

Dolomía

Caliza

0,477 lpc/pie (agua)± 0,021 lpc/pie

0,367 lpc/pie(petróleo)

40 Oilfield Review

llegaron a la conclusión de que el petróleo lle-gaba a la herramienta más rápido con la probeta Saturn, lo que atribuyeron al incremento del régi-men de flujo y la limpieza radial.

El operador también sometió a prueba una zona del campo de baja porosidad y baja resistividad. El primer intento, efectuado con una probeta XLD, produjo una caída de presión de 13,8 MPa y un régimen de flujo de menos de 72 L/h [19,0 galones US/h]. Mediante la utilización de la probeta Saturn, los ingenieros lograron reducir la caída de presión a 7,6 MPa [1 100 lpc] con un régimen de flujo de 288 L/h [76,1 galones US/h] y, en consecuencia, pudieron captar muestras sufi-cientes para definir el contacto agua-petróleo (OWC) utilizando las mediciones de densidad óptica del módulo DFA.

La probeta Saturn también fue utilizada para identificar una pequeña cantidad de petróleo en una zona de baja movilidad en la que no era posible el bombeo con la probeta XLD estándar. Y final-mente, el operador procuró utilizar el muestreo y el módulo DFA para determinar el OWC en una formación carbonatada heterogénea con una medición de resistividad de 0,7 ohm.m. En este caso, en el que las técnicas de muestreo tradicio-

nales no resultaban adecuadas para la operación, los ingenieros pudieron utilizar las mediciones DFA junto con las muestras de fluidos captadas con la herramienta Saturn para determinar el espesor de la zona de petróleo.8

El desafío del petróleo pesadoEl petróleo pesado es especialmente problemá-tico para los dispositivos convencionales de muestreo de fondo de pozo. La explotación de este tipo de recurso a través del posicionamiento correcto de los pozos de inyección y producción puede depender considerablemente de una carac-terización de fluidos precisa. Dado que el despla-zamiento del petróleo de alta viscosidad hacia el pozo y luego hacia la superficie se logra a menudo utilizando métodos de inyección de vapor y levan-tamiento artificial, es crucial que los operadores estén al tanto de las zonas de mayor movilidad creadas en las capas prospectivas por la roca de permeabilidad relativamente alta o por el fluido de baja viscosidad. Ambas situaciones pueden generar trayectos preferenciales de alta movili-dad a través de los cuales fluyen el petróleo y el vapor, y a menudo se traducen en un volumen significativo de reservas pasadas por alto.

En el año 2011, Petróleos Mexicanos (PEMEX), la compañía petrolera estatal de México, reportó que un 60% de las reservas de petróleo del país correspondía a petróleo pesado o extra pesado.9

Con el drenaje de otras reservas más fáciles de producir, estos recursos se han vuelto cada vez más importantes para PEMEX y el país. En el campo de petróleo pesado Samaria, situado en el sur de México, PEMEX está tratando de producir fluidos con viscosidades en condiciones de fondo de pozo de 5 000 cP [5 000 mPa.s] de formaciones con una resistencia a la compresión no confinada oscilante entre 0,69 y 5,5 MPa [100 y 800 lpc].10

Debido a los desafíos planteados por la combina-ción de fluido de alta viscosidad que se desplaza a través de una formación no consolidada, en estas formaciones los operadores pudieron utilizar pro-badores WFT para obtener mediciones de presión pero no lograron captar muestras. En cambio, en el campo Samaria, los ingenieros de PEMEX dispa-raron e hicieron fluir cada zona individualmente y desplegaron las botellas de muestreo con tubería flexible o con una sarta de perforación. Dado que demostró ser poco práctico y costoso —y a menudo requería varios días o semanas por zona— el ope-rador abandonó este método de muestreo.

En el año 2011, cuando pusieron en marcha un nuevo ciclo de desarrollo en estas areniscas de edad Terciario, los ingenieros de PEMEX recurrie-ron a la probeta Saturn para evaluar cuatro pozos. El principal objetivo del equipo de trabajo en el pri-mer pozo era la comprobación de la funcionalidad de la nueva herramienta. En el segundo y tercer pozos, los ingenieros efectuaron pruebas de presión máxima con escaneado y muestreo de fluidos. En el cuarto pozo, planificaron además la ejecución de pruebas de intervalo e interferencia vertical.

En cada uno de los pozos, se probaron y mues-trearon múltiples estaciones. Dado que se trata de formaciones no consolidadas, los pozos suelen ser rugosos y a menudo exhiben falta de redon-dez; condiciones que pueden producir la pérdida de sello de una probeta tradicional antes de con-cluir la limpieza y captar las muestras. En el pri-mer pozo, las pruebas se llevaron a cabo con una probeta XLD y una probeta Saturn para verificar la eficiencia de sellado del nuevo sistema y ajus-tar variables tales como el tiempo de fijación y liberación de los empacadores, la presión de inflado mínima para un sello y el volumen óptimo de los pre-ensayos para dar cuenta de los efectos de almacenamiento.

>Muestreo de fluidos. La herramienta Saturn fue utilizada para obtener muestras de fluidos y medir la presión (rojo) en la zona de interés. Las mediciones iniciales corresponden a la presión de lodo. A aproximadamente 2 500 s, se fija la herramienta y se inicia el bombeo, seguido por una restauración de presión que comienza a aproximadamente 10 000 s, lo que establece una estimación de la presión de yacimiento. El volumen total acumulado bombeado (verde) comienza a incrementarse cuando la bomba vuelve a encenderse a aproximadamente 18 000 s para iniciar la limpieza. A unos 40 000 s, se activa una segunda bomba, lo que incrementa la velocidad de bombeo. La caída de presión se incrementa debido a la velocidad de bombeo más alta y a la llegada de petróleo de alta viscosidad a la herramienta. La presencia de dos picos de presión a aproximadamente 55 000 s es el resultado de los golpes de presión generados cuando se captan las muestras y luego se detiene la bomba. Las presiones también son registradas con una probeta de observación (negro). Las velocidades de bombeo (tostado y azul) son registradas en cm3/s, en el eje derecho extremo, para la primera y segunda bombas respectivamente. (Adaptado de Flores de Dios et al, referencia 10.)

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Presión registrada con la probeta radial 3D Saturn

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Volumen 25, no.1 41

La probeta Saturn logró un sellado del 100% en cada una de las siete estaciones probadas utili-zando presiones de inflado de los empacadores de tan sólo 0,2 MPa [30 lpc]. Como consecuencia de ello, los ingenieros lograron obtener levantamientos de presión máxima tanto en ambientes de lodo a base de aceite como en ambientes de lodo a base de agua, que detectaron efectos de almacenamiento sólo secundarios en las respuestas de presión. Los ingenieros de PEMEX utilizaron los levanta-mientos de presión y las movilidades determina-das a partir de los pre-ensayos para diseñar termi- naciones que distribuirán el vapor inyectado en los intervalos designados de manera uniforme, lo que incrementará la eficiencia de barrido.

A medida que continuaban las pruebas de la herramienta Saturn, los ingenieros captaron mues-tras de fluidos de tres pozos con una mínima con-taminación, utilizando una sarta de herramientas que incluyó una probeta XLD y diversas probetas Saturn, analizadores de fluidos y botellas para muestras. Debido a la naturaleza no consolidada de las formaciones, los ingenieros de PEMEX esperaban utilizar presiones diferenciales bajas que requerirían entre 16 y 20 horas por estación para captar una muestra; gran parte del tiempo se utilizaría para bombear el filtrado delante de los fluidos de yacimiento durante la limpieza. En la primera estación, a la vez que limitaban la presión diferencial, los ingenieros vieron el primer hidro-carburo luego de 9 horas de bombeo.

La velocidad de la bomba se aceleró y la presión diferencial se incrementó hasta alcanzar 200 lpc [1,4 MPa]; no se observó arena en la herramienta. La presión de flujo también se redujo, lo que indicó que el sello se mantenía. Esto condujo al equipo de trabajo a abandonar el plan original de presiones diferenciales bajas y establecer en cam-bio un diferencial mínimo de 300 lpc [2,1 MPa] para la estación 2 (página anterior). La muestra con una mínima contaminación recolectada en esta estación correspondió a un petróleo cuya den-sidad era de 7,5° API; el análisis de laboratorio sub-siguiente documentó que esta muestra poseía una viscosidad de aproximadamente 1 030 cP [1,03 Pa.s] en condiciones de fondo de pozo y aproximada-mente 7 800 cP [7,8 Pa.s] en condiciones atmos-féricas. Los ingenieros utilizarán los resultados del análisis de laboratorio de las muestras en la pla-neación de las operaciones de terminación y pro-ducción del campo.

En el cuarto pozo, los ingenieros efectuaron pruebas de presiones transitorias de intervalo, utilizando la probeta Saturn combinada con una

probeta de observación. Estas pruebas de presio-nes transitorias implican la limpieza completa del filtrado de lodo seguida por períodos de flujo de tasa variable y períodos de cierre, que se utili-zan para evaluar la capacidad de producción de la formación. Los datos obtenidos con una pro-beta de observación situada en una posición más elevada de la sarta de herramientas proporciona-ron a los ingenieros información sobre la permea-bilidad de la formación y la anisotropía de la permeabilidad (arriba). Los ingenieros de PEMEX están aplicando esta información para calibrar los valores de corte en el procesamiento de los regis-tros de resonancia magnética, que utilizan para refinar los pronósticos de la permeabilidad.11

Baja movilidad y alta confiabilidadMediante la utilización de las mediciones deriva-das de los registros de resistividad, los petrofísicos pueden definir los contactos agua-petróleo en la mayoría de las formaciones. No obstante, en cier-tas formaciones, a los operadores les resulta difícil interpretar la respuesta del registro en la que se intersectan zonas acuíferas con zonas petrolíferas. Esta incertidumbre puede incidir en cómo los ingenieros deciden terminar el pozo.

Para un operador de Medio Oriente que inten-taba determinar la extensión de una zona de petróleo en una formación carbonatada com-pacta, los registros indicaban a todas luces que la

zona superior era petrolífera y la inferior acuífera. Pero los resultados de los registros para la zona intermedia eran ambiguos; la respuesta de resis-tividad era similar a la de la zona acuífera situada por debajo. La resolución del tema de los tipos de fluidos de la zona intermedia con mediciones DFA, utilizando herramientas tradicionales de muestreo de fondo de pozo, se descartó porque el establecimiento del flujo de la formación carbo-natada compacta habría generado una presión diferencial superior a las especificaciones de los empacadores duales tradicionales.

Sin embargo, mediante la utilización de la pro-beta Saturn, los ingenieros pudieron recolectar muestras en las tres zonas, lo que confirmó petró-leo liviano en la zona superior y agua en la zona inferior extrema. Al cabo de 15 horas de bombeo con una presión diferencial de 4 900 lpc [34 MPa] en la zona con una movilidad de 0,04 mD/cP, las mediciones DFA indicaron petróleo liviano móvil en la zona intermedia, lo que permitió que el opera-

8. Al-Otaibi et al, referencia 6. 9. Petróleos Mexicanos (PEMEX) Exploración y Producción:

“2011: Las reservas de hidrocarburos de México,” Ciudad de México: PEMEX (1º de enero de 2011): 22.

10. Flores de Dios T, Aguilar MG, Pérez Herrera R, García G, Peyret E, Ramírez E, Arias A, Corre P-Y, Slapal M y Ayan C: “New Wireline Formation Tester Development Makes Sampling and Pressure Testing Possible in Extra-Heavy Oils in Mexico,” artículo SPE 159868, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, EUA, 8 al 10 de octubre de 2012.

11. Flores de Dios et al, referencia 10.

> Prueba de interferencia WFT. La probeta Saturn fue corrida por debajo de un probador WFT con una sola probeta. Los ingenieros llevaron a cabo una prueba de presiones transitorias de intervalo, obteniendo la permeabilidad vertical (kv) y la permeabilidad horizontal (kh). El incremento de presión ΔP y su derivada fueron registrados con la herramienta de observación más somera (azul) y con la herramienta Saturn (verde). Los modelos se confeccionaron utilizando valores de 12,2 m, 640 mD, 120 mD y 370 cP para el espesor, kv, kh y la viscosidad, respectivamente. Los valores modelados (líneas sólidas de color azul y verde) reproducen fielmente los datos, lo que indica que los valores para la permeabilidad vertical y la permeabilidad horizontal son correctos. (Adaptado de Flores de Dios et al, referencia 10.)

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Derivada de ΔP modelada,herramienta Saturn

ΔP modelada,probeta de observación WFT

42 Oilfield Review

dor determinara que el espesor de la zona de petró-leo era mayor que lo estimado inicialmente (abajo).

Restricciones de la caída de presiónEn ciertos casos, los operadores tienen motivos para utilizar la probeta radial 3D Saturn, si bien una probeta tradicional sería suficiente. Cuando los

ingenieros de Eni SpA observaron los resultados obtenidos con la nueva probeta en Ghana, los ingenieros de una compañía afiliada, Eni Norge, decidieron probar el servicio en el campo Goliath situado en el Mar de Barents. Los ingenieros de Eni utilizaron esta aplicación para probar las are-niscas en un ambiente de movilidad relativa-mente baja, actualizar el modelo de yacimiento y los contactos de fluidos, y perfeccionar su conoci-miento de esta nueva tecnología.

Durante las operaciones de pruebas, el levan-tamiento de presión de formación permitió des-

> Carbonatos de baja movilidad. En una formación de Medio Oriente, las mediciones derivadas de los registros adquiridos con herramientas operadas con cable (extremo superior ) no fueron concluyentes o proporcionaron interpretaciones contradictorias. Las mediciones de porosidad (carril 1) y resistividad (carril 2) indican una zona petrolífera. No obstante, los datos de los registros de una zona intermedia fueron similares a los de la zona acuífera más profunda. Los ingenieros resolvieron la incertidumbre asociada con la zona intermedia mediante la utilización de la probeta Saturn para captar una muestra de yacimiento y de un módulo DFA para medir las propiedades de los fluidos. El análisis de fluidos de fondo de pozo (carril 3) indicó petróleo en la zona intermedia, de un modo similar a la zona superior. El flujo proveniente de la formación carbonatada compacta requirió una presión diferencial de 4 900 lpc (extremo inferior ), lo que excede las especificaciones de los empacadores y las herramientas WFT tradicionales. (Adaptado de Al-Otaibi et al, referencia 6.)

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Litología

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Arcilla

cubrir algunas zonas de baja movilidad con supercarga de presión en la base de una columna de petróleo. Esto introdujo cierta incertidumbre en la interpretación del gradiente de presión.12

La definición clara del contacto agua-petróleo (OWC) también fue difícil porque la respuesta del registro de resistividad podía atribuirse a una alta saturación de agua o bien a los efectos de la invasión profunda. Mediante el escaneado de los fluidos con la probeta Saturn, se identificó la localización del OWC a una profundidad 5,5 m [18 pies] mayor que la indicada por el gradiente de presión y la respuesta del registro.

Por otra parte, debido a la extensa área de flujo de la probeta Saturn, se confirmó la resistencia de las rocas laminadas y de baja permeabilidad. En este caso, si bien la movilidad del yacimiento era de unos moderados 45 mD/cP, la presión de yaci-miento se aproximaba a la presión de saturación. Por consiguiente, era esencial una presión diferen-cial baja para evitar la inducción de un flujo bifásico y una relación gas-petróleo no representativa. Con la probeta Saturn, se necesitaba una caída de presión de sólo 0,5 bares [0,05 MPa o 7,3 lpc] para examinar e identificar claramente el petróleo. Además, se obtuvo una muestra con una probeta XLD en otra estación del mismo pozo en el que la movilidad del yacimiento era de 880 mD/cP; más de un orden de magnitud mayor que la del yaci-miento muestreado con la probeta Saturn. En com-paración con el régimen de flujo de la probeta XLD, la probeta Saturn logró el doble del régimen de flujo con la mitad de la caída de presión (próxima página). En consecuencia, el tiempo de limpieza equivalió a la tercera parte del logrado con la probeta XLD y no existieron preocupaciones por los efectos de los cambios de presión extremos sobre la integridad de las muestras.

Otro paso adelanteLa capacidad de la industria para captar muestras de fluidos y datos de presión cruciales ha evolu-cionado rápidamente desde la década de 1970. Las innovaciones registradas en estos ámbitos han sido generadas por la necesidad de desarrollar for-maciones más complejas con límites más estrictos para las operaciones de pruebas. Cada vez con más frecuencia, los ingenieros están sometiendo a pruebas formaciones más débiles y están produ-ciendo fluidos de alta viscosidad, lo que significa que las pruebas deben insumir menos tiempo en cada estación con rangos de caída de presión más bajos y regímenes de flujo también más bajos. A menudo, estas restricciones conspiran para im- posibilitar la extracción de muestras.

El diseño de la herramienta Quicksilver Probe acorta el tiempo en la estación, y la tecnología DFA

Volumen 25, no.1 43

proporciona a los ingenieros un conocimiento crí-tico y oportuno sobre los fluidos de yacimiento a medida que son captados. Ambos avances han per-mitido a los operadores obtener datos de muestras de fluidos y presión más rápidamente y con mayor confiabilidad en los resultados.

La probeta Saturn extiende el abanico de situa-ciones y condiciones en las que son aplicables las herramientas WFT. Éstas incluyen, entre otras, for-maciones de baja permeabilidad o no consolidadas, petróleo pesado, fluidos casi críticos y pozos rugo-sos. Las aberturas de la probeta Saturn son configu-radas para generar un área de flujo total 1 200% más

extensa que la de los probadores de formación convencionales más grandes con una sola probeta. Esta área más extensa hace que el flujo de fluidos viscosos sea menos restringido y que los diferencia-les de presión se reduzcan; el flujo de fluidos visco-sos y los diferenciales de presión constituyen las principales restricciones para las pruebas en ambientes previamente inaccesibles.

Además de permitir que los operadores obten-gan mediciones y muestras en estas formaciones, en la mayoría de los casos la probeta Saturn fun-ciona para eliminar más rápidamente el filtrado y los fluidos de formación contaminados, reduciendo el tiempo en la estación. Las simulaciones de caídas de presión constantes en yacimientos de baja movi-lidad indican que la herramienta Saturn es varios órdenes de magnitud más rápida que las probetas de empacadores XLD para ejecutar la limpieza.

Sin ningún sumidero, los regímenes de flujo transi-torio pueden ser reconocidos antes, lo que amplía el rango de aplicabilidad de las pruebas de presio-nes transitorias de intervalo.

El tiempo de operación más corto no es algo menor en algunos de los proyectos de nuestros días en los que los costos operativos a menudo exceden USD 1 millón por día. La probeta Saturn aborda este tema del tiempo de costo elevado a través de los regímenes de flujo más altos que generan ahorros de varias horas e incluso días de costos operativos para los operadores. De un modo similar, los datos obtenidos con la probeta Saturn permiten a los ingenieros tomar decisio-nes críticas de terminación y producción de pozos en base a hechos concretos en vez de estimacio-nes, y eso puede hacer la diferencia entre el éxito o el fracaso, las ganancias o las pérdidas. —RvF

12. El fenómeno de supercarga se produce cuando la invasión de filtrado del lodo a través de la pared del pozo durante la perforación genera una sobrepresión en la zona de la formación que rodea al pozo. Las pruebas de presión con herramientas WFT, llevadas a cabo durante el pre-ensayo (pretest ), son afectadas por esta sobrepresión, que es más alta que la presión de formación verdadera.

> Comparación entre la caída de presión y el régimen de flujo. Los ingenieros de Eni escogieron la probeta Saturn para captar, en el mismo pozo, muestras de un yacimiento de 45 mD/cP de movilidad y una sola probeta XLD para coleccionar una muestra en un yacimiento de movilidad mucho más alta, de 880 mD/cP. Si bien el régimen de flujo (extremo superior, línea verde) a través de la probeta Saturn (izquierda) fue casi el doble del de la probeta XLD (derecha), la caída de presión (línea azul) fue la mitad de la de la probeta XLD. El monitoreo de la fluorescencia durante la limpieza (centro) indicó que se había ejecutado la limpieza cuando la fluorescencia se incrementó con la pureza del fluido. El yacimiento sometido a prueba utilizando la probeta Saturn exhibió un tiempo de limpieza de 10 minutos (extremo inferior izquierdo), en tanto que la probeta XLD concluyó la limpieza en unos 30 minutos (extremo inferior derecho).

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Relación de fluorescencia Relación de fluorescenciaReflexión de fluorescencia Reflexión de fluorescencia