Schlumberger

Caso de estudio: Mediciones PVT de calidad de laboratorio obtenidas en sitio

El servicio de muestreo y análisis de fluidos multifásicos PhaseSampler permitió medir los parámetros PVT cambiantes en un ambiente de irrupción de gas

Challenge: Desarrollar un nuevo perfil de fluidos de yacimiento después de que la irrupción de gas invalidara el modelo basado en la composición original de los fluidos del yacimiento.

Solution: Utilizar el equipo de muestreo multifásico PhaseSampler para medir las propiedades de los fluidos en la localización del pozo.

Result: Se recogieron muestras de fluidos de alta calidad en condiciones de línea para la obtención de datos de calidad de laboratorio en sitio.

Desde la primera producción de petróleo de su campo del este de Argelia, obtenida en octubre de 2004, Groupement Berkine ha recurrido a Schlumberger para el monitoreo continuo de la producción mediante el equipo fijo de monitoreo de la producción de pozos multifásicos PhaseWatcher con la tecnología Vx. En cada colector múltiple se instalan dos medidores: uno para las pruebas de pozos individuales y otro para el monitoreo de la producción a través de todo el colector múltiple. El gas producido se reinyecta para proveer el soporte de presión.

Necesidad de un perfil actualizado de fluidos de yacimiento

Para pronosticar el comportamiento del petróleo liviano producido, se había desarrollado un modelo de ecuación de estado (EOS) basado en la composición original de los fluidos de yacimiento, utilizando los datos PhaseWatcher. Sin embargo, el modelo inicial no pudo dar cuenta del exceso de gas presente en la corriente de producción una vez que el gas reinyectado comenzó a irrumpir.

Si bien la reinyección de gas desde el campo principal y sus campos satélites había modificado la composición del gas, el efecto de dicha composición sobre las mediciones de flujo multifásico era insignificante. Las mediciones más importantes para el operador estaban representadas por el incremento de la cantidad de gas disuelto en el petróleo y la reducción de la densidad del petróleo vivo.

Selección del sistema PhaseSampler para medir las propiedades del fluido en el sitio

Schlumberger decidió determinar si podía desarrollarse un perfil actualizado de los fluidos de yacimiento a través del uso del equipo de muestreo multifásico PhaseSampler para medir las propiedades de los fluidos en la localización del pozo.

A tales efectos, se planificó un proceso de validación de tres pasos:

  1. Las mediciones obtenidas con el servicio PhaseSampler se compararían con las predicciones derivadas del modelo de propiedades de fluidos originales.
  2. También se compararían las mediciones obtenidas con el servicio PhaseSampler y las mediciones PVT de laboratorio, incluidas la relación GOR y la composición del gas.
  3. La repetibilidad de las mediciones obtenidas con el servicio PhaseSampler se confirmaría mediante la ejecución de evaporaciones instantáneas múltiples en condiciones idénticas de flujo.

En mayo de 2008, se seleccionó un pozo que había mostrado un incremento considerable de la producción de gas en los últimos meses. El equipo de pruebas de pozos de fluidos multifásicos PhaseTester y el equipo de muestreo multifásico PhaseSampler fueron montados en la localización del pozo, y el equipo de monitoreo PhaseWatcher fue instalado en el colector múltiple, a 200 m de distancia.

La validación de los datos PhaseSampler confirmó las expectativas clave

Los datos PhaseSampler demostraron su validez a través de la comparación con las mediciones PVT de laboratorio e indicaron su repetibilidad en evaporaciones instantáneas múltiples efectuadas en condiciones idénticas de flujo.

Como se indica en la Tabla 1, la correspondencia entre las mediciones obtenidas con el servicio PhaseSampler y las mediciones de laboratorio del gas disuelto en el petróleo fue excelente. Las mediciones de las composiciones del gas libre y del gas disuelto (Fig. 1 y Fig. 2) mostraron una buena correspondencia y se consideraron incuestionablemente precisas porque se utilizaron dos tipos diferentes de cromatografías en fase gaseosa. El sistema PhaseSampler posibilitó la recolección de muestras de fluidos multifásicos de alta calidad en condiciones de línea, directamente desde la línea de flujo, lo que proporcionó información inmediata de calidad de laboratorio en la localización del pozo.

Las mediciones obtenidas con el servicio PhaseSampler fueron comparadas con las predicciones del modelo de propiedades de fluidos originales y con las predicciones del modelo de petróleo negro.

Las diferencias entre los tres conjuntos de datos fueron insignificantes para el gas (Tabla 2). Las diferencias para el petróleo (Tabla 3 y Tabla 4) fueron significativas y confirmaron las previsiones. El modelo basado en la composición original de los fluidos de yacimiento dejó de ser válido debido a la irrupción del gas. La dependencia con respecto a ese modelo habría conducido a la subestimación de la contracción del petróleo y a la sobreestimación de su densidad.

Por otro lado, los dos conjuntos de mediciones de propiedades del petróleo confirmaron la excelente repetibilidad de las mediciones obtenidas con el servicio PhaseSampler.


Download: Mediciones PVT de calidad de laboratorio obtenidas en sitio (0.66 MB PDF)

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