Las mediciones de viscosidad y densidad en el sector del petróleo y el gas se encuentran entre las operaciones más esenciales, pero también las más elusivas. Desde la exploración hasta la perforación, pasando por la producción y el transporte, la identidad y las propiedades de los fluidos son la esencia misma de la industria.

Los instrumentos de laboratorio tienen una aplicación limitada para medir las propiedades de los fluidos en condiciones de yacimiento. Las presiones y temperaturas muy altas, los golpes y las vibraciones, la disponibilidad limitada de energía y, sobre todo, las limitaciones de espacio severas exigen enfoques novedosos y creativos para medir la viscosidad y la densidad. En este artículo, exploramos tanto la necesidad de mediciones en línea de viscosidad y densidad, como también describimos varios productos nuevos que permiten mediciones en línea en algunos de los entornos más desafiantes de la industria.

El conocimiento fluido es poder: el poder de ejecutar procesos de forma segura y económica. Y solo aquellas propiedades (viscosidad y densidad) que son más difíciles de capturar en condiciones industriales y de fondo de pozo pueden ser las más relevantes para comprender cómo reaccionarán los fluidos en todo el espectro de condiciones que pueden ocurrir en su proceso.

Por que importa la viscosidad

Cuando un fluido fluye a través de una tubería, la presión necesaria para moverlo a una velocidad determinada depende de su viscosidad y de las dimensiones de la tubería. Cuanto mayor sea la viscosidad, más presión se necesita para empujar el fluido a través de la tubería. El caudal viene dado por la ecuación de Poiseuille, donde F es el caudal, R es el radio de la tubería, L es su longitud, ∆P es la diferencia de presión entre los extremos de la tubería y η es la viscosidad del fluido.

Figura 1: Relación del caudal con la viscosidad.

Cuanto mayor sea la viscosidad, menor será el caudal. Ya sea que esté bombeando lodo de perforación, fluido de fracking o petróleo crudo a través de varios kilómetros de tubería, pequeños cambios en la viscosidad pueden tener enormes consecuencias para el equilibrio de presión del sistema, así como para la potencia necesaria para bombear el fluido.

Por ejemplo, para bombear crudo pesado a través de una tubería, la presión de bombeo se puede reducir controlando su viscosidad. La reducción de la viscosidad calentando el aceite o diluyéndolo es cara. Para determinar cuánto calor o diluyente agregar, es necesario medir la viscosidad real del crudo diluido. Mediante el uso de un viscosímetro en línea y un controlador de retroalimentación para ajustar la temperatura o la cantidad de diluyente, se puede lograr un equilibrio óptimo entre el costo adicional de la reducción de la viscosidad y la viscosidad deseada del producto.

Si la tubería es vertical en lugar de horizontal, la fuerza de gravedad sobre el fluido se suma a su resistencia al flujo y modifica la caída de presión a través de la tubería:

donde ρ es la densidad del fluido, ∆H es la altura vertical de la tubería yg es la aceleración de la gravedad.

Técnicamente, esta fórmula es correcta solo para el flujo laminar de fluidos newtonianos. Sin embargo, las relaciones generales dan estimaciones utilizables en muchos casos en los que no se cumplen estas condiciones.

Figura 2: Relación de la caída de presión con la densidad.

Conocer la densidad del fluido es fundamental para mantener el equilibrio de presión en un pozo. Y dado que el peso real del fluido se utiliza para calcular el valor del producto, la medición precisa de la densidad es un factor esencial en la transferencia de custodia.

La importancia de la medición de las propiedades de los fluidos en línea

A pesar de la importancia de la densidad y la viscosidad en todos los aspectos de las operaciones aguas arriba y aguas abajo, son notoriamente difíciles de medir en las condiciones extremas que se encuentran en la industria del petróleo y el gas. Los métodos de laboratorio tradicionales involucraban instrumentos delicados y costosos que solo podían usarse en muestras tomadas de operaciones de campo.

Pero un operador que intente controlar la consistencia del lodo durante una operación de perforación necesita una medición en línea inmediata para poder optimizar los parámetros de perforación sobre la marcha. Un informe de laboratorio entregado horas después de que se tomó la muestra tiene un valor limitado, ya que refleja el pasado y no las condiciones reales.

En las operaciones de fracking, la densidad es de suma importancia para determinar si la concentración de apuntalante está en el objetivo. Una medición de densidad en línea es crucial, porque en el fracking, suceden cosas rápido. De manera similar, al cementar, conocer la densidad del cemento es esencial para mantener un equilibrio de presión adecuado. Saber cuál era la densidad del cemento fluido un par de horas antes de que fraguara tiene poco valor para el operador. Para realizar mediciones de densidad a altas presiones de bombeo, los instrumentos de absorción nuclear son casi la única opción. Pero el aumento del costo del cumplimiento y el manejo de las fuentes nucleares se ha convertido en una enorme carga para la industria.

Una de las aplicaciones más desafiantes para la medición de propiedades de fluidos en línea es también la más valiosa. Es la evaluación de los fluidos de formación durante la perforación.

Evaluación de fluidos de formación: desde la broca hasta el laboratorio PVT y más allá

La evaluación del fluido de formación toca los cimientos de la industria del petróleo y el gas. Saber qué fluidos están presentes y cómo se comportarán durante la extracción y el transporte es esencial para una perforación, terminación y producción seguras y económicas.

Las muestras de fluido de formación se obtienen tradicionalmente mediante herramientas operadas con cable. Su recolección requiere levantar la sarta de perforación, colocar una herramienta de cable, recolectar muestras que luego se envían al laboratorio, seguido de la reinserción de la sarta de perforación. Para preservar la integridad de las muestras, es necesario mantenerlas en condiciones de yacimiento de temperatura y presión a medida que se llevan a la superficie, un proceso técnicamente desafiante y costoso.

El desarrollo de tecnología de sensores avanzada y electrónica de alta temperatura hace que sea práctico incluir sensores de viscosidad y densidad en herramientas con cable. Un ejemplo es el instrumento de caracterización de yacimientos (RCI) de Baker Hughes con el servicio In-Situ Fluids eXplorer (IFX). La herramienta de cable IFX incluye un sensor de densidad-viscosidad basado en un resonador de diapasón piezoeléctrico, una de las principales clases de tecnología que se adapta bien a la monitorización de densidad y viscosidad en línea.oring.

Al mismo tiempo, Baker Hughes estaba desarrollando su servicio de registro durante la perforación (LWD) FASTrak que permitía el análisis y muestreo de fluidos durante una operación de perforación sin la necesidad de interrumpirlo para el registro con cable. Este sistema incorporó el sistema de medición de densidad de viscosidad piezoeléctrico de la herramienta IFX.

En 2010, Baker Hughes se puso en contacto Rheonics, Inc. (anteriormente Viscoteers, Inc.) para desarrollar una alternativa al frágil diapasón piezoeléctrico que se utilizaba en el sistema FASTrak. El resultado fue el Rheonics DV-2000, un resonador de diapasón torsional que eventualmente formó la base de una extensa familia de sensores de densidad y viscosidad en línea que ahora cubren una amplia gama de aplicaciones en el sector del petróleo y el gas.

La Rheonics DV-2000 y su descendencia

Es instructivo observar más de cerca el Rheonics DV-2000, porque ilustra un enfoque para el monitoreo de densidad-viscosidad.oring que sea a la vez general en concepto y versátil en su implementación.

La Rheonics DV-2000 es un sensor de vibración cuyas características resonantes se modifican por su interacción con el fluido.

El DV-2000 consta de dos resonadores de torsión acoplados que, juntos, forman un diapasón de torsión, que se muestra a continuación junto a una instalación típica en un módulo LWD:

Figura 3: Resonador DV en módulo de análisis de fluidos LWD.

El resonador se sumerge en el fluido bajo prueba. Los dientes contienen imanes permanentes, que son impulsados ​​y detectados en vibraciones torsionales por bobinas que se colocan fuera de la cámara de fluido presurizado que contiene el resonador.

Los dientes aplanados interactúan con el fluido de dos formas diferentes cuando vibran en torsión. Cortan el fluido, lo que provoca la transferencia de energía de las púas al fluido a través de fuerzas viscosas. Y desplazan el fluido, lo que provoca una carga de masa de los dientes proporcional a la densidad del fluido.

Cuando el DV-2000 es impulsado por una onda sinusoidal, su amplitud alcanza un pico en su frecuencia resonante. Cuanta más energía pierda en el fluido a través de fuerzas viscosas, más plano y ancho será su pico resonante. De manera similar, cuando el resonador está cargado por un fluido denso, su frecuencia de resonancia disminuye en una cantidad que depende de la densidad del fluido.

Figura 4: Ampliación del pico de resonancia mediante amortiguación viscosa (aumento de la viscosidad) y desplazamiento del pico de resonancia mediante carga de masa (aumento de densidad).

La anchura del pico resonante se puede utilizar para derivar la viscosidad del fluido y el cambio de su frecuencia de resonancia se puede utilizar para derivar la densidad del fluido. Junto con el Rheonics Con el paquete electrónico de DVM, el sensor puede medir la densidad y la viscosidad a temperaturas de hasta 500°F y presiones de hasta 30,000 PSI.

Las especificaciones de densidad y viscosidad del DV-2000 se muestran en la siguiente tabla:

Los resultados de las pruebas realizadas en Baker Hughes se muestran en la siguiente charts. Los dos primeros muestran la precisión de las mediciones de viscosidad para una serie de fluidos que cubren el rango especificado de viscosidades y densidades. El tercero muestra la precisión de las mediciones de densidad. Las dos líneas en cada chart muestra los límites superior e inferior de los errores permitidos para ambas mediciones.

Tabla 1: Especificaciones de rendimiento para Rheonics Sensor DV-2000.

Figura 5: Precisión de viscosidad (izquierda) y densidad (derecha) del sensor para diferentes fluidos.

Densidad en línea: instrumentos de viscosidad basados ​​en la Rheonics DV-2000

La excelente precisión, repetibilidad y robustez del DV-2000 llevaron a su incorporación en dos instrumentos DV en línea más adecuados para aplicaciones en línea y de proceso.

La Rheonics DVM es un DV-2000 montado en un bloque de titanio con accesorios de entrada y salida de alta presión. Su volumen de medición real es de aproximadamente 0.7 cm.³. Opera a presiones de hasta 30,000 PSI y temperaturas de hasta 500 °F. Sus especificaciones de precisión y alcance son similares a las del DV-2000 como se indicó anteriormente, pero su potencial supera con creces las especificaciones. Principales aplicaciones de la Rheonics DVM ha estado en análisis PVT de muestras de petróleo vivo, en las que es necesario trabajar con cantidades muy pequeñas de material manteniéndolos en condiciones de temperatura y presión de yacimiento. Las mediciones anteriores requerían instrumentos separados para medir la densidad y la viscosidad, lo que requería volúmenes de muestra considerablemente mayores, así como sistemas de transferencia de fluidos engorrosos.

El DVM también se ha utilizado para medir la densidad y la viscosidad del CO líquido y gaseoso.₂ en experimentos de inundaciones centrales con precisiones que superan con creces la especificación objetivo dada anteriormente.

Un segundo instrumento basado en el DVM es el Rheonics DVP, que fue diseñado como un sensor en línea versátil para uso en tanques, tuberías y reactores. Sus especificaciones de alcance y precisión son las mismas que las del DVM, pero con una presión nominal más baja de 10,000 PSI. El DVP está orientado a aplicaciones que implican monitorización de estaciones múltiples.oring de fluidos en tuberías, optimización de bombas basada en la viscosidad, transferencia de custodia y monitoreo de densidad en línea de alta presiónoring. El DVP es uno de los únicos instrumentos no nucleares capaces de realizar mediciones precisas de densidad en línea a presiones en el rango de 10,000 PSI y, como tal, abre muchas áreas de aplicación nuevas que anteriormente estaban cubiertas por métodos indirectos como la transmisión de ultrasonido o mediciones de presión diferencial a través de una columna vertical de fluido.

Estudios de caso: el Rheonics DVM en análisis de petróleo vivo e instalaciones de inundación de núcleos

Mediciones de densidad y viscosidad en muestras de aceite en vivo en AsphWax, Inc.

La Rheonics DVM es ideal para medir las propiedades de muestras de petróleo vivo debido a su pequeño volumen de muestra, su amplio rango de medición de viscosidad sin interrumpir una ejecución de medición para reconfigurar el hardware y su capacidad para medir la densidad y la viscosidad simultáneamente en el mismo muestra. Debido a que los sistemas competidores utilizan dos instrumentos separados para medir la densidad y la viscosidad, requieren un volumen de muestra mayor y causan complicaciones en la transferencia de las muestras de petróleo vivo. La siguiente figura muestra una Rheonics DVM instalado en un tanque de muestra de aceite vivo dentro de un horno. Su tamaño compacto y su simplicidad de conexión permiten montarlo directamente en el contenedor de muestra de aceite vivo.[ 1 ]. Una prueba de heptano a 46.8 ° C y 341 bares de presión arrojó los siguientes valores, en comparación con los valores de referencia estándar:

Los datos de medición de DVM son cortesía de Stratos Geroulis, AsphWax, Inc.

Mesa 2: Precisión medida de Rheonics DVM.

Figura 6: Rheonics Módulo DVM.

Aplicación de Rheonics Viscosímetro DVM2000 para inferir propiedades reológicas de emulsiones en yacimientos de petróleo

Las técnicas avanzadas de EOR utilizan un sistema en el que se emulsionan dos fluidos inmiscibles. El EOR de espuma implica la generación de emulsiones de gas y agua estabilizadas con surfactante en el depósito para controlar la movilidad de la baja viscosidad del gas de desplazamiento (N₂, hidrocarburos ligeros, CO₂ etc.) y así aumentar la eficiencia de barrido. En los métodos químicos de EOR como la inundación de ASP (polímero tensioactivo alcalino), el proceso de recuperación de aceite se rige por la formación inducida por el tensioactivo de una microemulsión de aceite y agua que luego se persigue con una inundación de salmuera viscosa inducida por un polímero. Ambos métodos buscan optimizar las propiedades reológicas en condiciones de yacimiento con una mínima adición de productos químicos. Puede llevar días o meses realizar una caracterización de laboratorio del comportamiento reológico de una formulación en condiciones de yacimiento, lo que hace que la detección rápida de las formulaciones sea bastante difícil. Los factores más importantes y menos controlables son las propiedades del medio poroso. Estas propiedades pueden cambiar durante el experimento, haciendo casi imposible la medición directa de las propiedades reológicas.

La Rheonics DVM-2000 puede medir simultáneamente la densidad y viscosidad de tales formulaciones químicas en condiciones de yacimiento en unas pocas horas, haciendo que el paso limitante de velocidad sea la escala de tiempo de las interacciones químicas en el proceso. Nuestros clientes están empleando el DV-2000 en su aparato de inundación central para acelerar el desarrollo de productos mediante mediciones reológicas precisas en las condiciones del yacimiento.

La capacidad de medir la densidad y la viscosidad simultáneamente también proporciona información esencial sobre la textura de la emulsión. Una densidad medida uniforme y una viscosidad estable indican una emulsión estable con fases homogéneamente dispersas. Por otro lado, si la textura no es homogénea, como en el caso del flujo lento, esto se manifiesta cualitativamente por una fuerte fluctuación de la densidad y viscosidad indicadas. Esta información es esencial para el diseño y la implementación de métodos EOR. Un esquema de una configuración de flujo típico utilizando el Rheonics La unidad DVM-2000 se muestra en la siguiente figura, donde dos fluidos inmiscibles (uno de los cuales suele ser una formulación tensioactiva en salmuera) se bombean simultáneamente a través de un mezclador en línea, un Rheonics Monitor DVM-2000oring sistema y un sistema de inundación central en serie.

Figura 7: Configuración de inundación del núcleo con un módulo DVM en línea.

Perspectivas para las mediciones de densidad resonante y viscosidad en línea

Sensores de propiedades de fluidos resonantes de los tipos ofrecidos por Rheonics, Inc. están ampliando los límites de las mediciones que se creían posibles sólo con instrumentos de laboratorio. Más allá de las aplicaciones mencionadas anteriormente, estos sensores también se han utilizado para medir la deposición de ceras y asfaltenos. RheonicsLa tecnología básica se puede optimizar para medir no sólo la deposición, sino también la corrosión en tiempo real, lo que permite la dosificación específica de tratamientos químicos en condiciones de campo.

Un tercio Rheonics El sensor SRV es capaz de medir la viscosidad en un rango muy amplio, desde menos de 1 cP hasta 50,000 cP. Es un instrumento de control de procesos altamente estable para uso en operaciones de fabricación y dosificación, incluso con dispersiones, lodos y otros fluidos atípicos. Actualmente se utiliza para controlar con precisión la viscosidad de una suspensión no newtoniana en una aplicación de recubrimiento de alto valor. También se puede utilizar para monitorear y controlar la viscosidad de fluidos en tuberías y oleoductos, incluidos sistemas de quemadores de combustible para motores marinos y transporte por oleoductos de petróleo crudo pesado calentado o diluido.