En los últimos años, la tecnología ha
progresado en este aspecto. Hasta no hace
mucho tiempo, no se consideraba factible
obtener muestras a hueco abierto de calidad
PVT mediante un probador de formación
operado por cable, como el probador RFT.
Durante el proceso de perforación, el filtrado
del lodo invade la formación, en mayor o
menor grado. Por lo general, las muestras
obtenidas por la herramienta RFT estaban
contaminadas con filtrado de lodo. En un
intento por superar este inconveniente se
tomaban muestras “segregadas”, donde el
flujo era dirigido en un principio a una
cámara de muestreo para “limpiar” la zona
ubicada alrededor de la sonda RFT, y luego a
una segunda cámara para capturar lo que se
suponía era fluido no contaminado. En zonas
sumamente invadidas, aún con este método,
se obtenían muestras contaminadas. La
situación se ha visto más complicada aún
con la difusión del uso de los lodos a base
de petróleo (OBM). El filtrado del OBM es
miscible con el hidrocarburo del yacimiento,
lo cual dificulta aún más la detección de la
contaminación, además de que las consecuencias
de la misma son mucho más
serias, puesto que el filtrado de lodo puede
alterar en forma significativa las propiedades
PVT del fluido.
La herramienta MDT ha permitido
superar las limitaciones del RFT, ya que fue
diseñada específicamente para extraer
muestras de fluidos de un yacimiento. Esta
herramienta incorpora una bomba que
permite bombear el fluido de la formación
dentro del pozo, con el objeto de limpiarlo y
acondicionarlo para la muestra. Una vez que
el fluido se encuentra en su estado puro, se
toma una muestra representativa del mismo
en una cámara de muestreo. La herramienta
es capaz de identificar el fluido que pasa por
ella por medio de una medición de
resistividad y de un análisis de absorción de
luz en la región visible y casi infrarroja. La
resistividad distingue el hidrocarburo del
filtrado de lodo a base de agua (WBM),
mientras que el análisis óptico discrimina el
gas del líquido y los hidrocarburos del
filtrado del OBM. Al poder reconocer en
tiempo real los fluidos que pasan por la
herramienta, se puede garantizar la extracción
de muestras puras.
Su construcción modular permite que la
herramienta MDT se pueda configurar de
varias maneras. La selección de los módulos y
su posición dentro de la sarta de herramientas,
dependen de los objetivos de la
operación y de las características y condiciones
del pozo. La herramienta se asienta a la profundidad
deseada forzando hidráulicamente
la sonda contra la pared de la formación. La
sonda corta y atraviesa el revoque para establecer una comunicación
con la formación, mientras que
la empacadura de goma que la
rodea aisla la sonda de la
presión hidrostática del pozo. Una vez
colocada la herramienta, se
puede realizar una prueba
previa que consiste en extraer
hasta 20 cm3 del fluido
mediante el desplazamiento de
un pequeño pistón. La
perturbación resultante en la
presión se utiliza para estimar
la permeabilidad de la formación
que circunda la sonda. La
recuperación de presión subsiguiente
determina la presión de
la formación. El valor de la permeabilidad
ayuda a decidir la
factibilidad de extraer una
muestra a esa profundidad,
mientras que el perfil de
presión versus profundidad
permite identificar la naturaleza del fluido. Si
se decide tomar una muestra, el módulo de
bombeo se utiliza para extraer el fluido de la
formación a través de la línea de flujo, para luego arrojarlo en el hoyo. La celda de
resistividad adyacente a la sonda permite
discriminar entre agua salada e hidrocarburo.
La resistividad del fluido bombeado será en
un principio la misma del filtrado del lodo. A
medida que se limpia, la resistividad tiende a
un valor constante, característico del fluido
de la formación. Si se trata de una formación
con presencia de hidrocarburos, la medición
de resistividad se satura a un valor alto,
mientras que si se trata de una formación
acuífera, la medición de resistividad se
estabilizará en un valor característico de la
resistividad del agua de la formación.
Cuando se considera que el fluido es
representativo del fluido de la formación, se
puede suspender el bombeado y desviar el
fluido a una cámara de muestreo.
En los pozos en los que el fluido de
perforación es OBM o en los que el fluido está
cercano a la presión de saturación, el módulo
Analizador Optico de Fluidos OFA* puede
resultar de gran utilidad. Si el filtrado de lodo es a base de
petróleo, la resistividad no es capaz de
discriminar entre el filtrado y el fluido de la
formación. En este caso, la herramienta OFA
se puede utilizar para discriminar los fluidos
analizando la forma en que la luz de las
regiones visible e infrarroja es absorbida por
la línea de flujo del fluido. La línea de flujo
pasa a través de dos sensores ópticos
independientes. En uno de ellos se utiliza
espectroscopía de absorción para detectar y
analizar el líquido. En el otro sensor, una
medición de reflexión de luz detecta la
presencia de gas.