Análisis de hidrocarburos en el pozo
juangarcia86Síntesis2 de Septiembre de 2013
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Análisis de hidrocarburos en el pozo
El advenimiento de una nueva herramienta de toma de muestras de fluidos, permite
una rápida evaluación de la composición de los hidrocarburos. Hoy, es posible deter-
minar la calidad de las muestras tomadas para su posterior análisis antes de llenar la
botella de muestreo. La herramienta es lo suficientemente sensible como para deter-
minar los gradientes de la composición de los fluidos dentro de una formación.
Soraya Betancourt
Go Fujisawa
Oliver C. Mullins
Ridgefield, Connecticut, EUA
Andrew Carnegie
Abu Dhabi,
Emiratos Árabes Unidos (EAU)
Chengli Dong
Andrew Kurkjian
Sugar Land, Texas, EUA
Kåre Otto Eriksen
Statoil
Stavanger, Noruega
Mostafa Haggag
Antonio R. Jaramillo
Abu Dhabi Company for
Onshore Oil Operations
Abu Dhabi, EAU
Harry Terabayashi
Fuchinobe, Kanagawa, Japón
Radiación infrarroja cercana
Absorción
y excitación
CFA (Analizador de la Composición de los Fluidos), LFA
(Analizador de Fluidos Vivos para la herramienta MDT),
MDT (Probador Modular de la Dinámica de la Formación)
y PVT Express son marcas de Schlumberger.
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Sylvain Jayawardane y Jiasen Tan, Edmonton,
Alberta, Canadá; Sudhir Pai, Rosharon, Texas, EUA; Ibrahim
Shawky, Abu Dhabi, EAU; y Tsutomu Yamate, Fuchinobe,
Kanagawa, Japón.
La comprensión de la composición del petróleo
crudo en las primeras etapas del proceso de
desarrollo de un campo ayuda a optimizar la
explotación de los recursos. Actualmente se dis-
pone de dicha información gracias a una herra-
mienta operada a cable que ofrece resultados en
tiempo real para optimizar el muestreo de fluidos
en base a la composición medida en la localiza-
ción del pozo.
En ocasiones es necesario obtener una de-
terminación temprana de la composición del
gas y de la relación gas/petróleo (RGP) para de-
cidir si terminar un pozo o no, o hasta para tomar
la decisión de desarrollar un campo petrolero.
Por ejemplo, las implicancias económicas del
desarrollo de yacimientos que contienen gases
ricos en hidrocarburos son sustancialmente dife-
rentes de las correspondientes al desarrollo de
yacimientos con altos porcentajes de dióxido de
carbono [CO2] en el gas. El CO2 es altamente
corrosivo, de manera que su presencia puede
modificar los requisitos en términos de líneas de
flujo y equipos de superficie. Por otra parte, qui-
zás sea necesario evitar la mezcla de áreas pros-
pectivas con composiciones incompatibles. Los
problemas relacionados con acumulaciones de
asfaltenos, ceras, hidratos e incrustaciones orgá-
nicas en las líneas de flujo también inciden en el
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Oilfield Review
aseguramiento del flujo.1 La composición del
fluido puede restringir las caídas de presión y los
gastos (velocidades o tasas de flujo, caudales,
ratas) admisibles, para evitar la condensación de
los fluidos.
Este artículo presenta los recientes desarro-
llos en materia de análisis de fluidos que pueden
efectuarse con el Probador Modular de Dinámica
de la Formación MDT.2 Un nuevo módulo, el
Analizador de la Composición de los Fluidos CFA,
proporciona una medición de la composición de
los fluidos de muestras extraídas directamente
de la formación. Este módulo discrimina las frac-
ciones de metano, hidrocarburos livianos, hidro-
carburos pesados, dióxido de carbono y agua
presentes en una muestra. La herramienta rea-
liza esta determinación en base a la absorción de
la luz y la fluorescencia de los fluidos; los resul-
tados son transmitidos a la superficie en tiempo
real. Ejemplos de Medio Oriente y el Mar del
Norte demuestran la eficacia de este nuevo
módulo.
Análisis del petróleo y el gas
Los términos gas y petróleo describen el estado
de un hidrocarburo como vapor o líquido, pero no
especifican la composición química. Es posible
utilizar una medición detallada de los componen-
tes de un hidrocarburo, como la obtenida en un
laboratorio de superficie, para predecir los com-
ponentes de las fases de petróleo y gas—así como
también otras propiedades físicas, tales como la
densidad y la viscosidad—a diversas temperatu-
ras y presiones. La obtención de estas mediciones
detalladas de laboratorio puede demandar
mucho tiempo. La nueva herramienta CFA, en
conjunto con otros módulos de la herramienta
MDT, proporciona una determinación rápida de
algunos de los componentes e indica el grado de
contaminación del lodo de perforación antes de
someter las muestras a un nuevo análisis.
Los hidrocarburos comprenden una variedad
de componentes que abarcan desde el metano
que sólo tiene un átomo de carbono hasta los
compuestos de carbono de cadena muy larga, ade-
más de moléculas cíclicas, aromáticas y otras
moléculas complejas tales como los asfaltenos y
las parafinas. Estos componentes determinan el
comportamiento de fases de un fluido de yaci-
miento determinado que suele indicarse utili-
zando un diagrama de fases representado por tres
variables: presión, volumen y temperatura (PVT)
(arriba, a la derecha).3 Un hidrocarburo se
encuentra en una sola fase si la presión y la tem-
peratura están fuera de la envolvente de fases. En
condiciones que caen dentro de esta envolvente,
coexisten dos fases. Sin embargo, la composición
de las fases cambia dentro de esta región bifásica.
Agotamiento del yacimiento
Punto crítico
Curva del punto
de rocío
Presión
Curva del punto
de burbujeo
Punto cricondetérmico
Temperatura
> Una típica envolvente de fases para un condensado retrógrado. Entre las
curvas del punto de burbujeo y del de rocío, los hidrocarburos se encuentran
en dos fases. Las líneas de la fracción molar líquida constante (líneas punte-
adas) se unen en el punto crítico. Los fluidos que ingresan en la región de
dos fases a la derecha del punto crítico se denominan condensados retró-
grados. Los fluidos a temperaturas superiores de la del punto cricondetér-
mico siguen siendo monofásicos a todas las presiones. Si la condición inicial
de temperatura y presión del yacimiento está por encima de la envolvente de
fases, y entre la temperatura crítica y la del punto cricondetérmico, el fluido
atraviesa un punto de rocío y se separa líquido de la fase gaseosa al declinar
la presión del yacimiento. Esta condición (línea vertical) comienza en la con-
dición de yacimiento inicial; en esta gráfica se muestra a una temperatura y
presión elegidas en forma arbitraria.
Cerca de la curva del punto de burbujeo, la fase
gaseosa corresponde predominantemente a
metano, pero ingresando más en la región de dos
fases, otros componentes livianos e intermedios
ingresan en la fase gaseosa.
De un modo similar, los primeros componen-
tes líquidos que se separan después de atravesar
el punto de rocío son los componentes más pesa-
dos; los componentes más livianos pasan a la fase
líquida en las condiciones que prevalecen más
allá de la curva del punto de rocío. Este fenómeno
es importante cuando se muestrean fluidos de gas
condensado: una vez que un fluido ingresa en la
región bifásica, los componentes pesados se pier-
den en la fase líquida. Este comportamiento se
utiliza en el diseño del módulo CFA para determi-
nar cuándo un fluido atraviesa el punto de rocío.
La condición de presión y temperatura en la
cual se unen las curvas del punto de burbujeo y la
del punto de rocío se denomina punto crítico. En
este punto, la densidad y la composición de las
fases líquida y gaseosa son idénticas. La tempe-
ratura máxima a la cual pueden coexistir dos
fases se denomina cricondetérmica.
Usualmente, la temperatura de un yacimiento
es casi constante—a menos que se inyecten en el
mismo fluidos fríos o calientes—de manera que
la mayoría de los yacimientos que se están ago-
tando siguen una trayectoria vertical descendente
en un diagrama de fases de presión y temperatura.
Si la temperatura del yacimiento se encuentra
entre la temperatura del punto crítico y la cricon-
detérmica, se puede separar líquido de la fase
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