Análisis de hidrocarburos en el pozo
Enviado por juangarcia86 • 2 de Septiembre de 2013 • Síntesis • 2.271 Palabras (10 Páginas) • 342 Visitas
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
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