Muestreo de fluidos capitulo 6

Resumen del capítulo 6 del API-RP-44

El uso del mercurio proporcionó un medio simple, directo y confiable de transferir muestras de fluidos de los yacimientos. Sin embargo, debido a consideraciones ambientales, de seguridad y de transporte, la utilización del mercurio para la toma de muestras se ha eliminado en muchos lugares geográficos, principalmente mediante el uso de contenedores de muestreo y de envío accionados por pistón.

Debido a la compresibilidad de los fluidos en el pozo, habrá algún flujo posterior al fondo del pozo después de la clausura de la superficie, lo que permitirá que el fluido del yacimiento a presión completa adicional fluya hacia el interior del pozo. Esto en sí mismo puede no ser suficiente para asegurar la repoblación del fluido del yacimiento en el pozo, pero si el pozo ha sido acondicionado adecuadamente, el flujo posterior actúa como una hemorragia a corto plazo y mejora la obtención de muestras de mejor calidad. Los aceites de yacimientos de mayor compresibilidad exhibirán un mayor volumen de flujo posterior que los aceites de menor compresibilidad. El proceso de muestreo debe ir precedido de la selección del tipo de herramienta de muestreo del subsuelo que se va a utilizar y del punto de muestreo apropiado en el pozo.

El método de muestreo del subsuelo consiste en hacer descender un dispositivo, normalmente llamado muestreador de fondo, en el pozo hasta un punto preseleccionado. Una porción del fluido del yacimiento en ese punto queda atrapada en una sección del muestreador a presión. El muestreador se lleva a la superficie con la muestra de fluido en su interior.

El mejor lugar para asegurar la muestra con muestreadores convencionales es el punto más bajo del pozo que pasa por todo el fluido que entra en el pozo y donde la presión estática no es menor que la presión estimada de saturación del fluido del reservorio. Si la presión en ese punto es al menos igual a la presión de saturación estimada del fluido del yacimiento, la muestra puede recogerse en un punto de la tubería justo por encima del punto de contacto entre el fluido deseado y la fase subyacente. La selección final del punto de muestreo se hace tras la realización de los estudios de presión y temperatura del pozo.

El control de calidad de una muestra de aceite de un yacimiento consiste en determinar una presión aproximada del punto de burbuja de la muestra a la temperatura del muestreador o del contenedor de transporte. El control de calidad de la muestra puede realizarse mientras la muestra está en el muestreador o después de su traslado a un contenedor de transporte. La concordancia en la presión del punto de burbuja se acepta generalmente como prueba razonable de que las muestras son representativas del aceite en el punto de muestreo.

Si las muestras de petróleo presentan presiones de saturación sustancialmente superiores o inferiores a la presión estimada, se debe revisar la operación de muestreo para encontrar una explicación. Por ejemplo, si las válvulas del muestreador se cierran accidentalmente en un punto alto de la tubería, la presión de saturación de la muestra podría ser, con muchos aceites, inferior al valor estimado basado en la relación gasóleo productor. Por el contrario, un aceite espumoso podría dar una mayor presión de saturación, al igual que los aceites de los que se han precipitado ceras o asfaltos en el muestreador a temperatura superficial.

La presión de saturación de la muestra a temperatura ambiente puede a veces medirse en el campo mientras la muestra de fluido está todavía en el muestreador. Además, la presión de saturación puede medirse después de que la muestra se haya transferido a un contenedor de transporte, si dicha transferencia se realiza en el campo. Cualquiera de los dos métodos requiere un equipo modesto que incluye una bomba de inyección de fluido hidráulico calibrada y un dispositivo de medición de presión calibrado con precisión. En todos los casos, la presión inicial debe registrarse cuando se abre por primera vez el instrumento de muestreo.

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