Análisis De Hidrocarburos En El Pozo

1.- Comente sobre la importancia de comprender la composición del petróleo crudo durante las primeras etapas del desarrollo de un campo.

Es de suma importancia entender la composición del petróleo, ya que ayuda a optimizar la explotación de los recursos y a tomar decisiones que pueden ir desde terminar o no un pozo, o hasta reevaluar la explotación completa de un campo petrolero. La mayoría de los campos petrolíferos descubiertos a nivel mundial corresponden mayormente a gas condensado/petróleo volátil asociados a altas presiones y temperaturas. De allí la importancia de estudiar estos yacimientos aplicando las mejores técnicas de ingeniería para optimizar la recuperación de este recurso no renovable.

Las implicaciones económicas del desarrollo de yacimientos que contienen gases ricos en hidrocarburos son sustancialmente diferentes de las correspondientes al desarrollo de yacimientos con altos porcentajes de componente altamente corrosivo. La presencia de sustancias corrosivas puede modificar los requisitos de materiales en términos de líneas de flujo y equipos de superficie.

Cabe destacar que en términos generales, a mayor profundidad de los yacimientos las mezclas de hidrocarburos se encuentran en fase líquida cerca del punto crítico (crudos volátiles de alto encogimiento) o en fase gaseosa (gas condensado, gas húmedo o seco). Los fluidos obtenidos en superficie de estos yacimientos, son el resultado de cambios termodinámicos que sufre la mezcla original de hidrocarburos en su trayectoria desde el yacimiento hasta el sistema de separación en la superficie.

Hoy en día, se dispone de la información relacionada a la composición del crudo y a la relación gas-petróleo gracias a una herramienta operada a cable que ofrece resultados en tiempo real para optimizar el muestreo de fluidos en base a la composición medida en la localización del pozo.

2.- Investigue sobre el principio de operación del MDT y CFA, para el monitoreo de pozos. Explique su fundamentación.

La composición de los fluidos se determina obteniendo una muestra representativa de fluido de yacimiento. Las muestras de superficie pueden obtenerse en forma relativamente fácil a través de la recolección de muestras de líquido y gas desde separadores de prueba o de producción. Luego, las muestras se recombinan en un laboratorio. Sin embargo, el resultado puede ser no representativo de las condiciones del yacimiento, particularmente cuando se extraen muestras de un yacimiento de gas condensado. La recombinación de muestras de gas y líquido en una relación incorrecta, cambios en las condiciones de producción existentes antes o durante la extracción de las muestras, y la mezcla de fluidos de zonas con diferentes propiedades, son algunos ejemplos de problemas potenciales. Si el contenido de líquido es bajo cuando se toman las muestras de superficie, una pequeña pérdida del líquido en los tubulares o en los separadores de producción podría hacer que la muestra de condensado resultara no representativa del fluido de formación.

Las muestras de fluidos de los yacimientos de gas condensado también pueden tomarse en el fondo del pozo. Esto resulta práctico y conveniente si la presión de flujo del pozo es superior a la presión del punto de rocío; sin embargo, en general no se recomienda si la presión, en cualquier punto de la tubería de producción, es menor que la presión del punto de rocío. En esa condición, el flujo en el pozo es bifásico. Cualquier líquido que se forme en la tubería de producción durante o antes del proceso de extracción de muestras puede segregarse en el extremo inferior de la sarta de producción—donde un tomador de muestras de fondo de pozo recoge los fluidos—lo que puede conducir a una muestra no representativa con demasiados componentes más pesados.

Probador Modular de la Dinámica de la Formación MDT:

Los probadores de formación operados con cable han mejorado significativamente en la última década. El Probador Modular de la Dinámica de la Formación MDT recolecta los fluidos insertando una probeta en las paredes de un pozo sin entubar y extrayendo los fluidos de una formación.

Los datos medidos con la herramienta MDT se transmiten a la superficie de inmediato, para poder tomar decisiones relacionadas con la extracción de muestras en base al conocimiento de la composición aproximada y la presión del yacimiento, otro parámetro medido. En cada profundidad de prueba deseada es posible tomar muestras de fluido antes de desplazarse a otro punto de prueba de fondo de pozo.

En lo que respecta al gas condensado que se encuentra a presiones superiores al punto de rocío en el yacimiento, es importante recolectar y conservar el fluido en estado monofásico. Si la presión del fluido cae por debajo del punto de rocío, puede llevar mucho tiempo recombinar la muestra. Peor aún, algunos cambios que se producen en una muestra durante su traslado a la superficie pueden ser irreversibles.

Una muestra obtenida en estado monofásico debe mantenerse en dicho estado cuando se la lleva a la superficie. Para ello se dispone de botellas de muestreo MDT especiales. Una botella monofásica utiliza un colchón de nitrógeno para incrementar la presión en el fluido muestreado. La muestra se enfría cuando se la lleva a la superficie, pero el colchón de nitrógeno de la muestra mantiene su presión por encima del punto de rocío.

Analizador de la Composición de los Fluidos CFA:

El Analizador de la Composición de Fluidos escanea la muestra de la línea de flujo del MDT con mediciones de emisión de fluorescencia y espectrometría de absorción óptica infrarroja para determinar la pureza del fluido.

El modulo CFA del MDT ópticamente escanea el contenido de la línea de flujo para asegurar que la recolección de muestra de alta pureza sea representativa. Tan pronto como el gas del reservorio en una fase fluye a través del analizador CFA, un espectrómetro de absorción óptica infrarroja determina en tiempo real la concentración de:

• Metano (C1).

• Etano-propano-butano-pentano (C2-C5).

• Moléculas de hidrocarburos más pesados (C6+).

• Agua (H2O).

Con esta información composicional, se obtiene el yacimiento condensado, o el radio gas/condensado (CGR), el cual es el inverso del GOR.

El CFA también mide la emisión de fluorescencia para identificar el tipo de fluido y asegurar que las muestras son adquiridas sobre el punto de rocío para un gas

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