Tarea Semana 2

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

Es necesario obtener una determinación temprana de la composición del gas y de la relación gas/petróleo (RGP) para decidir 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 diferentes 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, quizás sea necesario evitar la mezcla de áreas prospectivas con composiciones incompatibles. Los problemas relacionados con acumulaciones de asfaltenos, ceras, hidratos e incrustaciones orgánicas en las líneas de flujo también inciden en el aseguramiento del flujo. 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.

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

Probador Modular de Dinámica de la Formación MDT:

Un sello de empacador aísla la zona de muestreo del fluido del pozo. No obstante, dentro de la zona de muestreo del fluido, una probeta de protección cilíndrica, colocada en la periferia de la zona de muestreo, rodea y protege la zona de muestreo más interna Un sello de empacador adicional separa la admisión del fluido de descarte de la admisión del fluido de muestreo. La zona interna y la zona periférica están conectadas a líneas de flujo independientes, a las que se alude como línea de flujo de muestreo y línea de flujo de descarte o de protección, respectivamente. Dos bombas, una colocada por encima de la probeta y otra por debajo, introducen el fluido en las dos líneas de flujo, con velocidades diferentes, y los analizadores espectroscópicos determinan la composición del fluido en cada línea de flujo. El efecto de orientación de este método se asemeja levemente a la forma en que los dispositivos de adquisición de lateroperfiles utilizan los electrodos “protectores” para guiar la corriente dentro de una formación, con el fin de medir la resistividad.

Fuente: https://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish07/spr07/p4_21.pdf

El Analizador de Fluidos Vivos LFA de la herramienta MDT:

Proporciona una forma de analizar los fluidos en sitio para determinar cuándo se ha reducido suficientemente la contaminación producida por el lodo de perforación para obtener una muestra de fluido de calidad aceptable. Esto minimiza el tiempo necesario para recolectar las muestras de fluido, reduciendo tanto los costos del equipo de perforación como el riesgo de que la herramienta se atasque por haber estado demasiado tiempo en el pozo.

El módulo LFA incluye un canal específicamente sintonizado para registrar la presencia de metano, proporcionando un medio para obtener la relación gas/petróleo.5 La medición de la relación gas/petróleo en el fondo del pozo ayuda a identificar si las diferentes formaciones están compartimentalizadas. Se puede implementar un programa de muestreo para descubrir la variación composicional dentro de un compartimiento dado, ayudando a optimizar los programas de terminación de pozos. La concordancia entre las mediciones de las propiedades del petróleo crudo en el fondo del pozo, en la localización del pozo y en el laboratorio, genera confianza en las propiedades de fluidos obtenidas. Los canales LFA también miden el color del petróleo, que usualmente cambia al eliminar el lodo de perforación de la formación por medio del lavado. Un algoritmo sofisticado indica el tiempo de limpieza requerido para obtener una muestra de fluido de formación representativa en los módulos de muestreo MDT.6 Esta evaluación realiza una precalificación de las muestras de fluido para un análisis más extensivo en la superficie, proporciona datos básicos de propiedades de fluidos, tales como la relación gas/petróleo, y ayuda a definir la variabilidad del fluido con respecto a la profundidad. Estas mediciones resultan críticas para el ajuste de un plan de muestreo y análisis mientras la herramienta MDT se encuentra en el pozo, lo que ayuda a los operadores a extraer el máximo beneficio de

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