Gas Natural

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

La compresión de la composición del petróleo crudo en las primeras etapas del proceso de desarrollo de un campo es de suma importancia, ya que puede ayudar a optimizar la explotación de los recursos y a tomar decisiones trascendentales que pueden ir desde terminar o no un pozo, o hasta re-planificarla explotación completa de un campo petrolero. La composición del hidrocarburo es un factor determinante en la evaluación económica y en la rentabilidad de su proceso de explotación, producción y transporte.

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. Los problemas relacionados con acumulaciones de asfáltenos, 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.

Actualmente, 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. El advenimiento de las nuevas herramientas de toma de muestras de fluidos, permite una rápida evaluación de la composición de los hidrocarburos. Hoy, es posible determinar 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 determinar los gradientes de la composición de los fluidos dentro de una formación.

Entender el yacimiento en esta etapa temprana de su vida es fundamental y depende de una adecuada interpretación de toda la información que nos proporcionan los mapas geológicos, registros geofísicos, pruebas de presión, estudios de fluidos y modelaje que nos permitan conocer los mecanismos primarios naturales del mismo, para poder diseñar una estrategia de explotación desde su inicio, buscando asegurar la extensión de su vida al máximo dentro de límites de rentabilidad y riesgo.

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

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 en las paredes de un pozo sin entubar y extrayendo los fluidos de una formación.

El probador hace que un empacador se selle contra la pared del pozo, y luego presiona una probeta a través del revoque de filtración y contra la formación (derecha). El fluido de formación se indica en azul grisáceo y el filtrado en marrón claro. La probeta (izquierda) posee un solo orificio de admisión. Cuando se inicia el bombeo, el fluido se encuentra muy contaminado (gráfica, inserto), pero la contaminación se reduce gradualmente con el tiempo. No obstante, es probable que aun con tiempos de bombeo largos, el nivel de contaminación no alcance un valor aceptable en ciertas formaciones.

En materia de análisis de fluidos, recientemente se desarrollo el Analizador de la Composición de los Fluidos CFA que pueden efectuarse con el probador modular de Dinámica de la Formación MDT. El nuevo modulo, CFA, proporciona una medición de la composición de los fluidos de muestras extraídas directamente de la formación. Este modulo discrimina las fracciones de metano, hidrocarburos livianos, hidrocarburos pesados, dióxido de carbono y agua presentes en una muestra. La herramienta realiza esta determinación e base a la absorción de la luz y la fluorescencia de los fluidos; los resultados son transmitidos a la superficie en tiempo real.

Sistema de adquisición de registros de alta resistencia a la tracción para registrar pozos profundos y pozos con posibilidades de atascamiento de la herramienta con sartas de herramientas pesadas. El sistema comprende una unidad con cable estándar de Schlumberger, un malacate de doble tambor con cable de alta resistencia y un cable metálico de alta resistencia a la tracción. El malacate incrementa el esfuerzo de tracción que puede ejercerse sobre el cable, de manera que hasta las sartas de herramientas pesadas pueden recuperarse, reduciéndose el riesgo de atascamiento. Con el cable de alta resistencia, normalmente se utiliza un punto débil de fusible eléctrico localizado en el cabezal de la sarta de herramientas, para permitir un esfuerzo de tracción máximo sobre las herramientas, si se necesita. El punto débil sólo puede romperse eléctricamente desde la superficie. Los pozos extremadamente profundos, tales como aquellos cuyas profundidades superan 8,500 m [28,000 pies], requieren una unidad de cable modificada.

En materia de análisis de fluidos, recientemente se desarrollo el Analizador de la Composición de los Fluidos CFA que pueden efectuarse con el probador modular de Dinámica de la Formación MDT. El nuevo modulo, CFA, proporciona una medición de la composición de los fluidos de muestras extraídas directamente de la formación. Este modulo discrimina las fracciones de metano, hidrocarburos livianos, hidrocarburos pesados, dióxido de carbono y agua presentes en una muestra. La herramienta realiza esta determinación e base a la absorción de la luz y la fluorescencia de los fluidos; los resultados son transmitidos a la superficie en tiempo real.

o Que es un diagrama de fase de una mezcla gaseosa, identifique sus puntos de mayor importancia. Muévase a través de este diagrama y explique cada una de las zonas.

Que es un diagrama de fase de una mezcla gaseosa, identifique sus puntos de mayor importancia. Muévase a través de este diagrama y explique cada una de las zonas.

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 punteadas) se unen en el punto crítico. Los fluidos que ingresan en la región de dos fases a la derecha

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