Importancia de comprender la composición del petróleo crudo

Importancia de comprender la composición del petróleo crudo durante las primeras etapas del desarrollo del 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 replanificarla 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.

o 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.

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

Los probadores de formación operados con cable han mejorado significativamente en la última década. El pr

o obador 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.

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. Ejemplos de Medio oriente y el Mar del Norte demuestran la eficiencia de este nuevo modulo.

Los términos gas y petróleo describen el estado de un hidrocarburo como vapor o liquido, pero no especifican la composición química. Es posible utilizar una medición detallada de los componentes de un hidrocarburo, como la obtenida en un laboratorio de superficie, para predecir los componentes de las fases de petróleo y gas – así como también otras propiedades físicas, tales con la densidad y la viscosidad- a diversas temperaturas y presiones. La obtención de estas mediciones d

o etalladas de laboratorio puede demandar mucho tiempo. La nueva herramienta CFA, en conjunto con otros módulos de la herramienta MDT, proporciona una determinación rápida de algunos de las contaminaciones del lodo de perforación antes de someter las muestras a un nuevo análisis.

Los hidrocarburos comprenden una variedad de componentes que abarcan desde el metano que solo tiene un átomo de carbono hasta los compuestos de carbono de cadena muy larga, además de moléculas cíclicas, aromáticas y otras moléculas complejas tales como los asfáltenos y las parafinas. Estos componentes determinan el comportamiento de fases de un fluido de yacimiento determinado que suele indicarse utilizando un diagrama de fases representado por tres variables:

Presión, volumen y temperatura (PVT)

El comportamiento regular de los hidrocarburos es el de pasar de fase gaseosa a liquida por aumento de presión y/o disminución de temperatura y el de pasar de fase liquida a gaseosa por disminución de presión y/o aumento de temperatura.

Los cambios de fase de las mezclas de hidrocarburos presentes naturalmente en un yacimiento de petróleo y gas son fácilmente reconocibles a través de un diagrama presión-temperatura (P-T) con el que se muestra en la figura 1.

Este es un diagrama de fases generalizado donde se pueden observar las envolventes de fases que resulta de unir las curvas de puntos de burbujeo y puntos de r

o ocío.

Los puntos de burbujeo son los puntos donde la fase liquida contiene una cantidad infinitesimal de gas, es decir, donde aparece la primera burbuja.

Los puntos de rocío son los puntos donde la fase gaseosa contiene una cantidad infinitesimal de líquido, es decir, donde aparece la primera gota.

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Las curvas de burbujeo y rocío se unen en el punto crítico, punto donde las propiedades intensivas (aquellas que no dependen de la masa, densidad, viscosidad, etc.) del gas y liquido son iguales.

La envolvente de fases divide el diagrama en tres regiones:

1. La del líquido que está situada fuera de la envolvente y a la izquierda de la temperatura critica.

2. La del gas que también está fuera de la envolvente pero a la derecha de la temperatura critica

3. La de dos fases que se encuentra dentro de la envolvente, en esta región se hallan

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