Muestreo de fondo,conduccion de hidrocarburos

4 Planificación del programa de muestreo

4.1 GENERAL

La situación óptima, cuando el objetivo es obtener un muestra del fluido del yacimiento original, es recolectar muestras antes de que la presión de flujo de fondo de pozo ha caído por debajo de la presión de saturación del fluido de yacimiento El fluido que ingresa al pozo bajo tales condiciones será representativo del original fluido de depósito, ya que el fluido no ha sido sometido a presiones por debajo de la presión de saturación en cualquier punto del región cercana al pozo. Cuando la presión en la región cercana al pozo es reducido por debajo de la presión de saturación del depósito original fluido, el fluido se separa en dos fases (gas y líquido) teniendo composiciones diferentes Esto casi siempre da lugar a caudales de gas y líquido que dan como resultado una composición fluida en el pozo que difiere del del depósito original fluido, al menos durante el período inicial después de establecido el flujo. La ocurrencia más frecuente en las operaciones de muestreo es que la presión en el nivel de producción en el pozo es reducido (extraído) por debajo de la presión de saturación del fluido, mientras que la presión del reservorio estática (enchufada) aún está por encima del presión de saturación En tales circunstancias, todavía es posible para recoger muestras representativas del depósito original fluido, pero se requiere un esfuerzo considerablemente mayor para "Condicionar" el pozo antes del muestreo. Los métodos para hacer esto son descrito abajo. Si el muestreo se retrasa hasta el depósito estático la presión cae por debajo de la presión de saturación del original fluido de yacimiento, muestras representativas del fluido original ya no se puede obtener. Esto proporciona un fuerte incentivo para muestreo temprano en la vida de un reservorio, especialmente desde que la presión de saturación real no se conocerá de manera concluyente hasta que las muestras hayan sido tomadas y estudiadas en el laboratorio.

Si se sabe que el fluido del yacimiento está subsaturado en el presión de yacimiento prevaleciente (en base a los datos de prueba del pozo y aplicación de correlaciones de ingeniería para estimar el presión de saturación), el muestreo puede retrasarse hasta que los pozos han sido perforados. El alcance permitido de este retraso depende del grado de bajosaturacion y la tasa de disminución de la presión del yacimiento El problema con tal estrategia es que la presión de saturación del fluido del reservorio rara vez conocido inicialmente En situaciones donde la saturación la presión del fluido es esencialmente idéntica a la presión original del depósito, las muestras deben tomarse lo antes posible después de que el pozo se haya completado y limpiado. Muchos de los problemas asociado con el acondicionamiento del pozo se puede evitar muestreo antes de que la presión del yacimiento disminuya por debajo de la presión de saturación del fluido original del yacimiento. Existe una paradoja en cuanto a que los objetivos de las pruebas iniciales de determinar la capacidad de flujo y los límites del yacimiento) a menudo dictan que la presión cercana al pozo se reduzca significativamente debajo de la presión de saturación del fluido. Muestreo de fluidos podría hacerse antes de tal prueba; Sin embargo, subsecuente las pruebas de pozo podrían revelar que las muestras no son necesarias porque el depósito es demasiado pequeño para merecer el desarrollo. Típicamente, un pozo de descubrimiento de campo está sujeto a los más severos presiones de agotamiento y agotamiento durante las pruebas de producción. Por lo tanto, el segundo pozo perforado en el campo puede ser mucho más adecuado para la recuperación de muestras de fluidos representativas. Las muestras de fluidos aún se recolectan generalmente del descubrimiento bien porque las propiedades de fluidos necesarios para evaluar el depósito son necesarios tan pronto como sea posible.

 Ciertas circunstancias pueden hacer necesario obtener muestras del fluido que se produce desde el depósito después de la presión ha disminuido por debajo de la presión de saturación original, si las muestras originales de fluido de yacimiento eran o no obtenido del muestreo previo. Por ejemplo, el anterior el programa de muestreo podría haber sido insuficiente en su alcance, o las propiedades del fluido del yacimiento en un momento posterior podrían ser útiles para la comparación con las propiedades predichas desde el laboratorio resultados de la prueba en las muestras anteriores. Además, muestras de el efluente del pozo prevaleciente a menudo es útil para planificar ventas contratos, en el diseño de plantas de procesamiento o en la planificación operaciones de recuperación mejoradas. Sin embargo, tomando muestras de fluidos después de que la presión del depósito estático ha disminuido por debajo del original la presión de saturación es una práctica deficiente, y no se recomienda a menos que no haya alternativa.

4.2 FACTORES QUE INFLUYEN EN LA PLANIFICACIÓN

4.2.1 Tipos de fluidos de yacimiento

Los reservorios generalmente se describen en términos del tipo de fluido que comprende la mayor parte de la acumulación de hidrocarburos. Estas descripciones de yacimientos a base de fluidos incluyen: aceite crudo convencional (aceite negro); aceite volatil; casi crítico fluido, que puede ser un aceite altamente volátil o un condensado de gas muy rico; gas condensado; gas húmedo; y reservorios de gas seco. Decisiones con respecto al acondicionamiento y muestreo óptimo del pozo las estrategias pueden verse afectadas por el comportamiento del embalse fluido tanto en el depósito como en las condiciones de la superficie. Por lo tanto, un entendimiento de los comportamientos cualitativos de los diferentes fluidos tipos es esencial en el proceso de planificación. La Figura 1 ilustra el comportamiento de las seis clases de fluidos de yacimiento mencionados anteriormente.  En las Figuras 1a - 1f, el comportamiento del fluido (envolvente de fase) se muestra como una función de la temperatura (T) y la presión (p), y las regiones dentro de los sobres de fase indican el condiciones de temperatura y presión a las cuales el fluido del yacimiento existe como dos fases separadas (gas más líquido). Las líneas etiquetados "BP" indican las condiciones de T y p donde el fluido existe en un estado de punto de burbuja, mientras que "DP" indica la ubicación de los estados de punto de rocío. El punto etiquetado como "C" denota el crítico punto del fluido. (Discusiones detalladas de estos tipos de fase los diagramas aparecen en una variedad de libros de texto). La figura 1a para un gas seco ilustra que la región de dos fases no interseca la temperatura del yacimiento a ninguna presión. Como como resultado, el fluido siempre está en estado monofásico (gas) en el depósito. Además, el área pequeña en caja en la Figura 1a, ("Separador Condiciones ") representa las temperaturas aproximadas y presiones a las que normalmente funcionan los separadores de superficie de campo, relativo a la envolvente de fase. Aquí vemos que en el separador condiciones que el gas seco no está en la condición de dos fases; en consecuencia, no se pueden recuperar líquidos en el campo convencional condiciones de funcionamiento del separador. Por lo tanto, el gas seco es "seco" tanto en el embalse y en la superficie.

[pic 1]

La Figura 1b ilustra el comportamiento de un gas húmedo. Como en la figura 1a, el fluido no forma dos fases a ninguna presión en el depósito temperatura; por lo tanto, este gas está "seco" en el depósito. Sin embargo, a las temperaturas y presiones más bajas encontradas en separadores de superficie, el fluido existe en dos fases. El gas húmedo puede, entonces, producir líquido (condensado) en los separadores de superficie. La figura 1c muestra el comportamiento de fase de un condensado de gas (a veces denominado condensado de gas retrógrado). Aquí vemos que a altas presiones a la temperatura del depósito el fluido puede existir como una sola fase (densa), pero como la presión disminuye durante la vida de producción del campo, el fluido ingrese a la región de dos fases pasando por un punto de rocío condición. A presiones inferiores a la presión del punto de rocío, líquido se condensará (abandonará) en el depósito. La Figura 1d ilustra un fluido crítico, caracterizado por la temperatura del yacimiento es esencialmente idéntica a la crítica temperatura del fluido Aunque no es evidente en la ilustración, un fluido que pasa por su punto crítico (ya que la presión es reducido) se separará en volúmenes esencialmente iguales de vapor y líquido a la presión crítica. Por lo tanto, grandes saturaciones de tanto el gas como el líquido se forman esencialmente instantáneamente en el depósito a medida que la presión del yacimiento cae por debajo de la presión crítica presión. Incluso si la temperatura del depósito no es exactamente igual a la temperatura crítica (un fluido "casi crítico"), dos las fases de alta saturación se forman casi de inmediato en la reducción de presión por debajo de la presión de saturación. Si el la temperatura del depósito está justo por encima de la temperatura crítica, el fluido casi crítico se comportará como un condensado muy rico. Si la temperatura está justo debajo de la temperatura crítica, el fluido se comportará como un aceite muy volátil. No hace falta decir que esta temperatura sensible el comportamiento requiere una temperatura precisa del yacimiento datos con el fin de interpretar correctamente los datos de prueba de laboratorio en estos tipos de fluido de yacimiento La Figura 1e representa el comportamiento de un aceite volátil. Este fluido se caracteriza por tener una temperatura crítica solo ligeramente más alta que la temperatura del yacimiento. Por lo tanto, mientras que el fluido puede ser un líquido de una sola fase a altas presiones, se separará en dos fases a presiones más bajas, pasando por un punto de burbujeo condición como se muestra en la ilustración. Los aceites volátiles son más caracterizado por el hecho de que las altas saturaciones de gas son establecido a presiones solo un poco por debajo del punto de burbuja presión (es decir, el gas evoluciona rápidamente desde el aceite y la fase oleosa se contrae rápidamente a medida que la presión se reduce por debajo del punto de burbujeo). La figura 1f muestra el comportamiento de un petróleo crudo convencional ("Aceite negro"). Como en la Figura 1e, el fluido puede ser una fase única líquido a altas presiones en el depósito, pero reducción de presión durante el agotamiento del yacimiento eventualmente conducirá a una doble fase condición cuando el fluido pasa a través de un punto de burbuja estado. En contraste con los aceites volátiles, la evolución del gas no es tan rápida debajo del punto de burbujeo, por lo que las saturaciones de gas en el depósito son establecido más gradualmente, y el aceite se contrae de forma más gradual que para un aceite volátil.

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