Analisis De Hidrocarburos En El Pozo

ANALISIS DE HIDROCARBUROS EN EL POZO

I. Importancia de comprender la composición del petróleo crudo durante las primeras etapas del desarrollo de un campo.

El análisis de la composición del petróleo crudo durante las etapas del desarrollo de un campo ayuda a identificar el tipo de fluido, estimar reservas, evaluar el valor de los hidrocarburos y determinar las propiedades de los fluidos para optimizar así la producción. Utilizando los resultados del análisis de fluidos, las compañías petroleras deciden como terminar un pozo, desarrollar un campo, diseñar instalaciones de superficie, conectar campos satélites y mezclar la producción entre pozos.

El análisis de la composición del petróleo también es importante para comprender las propiedades del agua de formación, las cuales pueden tener un impacto económico significativo en cualquier proyecto. A menudo, la meta más crítica es la identificación de las propiedades corrosivas del agua, con el objetivo de seleccionar los materiales de terminación de pozos y evaluar el potencial de acumulación de incrustaciones para evitar problemas de aseguramiento del flujo. Además, los analistas de registros necesitan cuantificar la salinidad del agua de formación para la evaluación petrofísica, y los geólogos e ingenieros de yacimientos deben establecer el origen del agua para evaluar la conectividad del yacimiento.

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 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 en 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.

II. Principio de operación del MDT y CFA, para el monitoreo de pozos. Explique su fundamentación.

Las muestras de fluido de formación pueden obtenerse utilizando una de las tres técnicas principales. En primer lugar, los probadores de formación operados con cable y desplegados en agujero descubierto, pueden utilizarse para obtener muestras de fluido y realizar el análisis de las mismas en le fondo del pozo, asegurando la obtención de muestras optimas y la posibilidad de analizar los fluidos en las primeras etapas de la vida productiva del pozo. Estos probadores proveen un método económicamente efectivo para obtener muestras de fluidos en forma temprana, con un desempeño que a menudo iguala o supera el desempeño logrado con el segundo; el de pruebas de formación efectuadas a través de la columna de perforación (DST), diseñadas habitualmente para probar la producción e investigar la extensión del Yacimiento, producían muestras con menos contaminación que las muestras con extraídas en agujero descubierto. Las pruebas DST requieren un proceso de planeación anticipada y terminaciones de pozos que puedan tolerar las presiones de producción; y, además pueden costar mucho más que los métodos de extracción de muestras en agujeros descubierto, especialmente en pozos marinos. Con el tercer método, las muestras pueden obtenerse mediante herramientas operadas con cable desplegadas en pozos entubados y ya puestos en producción.

Un aspecto importante del muestreo de fluidos es el análisis de los fluidos en condiciones de yacimiento, que ayuda a validar la calidad de las muestras durante el proceso de muestreo y que, además posibilita el mapeo de las variaciones verticales de las propiedades de los fluidos, permitiendo que los interpretes determinen la conectividad vertical y definan la arquitectura de los yacimientos en las primeras etapas de la vida productiva del campo.

Los analisis de fluidos pueden efectuarse con el probador Modular de Dinamica de la Formaciòn MDT y con el Analizador de la Composiciòn de los Fluidos CFA, este proporciona una mediciòn de la composiciòn de los fluidos de muestras extraidas directamente de la formaciòn. Este modulo discrimina las fracciones de metano, hidrocarburos livianos, hidrocarburos pesados, dioxido de carbono y agua presentes en la muestra.

Principio de Operaciòn: La herramienta realiza esta determinaciòn en base a la absorciòn de la luz y la fluorecencia de los fluidos; los resultados son transmitidos a la superficie en tiempo real. La herramienta CFA, en conjunto con otros modulos de la herramienta MDT, proporciona una determinaciòn rapida de algunos de los componentes e indica el grado de contaminación de los lodos de perforación antes de someter las muestras a un nuevo analisis.

El muestreo de fondo de pozo implica la bajada de una herramienta de muestreo con una sarta DST, con cable o linea de acero, hasta la zona o zonas productivas. En un agujero abierto, el muestreo puede efectuarse utilizando el Probador Modular de la Dinámica de la Formación (MDT).

III. Diagrama de fase de una mezcla gaseosa.

Un diagrama de fase es las representaciones gráficas de Presión vs. Temperatura, a las que las fases sólida, líquida y gaseosa de una sustancia existen. En esta representación se incluye la variación de presión de vapor del sólido y del líquido, y la variación de la temperatura de fusión con la presión.

Los diagramas de fase más sencillos son los de presión - temperatura de una sustancia pura, como puede ser el del agua. En el eje de ordenadas se coloca la presión y en el de abscisas la temperatura. Generalmente, para una presión y temperatura dadas, el cuerpo presenta una única fase excepto en las siguientes zonas:

• Punto triple: En este punto del diagrama coexisten los estados sólido, líquido y gaseoso. Estos puntos tienen cierto interés, ya que representan un invariante y por lo tanto se pueden utilizar para calibrar termómetros. Los pares (presión, temperatura) que corresponden a una transición de fase entre: Dos fases sólidas: Cambio alotrópico; Entre una fase sólida y una fase líquida: fusión - solidificación; Entre una fase sólida y una fase vapor (gas): sublimación - deposición

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