Tratamiento Y Procesamiento Del Crudo Y Gas Natural

Preguntas

¿Importancia de comprender la composición del petróleo crudo durante las primeras etapas del desarrollo de un campo?

RTA.

La comprensión 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 planificar la 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.

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

RTA

MDT: probador modular de la dinámica de formación

CFA: Analizador de la composición de los fluidos.

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

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

Los términos gas y petróleo describen el estado de un hidrocarburo como vapor o líquido, 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 como la densidad y la viscosidad – a diversas temperaturas y presiones. La obtención de estas mediciones detalladas 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 los componentes e indica el grado de contaminación del lodo de perforación antes de someter las muestras a un nuevo análisis

¿Qué 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?

El paso siguiente al descubrimiento de un yacimiento de hidrocarburos es determinar el estado (gas y/o líquido) en que se encuentra la mezcla en el yacimiento y clasificarlo utilizando criterios termodinámicos de fases y parámetros de caracterización fundamentales como la relación gas-líquido (petróleo o condensado), gravedad API y otros.

Cabe destacar que en términos generales, a mayor profundidad de los yacimientos las mezclas de hidrocarburos se encuentran en fase líquida cerca del punto crítico (crudos volátiles de alto encogimiento) o en fase gaseosa (gas condensado, gas húmedo o seco). Los fluidos obtenidos en superficie de estos yacimientos, son el resultado de cambios termodinámicos que sufre la mezcla original de hidrocarburos en su trayectoria desde el yacimiento hasta el sistema de separación en la superficie.

Cuatro factores físicos controlan el comportamiento de fases de mezclas de hidrocarburos:

1. Presión.

2. Atracción molecular.

3. Energía cinética (movimiento molecular asociado con temperatura).

4. Repulsión molecular.

La presión y la atracción molecular tienden a mantener las moléculas juntas, de esta manera, mientras mayor sean estas fuerzas mayor es la tendencia de los hidrocarburos a aumentar su densidad. Las fuerzas de atracción molecular son directamente proporcionales a

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