Escrito por 12:30 pm Artículos de Opinión

Muestreo de fluidos petroleros

Introducción

Para realizar estudios de yacimientos y planificar adecuadamente el desarrollo de los mismos, es necesario conocer como se comportan volumétricamente los fluidos dentro del Sistema Integral de Producción (yacimiento, pozo y equipos superficiales).

Dicho comportamiento de los fluidos depende de la presión (p), volumen (V) y temperatura (T), por lo cual se deben determinar las diferentes propiedades físicas de estos, en un amplio rango de presiones y temperaturas.

Figura 1. Celda pVT donde se realiza el análisis de las muestras de hidrocarburos.

Las propiedades físicas de un determinado fluidos se identifican a partir de pruebas experimentales en laboratorio, conocidas como análisis pVT. Adicionalmente, también es necesario determinar como varían las propiedades originales del yacimiento a medida que cambia la composición de la mezcla de hidrocarburos debido a la producción. 

Muestreo de fluidos

La propiedades pVT se determinan comúnmente en laboratorio, utilizando una muestra de fluido del yacimiento, la cual puede obtenerse de dos formas:

  • Con equipo especial que se baja al fondo del pozo para recolectar la muestra en condiciones de yacimiento.
  • Se toma una muestras de la mezcla de hidrocarburos producidos (petróleo y gas) y se realiza una mezcla en las debidas proporciones de acuerdo con la relación gas-petróleo (RGA) medida al tiempo del muestreo.

Sin importar el método utilizado, para obtener un buen estimado de las propiedades de los fluidos del yacimiento, es necesario asegurarse de contar con muestras realmente representativas de ellos y de que sean analizadas adecuadamente. Es un factor importante que la muestra sea tomada lo más temprano en la vida del yacimiento, ya que los fluidos estarán más cercanos a sus condiciones iniciales.

Previo a la toma de cualquier muestra, se debe seleccionar el pozo y prepararlo para ello. Entre las consideraciones que deben tomarse, se tienen:

  • El pozo debe ser lo más reciente posible. Esto hace que se minimicen los efectos del gas libre existente en el yacimiento e incrementa la posibilidad de que la composición de sus fluidos no haya experimentado muchos cambios.
  • El pozo debe tener el mayor índice de productividad posible, a fin de mantener alta la presión en las cercanías del pozo y evitar los problemas antes mencionados.
  • Es recomendable que el pozo no produzca agua. Si no existen pozos de este tipo, debe tenerse un cuidado especial en la ubicación de los equipos de toma de muestras de la prueba.
  • Deben probarse varios pozos con diferentes gastos de producción para determinar la presión de fondo fluyente a tales gastos. Esto permitirá determinar cuál de ellos tiene la presión de flujo estabilizada más alta a un gasto de producción estabilizado.
  • Debe seleccionarse el pozo que posea una relación gas-petróleo estable, para lo cual es importante el análisis de su historia de producción que indicará los cambios de la RGA o de producción. Los cambios de esta relación son indicios de cambios de saturación en las cercanías del pozo, lo cual hará imposible la obtención de una muestra representativa.

Existen tres métodos diferentes de obtener las muestras de los fluidos de un yacimiento, las cuales son:

  1. Muestras de fondo.
  2. Muestras recombinadas.
  3. Muestras de flujo.

Muestras de fondo

Para tomar este tipo de muestra es necesario preparar al pozo previamente, esto es, el pozo debe producir por un tiempo al gasto más bajo que se pueda, con la finalidad de lograr la presión de fondo fluyente más alta y hasta mantener una RGA de producción estabilizada.

Es recomendable alcanzar la menor saturación de gas posible en las cercanías del pozo, así como correr un registro de producción con medidor continuo de flujo y un densímetro para determinar los posibles contactos gas-petróleo y agua-petróleo, para seleccionar la profundidad a la cual se ubicará el equipo para la toma de la muestra (zona de mayor flujo de petróleo).

Realizado lo anterior, se introduce el equipo (ver Figura 3) con la ayuda de un cable, se ubica a la profundidad determinada y se activa su cierre desde la superficie con el objeto de obtener y mantener la muestra najo presión.

Una vez tomada la muestra, se lleva a la superficie, donde se determina el buen estado del equipo toma muestras que contiene los líquidos a presión a fin de verificar que no haya pérdidas. La presión de la cámara debe ser ligeramente inferior a la presión de fondo fluyente (Pwf).

Muestras recombinadas

En este procedimiento la toma de muestras se efectúa en el separador de superficie y posteriormente, en el laboratorio, se recombinan los fluidos en las mismas proporciones que existían en las pruebas de producción que se hayan efectuado. Al tomar las muestras se debe estar seguro de obtener los volúmenes necesarios de cada una de ellas para poder recombinarlas en la relación que se requiere. 

Además de las muestras, se necesita la siguiente información: volumen de petróleo en el separador y en el tanque de almacenamiento, temperatura y presión del separador, temperatura y presión del tanque de almacenamiento, gravedad especifica del petróleo, relación gas-petróleo de producción, gravedad especifica del gas, temperatura de fondo y presión de fondo fluyente del pozo. 

Este método es recomendable cuando el pozo está fluyendo a una presión mayor que la presión de burbuja.

Muestras de flujo

Este procedimiento se aplica para la toma de muestras de pozos productores de condensados. Para realizarlo se requiere la misma preparación de los pozos y la misma información que en el método de recombinación de muestras, la presión y la temperatura son factores muy importantes, por ello, es necesario conocer su medida en el punto donde se tomó la muestra.

Este método utiliza un tubo de diámetro pequeño que se introduce en el centro de la tubería de flujo del pozo, punto donde existe la mayor velocidad de flujo.

El lugar ideal para la ubicación del tubo es unos pies debajo del cabezal del pozo, pero si esto no es posible, se puede ubicar entre el pozo y el separador. 

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Referencias bibliográficas

  • Paris de Ferrer, M. (2009). Fundamentos de ingeniería de yacimientos. Maracaibo: Ediciones Astro Data.
  • Contreras, M. & Fuenmayor, R. (1999). Toma, Manejo y Análisis Convencionales y Especiales de Núcleos. Maracaibo: Fundación Laboratorio de Servicios Técnicos Petroleros, Instituto de Investigaciones Petroleras de la Universidad de Zulia.

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Autor: José Ignacio Cruz Reyes

Contacto: jose.cruz@dyscoep.com

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