análisis de hidrocarburos en el pozo

Pedro Vidal Cañizales BlancoIngeniero Civil – ECI

Colombia

Análisis de Hidrocarburos en el Pozo

1. Comente sobre la importancia de comprender la composición del petróleo crudo durante las primeras etapas del desarrollo de un campo.

En principio, tras el hallazgo de hidrocarburos en el pozo, el explorador necesita saber si la cuenca contiene cantidades económicamente significativas de petróleo y gas, requiere conocer la distribución del gas y del aceite en la cuenca y la calidad del aceite. La compañía responsable de la exploración debe comprender total y fielmente la composición del crudo encontrado para determinar la metodología de explotación de los recursos inmersos.

Es posible que un hallazgo de crudo sea tan pobre que no es viable su extracción, o se requiere infraestructura diferente en líneas de flujo y equipos de superficie; tal es el caso de los yacimientos con alto contenido de CO2 el cual es altamente corrosivo. Este es el caso negativo al hallazgo de yacimientos con gases ricos en hidrocarburos los cuales son altamente aprovechables y apetecidos económicamente hablando.

Adicional a esto es importante conocer el estado en que se encuentra el fluido, pues su composición se verá alterada tras los posibles cambios de presión y temperatura que se use en la extracción.

Es importante conocer en sitio los componentes del hidrocarburo para predecir la fase del mismo y determinar además su densidad y viscosidad sin necesidad de enviar muestreo al laboratorio cuyo análisis puede tardar mucho tiempo. Este conocimiento que arroja las características del crudo en el yacimiento permite entonces tomar una decisión económica en esta primera etapa de exploración.

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

Si bien algunos objetivos de las pruebas de pozos se logran a través de pruebas intensivas que requieren varios días, otros objetivos pueden alcanzarse con nuevas técnicas en cuestión de horas. Es importante conocer desde muy temprano las propiedades de los crudos en los yacimientos para ayudar a optimizar la explotación del mismo. Estas propiedades nos aportan información importante para la toma de decisiones, desde la terminación de un pozo hasta desarrollar un campo petrolero.


Colombia

Existen herramientas innovadoras para suministrar esa información, como el PVT Express (tecnología desarrollada por Schlumberger), que incluye el Probador Modular de Dinámica de la Formación (MDT), un nuevo módulo del Analizador de Composición de Fluidos (CFA) y el Analizador de Fluidos Vivos (LFA). Esta herramienta conforma un laboratorio portátil, el cual provee una medición de la composición de los fluidos de muestras extraídas directamente de la formación y en tiempo real. La herramienta realiza estas mediciones en base a la absorción de luz y fluorescencia de los fluidos.

Imagen 1: laboratorio portátil de análisis de fluidos


Colombia

3. Que 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.

Tras un descubrimiento de un yacimiento de hidrocarburos se requiere 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.

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

La mejor forma de observar los cambios de fase de las mezclas de hidrocarburos que se presentan naturalmente en yacimientos de petróleo y gas (o condensado) es a través de un diagrama Presión-Temperatura (P-T) o Diagrama de Fase como el diagrama que se observa a continuación.

Imagen 2: Diagrama de fase de un hidrocarburo


Colombia

En este se observa la envolvente de fases que resulta de unir las curvas de puntos de burbujeo y puntos de rocío. En los puntos de burbujeo el sistema (mezcla de hidrocarburos) se encuentra en fase líquida en equilibrio con una cantidad infinitesimal (burbuja) de gas. En lospuntos de rocío el sistema se encuentra en fase gaseosa en equilibrio con una cantidad infinitesimal (gota) de líquido.

Al punto donde se unen las curvas de burbujeo y rocío, se denomina punto crítico. A las condiciones del punto crítico, las propiedades intensivas (aquellas que no dependen de la masa: densidad, viscosidad, etc.) del gas y líquido son idénticas.

La envolvente de fases divide el diagrama en tres regiones: La del líquido que está situada fuera de la envolvente y a la izquierda de la temperatura crítica; la del gas que también está fuera de la envolvente pero a la derecha de la temperatura crítica y la de dos fases que se encuentra dentro de la envolvente y donde se hallan en equilibrio el gas y el líquido. En esta región se observan las líneas de isocalidad que son líneas que unen puntos de igual porcentaje volúmetrico de líquido en la mezcla líquido-gas. De esta forma, las curvas de burbujeo y rocío son líneas de 100% y 0% de líquido, respectivamente. Todas estas curvas de isocalidad también convergen en el punto crítico.


Colombia

Un punto en el medio de la envolvente como lo es el punto D se dice que el fluido es bifásico.

Para cada yacimiento existe una envolvente diferente, los yacimientos que se encuentran debajo de la temperatura crítica, ejemplo el punto C, el yacimiento se encuentra en estado monofásico.

Otro punto observado en el diagrama de fase es el punto de temperatura cricondentérmica(Tcdt) que es la máxima temperatura a la cual existe equilibrio entre vapor y líquido (a T>Tcdt y a cualquier presión, el sistema está en fase gaseosa).

También se observa el punto de presión cricondembárica (Pcdb) que se define como la máxima presión a la cual existe equilibrio entre vapor y líquido. La posición relativa de los puntos cricondentérmico y cricondembárico con respecto al punto crítico, depende de la composición del sistema. Para crudos, el punto cricondembárico está a la izquierda del punto crítico, en cambio, para gases naturales y gases condensados está a la derecha.

Cada mezcla de hidrocarburos encontrada en un yacimiento tiene un diagrama de fases característico, el cual permanece constante, mientras se mantenga constante la proporción de componentes en la mezcla; sufriendo modificaciones cuando se altera esta proporción debido a la extracción preferencial de fluidos o a la inyección de alguno o algunos de ellos (gas natural, CO2, N2, etc.). Se puede observar que a medida que la mezcla es más liviana y volátil las presiones de burbujeo y rocío son mayores.

4. ¿Cuándo se denomina un yacimiento de gas condensado, húmedo, o seco en función de la temperatura?

Gas condensado

Con respecto al agotamiento del yacimiento, una porción de gas domina el comportamiento de los hidrocarburos condensados más pesados y los almacena en el volumen poroso del yacimiento. Esto ocurre cuando la presión del yacimiento disminuye por debajo de la presión de rocío del yacimiento. La condensación puede ser significativa cercana al fondo del pozo debido a las variaciones de presión. El fenómeno está referido a una condensación retrógrada al evaporarse una sustancia pura, no condensada bajo la disminución de la presión. La temperatura prevalente en el yacimiento está por


Colombia

encima de la temperatura cricondertérmica, la cual se define como la temperatura limite bajo la cual el fluido solo existe en forma gaseosa. La revaporización del condensado puede tomar lugar bajo ciertas condiciones cuando la presión del yacimiento se vuelve suficientemente baja. Sin embargo la revaporización esta inhibida como las características de la condensación y vaporización del yacimiento de hidrocarburos alternado de manera desfavorable. Los efectos adversos de la condensación retrograda resultan en la producción de gas pobre únicamente. El gas seco es reinyectado para mantener la presión del yacimiento por encima de la presión de rocío obteniendo así un recobro más efectivo.

A continuación se presentan las características más resaltantes de los yacimientos de gas condensado:

La temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura crítica y la temperatura cricondertérmca.

Se puede definir como un gas con líquido disuelto. Los hidrocarburos se mantienen en fase gaseosa o en el punto de rocío a

condiciones iniciales de yacimiento. Al disminuir la presión a temperatura constante entra en la zona de

condensación retrógrada. La reducción de presión y temperatura en el sistema de producción hace

que se entre en la región bifásica y origina en superficie un condensado. El condensado producido es de incoloro a amarillo. Posee una gravedad °API entre 40° y 60°. La relación gas – petróleo se encuentra entre 5.000 y 100.000 (PCN/BN).


Colombia

GAS HÚMEDO

Estos yacimientos son inicialmente encontrados con componentes de hidrocarburos en la fase gaseosa, como en los yacimientos de gas seco. Cuando la presión del yacimiento disminuye por la producción, el gas remanente en el yacimiento podría estar enteramente en una sola fase, sin sufrir condensación en la formación. Sin embargo, una porción de gas producida a través del pozo se condensa debido a la reducción de la presión y temperatura en la superficie. Esto ocurre por la presencia de hidrocarburos en el yacimiento de gas que se condensan bajo condiciones de superficie. Los componentes hallados en este tipo de yacimientos son más pesados que los encontrados en los yacimientos de gas seco.

A continuación se presentan las características más resaltantes de los yacimientos de gas húmedo:

La temperatura del yacimiento es mayor que la temperatura cricondentérmica.

Los hidrocarburos se mantienen en fase gaseosa en el yacimiento, pero una vez en superficie entran a la región bifásica.

El líquido producido es de incoloro a amarillo claro. Poseen una gravedad °API mayor a 60°. En comparación con los gases secos, hay una mayor acumulación de

componentes intermedios. La relación gas – petróleo se encuentra entre 60 y 100 (MCP/BN).


Colombia

GAS SECO

Los yacimientos de gas seco son inicialmente formados por componentes de hidrocarburos en la fase gaseosa solamente. Los componentes no hidrocarburos son hallados en forma líquida. Durante la producción de este tipo de yacimiento, el gas del yacimiento y el gas producido están en una sola fase, por ejemplo en la fase gaseosa. Además los yacimientos de gas convencionales y no convencionales incluyen metano covalente, el cual queda atrapado en el subsuelo. Las formaciones extremadamente impermeables son conocidas como una fuente comercial productiva de gas y consideradas como fuentes convencionales.

Las características más resaltantes de los yacimientos de gas seco son:

La temperatura del yacimiento es mayor que la temperatura cricondentérmica.

Los hidrocarburos se mantienen en fase gaseosa en el yacimiento y en superficie, es decir, que al disminuir la presión no se condensa el gas.

Solo se puede extraer líquido por procesos criogénicos (temperaturas por debajo de 0°F) .

No se presenta condensación retrógrada. Gas mayormente metano, mayor a 90%.

5. A qué se debe que haya declinación en el yacimiento y que los líquidos condensados queden entrampados. ¿Cuáles serían las respuestas para solucionar este problema?


Colombia

Es necesario entender que los fluidos que se encuentran en un yacimiento están sometidos a la acción de fuerzas naturales que desplazan al aceite y al gas hasta los pozos productores. Fuerzas tales como la presión, el empuje, la gravedad, la viscosidad y la inercia las cuales varían durante la vida del yacimiento. La declinación es el descenso de la capacidad de producción de un yacimiento, se origina como consecuencia de una disminución de la presión interna de este, lo que conlleva a una reducción de los niveles energéticos del mismo. Otro factor que ocasiona una caída de producción es el factor mecánico; luego tenemos entonces una declinación energética y otra mecánica y que en la vida real normalmente ocurren las dos.

La Declinación energética es la declinación de la tasa de producción debido al agotamiento de energía del yacimiento (caída de presión o fuerzas internas) y/o a la disminución de la permeabilidad relativa al petróleo y saturación de petróleo alrededor del pozo

La declinación mecánica está relacionada con la disminución de la efectividad de los métodos de producción, problemas inherentes a la formación, tales como: arenamiento, daño a la formación, producción de asfaltenos, y problemas en el pozo como deterioro de la tubería de producción, empacaduras, etc. Recientemente algunos expertos prefieren denominar este tipo de declinación como Capacidad de Pérdida de Producción, ya que esto involucra factores que no son exclusivamente de índole mecánicos.

El agua que se encuentra en los poros junto al petróleo es el fluido que rodea cada poro que integra la arena del yacimiento, y esta se encuentra entre el petróleo y el gas y el poro (ver figura). Por el fenómeno físico de las fuerzas capilares que se desarrollan entre los fluidos contenidos en los poros de la arena y estos, llega un momento en la vida del pozo que el petróleo queda atrapado (agarrado) por el agua y deja de fluir por el mecanismo natural de producción que gobierna el yacimiento. Para reducir los efectos de este fenómeno es que se usan las tecnologías de recuperación mejorada, es decir la inyección de CO2, nitrógeno, polímeros, espuma, aire, y hasta microbios. Antes ya se habrán ensayado la inyección de gas y/o agua para tratar de mantener la presión del yacimiento lo más alta posible, o inyectar agua en el acuífero o en la zona de petróleo para que actúe como pistón y mueva el petróleo hacia los pozos. En yacimientos de crudos pesados y extrapesados es práctica inyectar vapor de agua, o quemar parte del petróleo en sitio para producir otra parte del mismo.


Colombia

Imagen 3: entrampamiento de petróleo

Net grafía:

http://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish07/sum07/p44_59.pdf

http://blog-petrolero.blogspot.com/2009/01/diagrama-de-fases-para-yacimientos-de.html

http://industria-petrolera.lacomunidadpetrolera.com/2009/03/clasificacion-de-los-yacimientos-en_15.html

http://w ww.petroleum.com.ve/barrilesdepapel/BPNo.21.pdf

http://www.petroleum.com.ve/barrilesdepapel/BPNo.21.pdf







Documents

análisis de hidrocarburos en el pozo