Muestreo y Analisis de Nucleos

Universidad Autónoma “Gabriel

René Moreno”Facultad de Ciencias Exactas

y TecnologíaIngeniería petrolera

PRACTICO #1

Universitaria : Blanca Arteaga Cruz

Registro : 200456466

Docente : Ing. Pedro Torquemada

Santa Cruz – Bolivia

1. Cuáles son las condiciones que debe tener un pozo para obtener muestras de fondo y superficie.

No siempre las muestras tomadas son representativas de las condiciones del yacimiento en estudio, a continuación se presentan algunas de las causas más comunes:

Momento en que se tomó la muestra de fluido, deben tomarse ciertas consideraciones.

Si el yacimiento es pequeño la muestra puede ser representativa, pero si el yacimiento es de gran espesor o muy heterogéneo, se necesitará realizar varias tomas en diferentes pozos.

Puede existir una mala recombinación en el laboratorio de las muestras de gas y líquido en una relación incorrecta.

Si existen variaciones en las condiciones de producción existentes antes o durante la extracción de las muestras, los resultados obtenidos no serán completamente representativos.

Si el contenido de líquido es pequeño cuando se toma la muestra de superficie, una pérdida pequeña del líquido en los tubulares o en los separadores de producción ocasionaría que la muestra de gas condensado no fuese representativa con respecto al fluido de formación.

En un yacimiento de gas subsaturado, si la saturación de gas del yacimiento es menor o igual a la saturación de gas critica la muestra tomada tiene en solución una cantidad de gas inferior que el petróleo original, dando como error que la presión de burbujeo medida sea menor que la original del yacimiento.

De igual manera si se tiene un yacimiento de gas subsaturado y la saturación de gas del yacimiento es mayor a la saturación de gas crítica la muestra tomada puede tener exceso de gas y dar como error que la presión de burbujeo medida sea mayor que la presión inicial del yacimiento.

Existen consideraciones que se deben tomar en cuenta al momento de estar realizando la toma de muestra, como por ejemplo: Las muestra debe ser tomada en los primeros días de producción antes de que ocurra una caída significativa de presión en el yacimiento, el pozo debe de donde son tomadas las muestras debe ser preferiblemente exploratorio o nuevo, y tener una producción estable además de un alto índice de productividad, el pozo debe ser estabilizado, es decir, la presión de fondo, la presión del cabezal y la presión de la tasa de producción deben ser estables.La toma de muestras de fluidos de los yacimientos se puede clasificar de acuerdo al lugar donde serán tomadas:

Muestras de Fondo. Muestras de Cabezal. Muestras de Superficie.

Muestras de Fondo

La toma de muestra en el fondo consiste en introducir al pozo una herramienta llamada muestreador generalmente de seis pies de altura y una pulgada y media de diámetro, este posee una cámara para almacenar un volumen de 600 cm3 aproximadamente, la toma se realizará a la presión y temperatura del punto donde se haya tomada la muestra, lo más cercano a la profundidad del pozo. (Ver Figura 1)

Así mismo se recomienda que la toma se realice cuando el pozo esté produciendo a una tasa baja de flujo estabilizado. En cuanto a la presión del fondo fluyente la misma debe ser mayor a la presión de rocío del yacimiento. Se recomienda además tomar más de una muestra al mismo tiempo a las cuales se le deberá calcular la presión de saturación a temperatura atmosférica y la diferencia entre ellas no debe exceder los 30 lpc. Si al momento de realizar la toma, el pozo está produciendo agua, se deberá chequear este valor en la muestra tomada.

Ventajas del Muestreo de Fondo:

No se requiere de la medición de tasas de flujo de gas y líquido. No es afectado por problemas de separación gas – petróleo en el separador. Se recomienda para yacimientos subsaturados.

Desventajas del Muestreo de Fondo:

El volumen de la muestra es pequeño. No se pueden realizar muestras representativas si la presión de fondo fluyente es

menor a la presión de burbujeo. No se recomienda este tipo de muestreo si la producción de agua es muy grande. Pueden ocurrir fugas de fluidos durante la extracción de la muestra a superficie. El muestreador corre el riesgo de quedarse atascado en el pozo. Peligro de accidentes en el manejo de la muestra a alta presión. La muestra puede contaminarse con fluidos extraños como lodo de perforación, grasa

de muestreadores, entre otros.

Figura 1. Muestreador, herramienta que se usa para tomar la muestra en el fondo del pozo.Esta unidad pertenece a la Compañía de Servicios Schlumberger.Muestras de Cabezal:

Para realizar el muestreo en el cabezal del pozo se utiliza un recolector múltiple construido para recolectar las muestras en superficie (Ver Figura 2). Estas muestras solo pueden tomarse cuando la presión de fondo fluyente y la temperatura son mayores a la presión de saturación del yacimiento, de tal manera que el fluido se mantiene monofásico en el cabezal del pozo. Estas condiciones no son comunes pero a veces existen, por ejemplo en pozos submarinos en los que los fluidos producidos pueden mantenerse monofásicos desde el fondo del pozo hasta el recolector múltiple en superficie.

Ventajas del Muestreo de Cabezal:

Es rápido y de bajo costo. No se requiere de la medición de tasas de flujo de gas y líquido.

Desventajas del Muestreo de Cabezal:

No se recomienda este tipo de muestreo si existe flujo bifásico en el cabezal del pozo. Es difícil tomar una muestra representativa por la agitación de los fluidos durante el

muestreo. No se recomienda si la presión del cabezal es menor a la presión de rocío.

Figura 2. Recolector Múltiple para Toma de Muestra en el Cabezal.Esta unidad pertenece a la Compañía de Servicios Schlumberger.

Muestras de Superficie:

El Muestreo de Superficie también llamado Muestreo de Separador o Recombinadas consiste en tomar las muestras de petróleo y gas en los separadores. Con las mediciones precisas de las tasas de flujo, las presiones y temperaturas del petróleo y el gas, se recombinan las muestras en el laboratorio para aproximarse a las propiedades del yacimiento. Las muestras deben tomarse cuando el flujo sea estable en los separadores, preferiblemente en el separador de mayor presión y no en el tanque; se recomienda tomar la muestra en los separadores siempre como precaución a problemas imprevistos generados con las muestras de fondo.

Ventajas del Muestreo de Superficie:

Se recomienda este tipo de muestreo cuando la presión de fondo fluyente es menor a la presión de burbuja.

Tiene un menor costo y riesgo que en el fondo. Son de fácil manejo en superficie. Permite tomar muestras de gran volumen. La muestra no se contamina con fluidos acumulados en el pozo.

Desventajas del Muestreo de Superficie:

La proporción en que quedan recombinados el gas y el petróleo dependen de la exactitud de las mediciones de las tasas de flujo de gas y petróleo.

Los errores en la medición de las tasas de flujo para recombinar las muestras tienen influencia directa en la determinación de la presión de burbujeo.

×Figura 3. Esquema de las Corrientes de flujo. Las muestras de fluidos del yacimiento son tomadas en los Separadores. Esta unidad pertenece a la Compañía de Servicios Schlumberger.

2. Metodología del muestreo para yacimiento de gas y de petróleo: 2.1. Yacimientos de petróleo subsaturado.

En yacimientos de petróleo subsaturado, las condiciones iniciales de presión son más altas que la presión de burbuja de los fluidos, a temperatura de yacimiento. Para los fluidos que fluyen hacia un pozo en el yacimiento, una diferencia de presión debe ser mantenida entre el pozo y el área de drenaje. Esta diferencia de presión es denominada drawdown. Altas tasas de flujo pueden alcanzar altos drawdowns. Al contrario, bajas tasas de flujo pueden mantener bajos drawdowns. Este concepto es utilizado en el proceso de acondicionamiento del pozo para muestreo y generalmente es aplicado a todos los tipos de yacimiento. Altas tasas de flujo de petróleo producto de altos drawdowns pueden causar que las presiones de fondo fluyentes entre el área de drenaje del pozo caigan por debajo de la presión de burbuja. Si esto sucede, se forman burbujas de gas que salen de solución del petróleo, en el área de drenaje. Este hecho puede ocasionar problemas en la determinación de la verdadera relación gas-petróleo, debido a la diferencia existentes entre la movilidad del gas con respecto a la movilidad del petróleo en el medio poroso.

En este caso, un flujo bifásico es creado en la vecindad del pozo, y debe ser removido antes de comenzar las operaciones de muestreo. Para ello, se realiza un proceso de acondicionamiento del pozo, iniciando un proceso sistemático de reducción de las tasas de flujo, y al mismo tiempo monitoreando la relación gas-petróleo. El pozo esta listo para realizar el muestreo cuando la relación gas petróleo es estable (no fluctúa) después de un período extendido flujo en pozo con tasas constantes de producción. Si no ocurren otros factores que puedan afectar el muestreo tales como condición mecánica del pozo, aspectos de seguridad, etc., la muestra más representativa para este tipo de yacimiento es capturada a través de muestreadores de fondo. 2.2. Yacimientos de gas subsaturado.

En yacimientos de gas subsaturados, las condiciones iniciales y actuales de presión se encuentran más altas que la presión de rocío a temperatura de yacimiento (Ver Figura 1.2). La fase líquida se forma en el yacimiento cuando la presión cae por debajo de la presión de rocío. Esta situación puede ocurrir si el drawdown aplicado en el pozo hace que la presión de fondo fluyente caiga por debajo de la presión de rocío. Esta fase líquida en la vecindad del pozo debe ser removida mediante el acondicionamiento del pozo previo al muestreo. Para obtener una muestra proveniente de un yacimiento de gas condensado que sea representativa al fluido original del yacimiento, es importante que las siguientes observaciones sean observadas:

Figura 1.2. Envolvente de fases para un yacimiento de gas condensado.

a) La presión de yacimiento en el área de drenaje del pozo debe estar por encima de la presión de rocío.b) Las muestras deben ser recolectadas tan pronto como sea posible, antes de una sustancial producción en el yacimiento.c) El acondicionamiento del pozo debe ser realizado lo más prologando como sea posible con el propósito de obtener flujo estabilizado en el separador (gas y líquido).

El siguiente procedimiento para el muestreo en yacimientos de gas condensado propuesto por McCain y Alexander ha sido recomendado: a) Producir a bajas tasas iniciales para remover los líquidos de la cadena de producción.b) Mantener una tasa razonablemente constante hasta que el pozo este limpio.c) Estabilizar las tasas de gas y condensado en el separador.d) Luego, tomar las muestras. McCain y Alexander recomiendan que en yacimientos de gas condensado con altas permeabilidades deben ser estabilizados en períodos de días antes del muestreo para asegurar que la pseudo fracción pesada heptano-plus sea subdividida. El muestreo en yacimientos de gas condensado es típicamente realizado en superficie en el separador de alta presión. Las muestras de gas y líquido son recombinadas a una relación de gas petróleo registrada en el separador, la cual servirá para obtener una muestra representativa del fluido del yacimiento. 2.3. Yacimientos de petróleo saturados.

La presión de yacimientos saturados esta por debajo de la presión de burbuja a temperatura de yacimiento. En yacimientos de petróleo saturados, una capa de gas existe en equilibrio con la zona de petróleo. La presión en la zona del contacto gas petróleo es la presión de saturación del sistema. Es dudoso que bajo estas condiciones se puede recolectar una muestra representativa del fluido original del yacimiento, y esto es debido básicamente por la diferencia existente entre las razones de movilidad del gas y del petróleo, la conificación del gas y los cambios de la solubilidad debido al drawdown. Muchos procedimientos, que son altamente dependiente del acondicionamiento del pozo, han sido practicados para el muestreo de petróleo en yacimientos saturados. Estos procedimientos, cuando son adecuadamente ejecutados, eliminan la conificación del gas, para asegurar que el petróleo y gas están fluyendo a una tasa correspondiente a una relación gas petróleo de la zona “virgen” del yacimiento. Los principales aspectos en el acondicionamiento de pozo en yacimientos de petróleo saturado son: a) Reducir la tasa de flujo del pozo en forma gradual.b) Estabilizar el pozo a cada tasa de flujo y medir la relación gas petróleo producida cuando esta sea constante.c) Continuar con la reducción de la tasa de producción hasta que no ocurran cambios importantes en la relación gas petróleo.d) Tomar las muestras.Es considerada una buena práctica la toma de fluidos en el separador de mayor presión. Si se realiza el muestreo en fondo, es importante acondicionar el pozo a muy bajas tasas de producción durante el proceso de muestreo. 2.4. Yacimientos de gas condensado saturados.

En yacimientos de gas condensado saturados, la presión de yacimiento ha declinado por debajo de la presión de rocío, para formar una zona de líquidos móviles e inmóviles. Como se ha explicado en otros post, el comportamiento retrógrado puede ocurrir como vaya declinando la presión de yacimiento. La formación de una fase líquida en los yacimientos de gas condensado altera la composición de los líquidos remanentes, debido a que los condensados líquidos están compuestos por muchos hidrocarburos pesados. La movilidad del condensado es mucho menor que la del gas en el medio poroso, por lo que los líquidos que se quedan en el yacimiento son ricos en componentes pesados. En consecuencia, existe duda que con un acondicionamiento previo del pozo se puedan obtener muestras representativas del fluido original del yacimiento. El muestreo en yacimientos de gas condensado saturados no es recomendable si el objetivo del programa de muestreo es la captura del fluido original del yacimiento. Sin embargo, un programa de muestreo de fluidos puede ser diseñado para otros propósitos en la gerencia de un yacimiento, como el monitoreo de progreso de explotación del yacimiento.




PRACTICO #2




Santa Cruz – BoliviaProcedimiento para la obtención de testigos para un pozo exploratorio

Un programa de testigos generalmente tiene que estar bien planificado antes de iniciar la

perforación del pozo. Esta planificación puede ser discutida y planificada si es necesario a la

perforación.

Los problemas teóricos tales como:

Longitud de testigo, examen del mismo, tipo de perforación, etc.

También deben ser tomados en cuenta antes de la obtención del testigo. Por otra parte tanto

el Geólogo como el Ingeniero Petrolero y el Perforador deben ponerse de acuerdo y coordinar

antes de sacar el testigo.

En pozos exploratorios los testigos deben ser obtenidos de acuerdo a los siguientes factores:

1. En cada cambio de formación.

2. En aquellas zonas de Lutitas o Arcilita.

3. En caso de duda de la identificación de la formación.

4. En aquellas areniscas de interés petrolífero.

5. En aquellas formaciones con más de 100mts de espesor.

6. También para la obtención de información de los diferentes tipos de buzamientos.




PRACTICO #3




Santa Cruz – BoliviaLiberación diferencial, liberación flash:

La presión, volumen y temperatura (PVT) son parámetros que controlan el comportamiento de producción de un yacimiento de gas condensado volumétrico.

Los análisis PVT son un conjunto de pruebas que se hacen en el laboratorio a diferentes presiones, volúmenes y temperaturas para determinar las propiedades de los fluidos de un yacimiento petrolífero.

Las técnicas usadas en el laboratorio deben simular los tipos de separación gas-liquido durante la producción de gas condensado desde el yacimiento hasta los separadores.

Existen dos tipos de liberación: Diferencial e Instantánea o Flash.

Liberación diferencial:

Es aquella donde la composición total del sistema varia durante el proceso., es decir, el gas liberado es removido total o parcialmente del contacto con el condensado retrogrado.

Inicialmente, la celda contiene una cantidad de gas condensado a una presión mayor o igual a la de burbuja (P1 ≥ Pb) y a una temperatura T. El gas se expande hasta llegar a una presión P2 (P2<P1), luego el gas es retirado por el tope a P2 constante hasta lograr el volumen inicial. Cuando P2 por debajo de la presión de rocío, ocurre la condensación retrograda, en la parte inferior se forma liquido. La presión sigue disminuyendo a volumen constante hasta llegar a una presiónde abandono.

Resultados de la prueba de liberación diferencial

1. Factor de compresibilidad del gas (Z)2. Relación Gas-Petróleo en solución (Rs)3. Factor volumétrico del petróleo (Bo)4. Factor volumétrico del gas (Bg)5. Factor volumétrico total (Bt)6. Densidad del petróleo (ρo)7. Gravedad especifica del gas (γg)8. Gravedad API del crudo residual (ºAPI)

Liberación Instantánea o Flash:

En este tipo de separación todo el gas permanece en contacto con el liquido, es decir, la composición total del sistema permanece constante durante el agotamiento de presión. La disminución de presión se obtiene retirando el pistón de la celda.

Inicialmente, la presión inicial del petróleo es mayor que la presión de burbujeo (P1 > Pb) y la temperatura inicial es igual a la temperatura del yacimiento. El petróleo es expandido isotermicamente en varias etapas hasta alcanzar la presión de burbujeo. Luego isotermicamente el petróleo se expande en varias etapas por debajo de la presión de burbuja y el gas liberado se mantiene dentro de la celda en contacto con el líquido.

Resultados de la prueba de liberación Instantánea o Flash

1. Presión de burbuja2. Volumen relativo en función de la presión, (V / Vb)

3. Compresibilidad del petróleo 4. Función YDonde,Pb= Presión de burbujeo, lpcaP= Presión inferior a Pb, lpcaV= Volumen bifásico a P, ccVb= Volumen a Pb, cc

Sistemas compuestos básicamente por hidrocarburos muestran una relación lineal de "Y" con presión. Cerca del punto de burbuja se observa dispersión debido a errores de medición. La presencia de componentes no hidrocarburos (CO2, agua, etc) aleja el comportamiento lineal de la función Y.

Universidad Autónoma “Gabriel René Moreno”Facultad de Ciencias Exactas


PRACTICO #4




Santa Cruz – BoliviaObtener un perfil de control geológico:

Un perfil geológico es la reconstrucción en profundidad de la estructura geológica de una zona. Un perfil o corte geológico puede definirse como una sección vertical o perfil interpretativo de la geología superficial, para cuya realización se utilizan los datos obtenidos en el terreno.Es decir, un corte geológico es la interpretación de la información geológica disponible de una zona, representada en un corte o sección.

Geométricamente un corte geológico puede definirse como la intersección de los elementos y estructuras geológicas en un plano vertical que contiene a la línea de corte considerada. El corte geológico tiene como base el perfil topográfico, es decir el corte geológico está limitado por la parte superior por el corte topográfico por donde pasa a realizar.

Elementos de un corte o perfil geológico

Un corte geológico debe estar acompañado de una serie de elementos que permita su correcta interpretación.Debe presentar una escala tanto vertical como horizontal, generalmente estas escalas son iguales.El corte debe estar orientado, es decir se tiene que referenciar sus dos extremos.Debe presentar una leyenda, en la que se especifique los diferentes colores y tramas utilizados para representar la edad y la litología de los materiales que aparecen en el corte. Normalmente esta leyenda se construye de forma que los materiales estén ordenados cronológicamente, en la parte inferior los más antiguos y en la parte superior los más modernos.Debemos identificar el corte en referencia al mapa, estableciendo alguna identificación alfanumérica de sus extremos que permita su rápida localización en el mapa.

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