Analisis de Hidrocarburos en el Pozo
Páginas: 7 (1589 palabras)
Publicado: 3 de octubre de 2013
ANALISIS DE HIDROCARBUROS EN EL POZO
IMPORTANCIA DE COMPRENDER LA COMPOSICIÓN DEL PETRÓLEO CRUDO DURANTE LAS PRIMERAS ETAPAS DEL DESARROLLO DE UN CAMPO.
La mayoría de los campos petrolíferos descubiertos a nivel mundial corresponden mayormente a gas condensado/petróleo volátil asociados a altas presiones y temperaturas. De allí la importancia de estudiar estos yacimientos aplicando lasmejores técnicas de ingeniería para optimizar la recuperación de este recurso no renovable.
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 ocondensado), 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 quesufre la mezcla original de hidrocarburos en su trayectoria desde el yacimiento hasta el sistema de separación en la superficie.
Saber qué es lo que tenemos en fondo nos ayuda a encontrar las herramientas necesarias para su posterior completación y producción. En muchas ocasiones empresas con tal de disminuir costos iniciales (conocidos como CAPEX), evitan realizar los análisis respectivos delfluido y de la formación, realizando evaluaciones directas con equipos hidráulicos o BES, lo cual nos deja sin conocimiento de que tipo de fluido estamos tratando y a que problemas nos enfrentamos, sino hasta que surjan los mismos (escala, H2S, corrosión, etc.) y allí recién sabremos como remediarlos.
CUAL ES EL PRINCIPIO DE OPERACIÓN DEL MDT Y CFA, PARA EL MONITOREO DE POZOS. EXPLIQUE SUFUNDAMENTACIÓN.
MODULAR FORMATION DYNAMICS TESTER (MDT).-
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.
Los datos medidos con la herramienta MDT se transmiten a la superficie de inmediato, para poder tomar decisiones relacionadas con la extracción de muestras en baseal conocimiento de la composición aproximada y la presión del yacimiento, otro parámetro medido. En cada profundidad de prueba deseada es posible tomar muestras de fluido antes de desplazarse a otro punto de prueba de fondo de pozo.
Para recolectar virtualmente fluidos de formación libres de contaminación en substancialmente menor tiempo que con una probeta convencional se usa QuicksilverProbe en conjunto con el MDT. En conjunto también con el DFA se obtiene recolección de muestras más representativas en menor tiempo para dar un entendimiento de las propiedades de los hidrocarburos en el reservorio en condiciones PVT mientras la herramienta MDT sigue en el pozo para evitar mediciones de producción extensivas o trabajo adicional de PVT en el laboratorio.
COMPOSITION FLUID ANALYZER(CFA)
El Analizador de la Composición de Fluidos escanea la muestra de la línea de flujo del MDT con mediciones de emisión de fluorescencia y espectrometría de absorción óptica infrarroja para determinar la pureza del fluido.
El modulo CFA del MDT ópticamente escanea el contenido de la línea de flujo para asegurar que la recolección de muestra de alta pureza sea representativa.
El tiempo debombeo para ambos: análisis de fluido de reservorio (DFA) y la adquisición de muestras es minimizado a través del monitoreo de niveles de contaminación con el CFA.
Tan pronto como el gas del reservorio en una fase fluye a través del analizador CFA, un espectrómetro de absorción óptica infrarroja determina en tiempo real la concentración de:
Metano (C1).
Etano-propano-butano-pentano...
IMPORTANCIA DE COMPRENDER LA COMPOSICIÓN DEL PETRÓLEO CRUDO DURANTE LAS PRIMERAS ETAPAS DEL DESARROLLO DE UN CAMPO.
La mayoría de los campos petrolíferos descubiertos a nivel mundial corresponden mayormente a gas condensado/petróleo volátil asociados a altas presiones y temperaturas. De allí la importancia de estudiar estos yacimientos aplicando lasmejores técnicas de ingeniería para optimizar la recuperación de este recurso no renovable.
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 ocondensado), 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 quesufre la mezcla original de hidrocarburos en su trayectoria desde el yacimiento hasta el sistema de separación en la superficie.
Saber qué es lo que tenemos en fondo nos ayuda a encontrar las herramientas necesarias para su posterior completación y producción. En muchas ocasiones empresas con tal de disminuir costos iniciales (conocidos como CAPEX), evitan realizar los análisis respectivos delfluido y de la formación, realizando evaluaciones directas con equipos hidráulicos o BES, lo cual nos deja sin conocimiento de que tipo de fluido estamos tratando y a que problemas nos enfrentamos, sino hasta que surjan los mismos (escala, H2S, corrosión, etc.) y allí recién sabremos como remediarlos.
CUAL ES EL PRINCIPIO DE OPERACIÓN DEL MDT Y CFA, PARA EL MONITOREO DE POZOS. EXPLIQUE SUFUNDAMENTACIÓN.
MODULAR FORMATION DYNAMICS TESTER (MDT).-
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.
Los datos medidos con la herramienta MDT se transmiten a la superficie de inmediato, para poder tomar decisiones relacionadas con la extracción de muestras en baseal conocimiento de la composición aproximada y la presión del yacimiento, otro parámetro medido. En cada profundidad de prueba deseada es posible tomar muestras de fluido antes de desplazarse a otro punto de prueba de fondo de pozo.
Para recolectar virtualmente fluidos de formación libres de contaminación en substancialmente menor tiempo que con una probeta convencional se usa QuicksilverProbe en conjunto con el MDT. En conjunto también con el DFA se obtiene recolección de muestras más representativas en menor tiempo para dar un entendimiento de las propiedades de los hidrocarburos en el reservorio en condiciones PVT mientras la herramienta MDT sigue en el pozo para evitar mediciones de producción extensivas o trabajo adicional de PVT en el laboratorio.
COMPOSITION FLUID ANALYZER(CFA)
El Analizador de la Composición de Fluidos escanea la muestra de la línea de flujo del MDT con mediciones de emisión de fluorescencia y espectrometría de absorción óptica infrarroja para determinar la pureza del fluido.
El modulo CFA del MDT ópticamente escanea el contenido de la línea de flujo para asegurar que la recolección de muestra de alta pureza sea representativa.
El tiempo debombeo para ambos: análisis de fluido de reservorio (DFA) y la adquisición de muestras es minimizado a través del monitoreo de niveles de contaminación con el CFA.
Tan pronto como el gas del reservorio en una fase fluye a través del analizador CFA, un espectrómetro de absorción óptica infrarroja determina en tiempo real la concentración de:
Metano (C1).
Etano-propano-butano-pentano...
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