mapas geologicos

Análisis de hidrocarburos en el pozo

El advenimiento de una nueva herramienta 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 lacomposición de los fluidos dentro de una formación.

Soraya Betancourt
Go Fujisawa
Oliver C. Mullins
Ridgefield, Connecticut, EUA

Radiación infrarroja cercana

Andrew Carnegie
Abu Dhabi,
Emiratos Árabes Unidos (EAU)
Chengli Dong
Andrew Kurkjian
Sugar Land, Texas, EUA
Kåre Otto Eriksen
Statoil
Stavanger, Noruega
Mostafa Haggag
Antonio R. Jaramillo
Abu Dhabi Company for
OnshoreOil Operations
Abu Dhabi, EAU

Absorción
y excitación

Harry Terabayashi
Fuchinobe, Kanagawa, Japón

CFA (Analizador de la Composición de los Fluidos), LFA
(Analizador de Fluidos Vivos para la herramienta MDT),
MDT (Probador Modular de la Dinámica de la Formación)
y PVT Express son marcas de Schlumberger.
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a SylvainJayawardane y Jiasen Tan, Edmonton,
Alberta, Canadá; Sudhir Pai, Rosharon, Texas, EUA; Ibrahim
Shawky, Abu Dhabi, EAU; y Tsutomu Yamate, Fuchinobe,
Kanagawa, Japón.

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La comprensión de la composición del petróleo
crudo en las primeras etapas del proceso de
desarrollo de un campo ayuda a optimizar la
explotación de los recursos. Actualmente se dispone de dicha información gracias a unaherramienta 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.
En ocasiones es necesario obtener una determinación temprana de la composición del
gas y de la relación gas/petróleo (RGP) para decidir si terminar un pozo o no, o hasta para tomar
la decisión de desarrollar un campo petrolero.Por ejemplo, las implicancias 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 dióxido de
carbono [CO2] en el gas. El CO2 es altamente
corrosivo, de manera que su presencia puede
modificar los requisitos en términos de líneas de
flujo y equipos desuperficie. Por otra parte, quizás sea necesario evitar la mezcla de áreas prospectivas con composiciones incompatibles. Los
problemas relacionados con acumulaciones de
asfaltenos, ceras, hidratos e incrustaciones orgánicas en las líneas de flujo también inciden en el

Oilfield Review

Análisis del petróleo y el gas
Los términos gas y petróleo describen el estado
de un hidrocarburo como vapor olíquido, 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 estasmediciones
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.
Los hidrocarburos comprenden una variedad
de componentes que abarcan desde elmetano
que sólo tiene un átomo de carbono hasta los
compuestos de carbono de cadena muy larga, además de moléculas cíclicas, aromáticas y otras
moléculas complejas tales como los asfaltenos y
las parafinas. Estos componentes determinan el
comportamiento de fases de un fluido de yacimiento determinado que suele indicarse utilizando un diagrama de fases representado por tres
variables:...