Muestreo de los Fluidos de Yacimiento
El programa de muestreo y análisis permite conocer una diversidad de comportamientos de los fluidos. A través del comportamiento de sus fases vapor líquido se puede catalogar el sistema de fluidos existente en el yacimiento. Las clasificaciones de estas fases abarcan desde gas seco, gas húmedo y gas retrógrado hasta petróleo negro o petróleo pesado.
- La curva de burbujeo es la porción en la cual el gas comienza a separarse del líquido.
- La curva de rocío es la porción en la cual comienza a condensarse el líquido a partir del gas.
- El punto crítico es la localización en la que se unen ambas curvas.
- El punto cricondertérmico indica la temperatura más elevada de la envolvente de saturación y la cricondenbárica es la presión más elevada de la envolvente de saturación.
Los fluidos del yacimiento se clasifican de acuerdo al comportamiento que desarrollen en el yacimiento y durante la produción en el esquema PT, así pues:
- El gas seco no ingresa en la región bifásica en ningún punto del trayecto PT de producción.
- El gas húmedo se mantiene como sistema monofásico en el yacimiento, sin importas el agotamiento de la presión; sin embargo durante la producción atraviesa la curva de rocío y forma una fase líquida.
- El gas retrógrado reside en la región monofásica a temperaturas que oscilan entre el punto crítico y la cricondenterma, mientras que durante el agotamiento de presión, a temperatura de yacimiento, se forma líquido en el yacimiento en sí que persiste a lo largo de todo el trayecto PT de producción.
- El petróleo volátil reside en la región monofásica, justo a la izquirda del punto crítico, la liberación del gas se produce conforme el fluido atraviesa la curva del punto de burbujeo durante la operación de producción.
- El petróleo negro existe e la región monofásica a temperaturas de yacimiento considerablemente más bajas que el punto crítico. Durante el proceso de producción se libera el gas, pero su proporción relativa es pequeña si se compara con el petróleo volátil.
- El petróleo pesado es un subconjunto del petróleo negro que contiene cantidades bajas de gas y la fase líquida se compone predominantemente de componentes con alto peso molecular.
En los yacimientos puede existir una variabilidad de composición de los fluidos dentro de un campo o de una formación. La variación composicional significativa de hidrocarburos, tanto vertical como lateral dentro de un compartimiento hay que tomarla en cuenta también para la caracterización del yacimiento. La gradación composicional es causada a menudo por acción de la gravedad o las fuerzas inestables de la biodegradación, los gradientes de temperatura, la carga actual, la historia de carga o las lutitas incompatibles que actúan como sellos. La magnitud de la variación composicional puede variar en forma considerable dependiendo de la historia geológica y geoquímica del yacimiento.
Al existir compartimentalización del yacimiento, gradación composicional o ambos fenómenos, se necesita contar con un programa de muestreo de fluidos más robusto. Las propiedades del sistema roca-fluido inciden en la capacidad para recolectar muestras de fluidos representativas.
La recolección de muestras requiere el flujo de fluido hacia el pozo, lo que ocurre solamente cuando la prsión de flujo del pozo es menor que la presión de la formación. Si la presión de flujo del pozo cae por debajo de la presión de saturación del fluido, tendrá lugar la formación de una fase gaseosa en el caso del petróleo volátil o negro, y de una fase líquida en el caso de gas retrógrado. La movilidad relativa de cada fase de fluido es diferente, debido a que el flujo es desigual, la composición del fluido que sale de la formación no será la misma que la del fluido en el yacimiento. Este efecto puede disminuirse o eliminarse mediante el muestro con valores de tasas de flujo y diferenciales de presión lo más bajo posibles.
Las muestras de fluidos de fondo de pozo deben ser extrídas de localizaciones que provean la información más relevante para la toma de decisiones. Parta ello, las herramientas actuales de muestreo y pruebas incluyen un arreglo de instrumentos que pueden efectuar el análisis de fluidos de fondo de pozo. Este tipo de herramientas proveen mediciones de las propiedades de los fluidos en tiempo real y en condiciones de yacimiento, lo que permite que los ingenieros analicen las muestras antes de que sean recolectadas.
Figura 2: Diagrama esquemática de un Probador Modular de la Dinámica de la Formación, para la extracción guiada del fluido del yacimiento.
La figura anterior muestra una probeta de muestreo guiada la cual se fija contra la pared del pozo con el fin de extraer los fluidos de la formación para la caracterización y la recolección de muestras de fluido. Los analizadores de fluidos vivos de fondo de pozo, proveen mediciones cuantitativas y en tiempo real de la densidad, la viscosidad, la relación gas petróleo, la composición de los hidrocarburos y el pH del agua de formación.
Referencias:
- Advancing Fluid-Property Measurements. Autumn 2007. Publications by Schlumberger. http://www.slb.com/media/services/resources/oilfieldreview/ors07/aut07/advancing_fluid_property.pdfSchlumberger (2009).
- Oilfield Glossary. Disponible: http: //www.slb.com/