UNIVERSIDAD VIÑA DEL MAR

ANALISIS DE HIDROCARBUROS EN EL POZO

Ingeniero German Alberto Horta Hernández

10/06/2014

Competencias:

En esta actividad se debe conocer la importación de comprender las condiciones que presenta el

yacimiento petrolífero según su profundidad, se discutirá el diagrama de fase de una mezcla

gaseosa y como interpretar el mismo, se comentará sobre tecnologías actuales para el monitoreo

de variables que se desean conocer del crudo antes de tener una muestra de este en la superficie.

Descripción/Preguntas de la Tarea:

Luego de haber leído el artículo: "Análisis de Hidrocarburos en el Pozo"

Comente sobre la importancia de comprender la composición del petróleo crudo durante

las primeras etapas del desarrollo de un campo.

Investigue sobre el principio de operación del MDT y CFA, para el monitoreo de pozos.

Explique su fundamentación.

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.

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

temperatura?

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?

Proceso:

Una vez leído el recurso "Análisis de Hidrocarburos en el Pozo", y a partir de sus propias

experiencias como profesionales de la Industria de los Hidrocarburos, deberán responder

a las participaciones en la tarea.

Recursos: Artículo: Análisis de Hidrocarburos en el Pozo

NOTA: Se recomienda buscar información complementaria y no olvidar de nombrar la fuente.

Evaluación:

Se valorará positivamente la interacción entre los participantes. Tendrán un efecto positivo en la

nota de este foro, las primeras respuestas que se genere, al igual que las que muestren aporte

propio y carácter investigativo. Esta actividad tiene una ponderación de 10 puntos

El analisis de las muestras ayuda a identificar el tipo de fluido, estimar las reservas, evaluar el

valor de los hidrocarburos y determinar las propiedades de los fluidos para optimizar asi la

produccion. Utilizando los resultados del analisis de los fluidos, las compañias petroleras deciden

como terminar un pozo, desarrollar un campo, diseñar instalaciones de superficie, conectar

campos satelites y mezclar la produccion entre pozos.

El analisis de los fluidos tambien es importante para comprender las propiedades del agua de

formación, las cuales pueden tener un impacto economico significativo en cualquier proyecto. A

menudo, la meta mas critica es la identificacion de las propiedades corrosivas del agua, con el

objetivo de seleccionar los materiales de terminacion de pozos y evaluar el potencial de

acumulacion de incrustaciones para evitar problemas de aseguramiento del flujo. Ademas, los

analistas de registros necesitan cuantificar la salinidad del agua de formacion para la evaluacion

petrofisica, y los geologos e ingenieros de yacimientos deben establecer el origen del agua para

evaluar la conectividad del yacimiento.

Probador de Formación Modular Dinámico (Modular Formation Dynamics Tester, MDT)

El probador de formación modular dinámico (MDT) es en la actualidad una herramienta que

aporta conocimientos acerca de la dinámica de los yacimientos, así como sus antecesores; es por

esta razón que es una de las herramientas más utilizadas en la caracterización de yacimientos

dentro de la industria petrolera.

A través de múltiples pruebas de variación de presión este probador permite evaluar las

permeabilidad es vertical y horizontal.

En términos generales, en esta herramienta el fluido que no se requiera es expulsado utilizando

un módulo de bombeo; durante el tiempo que dure la prueba el operador puede monitorear la

resistividad y la temperatura de los fluidos en la línea de flujo.

Cuando se va a determinar si el fluido es de calidad o no, el bombeo se detiene y el fluido

proveniente de la formación puede desviarse a la cámara muestreadora o, si no se requieren

muestras (por lo general cuando se indica presencia de agua o gas), otra zona puede ser probada.

Para lograr que lo anterior sea posible la herramienta cuenta con las siguientes partes, (figura 2).

Los fluidos ingresan en la herramienta en la probeta de muestreo guiado. Los fluidos

contaminados fluyen hacia abajo a través del analizador de fluidos y la bomba de descarte. Los

fluidos limpios fluyen hacia arriba a través de los modulos del analizador de fluidos y la bomba

de muestreo, hasta el modulo de botellas para muestras. La configuracion puede variar para las

diferentes operaciones de muestreo. Por ejemplo, para ciertas aplicaciones, las bombas pueden

estar localizadas aguas arriba de los analizadores de fluidos.

La probeta (figura 1, izquierda) posee dos orificios de admision, con la linea de toma de descarte

rodeando la linea de toma de muestras. Los empacadores rodean y separan estas probetas y se

sellan contra la pared del pozo (figura 1, derecha). El fluido de formacion se muestra en azul

grisaceo y el filtrado en marron claro. Cuando se inicia el bombeo, el flujo que fluye a través de

la limea de toma de muestras se encuentra altamente contaminado (figura 1; grafico inserto),

pero la contaminacion se reduce rapidamente con el tiempo. Pronto, los niveles de

contaminacion alcanzan un valor aceptable.

Figura 1. Muestreo de fluido de formacion.

Figura 2. La sarta de herramientas del MDT.

Esta herramienta fue desarrollada en 1992 y comercializada a fines de 1994. Se considera el

reemplazo de la herramienta RFT, ya que el MDT ofrece datos de medición de presión

significativos debido a que cuenta con un transductor de cuarzo diseñado específicamente para

reaccionar de forma rápida y precisa a los cambios de temperatura y presión, por lo que reduce el

tiempo requerido para obtener presiones. Este probador es muy parecido a su antecesor, el RFT,

a diferencia de que con los años se adoptaron dos elementos que dieron paso a una nueva

herramienta. Estos elementos que acompañan actualmente al probador MDT son un Módulo de

Análisis de Fluidos (LFA Live Fluid Analyzer Module), y un Módulo de Análisis Composicional

de Fluidos (CFA Composition Fluid Analyzer Module). Además de lo ya mencionado, el MDT,

a partir de un diseño de doble empacador, permite la realización de una prueba llamada mini-

DST; esta prueba es un complemento en el análisis de las muestras obtenidas de la formación.

Con lo anterior, la herramienta MDT muestra su versatilidad sobre otros probadores.

Este probador realiza mediciones en tiempo real, además de que es posible obtener medidas de

presión rápidas y muy aproximadas. Los fluidos obtenidos de esta herramienta son considerados

de alta calidad.

Las mediciones de presión graficadas contra profundidad permitenla determinación de contactos

de fluidos y/o movimientos de ellos dentro de las formaciones productoras.

Puede dar una estimación de la permeabilidad ya sea de la curva de incremento o de decremento

de presión. A medida que los fluidos pasan a través de la línea de flujo de la herramienta MDT,

las interpretaciones de las mediciones en tiempo real indican las proporciones de aceite y agua,

además de dar una indicación cualitativa de gas libre.

Dentro de las aplicaciones de una prueba mini-DST principalmente se tienen las siguientes:

Identificación del tipo de fluido en el yacimiento. Aspecto de gran ayuda ya que se puede

determinar la profundidad de los contactos de los fluidos, ésto se puede obtener

empleando técnicas de análisis con los módulos de análisis de fluidos LFA y CFA y

simplemente identifican los fluidos contenidos en varias zonas de un pozo, la única

limitación que se puede presentar es sólo si se tienen insuficientes datos.

Evaluación de las propiedades de yacimiento en la proximidad del pozo. En esta

evaluación se puede obtener una aproximación de la movilidad utilizando una pre prueba

(pretest), y con la ayuda del análisis de la caída de presión en tal pre prueba se pueden

lograr estimaciones de permeabilidad (tanto esférica y radial). La variación de las

propiedades de los fluidos en la zona de interés puede afectar la respuesta de la presión y,

de igual manera, el enjarre puede bloquear la sonda de prueba o se puede presentar flujo

no darcyano.En resumen estos problemas pueden proporcionar datos erróneos y, por lo

tanto, no será posible realizar una buena interpretación.

Determinar la productividad del pozo. Los parámetros obtenidos con una herramienta

MDT (mini DST) se pueden utilizar para realizar un análisis nodal para proporcionar

información acerca de la productividad del pozo.

Obtener muestras representativas de fluidos del yacimiento. De igual manera que con los

probadores anteriores (WFT,RFT) y con la ayuda de los módulos de análisis (LFA y

CFA) se pueden realizar análisis de los fluidos que son enviados a los recipientes o

cámaras muestreadoras.

Identificación y caracterización de fallas o límites. Para poder caracterizar e identificar

fallas es necesario que éstas se encuentrenrelativamente cerca de la zona de

investigación.

Determinar los límites del yacimiento. Para obtener una prueba de límites del yacimiento

se deben utilizar operaciones a largo plazo, es decir mayor tiempo.

Diagrama de fases para yacimientos de hidrocarburos

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 yacimienots aplicando las mejores 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 o condensado), 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 que sufre la mezcla

original de hidrocarburos en su trayectoria desde el yacimiento hasta el sistema de separación en

la superficie.

Cuatro factores físicos controlan el comportamiento de fases de mezclas de hidrocarburos:

1. Presión.

2. Atracción molecular.

3. Energía cinética (movimiento molecular asociado con temperatura).

4. Repulsión molecular.

La presión y la atracción molecular tienden a mantener las moléculas juntas, de esta manera,

mientras mayor sean estas fuerzas mayor es la tendencia de los hidrocarburos a aumentar su

densidad. Las fuerzas de atracción molecular son directamente proporcionales a la masa de las

moléculas e inversamente proporcionales a la distancia entre las mismas.

La energía cinética y la repulsión molecular tienden a dispersar las moléculas. A elevadas

temperaturas aumenta el movimiento de las moléculas y por ende, mayor es su tendencia a

separarse, produciendo de esta manera una disminución en la densidad.

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.

Diagrama presión-temperatura de mezclas de hidrocarburos

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) como el diagrama que se observa a continuación

Figura 3. Diagrama de fases Presión-Temperatura para yacimiento de hidrocarburos

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 los puntos 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.

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.

YACIMIENTO DE GAS

Yacimientos de Gas son aquellos en los cuales la mezcla de hidrocarburos se encuentra

inicialmente en fase gaseosa en el subsuelo. Se clasifican en yacimientos de: Gas seco, gas

húmedo Gas condensado

TIPOS DE YACIMIENTOS

YACIMIENTO GAS SECO:

En éstos el gas es el producto principal. Son yacimientos que contienen hidrocarburos en su fase

gaseosa, pero al producirlos no se forman líquidos por los cambios de presión y temperatura.

El gas se genera gracias a un proceso de expansión, parecido al que ocurre en las bombonas,

donde la cantidad de gas está relaciona da con la presión del embace.

Su temperatura inicial excede la temperatura cricondentérmica, además están constituidos por

metano, con rastros de hidrocarburos superior es como también están constituidos por

hidrocarburos que, aún en superficie y a presión y temperatura de tanque, no condensan. Poseen

alta energía cinética de sus moléculas y baja atracción de las mismas.

YACIMIENTO DE GAS HUMEDO

En estos yacimientos de hidrocarburos están en estado gaseoso, por características específicas de

presión, temperatura y composición. El gas está mezclado con otros hidrocarburos líquidos; se

dice que se halla en estado saturado. Este tipo de gas recibe el nombre de gas húmedo*.

Durante la producción del yacimiento, la presión disminuye y permite que el gas se condense en

petróleo líquido, el cual al unirse en forma de película a las paredes de los poros queda atrapado

y no puede ser extraído. Esto puede evitarse inyectando gas a fin de mantener la presión del

yacimiento.

Su temperatura inicial excede la temperatura cricondentérmica y Están constituidos por

hidrocarburos livianos a intermedios, además están constituidos por hidrocarburos que no

condensan a condiciones de yacimiento pero si acondiciones de separador.

YACIMIENTO DE GAS CONDENSADO

Estos yacimientos producen condensación retrograda en el yacimiento a presiones por debajo de

la presión de rocío y temperaturas entre la crítica y la cricondentérmica. El gas al disminuir la

presión se condensa.

Estos tipos de yacimientos también pueden ubicarse de acuerdo con la localización de la

temperatura y presión iniciales del mismo con respecto a la región de dos fases (gas y petróleo)

en los diagramas de fases que relacionan estas dos variables.

Cuando la presión y la temperatura caen dentro de la región de dos fases, existirá una zona de

petróleo con una capa de gas en la parte superior. La zona de petróleo producirá como un

yacimiento de petróleo de punto de burbujeo y la capa de gas como un yacimiento monofásico de

gas o como un yacimiento retrogrado de gas.

DECLINACIÓN DE TASA DE POZOS Y YACIMIENTOS

En la mayoría de los casos la producción o tasa de producción de los pozos tiende a decrecer con

el tiempo, excepto para aquellos pozos ubicados en yacimentos con muy buenas propiedades

petrofísicas y con mecanismo(s) de producción efectivo y constante, como por ejemplo la

compactación de la roca y el empuje por gas en solución.

La tasa de petróleo neto de los pozos, y del conjunto de ellos perforados en yacimientos puede

verse afectada y disminuir por razones de distintos tipos: las razones atribuibles al yacimiento,

las cuales dan lugar a la declinación energética; y las razones de tipo mecánico, las cuales

ocasionan la declinación mecánica de los pozos del yacimiento.

Razones atribuibles al yacimiento

Reducción de la presión en el yacimiento.

Incremento del corte de agua de formación por actividad del acuífero

Incremento de la producción de gas o conificación de la capa de gas

Cambio del yacimiento subsaturado (al cruzar el punto de burbujeo)

Disminución de la permeabilidad de la roca por efecto de parafinas, asfáltenos y

movimiento de partículas finas.

Daño en la formación (Skin)

Razones de tipo mecánico

Paros eléctricos

Paro de plantas compresoras de gas

Problemas mecánicos en los pozos (pescados, reductor taponado, tubería doblada, etc.)

Daño mecánico por efectos del lodo de perforación y/o fluido de completación.

Razones regulatorias (cierre operacional).

Arenamiento de los pozos.

DECLINACIÓN TOTAL DE LOS POZOS DE UN YACIMIENTO

La declinación total es la que toma en cuenta todos los factores como un conjunto. Es decir,

considera los factores del yacimiento que contribuyen a hacer declinar o disminuir la tasa de

producción, así como los factores externos al yacimiento que tienen el mismo efecto.

En otras palabras, Declinación Total de un Pozo = Declinación Energética + Declinación

Mecánica.

DECLINACIÓN DE LA TASA DE PRODUCCIÓN DE POZOS VERSUS

DECLINACIÓN DE UN YACIMIENTO.

Es muy importante distinguir entre la declinación de producción de un pozo y la

declinación de producción de un yacimiento.

Se define como “declinación de un pozo” la disminución progresiva y monotónica de la

tasa de dicho pozo, partiendo de su valor máximo inicial, como resultado de la

disminución también monotónica del factor Ko∆P/μo a medida que avanza el

agotamiento de su área de drenaje.

Lógicamente, como la producción de cualquier yacimiento es el resultado de la sumatoria

del comportamiento de sus pozos, el mismo concepto de declinación de la tasa no tiene a

nivel de yacimiento la misma fuerza o aplicabilidad que a nivel de pozos.

Esto obedece a que, por ejemplo, en un yacimiento que contenga dos o más pozos, los

pozos no necesariamente se mantienen activos simultáneamente. Por eso, a nivel de

yacimiento completo los únicos períodos de tiempo en los cuales aplica rigurosamente el

concepto de “declinación de tasa” arriba escrito son aquellos en los cuales se mantiene

constante el número de pozos activos y simultáneamente no se hacen mayores cambios

en sus condiciones operacionales mecánicas.

En algunas oportunidades, para manejar o evaluar la declinación del yacimiento se utiliza

el artificio de dividir la tasa del mismo por el número de pozos-mes o pozos-día activos,

lo cual genera una tasa promedio por pozo activo” versus tiempo o producción

acumulada. Si no hay mayores cambios operacionales, esta “tasa promedio por pozo

activo” es tan útil para análisis de declinación del yacimiento como lo es la tasa

individual por pozo productor en el análisis de su declinación.

REFERENCIAS:

http://132.248.52.100:8080/xmlui/bitstream/handle/132.248.52.100/2227/Tesis.pdf?sequence=1

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

http://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish07/spr07/p4_21.pdf

http://yacimientos-de-gas.lacomunidadpetrolera.com/2009/01/diagrama-de-fases-para-yacimientos-

de.html

http://www.unp.edu.pe/facultades/minas/petroleo/alumn/pyg/YACIMIENTOS%20DE%20GAS.pdf

http://saber.ucv.ve/jspui/bitstream/123456789/105/1/Trabajo%20Especial%20de%20Grado.pdf

http://www.ing.unp.edu.ar/asignaturas/reservorios/Practicas%20de%20Ingenieria%20de%20Yacimient

os%20Petroliferos%20-%20Jose%20S.Rivera.pdf

http://yacimientos-de-petroleo.lacomunidadpetrolera.com/2009/01/curvas-de-declinacin-de-

produccin.html