Pruebas de pozos y análisis de muestras para determinar las propiedades de fluidos.

 

Pruebas de pozos y análisis de muestras para determinar las propiedades de fluidos. 

Una vez concluido este curso, los participantes obtendrán los conocimientos teóricos de las pruebas de pozo y análisis de muestras para determinar las propiedades de fluidos. Así mismo se conocerán las tecnologías  y pruebas de vanguardia a nivel internacional, desarrollando el pansamiento crítico que permita la comprensión y análisis de los temas relativos. 

Objetivo.- Conocer, demanera estricta y en apego a los mejores desarrollos las pruebas de pozos y análisis de muestras para determinar las propiedades de los fluidos del sistema petrolero.Determinar dónde muestrear, cuando muestrear y cómo muestrear. Enriquecer el conocimiento con las lecciones aprendidas. 

  

1. Pruebas de pozo en tiempo real. 

2. Análisis automático optimización de parámetros en prueba de pozo horizontal. 

3. Determinación de las propiedades de los hidrocarburos mediante análisis óptico durante el muestreo de fluidos con cable. 

4. PVT. 

5. Caracterización de los Hidrocarburos.   

6. Micromuestreo de fluidos de formación durante la perforación: una nueva técnica de evaluación de formaciones geoquímicas y PVT. 

7. Pruebas y muestreo de formaciones. 

8. Dónde,cuándo y cómo muestrear. 

9. Muestreo y técnicas analíticas. 

10. Muestreo de fluidos petroleros. 

11. Muestreo de fluidos. 

12. Muestras recombinadas 

13. Muestreo de fondo. 

14. Muestras de flujo. 

15. Planeación del muestreo 

16. Lecciones aprendidas. 

17. Tiempos de reacomodo para el muestreo 

18. Consideraciones especiales en la planeación del muestreo. 

19. Luhares para tomar una muestra. 

20. Importancia del Muestreo de fondo 

21. Preparaciones para el muestreo de fondo. 

22. Muestreo de superficie 

23. Muestreo en el separador. 

24. Muestreo en la cabeza del pozo. 

25. Lapso del muestreo. 

26. Selección de la profundidad del muestreo. 

27. Tiempo de estabilización del pozo a muestrear. 

28. Equipo para muestrear. 

29. Herramientas para muestrear tanques. 

30. Muestreo en yacimientos de gas y condensados. 

31. Herramientas más usadas en la toma de muestras de fondo de fluidos petroleros. 

32. Equipo de transferencia de muestras. 

33. Análisis PVT. 

34. Control de Calidad de Muestras en el laboratorio PVT. 

35. Separación diferencial convencional. 

36. Separación diferencial a volumen constante. 

37. Separación flash a condiciones de separadores de campo. 

38. Recombinación de muestras de superficie. 

Pruebas de pozo en tiempo real 

Las pruebas de pozos en tiempo real no son un concepto nuevo. La primera adquisición e interpretación de información de presión y temperatura en tiempo real desde el fondo de un pozo durante las operaciones de prueba ocurrió a principios de los años 80 (Meunier et al., 1985). 

Los nuevos estándares de seguridad y la percepción de que los datos adquiridos solo proporcionaban información incompleta llevaron a una desaceleración de dichos servicios en las pruebas de pozos en los años 90. El alto costo de la transmisión remota de datos hizo que el monitoreo en tiempo real de un trabajo fuera un ejercicio costoso. Estos eran los tiempos de transmisión de módem de baja velocidad en baudios que costaba hasta $ 10 por minuto y generaba costos significativos para una prueba que duraba una semana o más por zona. 

Sin embargo, la industria ha estado examinando continuamente los métodos de prueba de pozos existentes con el objetivo de mejorar la eficiencia general, garantizar la calidad de los datos y optimizar los procesos para lograr los objetivos del programa. Los primeros años de la década de 2000 mostraron una evolución en la comprensión de la importancia de ajustar el programa de prueba de acuerdo con la respuesta real del pozo/yacimiento en lugar de seguir ciegamente un programa de prueba preestablecido, lo que requiere una mayor flexibilidad operativa. El reemplazo sistemático de la adquisición manual de datos de superficie de prueba de pozo por sistemas automatizados también proporcionó una fuente de información más rica para los ingenieros de yacimientos, comúnmente presentes en el sitio del pozo durante las operaciones hace algunas décadas, para realizar el análisis de los datos y hacer recomendaciones en tiempo real. hora. 

Con el tiempo, las pruebas de pozos se han acortado debido al mayor costo de los equipos de perforación y las regulaciones gubernamentales. También se han realizado más pruebas en estructuras geológicamente complejas, entornos marinos de aguas profundas, enfocándose en formaciones más profundas con presiones y regímenes de temperatura anormales, y también en lugares donde existen regulaciones ambientales estrictas. Dichos yacimientos deben probarse con la debida diligencia para adquirir la mayor cantidad de información confiable y representativa posible con mayor precisión, costos optimizados y un impacto ambiental mínimo. 

Si bien la utilización de servicios en tiempo real no puede cambiar los conceptos básicos de las pruebas de pozos, la planificación y preparación iniciales son los elementos clave para el éxito de la operación y la usabilidad total de los datos y las muestras adquiridas. Con eso en mente, los servicios en tiempo real se han vuelto esenciales para la evaluación continua de la respuesta del pozo y la identificación temprana de desviaciones del diseño original y el comportamiento esperado. Detectar cambios de la respuesta esperada del pozo o yacimiento permite elaborar planes de contingencia y aplicar acciones correctivas al plan de prueba inicial si es necesario. Un verdadero servicio en tiempo real ciertamente va mucho más allá de un "simple testimonio remoto del trabajo". 

Análisis automático optimización de parámetros en prueba de pozo horizontal 

Análisis de prueba de presión transitoria en pozos es una técnica que permite al ingeniero petrolero determinar las propiedades del yacimiento, tales como la permeabilidad, la porosidad, el volumen de drenaje del yacimiento, la presión estática y, en general, caracterizar o describir el sistema yacimiento-pozo con el fin de para indicar daño o estimulación del pozo, fracturamiento o no del pozo, la existencia de fallas o barreras de flujo, la forma aproximada del área de drenaje del yacimiento o el cambio de las propiedades litológicas del yacimiento.  

Los datos de presiones transitorias de pozos horizontales son (en muchos casos) prácticamente imposibles de reproducir utilizando técnicas convencionales como el análisis de línea recta o la comparación de curvas tipo.  

Esto se debe a la complejidad del pozo y la geometría del yacimiento y al efecto de los límites múltiples en la respuesta de la presión del pozo. Mientras que la suposición de la existencia de un régimen de flujo. lo cual es radkl, durante el comportamiento de flujo transitorio de un pozo vertical es válido, no lo es para un pozo horizontal. Se muestran los datos de caída de presión obtenidos en pozos horizontales. Estos son radiales tempranos, hemiradiales, lineales tempranos, psettdorradiales tardíos y lineales tardíos. El radhd temprano es el período anterior al transitorio de presión que ve la parte superior e inferior de la zona.   

El período de flujo hemirradial se debe a que el pozo está más cerca de la parte superior o inferior de la zona. Este período ocurre después de que se siente un límite horizontal, pero antes de que se sienta el otro límite horizontal. El período inicial de flujo lineal ocurre cuando hay flujo lineal hacia el pozo desde la dirección horizontal. El flujo pseudoradial tardío ocurre cuando el flujo alrededor del pozo en la dirección horizontal (x e y) se vuelve radial. El período de flujo lineal tardío ocurre cuando los límites exteriores se sienten en su dirección.  

Determinación de las propiedades de los hidrocarburos mediante análisis óptico durante el muestreo de fluidos con cable 

Metodología  

En un intento por determinar si se podían establecer correlaciones entre las respuestas de la OFA durante el muestreo y los análisis de caracterización de fluidos, se compiló una base de datos de todos los trabajos de muestreo de MDT de Norsk Hydro (Mar del Norte) durante los últimos siete años, en los que participó la OFA.  

Tratando únicamente en muestras de aceite obtenidas en un entorno de lodo a base de agua, se brinda la oportunidad de analizar solo la respuesta del petróleo crudo en ausencia de lodo a base de aceite o filtrado de lodo a base de aceite sintético, que podría influir potencialmente en la respuesta óptica. Como algunos sistemas de lodo contienen glicol, también se realizaron experimentos de laboratorio para asegurar que el glicol en el lodo no afectaría la respuesta del aceite ni cambiaría los análisis de color. Estos revelaron que la presencia de glicol no tendría ningún efecto sobre la respuesta del aceite en los rangos de luz visible o infrarroja cercana. 

El color del petróleo es una función del contenido de gas y asfaltenos. Estos dos son indirectamente proporcionales entre sí; cuando el contenido de asfaltenos aumenta o la cantidad de gas en el aceite disminuye, el aceite se vuelve más oscuro. Las propiedades PVT del petróleo, por otro lado, cambiarán dramáticamente con pequeños cambios en la cantidad de gas en el petróleo, pero difícilmente se verán afectadas por cambios en la cantidad de asfaltenos. El éxito de esta y otras investigaciones que relacionan la densidad óptica con la caracterización de fluidos depende del hecho de que los cambios de color de un petróleo son el resultado de cambios no solo en el contenido de asfaltenos, sino también en el contenido de gas. Es este factor el que permite que la medición del color del aceite se correlacione con sus otras propiedades del fluido. El Bo es la cantidad por la cual un barril de petróleo se contraerá desde las condiciones del yacimiento hasta la superficie, y esto disminuirá a medida que el petróleo se vuelva más pesado y oscuro. De manera similar, a medida que el petróleo se vuelve más pesado o su contenido de gas disminuye, Pb, o la presión a la que la primera burbuja de gas saldrá de la solución a medida que disminuye la presión sobre el petróleo, también disminuye. La densidad y la compresibilidad se ven afectadas de manera similar; cuanto más claro es el color del aceite, menor es la densidad y mayor la compresibilidad. 

Como se puede anticipar de la discusión anterior, a medida que el petróleo se vuelve más liviano, tiene más metano y etano. Esto se muestra cuando los miembros finales ligeros son directamente proporcionales a HOP y COP, mientras que son inversamente proporcionales a la coloración promedio y la longitud de onda cuando la densidad óptica es igual a 2. Cuando el aceite se oscurece, pierde sus miembros finales más claros (C1 y C2) en favor de los miembros finales más pesados (C6-C10). En consecuencia, los miembros finales más pesados se correlacionan inversamente con HOP y COP y directamente con la coloración promedio y la longitud de onda cuando la densidad óptica es igual a 2. 

Los laboratorios de PVT reproducen las condiciones del yacimiento en la superficie para generar la caracterización de fluidos más precisa. Sin embargo, el proceso de obtener una muestra y llevarla a la superficie puede cambiar las características del fluido. Al comparar la respuesta óptica in situ y los datos de laboratorio, es importante estar al tanto de los posibles cambios en las características del fluido. Por ejemplo, se ha observado pérdida de gas durante el muestreo en sistemas saturados. Obviamente, esto conducirá a un resultado de PVT predicho por OFA muy diferente al medido en laboratorio. Estas correlaciones pueden, de hecho, ayudar a identificar o diagnosticar problemas durante y después del muestreo; si se encuentran grandes diferencias entre las propiedades previstas por OFA y las medidas de laboratorio, podría ser una indicación de problemas como la pérdida de gas. 

Tener un conjunto de propiedades de PVT medidas mientras se bombea con el MDT solo es beneficioso si se puede encontrar una manera de aplicarlo de manera que se mejore la técnica de muestreo y se ahorre tiempo de muestreo. Para hacer esto, se decidió que se necesitaría una gama más amplia de resultados de caracterización de fluidos más allá de los mencionados anteriormente. Si bien pocas otras propiedades se comparan directamente con la densidad óptica como las anteriores, está bien documentado que las diferentes propiedades de PVT se correlacionan bien entre sí. Por lo tanto, utilizando varias correlaciones, se puede obtener una caracterización más amplia del fluido mientras se bombea con el MDT. 

Además, no sorprende saber que GOR, en particular, se correlaciona fuertemente con otras propiedades del petróleo obtenidas durante la caracterización de fluidos. Sin embargo, estas correlaciones mejoran mucho cuando se usa GOR en combinación con la densidad óptica para estimar los resultados de la caracterización de fluidos. COP o HOP, se combinan en una función, se puede obtener una estimación más precisa de algunas propiedades PVT. Esto demuestra que el GOR en tiempo real sería muy útil para ayudar a estimar una amplia gama de resultados de caracterización de fluidos antes de obtener muestras. 

La caracterización del comportamiento de fase (PVT) y el análisis de composición geoquímica de muestras de petróleo juegan un papel crucial en el proceso de evaluación de yacimientos para ayudar a determinar las reservas producibles y la mejor estrategia de producción. Las muestras de pozo descubierto son los tipos de muestras más valiosos para PVT y análisis geoquímico.  

Desafortunadamente, los métodos tradicionales de muestreo en pozo abierto son costosos y están limitados a diez a veinte muestras, lo que restringe el alcance de la caracterización en una sección del pozo.  Una nueva técnica de micromuestreo para el registro durante la perforación (LWD) y una técnica de sitio de pozo correspondiente para proporcionar interpretación de la composición, evaluación de la contaminación, clasificación de la composición del fluido del yacimiento y evaluación de la compartimentación del yacimiento.  

Este enfoque a microescala permite un análisis rápido con un despliegue de campo o de campo cercano de la herramienta analítica, lo que proporciona un tiempo de respuesta rápido para el análisis. Los resultados informan la planificación para la recuperación de muestras con cable, si es necesario. El micromuestreador utilizado en la herramienta de fondo de pozo es capaz de recolectar fluido de yacimiento en pequeñas cantidades, adecuado para el análisis de composición.  

Debido a su pequeño tamaño, el micromuestreador puede recolectar múltiples fluidos en varias profundidades del yacimiento, mientras que el muestreo PVT requiere volúmenes más grandes y tiene más limitaciones. Sin embargo, cuando se usan en combinación con muestras convencionales de grado PVT, las micromuestras pueden proporcionar un perfil químico significativo. La cantidad de 40 microlitros (μl) brinda la oportunidad de recolectar muchas más muestras que el tamaño de muestra PVT convencional de 200 a 1000 mililitros (ml). Además, 40 microlitros proporcionan una muestra más que suficiente para un análisis químico completo utilizando un cromatógrafo de líquidos o un cromatógrafo de gases acoplado a un espectrómetro de masas para el análisis de biomarcadores o un detector de ionización de llama para un ensayo completo. El análisis de isótopos también es posible. 

La recuperación en la superficie de las muestras de fluidos recolectadas a la temperatura y presión del yacimiento permite el análisis con un cromatógrafo de gases (GC) automatizado desplegado en el campo, lo que proporciona una mano de obra reducida y un análisis rápido. La exclusiva cámara de inyección del GC está diseñada con el puerto de inyección y la válvula configurados para soportar una presión de hasta 5000 psi, que es aproximadamente cinco veces mayor que las válvulas de inyección estándar del GC. Esto permite la inyección de la micromuestra con un solvente portador como un fluido monofásico para que el análisis pueda proporcionar la composición y las propiedades del fluido, como la relación gas/petróleo, sin flash. 

 El GC tiene dos detectores, incluido un detector de ionización de llama (FID) para componentes de hidrocarburos y un detector de conductividad térmica (TCD) para componentes de gases inorgánicos, como dióxido de carbono, nitrógeno y sulfuro de hidrógeno. El sistema puede cuantificar componentes de hidrocarburos de C1-C36 y realizar estudios de contaminación de muestras de petróleo con fluidos de perforación. 

Pruebas y muestreo de formaciones 

Las pruebas de formación con cable o LWD proporcionan evaluación de activos petroleros e información sobre reducción de riesgos para el desarrollo de campos. El análisis de muestras de fluidos de formación en agujero descubierto es un medio principal para proporcionar las propiedades del fluido necesarias para evaluar un yacimiento. Los resultados permiten la simulación de estrategias de producción, diseño de terminaciones, diseño de instalaciones de superficie, anticipación de problemas de producción de garantía de flujo y gastos operativos asociados y, en última instancia, la decisión financiera sobre si se debe desarrollar un activo (Hashem et al. 2007 Abouie et al. 2017 ; Elshajhawi et al. 2007). 

Se necesitan mediciones precisas de la composición de un fluido de yacimiento para ayudar a asegurar que un pozo se perfore de manera segura, identificar un nuevo descubrimiento, evaluar el potencial de producción y el valor de ese descubrimiento, optimizar la inversión de capital necesaria para producir petróleo y diseñar un campo de gestión. sistema para múltiples yacimientos en un campo (Elshajhawi et al. 2007).  

Hay tres métodos principales para obtener información química de un fluido de petróleo contenido en un yacimiento: análisis de gas de lodo, pruebas de columna de perforación y muestreo de fondo de pozo mediante pruebas de formación. El análisis de lodo-gas es cualitativo y solo proporciona la porción gaseosa del fluido del yacimiento, y las pruebas de columna de perforación, que brindan una muestra superficial de petróleo y gas separada por fases, a menudo no son factibles (Ramaswami et al. 2012; Kyi et al. 2014; Instituto Americano del Petróleo 2003; Michaels et al. 1995). El muestreo de fondo de pozo adquiere muestras directamente de un yacimiento. El dispositivo tiene bombas diseñadas para extraer petróleo de una ubicación precisa a lo largo del pozo y colocar esa muestra en un recipiente presurizado, que luego se envía a un laboratorio para su análisis (Pedersen y Christensen 2007; Elshajhawi et al. 2007; Hashem et al. 2007). ). Por lo general, una sola corrida de muestreo con cable recolecta solo de tres a nueve muestras de 200 a 1000 ml cada una, aunque en circunstancias especiales son posibles más muestras o muestras más grandes (Badry et al. 1993; Proett et al. 2001). Una ejecución de muestreo típica suele tardar de uno a tres días, pero puede tardar hasta dos semanas. El análisis de laboratorio de los fluidos puede demorar tan solo tres semanas, pero al considerar el transporte y el tiempo de entrega, pueden pasar varios meses antes de que pueda comenzar el análisis de la muestra, especialmente en ubicaciones remotas (Hy-Billiot et al. 2002; Freyss et al. 1999). ). Por lo general, cuando los resultados del análisis de laboratorio están disponibles, la sección del pozo que produjo las muestras está revestida y cementada y, a menudo, la plataforma de perforación se traslada a otra ubicación. 

Dónde muestrear  

La compartimentación del depósito y la clasificación de la composición de la columna de fluido dentro de un compartimento del depósito son los dos factores principales que definen la elección de la ubicación de la muestra. Los datos de registros convencionales con cable y los datos de pruebas de presión de la formación pueden proporcionar cierta información procesable, pero las propiedades inherentes del fluido brindan la evaluación más directa. Incluso cuando no son ambiguos, los datos de registros convencionales generalmente solo son indicativos de las barreras de los compartimentos y no brindan información sobre la clasificación de la composición. Además, cuando son de suficiente calidad, los datos de las pruebas de presión son necesarios pero no suficientes para definir todos los compartimentos; solo en las circunstancias más afortunadas pueden los datos de la prueba de presión proporcionar pistas sobre la clasificación de la composición. El análisis de composición de laboratorio realizado con corrección de contaminación puede proporcionar una evaluación de la compartimentación del yacimiento y la clasificación de la composición con un buen grado de certeza. Los métodos geoquímicos, estadísticos y termodinámicos también pueden proporcionar una evaluación de la continuidad (Elshahawi et al. 2008). 

Cuándo muestrear  

Es deseable adquirir una muestra tan pronto como se pueda determinar con certeza que la contaminación está por debajo del umbral requerido para el análisis de laboratorio. En general, una contaminación del 5 % es una contaminación suficientemente baja para la mayoría de los análisis de petróleo liviano y mediano (Hy-Billiot et al. 2002). La viscosidad del petróleo pesado está muy influenciada incluso por una contaminación baja, lo que exige requisitos de muestreo más estrictamente controlados en este entorno (Ahmed et al. 2016). Además, la envolvente de fase de los aceites volátiles y los condensados está muy influenciada por una ligera contaminación y, a menudo, es deseable menos del 1 % de contaminación (Elshajhawi et al. 2007). Se han propuesto varios esquemas para la evaluación de la contaminación de fondo de pozo en tiempo real, incluido el ajuste de tendencias (Dong et al. 2008), la toma de huellas dactilares de los miembros finales (Venkataramanan et al. 2006) y la deconvolución de ecuación de estado (Zuo et al. 2008). Los métodos de toma de huellas dactilares son comunes en el laboratorio, pero han sido difíciles de aplicar de manera general y ubicua en el fondo del pozo. Los métodos de ecuación de estado requieren información de mayor calidad que la que generalmente se encuentra disponible en el fondo del pozo. Hasta la fecha, el medio comercial más común de evaluación de la contaminación en tiempo real es el ajuste de tendencias, propuesto originalmente por Hammond (1991). El ajuste de tendencias se basa en dos supuestos básicos: (1) que, a medida que el fluido de bombeo instantáneo se gradúa de filtrado a fluido de formación, se aproxima asintóticamente a un fluido de formación puro y (2) que la gradación de bombeo sigue una forma analítica estricta que puede ajustarse lo suficiente como para determinar los miembros finales de las asíntotas. Para el ajuste de tendencia, se aplica una ecuación de ajuste de tendencia asintótica a un solo parámetro, lineal con la contaminación, como la densidad, un parámetro de composición como el metano o un canal de densidad óptica. La señal asintótica (SA) indica la propiedad de formación pura. Dada la propiedad de la señal de filtrado de lodo (SM), la contaminación en cualquier momento (C%) se puede calcular para una señal de muestra (SS) de acuerdo con la ecuación. 1. A menudo, el valor inicial de SM no se observa y se extrapola con cierta incertidumbre. Por lo tanto, en la práctica, a menudo se impone una tercera suposición, que se conoce el valor del monitor inicial para las propiedades del filtrado de lodo. 

 

Por lo general, es deseable obtener al menos una muestra de cada compartimento del yacimiento y hasta tres muestras de yacimientos que muestren una clasificación de composición suficiente (Hy-Billiot et al. 2002; API RP 44 2003). Esto supone un conocimiento previo de la compartimentación y clasificación de la composición, que puede no estar disponible sin tomar muestras. Para escapar de esta dependencia circular, las ubicaciones de muestreo generalmente se determinan a partir de registros convencionales y, a veces, datos de pruebas de presión. Dependiendo de la cantidad de compartimentos, la cantidad de ubicaciones de muestreo deseadas puede exceder la cantidad de muestras disponibles. Se ha logrado un avance significativo hacia el uso de datos de análisis de fluidos de fondo de pozo con el fin de evaluar la compartimentación y determinar la clasificación de la composición (Elshahawi et al. 2008; Venkataramanan et al. 2006; Zuo et al. 2008; Andrews et al. 2008; Dong et al. 2008; Kyi et al. 2014). Sin embargo, existen pocos ejemplos en tiempo real, y la mayoría de los ejemplos se ejecutan claramente después de que finaliza la ejecución de la prueba de formación y se aumentan con información adicional. Fundamental para el problema es un paradigma en el que una evaluación rápida sigue inmediatamente después del muestreo LWD. Si la evaluación inmediata de una micromuestra indica la variación a lo largo del pozo, entonces mediante el uso de técnicas geoquímicas, específicamente con el GC, se resuelve la dependencia circular, lo que permite una mejor planificación para el muestreo subsiguiente con cable. 

Cómo muestrear  

Para que una muestra sea útil en la evaluación de activos petroleros, debe ser representativa del fluido del yacimiento. Preocupan los cambios de fase, que pueden fraccionar componentes más pesados de un fluido a granel o componentes gaseosos de un fluido a granel (Pedersen et al. 2007). Para los condensados de gas, es común fraccionar una porción líquida de un gas a granel. Sin embargo, el fraccionamiento de los componentes livianos en relación con los componentes pesados puede ocurrir naturalmente debido a las diferencias en la movilidad, similar al efecto de la cromatografía (Hunt 1996; Jones et al. 2015). A veces, la naturaleza cáustica y reactiva de un filtrado de fluido de perforación puede suprimir los componentes acéticos de una muestra de petróleo (Harrison et al. 1999; García y Lordo 2007). Además, es deseable que la muestra retenga suficiente presión para ayudar a asegurar la conservación de una sola fase dentro de una fase envolvente de gas/líquido y una fase envolvente de asfalteno (Gonzalez et al. 2008). La presión y la conservación de las muestras reciben la mayor atención con respecto a los problemas de fraccionamiento. La envoltura de la fase asfalteno se complica con la presión, la temperatura y los efectos de composición (McCain 1990). Una vez que los asfaltenos precipitan de la solución, es cinéticamente desfavorable que alcancen su estado de yacimiento, incluso cuando la muestra vuelve a la temperatura y presión del yacimiento. La agitación de la muestra hace poco para ayudar en la microescala. Por lo tanto, es importante asegurarse de que los asfaltenos no precipiten en primer lugar (Ahmed et al. 2016). Por lo general, no se descubren otros problemas de fraccionamiento a menos que se realice una prueba de pozo de perforación o hasta la producción, momento en el cual ha concluido la evaluación de activos petroleros. El análisis de micromuestras puede detectar cualquier alteración de la composición a granel. Esto proporciona una evaluación de control de calidad de la muestra LWD y sugiere mejores procedimientos de muestreo para ayudar a garantizar la calidad de la muestra en la serie de muestreo posterior. 

Muestreo y Técnicas Analíticas  

La fase orgánica líquida contiene componentes de al menos un número de carbonos C16 a C22 en una distribución gaussiana o lorentziana en función del número de carbonos (Pedersen y Christensen 2007). El fluido de petróleo a menudo exhibe una descomposición exponencial con el número de carbono (Hunt 1996; Pedersen y Christensen 2007). Debido a que estas dos formas son distintas, el uso de un cromatograma puede resaltar fácilmente la influencia del filtrado del fluido de perforación. Los laboratorios pueden determinar el nivel de contaminación mediante el método de sustracción, que involucra la eliminación iterativa de una fracción del cromatograma. de una muestra de filtrado del cromatograma de una muestra contaminada, hasta que el cromatograma resultante muestre solo una disminución exponencial. Alternativamente, el proceso de desnatado asume la huella digital ajustando una disminución exponencial a los picos fuera de la región de influencia de C16 a C22 y usando la distribución de picos por encima del ajuste como la huella digital a eliminar. Las técnicas son útiles, pero no calculan perfectamente la contaminación con un error de hasta ±3,5 % en peso según la naturaleza del filtrado y el fluido de formación (Zuo et al. 2017). Los métodos presentados en este documento utilizan la instrumentación cromatográfica. En lugar de utilizar un método de sustracción directa o desnatado, se utiliza una técnica más robusta y automatizada conocida como resolución de curva multivariante. 

El micromuestreo intenta adquirir unos pocos microlitros de fluido de petróleo para el perfilado químico en lugar de los cientos de mililitros convencionales para una muestra de PVT. El muestreador está en la línea de flujo de manera que la cámara de muestreo siempre está abierta para fluir. A medida que el muestreador se mueve a la posición cerrada, debido a un diferencial de presión entre el vacío del accesorio y la presión de la línea de flujo, atrapa una pequeña cantidad de fluido entre las dos juntas tóricas. En la parte posterior del soporte, un pequeño orificio permite el flujo de presión. La parte posterior de la junta tórica está nominalmente a presión atmosférica.  

El accesorio en la parte posterior del portamuestras tiene un vacío para permitir un aumento de presión mitigado a medida que se cierra el muestreador. Una camisa de elastómero sostiene el portamuestras en el accesorio de la línea de flujo y separa la parte posterior del portamuestras del frente. 

Muestreo de fluidos petroleros 

Para realizar estudios de yacimientos y planificar adecuadamente el desarrollo de los mismos, es necesario conocer cómo se comportan volumétricamente los fluidos dentro del Sistema Integral de Producción (yacimiento, pozo y equipos superficiales). 

Dicho comportamiento de los fluidos depende de la presión (p), volumen (V) y temperatura (T), por lo cual se deben determinar las diferentes propiedades físicas de estos, en un amplio rango de presiones y temperaturas. 

Las propiedades físicas de un determinado fluidos se identifican a partir de pruebas experimentales en laboratorio, conocidas como análisis pVT. Adicionalmente, también es necesario determinar cómo varían las propiedades originales del yacimiento a medida que cambia la composición de la mezcla de hidrocarburos debido a la producción.  

Muestreo de fluidos 

La propiedades pVT se determinan comúnmente en laboratorio, utilizando una muestra de fluido del yacimiento, la cual puede obtenerse de dos formas: 

• Con equipo especial que se baja al fondo del pozo para recolectar la muestra en condiciones de yacimiento. 

• Se toma una muestras de la mezcla de hidrocarburos producidos (petróleo y gas) y se realiza una mezcla en las debidas proporciones de acuerdo con la relación gas-petróleo (RGA) medida al tiempo del muestreo. 

Sin importar el método utilizado, para obtener un buen estimado de las propiedades de los fluidos del yacimiento, es necesario asegurarse de contar con muestras realmente representativas de ellos y de que sean analizadas adecuadamente. Es un factor importante que la muestra sea tomada lo más temprano en la vida del yacimiento, ya que los fluidos estarán más cercanos a sus condiciones iniciales. 

Previo a la toma de cualquier muestra, se debe seleccionar el pozo y prepararlo para ello. Entre las consideraciones que deben tomarse, se tienen: 

• El pozo debe ser lo más reciente posible. Esto hace que se minimicen los efectos del gas libre existente en el yacimiento e incrementa la posibilidad de que la composición de sus fluidos no haya experimentado muchos cambios. 

• El pozo debe tener el mayor índice de productividad posible, a fin de mantener alta la presión en las cercanías del pozo y evitar los problemas antes mencionados. 

• Es recomendable que el pozo no produzca agua. Si no existen pozos de este tipo, debe tenerse un cuidado especial en la ubicación de los equipos de toma de muestras de la prueba. 

• Deben probarse varios pozos con diferentes gastos de producción para determinar la presión de fondo fluyente a tales gastos. Esto permitirá determinar cuál de ellos tiene la presión de flujo estabilizada más alta a un gasto de producción estabilizado. 

• Debe seleccionarse el pozo que posea una relación gas-petróleo estable, para lo cual es importante el análisis de su historia de producción que indicará los cambios de la RGA o de producción. Los cambios de esta relación son indicios de cambios de saturación en las cercanías del pozo, lo cual hará imposible la obtención de una muestra representativa. 

Existen tres métodos diferentes de obtener las muestras de los fluidos de un yacimiento, las cuales son: 

1. Muestras de fondo. 

2. Muestras recombinadas. 

3. Muestras de flujo. 

Muestras de fondo 

Para tomar este tipo de muestra es necesario preparar al pozo previamente, esto es, el pozo debe producir por un tiempo al gasto más bajo que se pueda, con la finalidad de lograr la presión de fondo fluyente más alta y hasta mantener una RGA de producción estabilizada. 

Es recomendable alcanzar la menor saturación de gas posible en las cercanías del pozo, así como correr un registro de producción con medidor continuo de flujo y un densímetro para determinar los posibles contactos gas-petróleo y agua-petróleo, para seleccionar la profundidad a la cual se ubicará el equipo para la toma de la muestra (zona de mayor flujo de petróleo). 

Realizado lo anterior, se introduce el equipo con la ayuda de un cable, se ubica a la profundidad determinada y se activa su cierre desde la superficie con el objeto de obtener y mantener la muestra najo presión. 

Una vez tomada la muestra, se lleva a la superficie, donde se determina el buen estado del equipo toma muestras que contiene los líquidos a presión a fin de verificar que no haya pérdidas. La presión de la cámara debe ser ligeramente inferior a la presión de fondo fluyente (Pwf). 

Muestras recombinadas 

En este procedimiento la toma de muestras se efectúa en el separador de superficie y posteriormente, en el laboratorio, se recombinan los fluidos en las mismas proporciones que existían en las pruebas de producción que se hayan efectuado. Al tomar las muestras se debe estar seguro de obtener los volúmenes necesarios de cada una de ellas para poder recombinarlas en la relación que se requiere.  

Además de las muestras, se necesita la siguiente información: volumen de petróleo en el separador y en el tanque de almacenamiento, temperatura y presión del separador, temperatura y presión del tanque de almacenamiento, gravedad especifica del petróleo, relación gas-petróleo de producción, gravedad especifica del gas, temperatura de fondo y presión de fondo fluyente del pozo.  

Este método es recomendable cuando el pozo está fluyendo a una presión mayor que la presión de burbuja. 

Muestras de flujo 

Este procedimiento se aplica para la toma de muestras de pozos productores de condensados. Para realizarlo se requiere la misma preparación de los pozos y la misma información que en el método de recombinación de muestras, la presión y la temperatura son factores muy importantes, por ello, es necesario conocer su medida en el punto donde se tomó la muestra. 

Este método utiliza un tubo de diámetro pequeño que se introduce en el centro de la tubería de flujo del pozo, punto donde existe la mayor velocidad de flujo.  

El lugar ideal para la ubicación del tubo es unos pies debajo del cabezal del pozo, pero si esto no es posible, se puede ubicar entre el pozo y el separador. 

Para entender las propiedades de los fluidos petroleros, es necesario realizar ciertas mediciones y análisis de las muestras, que ayudan a identificar y tener información como: el tipo de fluido del yacimiento, la estimación y evaluación de las reservas y la determinación de propiedades de los fluidos petroleros. Todo lo anterior tiene como fine la optimización de la producción. De estas propiedades se parte el diseño de explotación de los campos. 

El análisis de los fluidos permite conocer las propiedades del agua de formación, éstas se contemplan debido al impacto económico negativo en los proyectos. Ası́ como la identificación de las propiedades corrosivas que actúan al estar en contacto con el agua, esta información es necesaria para el diseño de terminaciones de pozos y de instalaciones superficiales. Con las técnicas de análisis y simulación PVT, se puede evaluar el potencial de acumulación de incrustaciones (asfaltenos, parafinas) y predecir su comportamiento durante el tiempo de producción, para hacer planes estratégicos y evitar problemas de aseguramiento de flujo.  

Las muestras de fluido pueden obtenerse utilizando una de las tres técnicas principales: 

La primera técnica considera muestreadores de formación operados con cable y desplegados en agujero descubierto, que se pueden utilizar para obtener muestras de fluidos y análisis de las mismas en el fondo del pozo, asegurando las muestras y la posibilidad de analizar los fluidos en las primeras etapas de la vida productiva del pozo. 

La segunda técnica considera las pruebas de formación efectuadas a través de la sarta de perforación DST (Por sus siglas en inglés, Drill Steam Test). En el pasado, las pruebas DST, diseñadas habitualmente para probar la producción e investigar la extensión del yacimiento, producı́an muestras con menos contaminación que las muestras extraı́das en agujero descubierto. Para las pruebas DST se requiere de un proceso de planeación anticipado y terminaciones de pozos que puedan tolerar las presiones de producción; y, además, pueden costar mucho más que los métodos de extracción de muestras en agujero descubierto, especialmente en pozos marinos. 

En la tercera técnica, las muestras pueden obtenerse mediante herramientas operadas con cable desplegadas en pozos entubados y ya puestos en producción. Un aspecto importante del muestreo de fluidos es el análisis de los fluidos a condiciones de yacimiento, que ayuda a validar la calidad de las muestras durante el proceso de muestreo y que, además, posibilita el mapeo de las variaciones verticales de las propiedades de los fluidos, permitiendo que se interprete la conectividad vertical y se defina la arquitectura de los yacimientos en las primeras etapas de la vida productiva del campo. 

Las muestras de fluidos no contaminadas permiten una medición precisa de las propiedades de los fluidos, tanto en fondo del pozo como en superficie. Por eso se trata en esta tesis de la representatividad, en donde se hace enfoque a las muestras no contaminadas, para obtener datos representativos del yacimiento, para obtener el menor error posible cuando se hace el análisis y la simulación PVT. 

Existen múltiples factores que afectan la toma de decisión respecto al método de muestreo y la preparación del pozo, como son: la composición de los fluidos, la petrofı́sica del medio que los contiene, las caracterı́sticas fisicoquı́micas y el método de explotación. La toma de muestras en el yacimiento debe ser frecuente. Se sabe que el comportamiento de los fluidos en un pozo es dinámico, estos pueden tener amplias variaciones a lo largo de la vida productiva del pozo. 

Los métodos para muestrear los fluidos del yacimiento se dividen en dos categorı́as generales: el muestreo de fondo y el muestreo en superficie. Estos no pueden ser considerados procesos simples o rutinarios, ya que cada yacimiento tiene caracterı́sticas propias. 

El acondicionamiento del pozo antes del muestreo es necesario y cobra más relevancia cuando el fluido del yacimiento está cercano a su presión de saturación. La prueba presión-producción inicial del pozo o las operaciones normales de producción en ocasiones dan lugar a que el fluido localizado en las vecindades de la zona productora del pozo tenga una composición diferente al fluido original del yacimiento. El objetivo del acondicionamiento del pozo es disminuir los riesgos de alteración del fluido. Para esto se tiene que contar con una planeación del muestreo. 

Planeación del muestreo 

Tiempos recomendados para el muestreo. 

El momento adecuado para la toma de muestras se presenta cuando la presión en el fondo del pozo, es mayor a la presión de saturación del fluido (Psat ), (para aceites de bajo encogimiento); bajo estas condiciones el fluido será representativo del yacimiento, puesto que no ha caı́do por debajo de la presión de saturación en la vecindad del pozo. 

Cuando la presión en la región cercana al pozo cae por debajo de la presión de saturación del fluido original del yacimiento, el fluido se separa en dos fases (aceite y gas). Cuando surge esto se tiene dificultad para que el muestreo sea representativo, ya que se da lugar a la presencia de gastos diferentes de gas y de lı́quido que forman la composición del fluido en el pozo y que resulta ser diferente a la composición del fluido original del yacimiento, por lo menos, durante el periodo inmediato a la estabilización del flujo. 

Es muy frecuente encontrar en las operaciones de muestreo que la presión al nivel de los disparos está por debajo de la presión de saturación; sin embargo esta práctica se hace para que cuando el pozo se cierra y la presión aumenta, la presión en el fondo del pozo sea superior a la presión de saturación y de esa manera se puede recolectar una muestra más representativa. 

Para el caso que el fluido del yacimiento sea bajosaturado (ya sea basado por datos de pruebas de pozo y correlaciones), el muestreo puede retrasarse hasta que se hayan perforado otros pozos. El retraso es determinado por el grado de bajosaturación y el ı́ndice de la declinación en la presión del yacimiento. Varios de los problemas asociados al acondicionamiento del pozo pueden evitarse, muestreando antes de que la presión en el yacimiento caiga por debajo de la presión de saturación original del yacimiento. 

Para el caso de un yacimiento recién hallado se presenta un problema para la toma de decisión del muestreo, debido a que la prueba inicial del pozo (determina la capacidad de flujo y los lı́mites del yacimiento) causa, a menudo, la reducción en la presión cercana al pozo, por debajo de la presión de saturación del fluido. 

En consecuencia no es factible realizar el muestreo después, se debe realizar antes de tal prueba. Un pozo descubridor por lo regular está sujeto a severas caı́das de presión entre el yacimiento y el pozo (debido a que regularmente no se toman medidas preventivas y solo se quiere conocer si el potencial económico del yacimiento) y al agotamiento durante la prueba de producción, si se perfora un segundo pozo puede ser más conveniente para la recuperación de muestras representativas del fluido, debido a la estabilización del yacimiento. 

Consideraciones especiales en la planeación del muestreo. 

Es deseable tener cierto tipo de caracterı́sticas en la producción de los pozos, durante la planeación del muestreo, éstas se enlistan a continuación: 

1. Sin producción de agua. 

2. Relación gas-aceite y densidad del aceite similar al de pozos vecinos. 

3. Índice de productividad que permita mantener la presión en la cara de la formación por arriba de la presión de saturación. 

4. Gasto volumétrico constante. 

Un pozo que produce cantidades pequeñas de agua puede llegar a ser un problema, si se puede se debe eliminar el muestro en un pozo que penetre el contacto agua-aceite. Se debe considerar el pozo que tenga la mayor columna de aceite y de preferencia que esté alejado del intervalo disparado del contacto agua-aceite y el contacto gas-aceite. Hay casos en que el casquete de gas no se puede evitar, en estos casos se debe seleccionar el pozo que tenga la mayor columna de aceite y cuyos disparos se encuentren dentro de la zona del aceite del yacimiento. 

Es recomendable que el muestreo de gas o de aceite se realice lo más alejado de contactos, ya sea la de gas-aceite o la de aceite-agua. 

Lugares para tomar una muestra. 

Muestreo de fondo 

El objetivo del muestreo de fondo es obtener muestras de fluido del yacimiento tal y como existe a esas condiciones originales, es decir, antes de que el yacimiento sea puesto a producción. Por tal razón, normalmente, las muestras de fondo se obtienen en el pozo descubridor. En casos especiales, puede resultar conveniente tomar muestras de fondo cuando el yacimiento ya ha sido puesto a producción, siempre y cuando existan bases para suponer que el fluido contenido en el fondo del pozo es representativo del fluido original. 

Estas son las bases para tomar en cuenta el muestreo en un pozo no descubridor: 

Yacimientos de aceite bajosaturados en los que la presión del yacimiento ha declinado por debajo de la presión de saturación. Yacimientos de gran espesor, para determinar la variación de la composición y características de los fluidos contenidos en el yacimiento, con relación a la profundidad. 

Yacimientos de gran longitud y anchura, en donde se ha observado variaciones en la composición de los fluidos en diferentes áreas. En pozos relativamente cercanos que producen fluidos de diferente composición. Cuando se desea comprobar los datos obtenidos por el análisis PVT del pozo descubridor. 

Importancia del muestreo de fondo 

El muestreo de fondo es una operación realmente importante y delicada, debido a que los datos que se obtienen del análisis PVT de las muestras, se utilizan para realizar cálculos de importancia, tanto técnicos como económicos, para la administración eficiente de la explotación de los yacimientos. Los cálculos que cobran relevancia son: 

• Reservas de aceite y gas. 

• Predicciones del comportamiento del yacimiento. 

• Vida fluyente de los pozos. 

• Condiciones óptimas de separación. 

• Diseño de baterı́as de separación y recolección. 

• Diseño de plantas de tratamiento, proceso y refinación. 

• Diseño de métodos de recuperación de hidrocarburos. 

• Determinar la presión mı́nima de miscibilidad. 

Si en los cálculos relativos a estos aspectos, se utilizan datos de una muestra de fondo que no sea representativa de los fluidos del yacimiento, se pueden cometer errores que perjudican a la cartera de proyectos en el ámbito económico. 

Por tal razón, la limpieza y acondicionamiento del pozo, la toma de muestras y su traspaso a las botellas para enviarse a laboratorio, deben llevarse a cabo con el mayor cuidado, utilizando el tiempo que sea necesario para cada uno de estos casos. 

Por la prisa a poner el pozo a producción, se pueden llegar a tener problemas ya que se acortan los tiempos de limpieza y acondicionamiento del pozo, generando que las muestras no sean representativas de los fluidos en el yacimiento. 

Preparación del muestreo de fondo. 

Para el muestreo en fondo de pozos se deben considerar las condiciones de producción del pozo, ası́ como su integridad. A continuación se explican condiciones para la toma de una muestra representativa para diferentes tipos de pozos en función del fuido producido y del sistema de producción artificial (SAP) de bombeo: 

a) Pozos de aceite fluyendo. 

El pozo debe acondicionarse dejándolo producir hasta que el aceite no representativo haya sido despla- zado por el aceite original. 

Para estimar el volumen del aceite no representativo en la vecindad del pozo se pueden utilizar correlaciones de las propiedades de la roca y del fluido del yacimiento. El acondicionamiento apropiado de un pozo que está produciendo, consiste en una seria de cambios de gastos en forma secuencial, como se describe a continuación: 

Observar y medir el gasto de producción (de aceite y gas) del pozo antes de iniciar el muestreo, por lo menos durante 24 horas, para establecerlas como condiciones iniciales o de referencia. 

Medir la presión de fondo fluyendo del pozo (Pwf ). 

Asegurar que los gastos de aceite y gas sean constantes. 

Reducir el diámetro de estrangulador del pozo. 

Medir la relación gas-aceite periódicamente hasta que ésta se haya estabilizado. 

Repetir el procedimiento de reducción de estrangulador y de mediciones de la relación gas-aceite. 

Graficar el diámetro del estrangulador contra el gasto de aceite y contra la relación gas aceite, para determinar el diámetro óptimo para el acondicionamiento del pozo. 

La representación gráfica debe mostrar que la relación gas-aceite permanece constante con respecto al gasto, al menos con los dos últimos estranguladores, para asegurar que el pozo se encuentra Estabilizado. 

Muestreo de superficie 

En el muestreo de superficie el objetivo es de obtener muestras de fluido contenido en el yacimiento cuando las condiciones mecánicas del pozo o de explotación no permitan recuperar muestras de fondo. El muestreo puede realizarse tanto en los separadores de campo como en la cabeza del pozo. Esto último, dependiendo de las condiciones de presión de fondo y de saturación de la muestra. 

Las herramientas que se emplean para recuperar una muestra de hidrocarburo, ya sea del separador o de la cabeza del pozo a la botella porta-muestra, deben purgarse según sea el tipo de fluido a utilizar. El equipo adecuado para el muestreo de superficie debe soportar las condiciones críticas de presión y temperatura durante la operación del muestreo. Para el caso de tomar una muestra de aceite se debe tener la precaución de crear un casquete de gas en el recipiente muestreador, para evitar el incremento de presión por temperatura durante el transporte al laboratorio, por lo que esa operación se realiza por seguridad de la calidad de la muestra. 

Muestreo en el separador. 

Con este método se obtienen muestras de gas y lı́quido que están siendo producidos en los separadores, al mismo tiempo que se efectúan medidas exactas y precisas de los gastos de gas y aceite en el separador que prevalecen durante la operación del muestreo. Cuando se emplean sistemas de separación de etapas múltiples, las muestras se obtienen del separador de alta presión. Dichas muestras son posteriormente recombinadas en el laboratorio para reproducir una muestra que sea representativa del yacimiento. 

Las muestras deben obtenerse tan pronto como se haya estabilizado el pozo, también las muestras de gas y lı́quido deben recuperarse prácticamente al mismo tiempo, no más de una hora de diferencia, porque pueden ocurrir cambios significativos en las condiciones de separación, particularmente en la temperatura. Ambas muestras de gas y de aceite deben duplicarse para asegurar que por lo menos una muestra representativa llegue al laboratorio. 

En los separadores de campo, por lo general hay una válvula para muestrear gas cerca del medidor de gas y también una válvula para muestrear el lı́quido cerca de la descarga al tanque de almacenamiento; las muestras de gas y lı́quido se colectan del mismo separador, a las mismas condiciones de flujo. Se debe recolectar una mayor cantidad de gas que de lı́quido debido a su alta compresibilidad. 

Muestreo en la cabeza del pozo. 

El muestreo en la cabeza del pozo no es común, pero potencialmente es valioso, si se sabe que el fluido se encuentra en una sola fase, a las condiciones de temperatura y presión en la cabeza del pozo, lo cual aplica para aceites bajosaturados y gases secos. El problema de utilizar el método radica en el conocer si el fluido se encuentra en una sola fase en la cabeza del pozo. 

Para el muestreo en la cabeza del pozo, las condiciones que se deben buscar son: 

El aumento de la presión en la cabeza del pozo por arriba de la presión de saturación del fluido del yacimiento. El acondicionamiento del pozo. El muestreo en la cabeza del pozo es un método arriesgado, ya que se debe mantener una presión alta en la cabeza del pozo, esto es, por arriba de la presión de saturación del yacimiento. Este método no puede ser usado para cualquier fluido, excepto para aceites con presión de saturación relativamente baja. 

Para este tipo de muestreos el periodo de acondicionamiento del pozo depende de: 

El volumen de fluido de yacimiento que ha sido alterado (ya sea por contaminación con fluidos de perforación o por la producción del pozo a presiones menores de la presión de saturación original del yacimiento). 

Programa de muestreo 

Lapso de muestreo 

Es posible evitar problemas si se toma una muestra en la etapa inicial de la vida del yacimiento. No se pueden tener muestras útiles en pozos donde la presión ha caído al 40 % de su valor original. En el transcurso de este periodo se debe seleccionar un pozo con alta productividad para mantener en la zona vecina una presión tan alta como sea posible. Por tal razón, se recomienda que el pozo esté en su etapa de producción primaria, para reducir al mínimo la liberación del gas en solución. 

Si se tiene conocimiento de que el fluido es bajosaturado a la presión existente en el yacimiento, el muestreo puede posponerse hasta que se perforen otros pozos en el mismo yacimiento y tomar la muestra en la fase de perforación de alguno de éstos. Quiere decir que a cualquier etapa productiva del yacimiento es apropiada siempre y cuando su presión estática no sea inferior a la de saturación. Para el caso de que la presión del yacimiento es igual a la de saturación, las muestras deben obtenerse inmediatamente. 

Selección de la profundidad de muestreo. 

Se menciona que como regla general las muestras de fondo deben tomarse en el punto medio del intervalo productor; sin embargo, cuando hay entrada de agua o sedimento en el fondo del pozo, las muestras deberán tomarse arriba del contacto agua-aceite. 

Se necesita un registro de presiones de fondo a pozo cerrado, para seleccionar el punto de muestreo, en el cual, la última estación coincida con el nivel medio del intervalo productor y con un espaciamiento de 100 metros, entre las 3 últimas estaciones, para determinar con precisión el contacto agua-aceite. Cuando se tienen sedimentos en el fondo del pozo, el periodo de limpieza no fue lo suficientemente largo, por lo cual, se necesitará más tiempo en limpieza del pozo. 

La presencia de agua en el fondo del pozo, generalmente se debe a que el pozo estuvo produciendo simultáneamente aceite, gas y agua y la producción de agua del yacimiento debe haberse manifestado al medir la producción en la superficie. El punto de muestreo debe cumplir un requisito, que la presión en ese punto, debe ser igual o mayor que la presión de saturación del aceite @c.y, debido a ello, en caso de yacimientos de aceite saturado, el punto de muestreo deber ser el nivel medio del intervalo productor, ya que la presión estática en ese punto es igual a la presión de saturación del aceite. 

Cuando se tenga presencia de agua en el fondo del pozo, se tiene que tomar las muestras arriba del punto medio del intervalo productor, esto para yacimientos saturados, las muestras estarán saturadas a la presión del punto de muestreo, la cual es menor que la presión de saturación y esto deberá tomarse en cuenta en el análisis PVT y en estos casos, se puede considerar aceptables, muestras tomadas hasta 50 metros arriba del punto medio del intervalo productor, siempre y cuando los resultados del análisis PVT se extrapolen a la presión estática del yacimiento. 

Tiempo de estabilización del pozo a muestrear. 

Un pozo que tenga un bajo ı́ndice de productividad podrá presentar un gasto tan bajo que el tiempo de su preparación será muy prolongado. Hay ciertos factores que hacen tomar decisiones de cuándo obtener las muestras representativas, pero son estimaciones. 

El tiempo de estabilización depende de: 

a) El volumen del fluido del yacimiento que ha sido alterado al producir el pozo con una presión de fondo fluyendo menor que la presión original de saturación. 

b) Los gastos a los cuales se ha producido el hidrocarburo alterado, el pozo deberá estar fluyendo a un gasto estabilizado, tan bajo como sea posible, este se alcanzara una vez que se mantenga constante la relación de solubilidad (Rs ). 

Elección del método de muestreo. 

Muestreo de fondo. 

El muestreo de fondo es recomendable cuando se tiene la certeza que el fluido en el fondo del pozo tiene la misma composición y caracterı́sticas del fluido contenido en el yacimiento en las zonas alejadas del pozo.  

Se presenta este caso en: 

a) Yacimiento de aceite bajosaturado. (cuando la presión en el fondo sea mayor a la presión de satu- ración). 

b) Yacimientos en que la presión de fondo sea igual a la de saturación, cuando se le aplica un proceso de estabilización al pozo. 

Muestreo en superficie. 

Para tener éxito en las muestras de superficie se depende de datos precisos de la Relación gas-aceite (RGA), ya que éstos son la base para recombinar en la proporción debida el aceite y el gas obtenidos en la superficie, para reconstruir una muestra con las mismas caracterı́sticas de los hidrocarburos del yacimiento. 

Yacimientos de gas y condensado. 

Para estos yacimientos el muestreo de fondo no es el apropiado debido a ciertas caracterı́sticas que se presentan a continuación: 

Cuando está fluyendo el pozo, parte del lı́quido que se condensa dentro del pozo se ahiere a las paredes del tubo, si la muestra de fondo se toma con el pozo fluyendo, la cantidad de lı́quido que se recogerá en el porta-muestras será diferente de la contenida en el yacimiento. Por otra parte al cerrar el pozo, gran parte del condensado que existe en la parte superior de la TP, se cae al fondo del pozo, lo que origina que el fluido del pozo contenga una cantidad mayor de hidrocarburos pesados que los que tiene el fluido del yacimiento. 

La cantidad de condensado que puede recogerse con un muestreador de fondo es muy pequeña y una gran parte de este condensado, se queda adherida a la pared interior del muestreador. En términos de volumen de muestra necesario en el laboratorio para el análisis PVT y para el estudio del condensado, es mucho mayor que el que puede obtenerse con un muestreador de fondo. Por estas cuestiones, en los yacimientos de gas y condensado, se recomienda obtener muestras del separador y recombinarlas. 

Herramientas y técnicas de operación de muestreo. 

Muestreo de fondo. 

Equipo utilizado.  

En general, se puede decir que hay dos tipos de muestreadores de fondo, los de circulación y los de admisión, la medición se puede hacer a condiciones estáticas o dinámicas, corriendo un muestreador por medio de un cable de acero (wire line, en inglés). El muestreador aproximadamente tiene 7.11 pies de longitud y 1.5 pulgadas de diámetro y almacena un volumen de 650 cm3 . 

Uno de los más utilizados es el Wofford que es del tipo de circulación, mantiene sus puertas abiertas mientras es bajado. La herramienta es previamente ensamblada con uno de los mecanismos que existen para cerrar las válvulas en ambos extremos que son: 

Un cabezal de pasador, el cual es accionado al golpear la lı́nea de acero de forma violenta en superficie o un cabezal de reloj que consiste en un mecanismo de tiempo preseleccionado, que es usado en yacimientos de petróleo pesado y pozos desviados. Luego que el muestreador ha sido bajado en el pozo hasta la zona productora, las válvulas del muestreador, las cuales han sido abiertas con anterioridad, son cerradas por cualquiera de los mecanismos descritos inicialmente. La muestra atrapada es llevada hacia la superficie, donde se mide la presión en el muestreador para indicar si el muestreador fue apropiadamente cerrado o no en el pozo. La presión en el muestreador debe ser ligeramente menor que la presión de fondo a la cual la muestra fue recolectada. 

Normalmente la presión de saturación de la muestra recolectada a la temperatura de superficie es medida al inyectar agua o mercurio dentro de la muestra y observando el comportamiento presión - volumen. Si excede la presión de muestreo, entonces él toma muestra recolectó gas libre o goteó de aceite. Para prevenir estos casos, por lo menos dos muestras de fluido deben ser recolectadas. 

Procediendo con la toma de muestra, se presiona el fluido hasta alcanzar una sola fase y la segunda válvula del cabezal de transferencia es acoplada en un cilindro de almacenamiento de alta presión donde el contenido del muestreador y es transferido por gravedad. 

Este procedimiento se repite para una segunda muestra y será transferida solamente si la presión de saturación a temperatura ambiente es similar al de la primera muestra. Usualmente se encuentra una diferencia de 20 a 50 libras por pie cubico (lb/f t3 ). La presión de saturación obtenida de la muestra de fondo normalmente será menor que la presión de burbuja del fluido original del yacimiento. Como la presión alrededor del pozo declina con la producción, el gas en solución es liberado, y éste puede permanecer en el yacimiento o ser producido. 

El aceite que entra al pozo tiene una presión de saturación menor que aquella que existe originalmente en el yacimiento. Cualquier gas libre que entra en el pozo migrará hacia la superficie debido a la gravedad. Luego el aceite recolectado por el muestreador de fondo exhibe preferentemente una presión de saturación correspondiente a la presión existente en el yacimiento que a la presión inicial del yacimiento. Después de que las dos muestras de fondo que tienen presión de apertura y punto de burbujeo similares han sido tomadas y transferidas, el proceso de muestreo ha sido completado. 

Estos acontecimientos en el muestreo pueden ser corregidos por una técnica matemática o por adición de gas a las muestras en los laboratorios. Los dos métodos tienen limitaciones pero rinden una aproximación suficientemente cercana al actual fluido del yacimiento para usar en cálculos de yacimientos. 

Herramientas de muestreo a tanques. 

Extractor. 

Sirve para tomar muestras en un tanque a cualquier profundidad y evita que se contamine al sacarla. Está hecho de metal de baja tendencia a la chispa, es decir, que el acero no debe, al tener fricción con el crudo al desplazarlo dentro del tanque, producir chispas que provoquen el incendio del tanque. Consta de las siguientes partes: un recipiente que sirve para almacenar la muestra; válvulas para extraer la muestra del interior, varillas de extensión para sacar muestras a cualquier profundidad, una escala para determinar la altura de la columna de agua y sólidos, una abertura para medir la densidad relativa o la temperatura, un contrapeso para mantener el extractor en posición vertical y un cable de acero para sumergir el extractor a cualquier profundidad dentro del tanque. 

Botella. 

Es un envase de metal o de vidrio donde se recolectan muestras al sumergirlo en un tanque o conectarlo a una válvula muestreadora. En el fondo tiene un contrapeso con el fin de poder sumergirlo en el tanque. 

La abertura de la boca de la botella varı́a entre 18.75 mm, y 38.1 mm, tiene una longitud de 349.25 mm. El diámetro de la boca depende del tipo de crudo a muestrear. Tiene un tapón para proteger la muestra de la contaminación. 

Herramientas más usadas en la toma de muestras de fondo de fluidos petroleros. 

Las herramientas que se tratarán a continuación son hechas para tomar muestras de aceite (de bajo encogimiento a volátil). 

Muestreador monofásico de yacimientos.  

Esta herramienta proporciona muestras verdaderamente representativas y es esencial para mediciones que requieren muestras en condiciones inalteradas, como mediciones presurizadas de pH en el agua de formación o el análisis de depósito de asfáltenos en el petróleo. 

El SRS (Single Reservoir Sample) por sus siglas en inglés, permite controlar la muestra no contaminada del yacimiento sin flasheo de muestra. La muestra se recupera inalterada en la superficie en el estado de una sola fase, por ende no requiere recombinación antes de la transferencia. La transferencia del muestra toma minutos en lugar de horas. 

Muestreador y porta-muestras SCAR (Sample Carrier). 

El SCAR permite que las muestras PVT sean de alta calidad. Ofrece un ahorro potencial de tiempo de perforación de 8 a 24 horas, durante un programa de toma de muestras de fondo de pozo. Las muestras se activan mediante la aplicación de presión en el espacio anular, lo que permite que se tomen muestras en cualquier momento durante el perı́odo de flujo. Una simple ruptura en el disco puede activar todas las muestras simultáneamente o cada muestra puede tener su propia activación desde un intervalo a disparar. 

Herramienta Case Hold Dynamics Tester (CHDT). 

Es una herramienta para pruebas de formación que perfora a través de la tuberı́a de revestimiento, el cemento y la roca para medir las presiones de yacimiento y obtener muestras del fluido de formación. 

Utilizada en pozos entubados, taponea el orificio que perfora aislando la formación del pozo después de realizada la prueba y los operadores pueden reanudar la producción sin necesidad de efectuar costosas reparaciones del revestidor o la cementación. 

Herramienta Probador Modular de la Dinámica de la Formación (MDT)  

Se utiliza rutinariamente para obtener muestras de fluidos y medir las presiones de la formación en pozos abiertos; utilizado para medir la capacidad productiva, la presión, la permeabilidad, y la extensión de un gas, implican el aislamiento de la zona de interés con empacadores temporales, luego se abren válvulas de la herramienta de prueba dejando fluir el pozo, para producir fluidos del gas a través de la columna de perforación. La permeabilidad (horizontal y vertical) se determina midiendo las variaciones de la presión mientras se realiza una prueba de agotamiento. 

Equipos de transferencia de muestras. 

Estos equipos se utilizan para recombinar con seguridad la fase lı́quida y vapor de las muestras de hidro- carburos recuperados de un agujero abierto. Se monta en el MDT (Modular Formation Dynamics Tester) del Equipo de transferencia de muestra donde se re-presuriza, calienta y se agita para restaurar la muestra a las condiciones del yacimiento antes de transferir la muestra. 

Análisis PVT 

Para optimizar la producción de un yacimiento de gas o de aceite, es esencial tener un conocimiento extensivo de los cambios volumétrico y de fases a los cuales los fluidos en el yacimiento pueden ser sometidos en el transcurso que va desde el yacimiento hasta la refinerı́a. Las presiones consideradas normales para yacimientos de hidrocarburos van desde los 100 a los 1500 bares, con temperaturas promedio de entre 50 y 200 ◦ C. La presión y del yacimiento disminuirá, lo que provocará una caı́da en la producción. 

Propiedades PVT es el término general usado para expresar el comportamiento volumétrico de un fluido dentro de un yacimiento como función de la presión o la temperatura. Una propiedad PVT esencial es la presión de saturación a la temperatura del yacimiento. Desde el momento que la presión del yacimiento alcanza la presión de saturación y se empieza a formar la segunda fase, la composición del flujo produci- do en el pozo cambiará debido a que la producción primaria viene de la zona de gas o de la zona de lı́quido. 

Las condiciones a las cuales se miden los volúmenes de aceite y gas en la superficie son conocidas como condiciones estándar, o bien, como condiciones de superficie, y corresponden a una presión de una atmósfera a 15 ◦ C. A las condiciones estándar, un gas se comportará de manera parecida a un gas ideal y por lo tanto la ley de los gases ideales aplicará. 

Los cambios volumétricos es que toman lugar en el yacimiento, en la tuberı́a del pozo y en la planta de proceso, pueden ser estudiados mediante análisis PVT. Los análisis PVT deben efectuarse sobre muestras representativas de los fluidos contenidos en el yacimiento. El objeto de dichos análisis es el de simular el comportamiento termodinámico de los hidrocarburos, tanto a las condiciones del yacimiento como a las de superficie.  

Actualmente, existen cuatro procedimientos de laboratorio para los análisis PVT: 

Separación diferencial al volumen constante. 

Separación diferencial convencional. 

Separación flash (prueba de expansión a composición constante). 

Simulación de las condiciones de operación de los separadores de campo. 

Los tres primeros procesos tratan de simular el comportamiento de los fluidos en el yacimiento y el último en la superficie. Previo a la aplicación de cualquier tipo de separación diferencial, se someten las muestras de hidrocarburos, a una separación flash, con la cual se obtiene su punto de saturación y las relaciones presión- volumen a composición constante. 

Control de Calidad de Muestras en el laboratorio PVT. 

Al llegar las muestras al laboratorio se debe verificar que estas lleguen en las mismas condiciones que se realizó el muestreo. Los pasos principales para validar la calidad de una muestra en el laboratorio son: 

Verificar la presión y temperatura de recepción de los cilindros y registrar la información 

Realizar cromatografı́a al gas, para verificar que la muestra no esté contaminada 

Verificar la calidad de la muestra de lı́quido 

Determinar la gravedad API y RGA. 

Métodos de separación 

Separación flash (prueba de expansión a composición constante.) 

A continuación se explica el análisis de separación flash y sus respectivas correcciones:  

Se define como el proceso en el cual, todo el gas liberado de una mezcla de hidrocarburos, permanece en contacto y en equilibrio con la fase lı́quida de la que se separa y consiste en efectuar cambios en la presión del sistema variando el volumen total ocupado por la muestra. 

Los experimentos de expansión a una composición constante son realizados a condensados o a aceite crudo para simular las relaciones de presión y volumen de esos sistemas de hidrocarburos. El análisis se realiza para determinar la presión de saturación (el punto de burbuja o el punto de rocı́o), coeficiente de compresibilidad isotérmico del fluido en una fase cuando se excede la presión de saturación, factor de compresibilidad de la fase gaseosa, y el volumen total de hidrocarburos en función de la presión.  

El proceso experimental, se deja ver una muestra representativa de hidrocarburos (aceite o gas) en una celda PVT a la temperatura del yacimiento y a una presión que excede la presión inicial del yacimiento. La presión se reduce a una temperatura constante removiendo mercurio de la celda, y el cambio en el volumen total de los hidrocarburos, Vt , es medido para cada incremento de presión. La presión de saturación (punto de burbuja o punto de rocı́o ) y el volumen correspondiente se observan y se toman como el volumen de referencia Vsat (figura 4.2). El volumen del sistema de hidrocarburos como función de la presión en la celda se toma como el incremento del volumen de referencia.  

Separación diferencial convencional.  

En este proceso, el gas liberado mediante reducciones de la presión es removido del contacto con la fase lı́quida inmediatamente después que ocurre la separación, con lo cual, la composición y la masa del sis- tema de cambian constantemente. 

Durante el depresionamiento, desde la presión inicial se lleva a cabo la extracción del gas que se libera a presiones menores que la de saturación, dejando como aceite residual en cada etapa de agotamiento, el aceite con su gas disuelto a ese valor de presión. 

Algunos de los datos obtenidos mediante este análisis incluyen: 

Cantidad de gas disuelto en función de la presión 

El encogimiento del volumen del aceite en función de la presión. 

Propiedades del gas, incluyendo la composición del gas liberado, el factor de compresibilidad del gas, y la gravedad especı́fica del gas. 

El análisis de liberación diferencial es considerado el mejor para describir el proceso de separación que se lleva a cabo en el yacimiento, y los datos obtenidos son considerados para simular el comportamiento de flujo de los sistemas de hidrocarburos a condiciones que están por encima de la saturación crı́tica del gas. 

Mientras la saturación del gas liberado alcanza la saturación crı́tica del gas, el gas liberado comienza a fluir, dejando atrás el gas que alguna vez lo contuvo. Esto se atribuye a el hecho que los gases, en general, tienen mayor movilidad que el aceite. Consecuentemente, a este comportamiento le sigue la secuencia de liberación diferencial. 

Este análisis se lleva a cabo a muestras de aceite del yacimiento y consiste en llenar una celda visual PVT con una muestra de lı́quido que se encuentre a la presión de burbuja y a la temperatura del yacimiento. 

Separación diferencial a volumen constante. 

Ahora se explica el proceso de un análisis de separación diferencial a volumen constante:  

Esta técnica de separación se aplica a fluidos del tipo de aceites volátiles y condensados. Consiste en que durante el agotamiento de la presión se extrae sólo una parte del gas liberado, manteniendo al final de cada etapa un volumen igual al ocupado por la muestra a la presión de saturación; dicho volumen estará formado por aceite y gas disuelto más un casquete de gas cada vez mayor. 

Separación flash a condiciones de separadores de campo.  

Este tipo de pruebas se efectúan para determinar las condiciones óptimas de operación a las cuales deben manejarse los separadores de las estaciones de recolección de crudo. Las muestras de fluidos del yacimiento se pasan por una o varias etapas de separación, cambiando las condiciones de presión y temperatura. Como resultado se obtiene un juego de valores para estos parámetros, con los cuales se tendrá la máxima recuperación de lı́quidos en el tanque de almacenamiento.  

Recombinación de muestras de superficie 

Cuando se toma una muestra de superficie por lo general se hace en un separador, tomando gas y aceite por aparte en sus respectivos contenedores. Cuando llegan las muestras al laboratorio por separado, se hace necesario recombinarlas para obtener el fluido en una sola fase representativa del yacimiento. 

Los datos que se necesitan conocer para determinar la proporción correcta de gas y de lı́quido pararecombinarlos a fin de obtener la RGA deseada, la RGA de campo, son los siguientes: 

Peso molecular. 

Gravedad especifica del gas. 

Factor de compresibilidad, Z. 

Densidad de gas y aceite 

Gravedad API◦ del aceite. 

Una vez que se tiene recombinada la muestra, se toma un pequeño volumen de esta muestra y se le realiza una liberación instantánea con el objetivo de medir separadamente la RGA de laboratorio que debe ser similar a la RGA de campo. También se mide la composición del gas y del lı́quido. que quedan de la liberación instantánea para determinar la composición del fluido del yacimiento. 

Lecciones aprendidas 

El primer año de operaciones de prueba de pozos con transmisión remota de datos proporcionó las siguientes lecciones, que a su vez impulsaron nuevos desarrollos y refinamientos de los procedimientos operativos:  

●Se dedicó demasiado tiempo a la preparación manual de datos, el formateo y las correcciones por falta de sincronización de los diversos flujos de datos antes de estar listos para la interpretación. 

● La incapacidad de integrar rápidamente la transmisión de datos en varios software de ingeniería de yacimientos complementarios contribuyó a retrasar el análisis de datos. En una situación dinámica en la que las operaciones en el sitio se encuentran en la ruta crítica, cualquier retraso en la toma de una decisión informada puede ser costoso o, sin darse cuenta, conducir a la pérdida de una oportunidad de recopilar información adicional, a menudo crítica.  

● La falta de comunicación y sinergia entre los tomadores de decisiones clave en tierra y en alta mar impide la toma de decisiones de ruta crítica en la realidad. Se requiere una configuración organizativa bien estructurada entre todas las partes involucradas tanto en la planificación como en la ejecución, así como entre los grupos de usuarios finales.  

Estos puntos prácticos demuestran claramente que brindar entrega de datos en tiempo real desde el sitio del pozo a usuarios remotos es insuficiente en sí mismo para brindar valor real a las partes interesadas a menos que el grado de servicio se eleve a flujos de trabajo integrados para el manejo e interpretación de datos en un entorno colaborativo. Ya había diferentes sistemas habilitados para datos en tiempo real implementados por varios segmentos de servicios, como perforación, geonavegación, levantamiento artificial y registro de pozos. Los sistemas y flujos de trabajo habilitados en tiempo real para las pruebas de pozos requerían modificaciones sustanciales para ser valiosos en términos de satisfacer las necesidades y requisitos de la industria actual. 

CUESTIONARIO 

El presente cuestionario está dirigido al personal con preparación académica profesional, preferentemente en el área de ciencias de la tierra, ingeniería petrolera, química petrolera. O bien para técnicos o trabajadores especialistas que cuentan con carrera trunca o educación media superior y gran experiencia dentro de la industria petrolera y que laboran o pretenden integrarse al equipo de operaciones de pruebas de pozos y análisis de muestras, en y campo laboratorio para determinar las propiedades de fluidos. 

1.  Por qué los datos de presiones transitorias de pozos horizontales son prácticamente imposibles de reproducir utilizando técnicas convencionales como el análisis de línea recta o la comparación de curvas tipo. 

2. ¿Cuáles son los datos que se necesitan conocer para determinar la proporción correcta de gas y de lı́quido pararecombinarlos a fin de obtener la RGA deseada? 

3. ¿Cuáles son los tres métodos diferentes de obtener las muestras de los fluidos de un yacimiento? 

4. ¿Qué permite el enfoque a microescala en el muestreo? 

5. Mencione tres elementos del Sistema Integral de Prodcción. 

6. Describe los pasos principales para validar la calidad de una muestra en el laboratorio. 

7. Describa en pocas palabras; ¿Dónde muestrear? 

8. Describa en pocas palabras; ¿Cómo muestrear? 

9. Describa en pocas palabras; ¿Cuándo muestrear? 

10. Describa al menos una herramienta en el muestreo de tanques. 

11. ¿Qué es el muestreo de fondo? 

12. ¿Qué es el muestreo de superficie? 

13. ¿Para qué se utilizan los equipos de muestreo de transferencia? 

14. ¿En qué consiste la planeación del muestreo? 

15. Mencione dos factores para la planeación en el muestreo. 

Referencias 

Hollaender, F.; Shumakov, Y.; Sarac, S.; Theuveny, B. (). [Society of Petroleum Engineers SPE Middle East Intelligent Oil and Gas Conference and Exhibition - Abu Dhabi, UAE (2015-09-15)] SPE Middle East Intelligent Oil and Gas Conference and Exhibition - Real Time Well Testing: A Game Changer – Experience and Lessons Learned Over 100 Well Tests Performed In the North Sea. , (), –. doi:10.2118/176808-MS   

Buitrago, S.; Gedler, G. (). [Society of Petroleum Engineers International Conference on Horizontal Well Technology - Calgary, Alberta, Canada (1996-11-18)] International Conference on Horizontal Well Technology - Automatic Optimization Of Parameters In Horizontal Well Test Analysis. , (), –. doi:10.2118/37070-MS 

Van Dusen, Alexandra; Williams, Stephen; Fadnes, Finn Hallstein; Irvine-Fortescue, Jamie  ().  [Society of Petroleum Engineers SPE Annual Technical Conference and Exhibition - Dallas, Texas (2000-10-01)] SPE Annual Technical Conference and Exhibition - Determination of Hydrocarbon Properties by Optical Analysis During Wireline Fluid Sampling. , (), –.         doi:10.2118/63252-MS    

Golovko, Julia; Jones, Christopher; Dai, Bin; Pelletier, Michael; Gascooke, Darren; Olapade, Peter; Van Zuilekom, Anthony (). [Society of Petroleum Engineers SPE Annual Technical Conference and Exhibition - Calgary, Alberta, Canada (2019-09-23)] SPE Annual Technical Conference and Exhibition - Formation Fluid Microsampling While Drilling: A New PVT and Geochemical Formation Evaluation Technique. , (), –. doi:10.2118/195806-MS   

Cruz Ignacio, (EPEMEX) Julio 2021. Muestreo de fluidos petroleros 

Avitúa Fernando,Vargas Rafael.  Validación de muestreos de fluidos petroleros para su representatividad al análisis y simulación PVT. UNAM 2014.

ALAN RUIZ