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