1.-Calidad de los fluidos producidos

1.1.-Muestreo de fluidos

La administración de un yacimiento petrolero tiene como objetivo maximizarla recuperación del gas y del aceite delos hidrocarburos originalmente en el yacimiento.

Por lo anterior, se requiere conocer las características de los fluidos presentes en el yacimiento.

El objetivo de la toma de muestras es el de recolectar una muestra representativa de los fluidos del yacimiento, que sea capaz de proporcionar información que permita una administración adecuada del yacimiento.

Si el procedimiento de toma de las muestras es incorrecto o las muestras no son tomadas en un pozo estabilizada, estas no proporcionarán información confiable.

Para el muestreo de fluidos, deberán efectuarse una serie de pruebas de productividad en el pozo, con el objeto de cuantificar la presión de fondo fluyendo a varios gastos de flujo.

Lo anterior, permitirá seleccionar el pozo con mayor presión de fondo fluyendo a gasto estabilizado.

Planeación de la toma de muestras

Los fluidos de los yacimientos encontrados en los yacimientos en el mundo, varían en composición desde gas seco hasta yacimientos de aceite negro.

De igual forma, las rocas de los yacimientos que contienen los fluidos varían en características físicas, en propiedades de flujo, lo cual debe de ser considerado en el programa de muestreo.

Deben de considerarse las siguientes propiedades de un yacimiento para la toma de muestras:

Área productora.

Altura de la columna de hidrocarburos.

Si el pozo fue fracturado o acidificado.

Si se tiene producción de agua o gas libre.

Si un yacimiento es pequeño, una muestra de un solo pozo puede ser representativa del fluido del yacimiento.

En cambio para yacimientos complejos o de mayor tamaño, será necesario tomar muestras en varios pozos y a diferentes profundidades requeridas.

Se han detectado variaciones de composición con la profundidad en yacimientos de alto relieve estructural, de gran extensión a real o que han estado sujetos a recientes disturbios tectónicos.

Es posible que se tomen muestras de fluidos durante la vida productiva de un yacimiento, debido a que se requieren muestras adicionales para pruebas de inyección de gases.

Acondicionamiento del pozo

El acondicionamiento del pozo se emplea para el muestre de fondo y de superficie y es un medio para obtener información relevante para definir la calidad de las muestras obtenidas.

Para el muestreo de fondo del pozo, la presión de fondo fluyendo del pozo deberá ser mayor que la presión de saturación, esto ocasionará que se tome el pozo en una sola fase.

Debe de definirse la profundidad adecuada del muestreo, para lo cual debe tomarse un registro por estaciones para definir los niveles de los fluidos.

La muestra debe tomarse lo más cercano ala zona de disparos para que se tome una muestra representativa de los fluidos del yacimiento.

Debe de realizarse una prueba de producción para tomar información relevante empleando diferentes diámetros de estranguladores. Arrojando los siguientes datos:

Gasto de aceite, gasto de gas, gasto de agua,

presión en la cabeza, presión de fondo fluyendo,

densidad del aceite, composición del gas y aceite.

La información recolectada durante el muestreo, debe enviarse al laboratorio e incluirse dentro del reporte pVT.

Una vez que se reciba el reporte del laboratorio, debe verificarse la calidad dela muestra obtenida, comparando la información del laboratorio con la reportada en el campo.

1.2.-Métodos de muestro de fluidos para análisis pVT.

Básicamente existen 3 métodos para toma de fluidos de yacimientos petroleros:

Muestras de fondo a pozo cerrado o fluyendo.

Muestras de fluidos de separador.

Muestras de fluidos con partición de corriente(Split stream).

Muestreo de Fondo

El pozo seleccionado para muestreo deberá ser cuidadosamente seleccionado para la toma de fluidos.

Esto incluye una alta productividad con objeto de mantener la presión tan alta como sea posible, tanto en el pozo como en un área del yacimiento cercana al pozo.

Antes del muestreo deberán efectuarse una serie de pruebas de productividad en el pozo, con el objeto de cuantificar la presión de fondo fluyendo a varios gastos de flujo, lo anterior permitirá seleccionar el pozo con mayor presión de fondo fluyendo a gasto estabilizado.

Si un pozo exhibe un rápido incremento en la relación gas-aceite, probablemente se presente una alta saturación alrededor del pozo, lo cual hará difícil una toma de fluidos representativa.

Es conveniente que el muestreo de fluidos se efectúe en el pozo lo más pronto posible, con el objeto de evitar la formación de una fase gaseosa, en caso de que el único pozo disponible produzca agua, deberá tenerse mucho cuidado para seleccionar la profundidad de muestreo.

El tiempo de estabilización del pozo dependerá del tiempo de producción, de su productividad y de la diferencia entre la presión de saturación y la presión del yacimiento.

En caso de que el yacimiento presente un casquete original asociado, la presión de saturación coincidirá con la presión delgas del casquete y deberán tomarse precauciones adicionales para la toma de información.

El pozo deberá producir a un gasto estabilizado tan bajo como sea posible con objeto de reducir la saturación de gas a un estado inmóvil por solución y compresión.

Una vez que es seleccionada la profundidad de muestro, se introduce el muestrero con el pozo cerrado.

Los muestreros generalmente entran al pozo con las 2 válvulas abiertas.

El mecanismo de cierre es de 3 diferentes maneras: rompiendo un perno, utilizando un reloj, o por señales superficiales encaso de que se cuente con una señal eléctrica.

Actualmente existen muestreros bajo presión preservada, con objeto de evitaren lo posible cambios de fase en el muestrero y fugas durante el transporte.Recuperación de muestras de fondo

La muestra se obtiene llevando un muestrero al fondo de un pozo dentro del yacimiento, para tomar la muestra condiciones originales.

Es necesario que la presión del yacimiento se encuentre arriba dela presión de saturación.

Se requiere que el muestrero no pierda fluidos al viajar del fondo a la superficie y posteriormente al laboratorio.

Muestreo de pozo cuando Pwf > Pb

Si a las condiciones de flujo estabilizándose piensa que la presión de fondo fluyente es mayor que la presión de burbuja, se puede tomar la muestra con el pozo fluyendo.

De hecho, este sería el método ideal ya que el aceite entra en el muestrador deforma natural a todos los tiempos y esta muestra será representativa de los fluidos que contiene el yacimiento.

Es conveniente mencionar que bajo este procedimiento, el pozo deberá estar a un gasto estabilizado después del cierre del pozo y de la toma de muestras.

Una vez que la muestra es tomada con los muestreros convencionales, se lleva acabo una prueba presión-volumen para verificar la calidad de la muestra.

La presión de saturación determinada para 3 diferentes muestras no deberá variar en más de un 3%.

Si la presión del yacimiento se encuentra su presión de saturación, la muestra obtenida tendrá una presión de burbuja correspondiente a la presión actual del yacimiento y la RGA, probablemente será menor a la original, debido a que el gas oes producido o permanece en el yacimiento como saturación de gas residual.

Muestreo de Fluidos en Yacimientos Saturados

Las muestras tomadas en la zona saturada, es decir; la zona en la cual la saturación del gas ha alcanzado su valor crítico, presentarán una presión de saturación menor a menor profundidad sise toman en condiciones estabilizadas de flujo.

Las muestras tomadas en la zona de gas(zona gasógena) en la región de saturación presentarán una presión de burbuja igual a la presión del yacimiento a la cual se toman las muestras. Esto considerando flujo estabilizado.

Las muestras tomadas en la región de aceite bajo saturado presentarán la presión de saturación inicial de acuerdo ala variación de propiedades pVT observadas inicialmente.

Problemas durante el muestreo de fondo

Los problemas ocasionados con la toma de muestras con las siguientes:

Fuga de la toma de muestras durante el transporte o el muestreo.

Contaminación con los aditivos de lodo, si no se ha limpiado suficiente el pozo.

Muestreo de fluidos con presión muy cercana a la presión de rocío o a la presión de saturación.

Depositación de componentes parafínicos por reacción o absorción o depositación de asfaltenos.

Reacción del H2S con las paredes del muestrero o en las botellas porta–muestras, si el equipo utilizado para el muestreo no está diseñado para trabajar bajo estas condiciones.

Problemas al transferir la muestra a la botella y para transporte al laboratorio.

Aunque existen botellas porta-muestras con presión preservada, esta opción es muy costosa por lo cual, es común transferir las muestras a una botella porta-muestras, lo cual puede ser un factor de riesgo para fugas durante el traslado al laboratorio.

Contaminación en las botellas porta muestras; existen ocasiones en las que no existe un buen vacío en las botellas porta muestras, lo que puede ocasionar que se incremente el contenido de nitrógeno en la muestra original.

Flujo inestable. Las mediciones de flujo en el separador no son instantáneas, sino que refleja un promedio en la composición en intervalos de tiempo. Por lo tanto, es deseable evitar disturbios en el flujo como el que ocurre en los cierres delos pozos.

Capacidad del separador. Si el separador no es de la capacidad adecuada, se tendrán significativos errores de medición.

Contaminación de las muestras. Existen ocasiones en las que se emplean aditivos para suprimir la formación de hidratos o para evitar espumas en el separador.

Aspectos a considerar en el muestreo en superficie

Si el aceite produce con B.N., el gas del separador estará contaminado con el gas del sistema artificial, por lo que será necesario corregir la composición del gas con la cual se va a realizar el recombinado.

En yacimientos con presiones bajas de separación, se requiere de grandes volúmenes de gas para realizar el recombinado, siendo un poco problemática la recombinación en el laboratorio.

Muestreo de partición de corriente(Split stream).

Este método es empleado básicamente para muestreo de gas y condensado. Debe seguirse el mismo procedimiento para seleccionar un pozo para muestreo que el empleado con el muestreo de fondo y el muestreo superficial.

Se toma básicamente la misma información que para el caso de muestras superficiales, salvo que es necesario incluir la presión y temperatura a la cual la muestra es tomada en el punto de muestreo.

En otras ocasiones, el fluido desde el tubo muestrero es enviado a un separador y se toman muestras de gas y aceite para hacer un recombina Para llevar a cabo este muestreo, se emplea un tubo de diámetro pequeño insertado dentro de la corriente del pozo.

Parte del flujo pasa a través de este tubo y es enviado a un separador de medición.

Generalmente, la muestra es obtenida insertando el tubo en la tubería de producción 8 a 10 pies abajo del árbol de válvulas o en la corriente que va al separador.

Deberán tenerse algunos cuidados para centrar apropiadamente el tubo en la corriente del pozo.

La velocidad del flujo de fluido en el tubo, deberá ser igual que la velocidad en la tubería, es decir, la cantidad de fluido removido en el tubo de muestreo no deberá exceder la cantidad de fluido, la cual está fluyendo en un área comparable dentro de la corriente principal de flujo.

Este método es muy rápido y es usado en conjunto con un pequeño separador con temperatura controlada que permite un análisis del fluido del yacimiento en el pozo.

El tubo de muestreo en ocasiones, es conectado a la botella porta muestras. El fluido así recolectado es similar a la muestra de fondo tomada bajo condiciones fluyendo.

En otras ocasiones, el fluido desde el tubo muestrero es enviado a un separador y se toman muestras de gas y aceite para hacer un recombinado.

Es necesario tener una gran exactitud en la medición de los fluidos.

Este método no es recomendado para fluidos con altas relaciones gas–aceite, o con un gran potencial debido a las limitaciones del separador de prueba.

En yacimientos con fluidos con alta relación gas–aceite, mucho del aceite producido se pega a las paredes debido a la fricción.

Los fluidos recuperados pueden ser del orden del 50% del que existe realmente asociado a los fluidos del yacimiento.

Composición del fluido del yacimiento.

Es deseable la obtención de muestras del yacimiento tan pronto como sea posible debido a que la muestra se asemejará lo más posible a la composición original del fluido.

La recolección temprana de una muestra de fluido del yacimiento, reduce las posibilidades de encontrar gas libre en la zona del yacimiento.

La mayoría de los parámetros medidos en un fluido del yacimiento pueden ser calculados con cierto grado de precisión a partir de la composición.

Esta es la descripción más completa de un fluido del yacimiento que se puede hacer.

En el pasado, las composiciones del fluido del yacimiento incluían la separación del metano al hexano, con el heptano plus agrupado como un solo componente y reportado con el promedio del peso molecular y densidad.

Con el desarrollo de ecuaciones de estado más sofisticadas para el cálculo de las propiedades de los fluidos, se requirió de una descripción más compleja de los componentes más pesados.

En la actualidad se recomienda un análisis que incluya al menos hasta C10.

Los laboratorios más sofisticados pueden emplear ecuaciones de estado que llegan hasta el C30.

Análisis composicional

Básicamente existen 2 técnicas para analizarla composición de muestras de hidrocarburos:

Cromatografía.

Destilación de gases.

Cromatografía

La cromatografía es básicamente utilizada para analizar muestras de gases.

En este método el gas es transportado a través de una columna absorbente por un gas inerte.

La columna absorbente retarda selectivamente los componentes de la muestra de acuerdo con su coeficiente de solubilidad, hasta formar en la columna bandas de los diferentes componentes en el gas portador.

El detector responde a la masa del componente presente y se calibra utilizando cantidades conocidas de hidrocarburos de composición bien definida.

Se requieren varias corridas utilizando diferentes columnas para obtener las fracciones de los hidrocarburos más pesados, generalmente se analiza hasta una fracción C7+ en el análisis de gases.

Análisis por destilación fraccionada

En el análisis por destilación fraccionada, se separan los componentes hidrocarburos, vaporizando la mezcla y condensado los vapores de acuerdo a sus diferentes temperaturas de ebullición.

Este análisis se lleva a cabo en un equipo de destilación Polbielniak y el procedimiento básicamente consiste en pasar la muestra en un matraz de destilación sumergido en nitrógeno liquido.El matraz es retirado del nitrógeno liquido y los hidrocarburos se calientan progresivamente, de tal manera que los hidrocarburos con mayor presión de vapor empiezan a salir de la mezcla y ascienden por la columna (aislada al vacío).

Al llegar a la superficie se condensan y a que existe un condensador en la parte superior de la columna, de esta manera los vapores que ascienden hacia la parte superior de la columna se condensan formando un liquido (reflujo) que desciende hacia la parte baja de la columna.

Los hidrocarburos que descienden a la parte baja de la columna absorbe calor de los hidrocarburos que se liberan de la mezcla original ocasionando que se evaporen las fracciones más volátiles o el liquido que escurre hacia abajo contiene hidrocarburos más pesados.

La temperatura en la cabeza empieza a aumentar y cuando se alcanza la temperatura de ebullición del C1 este se empieza a recuperar y se almacena en un balón de vidrio de volumen conocido y conectado a un manómetro que indica la presión de la muestra de gas.

Una vez que se ha recuperado el primer componente, la temperatura en la cabeza empieza a aumentar, disminuyendo la velocidad de destilación a medida que se aproxima la temperatura de corte.

Para esto es necesario variar convenientemente la relación de reflujo.

Esto se logra variando la cantidad de nitrógeno que circula por el condensador, las temperaturas a la que se efectúan los cortes son las temperaturas medias de ebullición de 2componentes que se separan, es decir si la temperatura de ebullición del C1 es de–161ºC y la del C2 es de 88ºC, todo lo que se destile hasta–125ºC se considera C1.

De esta manera sé continua con la destilación de todos los componentes hasta que queda un residuo en el matraz de destilación que corresponde a la fracción c7+.

A la fracción c7+ se le determina su densidad y su peso molecular.

Separación Flash (Expansión a composición constante)

Este experimento se realiza para todos los tipos de fluidos.

Consiste básicamente en llevar la celda PVT a una presión mayor que la presión inicial del yacimiento, y reducir la presión en una serie de etapas sin extraer gas dela celda PVT.

Esta prueba tiene como objetivo determinar la presión de saturación a temperatura del yacimiento, y determinarlas propiedades PVT del gas y del aceite a presiones mayores que la presión de saturación.Datos medidos:

Presión de saturación.

Volumen relativo.

Factor z del gas (gas y condensado).

Saturación de liquido.

Viscosidad.

Densidad.

Compresibilidad de fluidos arriba de psat.

Separación diferencial convencional(Aceite Negro).

Este experimento se realiza para todos los aceites negros.

Consiste básicamente en que a partir dela presión de saturación y a una temperatura de yacimiento constante, se de presiona la celda PVT en una serie de etapas y en cada una de ellas se extrae todo el gas, el cual se mide y se determina su composición y sus propiedades.

Esta prueba tiene como objetivo determinar las propiedades del gas y del aceite a presiones debajo de su presión de saturación.Datos medidos:

Factor de volumen de aceite.

Relación gas disuelto - aceite.

Densidad del aceite.

Factor z del gas.

Densidad del gas.

Viscosidad del aceite.

Viscosidad del gas calculada.

Agotamiento a Volumen Constante (Separación diferencial a volumen constante)

Este experimento se realiza para todos los yacimientos de tipo volátil y de gas y condensado.

Consiste básicamente en que a partir de la presión de saturación y a una temperatura de yacimiento constante, se depresiona la celda PVT en una serie de etapas y en cada una de ellas se extrae solamente una parte del gas, tomando como referencia el volumen de hidrocarburos que se tiene a la presión de saturación.

Esta prueba tiene como objetivo determinar las propiedades del gas y del aceite a presiones debajo de su presión de saturación.

Datos medidos:

Presión de burbuja o de rocío.

% de mol extraído.

Factor z de gas extraído.

Saturación de liquido.

Composición de gas extraído en cada etapa.

Viscosidades de gas y liquido.

Densidad de liquido

Experimento de separación en etapas

Este experimento se realiza para todos los tipos de yacimientos.

Consiste básicamente en que a partir dela presión de saturación y a una temperatura de yacimiento constante, se envía una muestra de hidrocarburos de una celda PVT a un equipo que reproduce las condiciones de presión y de temperatura que se tiene en las baterías de separación.

Esta prueba tiene como objetivo determinar las propiedades del gas y del aceite que se tienen a las condiciones de separación en el campo.

Prueba de viscosidad del aceite

La prueba de viscosidad del aceite se realiza a presiones por arriba y por debajo de la presión de saturación en un viscosímetro de tipo canica, el cual ha sido calibrado previamente.

Los valores de viscosidad a presiones por arriba y por debajo de la presión de saturación deben de ser las mismas que se tiene en el experimento de separación diferencial o de agotamiento a volumen constante.

En este equipo solo se mide la viscosidad del aceite, la viscosidad del gas es calculada mediante correlaciones.

1.4.-Requerimiento de procesamiento de acuerdo con el fluido

Conocimiento general de las instalaciones

La composición de la mezcla y las condiciones de presión y temperatura alas que se encuentran los hidrocarburos en el yacimiento, son los elementos requeridos para establecer si un yacimiento es de aceite negro, de aceite volátil, de gas y condensado o de gas seco.

De acuerdo con el tipo de yacimiento, es la configuración y las condiciones de operación del sistema para el manejo superficial de los hidrocarburos producidos.

Entre los yacimientos de aceite se tiene básicamente dos tipos: de aceite negro y de aceite volátil.

Para el manejo superficial de los hidrocarburos producidos por yacimientos de aceite volátil se requiere, además delos procesos empleados para aceite negro, la incorporación de sistemas para la estabilización del aceite y del gas y para el manejo de los condensados.

La mezcla se recibe en un cabezal o múltiple de recolección; desde donde se envía al sistema de separación gas-aceite.

La corriente de aceite se pasa a estabilización y desalado y queda disponible para bombearse a una refinería o una terminal para su exportación.

La corriente de gas se pasa a rectificación, recuperación de condensado, deshidratación y endulzamiento, quedando listo para su compresión y envío a las plantas petroquímicas, a los centros de consumo a exportación.

La corriente de condensados, compuesta por butanos y gasolinas, se deshidrata y endulza antes de su envío a la refinería.

Conocimiento general de las instalaciones de separación de aceite y gas

Para la separación de los hidrocarburos procedentes de yacimientos de aceite, el equipo empleado es el separador.

Este puede ser de dos fases (líquidos y gas) o tres fases (aceite, gas y agua).

Los separadores de tres fases además de separar las fases líquida y gaseosa separa el líquido en aceite y agua no emulsionada en el aceite.

Sin embargo, para separar el agua del aceite, ha sido más exitoso emplear equipos conocidos como eliminadores de agua.

Entre los separadores de dos fases, existen3 diferentes tipos de acuerdo a su forma: verticales, horizontales y esféricos.

Para facilitar la selección del tipo de separador más adecuado, considerándolas características de los fluidos a manejarse dispone de la siguiente tabla, en la que se presentan las ventajas y desventajas de los separadores mencionados para diferentes condiciones de operación.

Los esféricos tienen aplicación limitada por su baja capacidad de manejo de fluidos.

Condiciones de separación

Para establecer las condiciones de separación más apropiadas, de acuerdo con las características de los fluidos producidos, el ingeniero de producción debe considerar las siguientes variables de control:

1.El tipo, tamaño y dispositivos internos del separador.

2.El tiempo de residencia del aceite.

3.Las etapas de separación.

4.Las presiones y temperaturas de operación.

5.El lugar de instalación de los separadores.

Es evidente que existe una combinación de estas variables que permite obtener la separación requerida a un costo mínimo. La selección de las condiciones de separación depende, fundamentalmente de los objetivos de producción establecidos.

Es evidente que existe una combinación de estas variables que permite obtener la separación requerida a un costo mínimo. La selección de las condiciones de separación depende, fundamentalmente de los objetivos de producción establecidos.

Es evidente que existe una combinación de estas variables que permite obtener la separación requerida a un costo mínimo. La selección de las condiciones de separación depende, fundamentalmente de los objetivos de producción establecidos.

Generalmente estos objetivos están orientados a la obtención de:

1.Alta eficiencia en la separación delaceite y el gas.

2.Mayores ritmos de producción.

3.Mayores recuperaciones dehidrocarburos líquidos.

4.Menores costos por compresión.

5.Aceite y gas estabilizados.

El diseño de un sistema de separación de gas– aceite, depende en forma primordial de la presión de vapor máxima que se fije en las bases de diseño, así como de la composición de los fluidos producidos y su temperatura al llegar a la central de recolección.

En algunos casos la estabilización del aceite, además de reducir sus pérdidas por evaporación, permite incrementar la recuperación de los hidrocarburos líquidos producidos, a condiciones superficiales o estándar, (por unidad de volumen de aceite a condiciones de yacimiento) remover H2S y reducir los costos por compresión.

La presión de vapor de un aceite que es descargado de un separador puede disminuirse aumentando la temperatura del separador o reduciendo su presión de operación.

La forma más simple de estabilizar un aceite volátil es mediante la adición de un simple cambiador de calor.

En este caso, el volumen de aceite producido en el tanque de almacenamiento, se reduce ligeramente, por el desprendimiento adicional de gas en el separador provocado por el incremento en su temperatura.

En compensación aumentará el volumen de gas natural, de gas propano licuado y de gasolinas, permitiendo obtener un mayor rendimiento económico por barril de aceite extraído (a condiciones de yacimiento).

Cuando se producen aceites volátiles o condensados, éstos se estabilizan generalmente mediante el empleo de estabilizadores, similares al mostrado en la siguiente figura:

Un estabilizador es una columna fraccionadora, donde se vaporizan los componentes ligeros, obteniéndose en el fondo el aceite o condensado estabilizado.

Estos equipos realizan esencialmente las mismas funciones que un tren de separadores, operando en serie con pequeños decrementos de presión.

Mediante el empleo de estabilizadores, se obtienen producciones de líquidos comparables en volumen y propiedades con las que se recuperan empleando de cuatro a seis etapas de separación.

En algunos casos, con el uso de torres estabilizadores, se han obtenido volúmenes de líquidos en el tanque de almacenamiento, de 10 a 15% superiores a los proporcionados por el uso de separadores convencionales.

Conocimiento general de las centrales de almacenamiento y bombeo

El aceite crudo que proviene desde el yacimiento hasta la boca del pozo, es enviado por una tubería de escurrimiento(descarga) a la central de recolección(batería) en donde se mide, almacena y una vez que se ha acumulado una cantidad conveniente, se bombea por un oleoducto hasta la refinería para su proceso industrial o bien para su exportación.