Centro de Estudios Superiores Isla del Carmen Ingeniería Petrolera Yacimientos de gas y condensado “Avances en las mediciones de las propiedades de los.

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1 Centro de Estudios Superiores Isla del Carmen Ingeniería Petrolera Yacimientos de gas y condensado “Avances en las mediciones de las propiedades de los fluidos” Marie José Carrillo Díaz Gonzalo Alejandro Telles Hernández David Alejandro Cruz Molina Zacarías Mendoza Rosado Luis Enrique Lárraga Álvarez Carlos Daniel Aguilera Gómez 16 de mayo del 2018

2 Contenido 1.Introducción. 2.Muestreo de los fluidos de yacimientos. 3.Muestreo y caracterización de yacimientos en una acumulación de aguas profundas. 4.Preparación de los fluidos de laboratorio y cadena de custodia de las muestras. 5.Técnicas de laboratorio para el aseguramiento del flujo. 6.Próximos avances en el aseguramiento del flujo de petróleo crudo parafínico.

3 Introducción Las propiedades de los fluidos de yacimientos desempeñan un rol clave en el diseño y la optimización de las terminaciones de pozos y de las instalaciones de superficie destinadas a manejar los yacimientos en forma eficiente. La caracterización precisa de los fluidos es una parte vital de cualquier proyecto de producción de petróleo o gas. Las modernas técnicas de análisis de fluidos proveen los datos de alta calidad requeridos para desarrollar estrategias de producción adecuadas. El descubrimiento de una acumulación de petróleo o gas suscita de inmediato la formulación de interrogantes acerca de su viabilidad económica. Los operadores quieren saber la extensión del yacimiento, los tipos de fluidos que serían producidos, los regímenes de producción esperados, y por cuánto tiempo podría mantenerse la producción. El análisis de fluidos es una parte crítica del proceso por el cual los ingenieros realizan la caracterización de yacimientos, determinan la arquitectura del yacimiento y deciden si una acumulación de petróleo o gas amerita ser desarrollada.

4 Introducción Las muestras de alta calidad son esenciales, porque los datos erróneos podrían llevar a los ingenieros a interpretar equívocamente los parámetros de producción. Si el análisis del yacimiento resulta positivo, los ingenieros comienzan a diseñar un sistema de producción que transportará eficientemente sus fluidos, desde la formación hasta los pozos, las líneas de flujo, las instalaciones de producción y más allá de éstas. Durante este viaje, los fluidos del yacimiento experimentan cambios en las temperaturas y presiones que difieren considerablemente de sus condiciones locales iniciales.

5 Introducción Estas variaciones pueden inducir cambios en el estado físico de los fluidos, que inhibirían o interrumpirían la producción si no fuesen comprendidos antes de diseñar los tubulares y las instalaciones de fondo y superficie. Para determinar cómo responderán los fluidos a las condiciones de producción, los ingenieros necesitan recolectar y analizar muestras de fluidos de cada capa potencialmente productiva del yacimiento. Las muestras de fluidos son recolectadas y enviadas a laboratorios auxiliares para ser sometidas a pruebas, proceso que retarda el acceso a los datos e interfiere con la capacidad de un operador para tomar decisiones de desarrollo a su debido tiempo. El conocimiento preciso del comportamiento PVT es vital porque los problemas asociados con los fluidos de yacimientos podrían afectar la viabilidad económica del proyecto.

6 Muestreo de los fluidos de yacimientos Los ingenieros utilizan los datos de muestras de fluidos a la hora de tomar decisiones relacionadas con el desarrollo de los yacimientos. Los ingenieros de yacimientos utilizan los datos para determinar la arquitectura del yacimiento, estimar las reservas, realizar cálculos de balances de materiales y analizar el flujo de fluidos en medios porosos. Un sistema de fluidos de yacimientos puede ser catalogado de acuerdo al comportamiento de sus fases vapor-líquido. Las clasificaciones pueden ser gas seco, gas húmedo, gas retrógrado, petróleo volátil, petróleo negro y petróleo pesado.

7 Muestreo de los fluidos de yacimientos Se recolectan muestras de agua de formación para determinar si se formarán acumulaciones de calcita, barita o hialita dentro de las líneas de flujo. Las sustancias corrosivas y tóxicas, como el CO 2 y el H 2 S, deben ser detectadas y medidas porque inciden en la selección de la aleación de las tuberías y en el diseño de los sistemas de seguridad y medio ambiente. El pH del agua también es un parámetro importante que rige la acumulación de incrustaciones y la corrosión, puede ser medido en el fondo del pozo para evitar incertidumbres.

8 Muestreo de los fluidos de yacimientos Otro factor importante a considerar es la variabilidad de la composición de los fluidos del yacimiento. Los yacimientos pueden estar formados por compartimientos aislados entre sí. Los elementos de flujo independientes pueden tener un impacto enorme sobre la capacidad de explotación del yacimiento. Cuando existe compartimentalización del yacimiento es de vital importancia contar con un sistema de muestreo de fluidos adecuado y preciso. La recolección de muestras requiere del flujo de fluido hacia el pozo.

9 Muestreo y caracterización de yacimientos en una acumulación de aguas profundas Los avances recientes de los registros indicadores de gas en el lodo, proporcionan otra herramienta para la detección en tiempo real de sellos y barreras de permeabilidad, variaciones litológicas y contactos de fluidos. Los gases recolectados en superficie durante las operaciones de perforación, o separados de las muestras de fluidos, pueden ser analizados para determinar el contenido isotópico.

10 Preparación de los fluidos de laboratorio y cadena de custodia de las muestras El ambiente riguroso del fondo del pozo y la naturaleza de las operaciones de pozos pueden hacer que el equipo DFA, los dispositivos de muestreo y el análisis subsiguiente se ensucien, presenten fallas y otras imprecisiones. Este problema fue abordado mediante la implementación de un procedimiento de cadena de custodia. Los químicos de un laboratorio de pruebas deben poder determinar si se ha preservado la composición química de una muestra de campo.

11 Preparación de los fluidos de laboratorio y cadena de custodia de las muestras El método DFA provee una forma conveniente de establecer una cadena de custodia para las muestras de fluidos porque los químicos tienen la oportunidad de comparar los datos analíticos adquiridos en el fondo del pozo con los de las muestras correspondientes que llegan al laboratorio. En campo, después de recuperar las herramientas, los ingenieros remueven las muestras de fluidos de yacimientos. Se puede disponer de un sistema de análisis de fluidos de pozo en sitio PVT Express para obtener mediciones preliminares que determinen si las propiedades de la muestra recolectada coinciden con las medidas por las herramientas DFA.

12 Preparación de los fluidos de laboratorio y cadena de custodia de las muestras Si no se dispone de un análisis en sitio o se requieren pruebas más sofisticadas, las muestras son enviadas a un laboratorio de pruebas en las botellas para muestras originales, o se transfieren a un contenedor de transporte aprobado. Cuando las muestras de fluido llegan al laboratorio, los químicos restituyen el fluido contenido en el contenedor de muestras a la temperatura y presión originales y dejan que el fluido se equilibre mediante su agitación continua durante un total de hasta cinco días.

13 Técnicas de laboratorio para el aseguramiento del flujo En el laboratorio, los ingenieros químicos determinan las composiciones de los fluidos y miden las propiedades de los mismos relacionadas con el aseguramiento del flujo. Para el análisis composicional, un volumen de fluido medido con precisión es transferido isobárica e isotermalmente a una picnómetro para medir la masa y la densidad. El picnómetro se conecta a un instrumento, en el que la muestra de petróleo se enfría hasta alcanzar la temperatura ambiente y se descomprime. El volumen de gas liberado mediante este procedimiento permite el cálculo de la RGA.

14 Técnicas de laboratorio para el aseguramiento del flujo Los ingenieros químicos emplean la técnica de cromatografía en fase gaseosa para determinar la composición de la fase vapor hasta C 15+ y la composición de la fase líquida hasta C 36+. La composición del petróleo crudo se calcula a través de la suma de las contribuciones individuales de cada fase. Este procedimiento asegura que se disponga de una composición de fluido de yacimiento consistente para las operaciones subsiguientes de caracterización de las propiedades de los fluidos y simulación de la producción del yacimiento.

15 Técnicas de laboratorio para el aseguramiento del flujo La presión de burbujeo se determina mediante una prueba de expansión a composición constante. Los técnicos colocan un volumen conocido de fluido equilibrado en una celda PVT a temperatura y presión de yacimiento. El fluido es inicialmente monofásico y la prueba comienza mediante la reducción isoterma de la presión y el monitoreo del cambio de volumen del fluido. Finalmente, el fluido se separa en dos fases.

16 Próximos avances en el aseguramiento del flujo de petróleo crudo parafínico Existen significativos trabajos en curso para seguir mejorando las pruebas de aseguramiento del flujo y la observación continua de las propiedades de los fluidos a lo largo de toda la vida productiva de un campo. A medida que un campo produce, las propiedades del petróleo crudo suelen cambiar. Los ingenieros monitorean la evolución de las propiedades de los fluidos mediante el muestreo periódico de los separadores o la extracción de petróleo vivo cerca de los disparos, y la ejecución de pruebas de aseguramiento del flujo en el laboratorio. Con la introducción de las terminaciones inteligentes, provistas de sensores que transmiten la temperatura, la presión y las tasas de flujo de fondo de pozo en tiempo real, el monitoreo de la producción se puede realizar en forma remota.

17 ¡GRACIAS!