TOMA DE MUESTRAS DE FLUIDOS DE YACIMIENTOS

La composición de los fluidos solo se puede determinar obteniendo una muestra representativa de los fluidos del yacimiento en estudio. Las muestra en superficie son relativamente fácil de tomar a través de la recolección de muestras de líquido y gas en los separadores de prueba y producción, posteriormente estas pruebas se recombinan en laboratorio. No siempre las muestras tomadas son representativas de las condiciones del yacimiento en estudio, a continuación se presentan algunas de las causas más comunes:

- Momento en que se tomó la muestra de fluido, deben tomarse ciertas consideraciones.

- Si el yacimiento es pequeño la muestra puede ser representativa, pero si el yacimiento es de gran espesor o muy heterogéneo, se necesitará realizar varias tomas en diferentes pozos.

- Puede existir una mala recombinación en el laboratorio de las muestras de gas y líquido en una relación incorrecta.

- Si existen variaciones en las condiciones de producción existentes antes o durante la extracción de las muestras, los resultados obtenidos no serán completamente representativos.

- Si el contenido de líquido es pequeño cuando se toma la muestra de superficie, una pérdida pequeña del líquido en los tubulares o en los separadores de producción ocasionaría que la muestra de gas condensado no fuese representativa con respecto al fluido de formación.

- En un yacimiento de gas subsaturado, si la saturación de gas del yacimiento es menor o igual a la saturación de gas critica la muestra tomada tiene en solución una cantidad de gas inferior que el petróleo original, dando como error que la presión de burbujeo medida sea menor que la original del yacimiento.

- De igual manera si se tiene un yacimiento de gas subsaturado y la saturación de gas del yacimiento es mayor a la saturación de gas crítica la muestra tomada puede tener exceso de gas y dar como error que la presión de burbujeo medida sea mayor que la presión inicial del yacimiento.

Existen consideraciones que se deben tomar en cuenta al momento de estar realizando la toma de muestra, como por ejemplo: Las muestra debe ser tomada en los primeros días de producción antes de que ocurra una caída significativa de presión en el yacimiento, el pozo debe de donde son tomadas las muestras debe ser preferiblemente exploratorio o nuevo, y tener una producción estable además de un alto índice de productividad, el pozo debe ser estabilizado, es decir, la presión de fondo, la presión del cabezal y la presión de la tasa de producción deben ser estables.

La toma de muestras de fluidos de los yacimientos se puede clasificar de acuerdo al lugar donde serán tomadas:

- Muestras de Fondo.

- Muestras de Superficie.

Muestras de Fondo.

La toma de muestra en el fondo consiste en introducir al pozo una herramienta llamada muestreador generalmente de seis pies de altura y una pulgada y media de diámetro, este posee una cámara para almacenar un volumen de 600 cm3 aproximadamente, la toma se realizará a la presión y temperatura del punto donde se haya tomada la muestra, lo más cercano a la profundidad del pozo.

Así mismo se recomienda que la toma se realice cuando el pozo esté produciendo a una tasa baja de flujo estabilizado. En cuanto a la presión del fondo fluyente la misma debe ser mayor a la presión de rocío del yacimiento. Se recomienda además tomar más de una muestra al mismo tiempo a las cuales se le deberá calcular la presión de saturación a temperatura atmosférica y la diferencia entre ellas no debe exceder los 30 lpc. Si al momento de realizar la toma, el pozo está produciendo agua, se deberá chequear este valor en la muestra tomada.

Ventajas del Muestreo de Fondo

No se requiere de la medición de tasas de flujo de gas y líquido. No es afectado por problemas de separación gas – petróleo en el separador. Se recomienda para yacimientos subsaturados.

Desventajas del Muestreo de Fondo

El volumen de la muestra es pequeño. No se pueden realizar muestras representativas si la presión de fondo fluyente es

menor a la presión de burbujeo. No se recomienda este tipo de muestreo si la producción de agua es muy grande. Pueden ocurrir fugas de fluidos durante la extracción de la muestra a superficie. El muestreador corre el riesgo de quedarse atascado en el pozo. Peligro de accidentes en el manejo de la muestra a alta presión. La muestra puede contaminarse con fluidos extraños como lodo de perforación,

grasa de muestreadores, entre otros.

Muestras de Superficie

El Muestreo de Superficie también llamado Muestreo de Separador o Recombinadas consiste en tomar las muestras de petróleo y gas en los separadores. Con las mediciones precisas de las tasas de flujo, las presiones y temperaturas del petróleo y el gas, se recombinan las muestras en el laboratorio para aproximarse a las propiedades del yacimiento. Las muestras deben tomarse cuando el flujo sea estable en los separadores, preferiblemente en el separador de mayor presión y no en el tanque; se recomienda tomar la muestra en los separadores siempre como precaución a problemas imprevistos generados con las muestras de fondo.

Ventajas del Muestreo de Superficie

Se recomienda este tipo de muestreo cuando la presión de fondo fluyente es menor a la presión de burbuja.

Tiene un menor costo y riesgo que en el fondo. Son de fácil manejo en superficie. Permite tomar muestras de gran volumen. La muestra no se contamina con fluidos acumulados en el pozo.

Desventajas del Muestreo de Superficie

La proporción en que quedan recombinados el gas y el petróleo dependen de la exactitud de las mediciones de las tasas de flujo de gas y petróleo.

Los errores en la medición de las tasas de flujo para recombinar las muestras tienen influencia directa en la determinación de la presión de burbujeo.

METOLOGIAS PARA LA TOMA DE MUESTRAS

El método seleccionado para la recolección de las muestras de fluidos es determinado principalmente por el tipo de fluido de yacimiento. Existen 5 tipos de yacimientos basado en las condiciones iniciales de presión y temperatura descritas en los diagramas de fase.

Los 5 tipos de yacimientos existentes son: de gas seco, gas húmedo, gas condensado, petróleo volátil y de petróleo negro. En general, los yacimientos de gas seco y húmedo las muestras de fluido se pueden hacer mediante métodos de superficie o de fondo. En yacimientos de gas condensado y petróleo volátil, típicamente el muestreo se realiza en superficie. En yacimientos de petróleo negro, el muestreo de fluidos puede ser de fondo o superficie dependiendo el estado en que se encuentra el yacimiento.

Es importante aclarar, que hasta este punto, los métodos prescritos para estos yacimientos están basados en una gruesa generalización. Existen un gran número de factores que influencian la selección de la técnica de muestreo para cualquier yacimiento, tales como el comportamiento de producción del pozo, el tipo o equipos mecánicos en el fondo del pozo, el costo de preparación del pozo para el muestreo, condiciones mecánicas del separador de superficie, la disponibilidad de equipos de muestreo, y aspectos de seguridad. Todos estos factores, adicionalmente el estado del yacimiento, influencia la selección del método de muestreo para cualquier yacimiento.

Cuando las operaciones de muestreo son pobremente planeadas o el pozo inadecuadamente acondicionado la muestra no puede ser representativo. Tal como vimos antes, aunque el análisis químico y las mediciones físicas tienen sus propias incertidumbres, es la muestra que se analiza y su representatividad lo que afecta mayormente la calidad de los datos que se obtendrán.

De una manera general, el tipo de muestra está definida por el tipo de reservorio del que se trate, en la tabla siguiente se presenta un resumen de las posibilidades. Los reservorios, según el tipo de fluidos que contienen, pueden clasificarse como: 1.- Reservorios de Petróleo; 2.- Reservorios cercanos al punto crítico o Volátil Oíl; 3.- Reservorios de Gas-Condensado; 4.- Reservorio de Gas –Seco.

PROCEDIMIENTOS PARA LA OBTENCION DE TESTIGOS

En los estudios de la información geológica del área se observa el potencial de las rocas presentes en la zona del estudio para producir, almacenar y servir de trampas a los hidrocarburos. Las rocas productoras son rocas que contienen material orgánico atrapado y que ha producido hidrocarburos por procesos de alta temperatura y presión dentro de la tierra.

En la geología del petróleo se busca que las rocas almacenadoras tengan buena porosidad y permeabilidad para permitir la acumulación y flujo de los fluidos (agua - petróleo) y gases. Las rocas sello que sirven de trampas tienen la particularidad de ser impermeables y sirven para evitar el paso de los hidrocarburos a otras formaciones.

Los análisis de núcleos deben establecerse con tiempo en programa de perforación. Igualmente deben considerarse los requerimientos de perforación, geología e ingeniería, ya que algunas veces son contradictorios. Los objetivos incluyen el método de muestreo, en la sección del fluido de perforación, en el manejo de los núcleos, y en el programa de las pruebas especiales que se practicarán en el análisis de núcleos.

A partir del análisis de los núcleos, se tienen un conjunto de datos muy valiosos para los diferentes especialistas relacionados con la ingeniería petrolera, geólogos ingenieros de perforación e ingenieros de yacimientos.

Los geólogos y los ingenieros de yacimientos obtienen información sobre:

- Litología.

- Porosidad.

- Permeabilidad.

- Saturación aceite-gas y agua.

- Interfaces aceite-agua, gas-aceite.

- Rumbo y echado de las capas.

Para los ingenieros de perforación, la mecánica de la roca proporciona información más detallada a considerar en los futuros proyectos de perforación.

Selección de la profundidad de corte de núcleo.

La profundidad dónde corta un núcleo depende de varios factores entre ellos:

1. Tipo de pozo: Exploratorio.

Desarrollo.

2. Tipo de información requerida: Geológica. Yacimientos. Perforación.

Para casos de pozos exploratorios, se requieren evaluar los horizontes que por correlación tienen posibilidades de ser productores.

Se cortan de 1 a 2 núcleos por intervalo dependiendo del análisis de los primeros núcleos. Así mismo, se busca obtener información geológica adicional como:

Litología. Textura. Edad. Depositación. Planos de fractura. Porosidad, permeabilidad y saturación de fluidos.

Para casos de pozos en desarrollo, la información requerida depende de los antecedentes de producción de pozos de correlación.

Distribución de porosidades. Distribución de permeabilidades. Permeabilidades relativas. Saturación residual de aceite. Mojabilidad. Contacto agua aceite. Presión en el volumen poroso.

Por lo general se corta un núcleo en cada una de las formaciones que son productoras en los pozos de correlación.

Tipos de Núcleos.

Existen dos métodos para cortar núcleos:

Núcleos de fondo. Núcleos laterales (Pared del pozo).

La selección del método depende de varios factores, entre ellos:

Profundidad del pozo. Condiciones del agujero. Costo de la operación. Porcentaje de recuperación.

Las operaciones de fondo permiten la obtención de diferentes tipos de núcleos.

1. Núcleos convencionales : Este se realiza una vez que se ha llegado a la profundidad deseada.

1.1) Se baja el barril muestreo con la sarta de perforación y se inicia el corte del núcleo.

1.2) A medida que la operación continúa, el núcleo cortado se mueve al barril interior.

1.3) Cuando se tiene cortada la longitud programada, se reduce el peso sobre la corona, se aumentan las (rpm) y en algunas ocasiones, se detienen la circulación para desprender el núcleo.

1.4) Por este método, se obtienen muestras cilíndricas de 9 m de largo y con diámetros que van de 23/8¨ a 36/16¨.

1.5) Una vez en la superficie, el núcleo se recupera en el piso de perforación y el geólogo se encarga de guardarlo en forma orientada.

Este método es adecuado cuando se tienen formaciones compactas.

2. Núcleos encamisados . Si se desea cortar un núcleo en informaciones pobremente consolidadas utilizando la técnica convencional, la recuperación es inferior al 10% de longitud corta.

Es preferible encamisar un núcleo en formaciones suaves, quebradizas o semiconsolidadas.

A medida que se corta, el método consiste en cubrir el núcleo, con una camisa de neopreno o de fibra de vidrio.

La consolidación artificial del núcleo se lleva a cabo congelándolo o inyectándole gel plástico. Posteriormente se trasporta al laboratorio para su análisis.

3. Núcleos orientados . Una de las ventajas geológicas de los núcleos sobre los recortes es que pueden identificar estructuras diagenéticas y sedimentarias a gran escala. El echado de los estratos, las fracturas y otras estructuras sedimentarias o diagenéticas pueden evaluarse. En un núcleo convencional, tal estimación es posible con una exactitud controlada por la inclinación del agujero nucleado. Cuando se desconoce la orientación horizontal del barril, el buzamiento, y los echados verdaderos no se pueden estimar. Además, el buzamiento y los echados verdaderos de estructura en diferentes partes del núcleo pueden desconocerse si el núcleo pueden desconocerse si el núcleo se rompe en esas partes. Para conocer la orientación de la herramienta en el fondo del pozo, se instala un multishot en un lastrabarrena anti-magnético arriba del muestrero. El multichot se fija al barril interior, lo cual permite que permanezca estacionario con el barril cuando se corta el núcleo. Se llevan a cabo las mediciones continuas de la instalación del agujero y de la orientación de la cara del barril.

Dentro del barril y después de la recuperación, la orientación del núcleo se realiza por medio de una zapata orientada fija al core catcher. Este dispositivo contiene tres cuchillas que marcan ranuras de referencia alrededor del núcleo, a medida que entra en el barril interior.

Con la combinación de las mediciones multishot, la velocidad de penetración y las marcas de orientación en el núcleo es posible orientar la muestra y obtener mediciones exactas de echado y buzamiento de las estructuras.

Además, se pueden realizar análisis de mineralogía y mecánica de la roca.

4. Núcleos Presuziados .

En las operaciones convencionales, las propiedades del núcleo cambian a medida que el núcleo viaja a la superficie. La declinación en la presión y en algún grado en la temperatura, resultan en una liberación de los esfuerzos de la roca y con ello, la modificación de la permeabilidad y porosidad absoluta y efectivas.

La exudación y la expansión de gas modifican sustancialmente la saturación relativa de los fluidos. Un núcleo presurizado permite obtener muestras que mantengan, lo más cerca de las condiciones originales, la composición y las propiedades representativas del yacimiento.

Una vez cortado el núcleo, se presuriza el barril por medios mecánicos en la parte superior e inferior de la herramienta. Esto debe mantener las condiciones originales.

Para compensar los cambios de presión por enfriamiento, se tiene una cámara de N2 a presión regular. Una vez en la superficie, el núcleo se congela por medio de hielo seco o nitrógeno líquido durante 12 horas. La desventaja de esta técnica es el costo.

Núcleos de pared.

Esta técnica se utiliza para recuperar pequeñas muestras tras las formaciones ya perforadas a una profundidad determinada. La pistola se baja con cable y se disparan las cámaras de recuperación.

Cada herramienta puede recuperar un promedio de 30 a 50 muestras a diferentes profundidades y paredes del agujero. Por lo general, esta técnica se aplica una vez analizados los registros.

El costo es bastante inferior. Las mediciones realizadas a los núcleos de fondo, también pueden efectuarse a las muestras de pared.

OBTENCIÓN DE LA MUESTRAS DE NÚCLEOS

La ONRAM 1000 CCD es la versión computarizada de la perforadora hidráulica ONRAM 1000. Componentes ampliamente probados y de buena prestancia han sido adaptados para ser utilizada junto con la perforadora completamente computarizada ONRAM 1000/4CCd. La tecnología más reciente y disponible, probada en ambiente subterráneos difíciles, ha sido combinada con los componentes de la ONRAM 1000 obteniéndose un excelente récord de funciones mecánicas y disponibilidad.

La ONRAM 1000 CCD está operado por un sistema de cómputo que controla la operación de perforado. Este sistema se ha instalado en una computadora e integrado en un ambiente Windows. El sistema es muy flexible, tanto en los requerimientos individuales del operador y a las nuevas aplicaciones.

El operador establecerá los límites y parámetros apropiados en la maquinaria e iniciará la operación. Colocará la máquina en la función de “AUTO” y luego sólo observará la ejecución de un ciclo completo de perforación, incluyendo uno o más agarres de las barras.Durante toda la operación la ONRAM 1000/4CCD compensará automáticamente los cambios en las condiciones de perforación a manera de que ésta se optimice sin que se preestablezcan los rangos de parámetros.

El operador tiene la posibilidad de interferir durante cualquier fase de perforado, haciendo los cambios en los parámetros antes establecidos o tomando el mando de la operación a la manera manual por completo.

El sistema ACR (Auto Core Retrieval o Recuperación automática del núcleo) en combinación con el sistema ampliamente probado de Pared delgada (Thin Wall) de Hagby, realizará automaticamente el ciclo de bombeo en el pescador (overshot) recuperando el tubo interior.

El parámetro de registro (The Parameter Logging) y la presentación del sistema permitirá al geólogo o al perforista realizar análisis múltiples de secuencias de perforado y la influencia de la variación de la condición de la roca en el pozo.

Telecomunicación integrada (The Integrated Tele Communication). Esta opción puede utilizarse para transmitir información, recibir asistencia durante la búsqueda de fallas, reparar la operación o hacer alguna consulta acerca del perforado. Se pueden agregar al sistema lista de repuestos, manuales o cualquier otra información. La orden de pedido de repuestos puede ser hecha directamente desde el Panel de Control.

El Panel de Control tiene una pantalla sensible al tacto, en donde todos los comandos de operación en el modo AUTO pueden ser ejecutados. La información en el panel es fácil de entender y presenta los mandos para perforar tanto análogos como digitales, lógicos y visuales, muy claramente. El operador tiene la opción de perforar totalmente de la manera manual con la palanca de mando (joystick) de un modo que de alguna

forma hace recordar la forma tradicional de perforar. Esta característica puede ayudar al operador a que se familiarice con el proceso rápidamente.

La metodología para llevar a cabo estudios geológicos en núcleos obtenidos en la perforación de pozos petroleros se ha aplicado a través de varios contratos con diferentes activos de Petróleos.

Los estudios integrados han sido de utilidad para proporcionan información detallada sobre los procesos, condiciones de depositación y diagénesis que ocurren en rocas sedimentarias.

Esta metodología es flexible y puede ampliarse, en el ámbito geológico, para cubrir las demandas del sector petrolero.

ANÁLISIS PVT: LIBERACIÓN DIFERENCIAL E INSTANTÁNEA O FLASH

La presión, volumen y temperatura (PVT) son parámetros que controlan el comportamiento de producción de un yacimiento de gas condensado volumétrico.

Los análisis PVT son un conjunto de pruebas que se hacen en el laboratorio a diferentes presiones, volúmenes y temperaturas para determinar las propiedades de los fluidos de un yacimiento petrolífero. Las técnicas usadas en el laboratorio deben simular los tipos de separación gas-liquido durante la producción de gas condensado desde el yacimiento hasta los separadores. Existen dos tipos de liberación: Diferencial e Instantánea o Flash.

Liberación diferencial

Es aquella donde la composición total del sistema varia durante el proceso., es decir, el gas liberado es removido total o parcialmente del contacto con el condensado retrogrado.

Inicialmente, la celda contiene una cantidad de gas condensado a una presión mayor o igual a la de burbuja (P1 ≥ Pb) y a una temperatura T. El gas se expande hasta llegar a una presión P2 (P2<P1), luego el gas es retirado por el tope a P2 constante hasta lograr el volumen inicial. Cuando P2 por debajo de la presión de rocío, ocurre la condensación retrograda, en la parte inferior se forma líquido. La presión sigue disminuyendo a volumen constante hasta llegar a una presión de abandono. 

Liberación Instantánea o Flash

En este tipo de separación todo el gas permanece en contacto con el líquido, es decir, la composición total del sistema permanece constante durante el agotamiento de presión. La disminución de presión se obtiene retirando el pistón de la celda.

Inicialmente, la presión inicial del petróleo es mayor que la presión de burbujeo (P1 > Pb) y la temperatura inicial es igual a la temperatura del yacimiento. El petróleo es expandido isotérmicamente en varias etapas hasta alcanzar la presión de burbujeo. Luego isotérmicamente el petróleo se expande en varias etapas por debajo de la presión de burbuja y el gas liberado se mantiene dentro de la celda en contacto con el líquido.

PERFIL DE CONTROL GEOLOGICO

Durante la perforación de un pozo el control geológico permite obtener datos de fundamental importancia a la hora de diseñar el programa de terminación del pozo. La unidad de control geológico puede monitorear las manifestaciones del pozo durante la perforación del mismo, estos hechos se producen sólo en esta etapa y son únicos e irrepetibles en el tiempo.

Datos y observaciones adquiridas en forma continua, como litología atravesada, medición de gas y su correspondiente cromatografía, medición de gases no deseados, detección de

niveles petroleros o gasíferos, permiten un conocimiento previo de la potencialidad del pozo antes de las operaciones de perfilaje.

Tanto el control geológico como la optimización de los parámetros de la perforación contribuyen a prevenir problemas propios de la actividad, esto se traduce en reducción de los costos del pozo y en un aumento de la seguridad de la operación.

Asimismo, el control geológico lleva consigo la interpretación de las diagraflas en campo, con objeto de marcar en el mismo momento las zonas que se van a someter a ensayos.

Dada la importancia y trascendencia de esta labor en el resultado final del sondeo, se considera imprescindible una amplia experiencia en este tipo de trabajo y un conocimiento contrastado de las formaciones existentes en la zona. El control geológico exige mantener al día los datos registrados en el Master Log (figura 5) que es el documento base de la perforación. Estos datos son fundamentalmente:

- Datos de identificación del sondeo.

- Datos de características técnicas de la perforación. Características del lodo (densidad, viscosidad, filtrado y temperatura). Características de la barrena (tipo, diámetro,

Características de la perforación (velocidad min/metro, serie). revoluciones, peso, desviación, ganancias, etc.).

Litologías (porcentajes, estratigrafía, log. Litológico y descripción detallada

El ripio que se va produciendo por la acción del tricono o martillo en el fondo del pozo y que sube a la superficie transportado por el fluido de perforación, debe de ser analizado para definir las características de las formaciones perforadas.

Debido al tiempo que tarda en subir el ripio desde el fondo hasta la superficie, existe un desfase entre el metro de la muestra y el de perforación que debe ser tenido en cuenta.

Es necesario tener en cuenta también en el análisis de ripio, que puede haber una mezcla con materiales de las paredes del sondeo que se van desprendiendo durante la perforación, las caídas suelen presentar tamaños mayores y ser más angulares. La presencia de un ripio muy triturado puede ser debido a que el fluido de perforación no es capaz de desplazar las muestras hasta la superficie.

En caso de formaciones salinas el ripio es disuelto en cierta medida por el fluido de perforación, excepto cuando se emplea fluido saturado o de petróleo.

De las muestras deben de definirse las siguientes características:

- Profundidad.

-Clase de roca, calizas, arcillas, dolomías, margas, sales, pizarras, granitos, etc.

- Color, claro, medio, oscuro y distribución de colores listado, etc.

- Textura, grano grueso, medio, fino, etc.

- Porosidad, excelente, buena, regular, mala o en tanto por ciento.

- Brillo, vítreo, adamantino, ceroso, terroso, lustroso, etc.

- pureza, muy dura, media dura, dura, blanda, muy blanda.

- Cohesión, friable, frágil, quebradiza, plástica, compacta.

- Fractura, concoidal, subconidal, uniforme, aspera, tabular, prismática, regular, etc.

- Estratificación, maciza, laminada, finamente estratificada.

- Estructuras secundarias, microfallas, micropliegues, bechación, clivaje, foliación, fosiliación, etc.

- Fósiles, tipos, generos y especie.

Con todos los datos recogidos en el MASTER-LOG, al final del sondeo se elaborará un informe de síntesis que describa los terrenos atravesados y sus características, seleccionando aquellos que puedan comportarse como acuíferos. En este informe de síntesis, se llevará a cabo una interpretación de la geología de la zona a la vista del sondeo, realizando para ello una correlación con otros sondeos perforados así como los cortes geológicos característicos. En esta correlación se prestará especial atención a la existencia de niveles-marcas y discontinuidades regionales.

Un aspecto importante en el control de sondeos es la velocidad de avance. Cambios bruscos en la velocidad de perforación corresponden a cambios litológicos, estos cambios deben ser confirmados con el análisis de ripio o testigo.

Se puede decir que la velocidad instantánea de penetración del trépano depende de los siguientes factores:

- Naturaleza física de la roca.

- Tipo de trepano utilizado.

- Parámetros de perforación.

Considerando constantes el tipo de trépano y parámetros de perforación, vemos que la naturaleza física de la velocidad de perforación depende de:

- Porosidad.

- Resistencia mecánica. - Naturaleza litológica.

La porosidad puede ser uno de los factores que más influyen, a mayor porosidad mayor velocidad de perforación.