Pruebas de laboratorio de los fluidos de un yacimiento petrolífero

para determinar propiedades y su variación con la presión. La muestra debe ser representativa del fluido original en el yacimiento y debe simular el proceso de liberación de gas y petróleo desde el yacimiento hasta los separadores. Existen dos tipos de liberación: diferencial e instantánea.

Saturación de gas sg:

fracción del espacio poroso en el yacimiento ocupada por el gas libre.

Saturación de gas crítica sgc:

es la saturación de gas máxima alcanzada en el yacimiento al disminuir la presión por debajo del punto de burbuja antes de que la familia relativa tenga un valor definido, antes de que el gas libre en el yacimiento empiece a fluir a través de los canales de la roca.

Liberación del gas en el yacimiento:

depende de la saturación de gas libre en la zona petrolera. Sg >= sgc - kg (permeabilidad del gas) = 0, el gas no se mueve.

• Liberación tipo instantánea: ocurre al comienzo de la vida productiva o si hay agujeros muy activos. Sg > sgc - kg > 0, el gas libre se mueve.
• Kg/MG >> ko/Mo

Fase gaseosa: se mueve hacia el pozo a una tasa de flujo mayor que la líquida. Liberación tipo diferencial ocurre cuando la presión del yacimiento cae por debajo del punto de burbuja. Rgp > Rs (relación de gas disuelto en el petróleo). La liberación de gas en el yacimiento se considera intermedia entre diferencial e instantánea, aunque se acerca más a diferencial debido a la elevada caída de presión en la cercanía a los pozos.

Liberación de gas en la superficie: Gas y líquido se mantienen en contacto en tuberías, líneas de flujo y separadores. Hay agitación permanente, hay equilibrio entre las fases. Liberación tipo instantánea. Si hay varios separadores, se acerca a diferencial.

Para validar una prueba PVT es necesario que la temperatura inicial sea igual a la temperatura del yacimiento.

Tiempo para tomar las muestras para garantizar representativamente del fluido original del yacimiento. Apenas comienza la producción. P >= pb, si p < pb puede ocurrir sg <= sgc. RGP < Rsi (relación del gas disuelto a presión original).

Posibles problemas: la muestra tiene en solución menos gas que el original, puede tener exceso de gas. Presión de burbujeo obtenida mayor que la presión actual del yacimiento, eventualmente mayor que la presión original.

Número de muestras: yacimientos pequeños una muestra representativa, yacimientos grandes y muy heterogéneos: se requieren muestras de diferentes pozos, variaciones de la composición de la mezcla vertical y arealmente. Yacimientos de gran espesor: propiedades del petróleo pueden variar grandemente con profundidad, requiere técnicas especialmente para tomar muestras representativas en un intervalo dado.

Escogencia del pozo para muestreo: pozo nuevo con alto índice de productividad evitar: pozos con daño y estimular antes del muestreo. No debe producir agua, si no hay manera de evitarlo: muestrear sólo de la columna de petróleo con el pozo cerrado o se toman las muestras en superficie en un separador trifásico. Producción estabilizada sin o poco cabeceo. La RGP y API del pozo de prueba deben ser representativos de varios pozos. Evitar muestreos de pozos cercanos a los contactos GP a AP. Debe ser imposible escoger pozo de gran espesor en la columna de petróleo.

Acondicionamiento del pozo para muestreo: reemplazar crudo alterado no representativo del pozo y sus zonas adyacentes con crudo representativo del original del yacimiento. El factor más importante es estabilizar presiones del cabezal y fondo, estables tasas de producción de gas y petróleo. Se lograron reduciendo las tasas de producción gas y petróleo.

Recomendaciones para acondicionar el pozo de muestreo: colocar las observaciones durante 24 horas para medir ql (taza líquido), qg, RGP y pwf. Si las tasas son estables pero el RGP inestable, reducir ql en 30 a 50% y se espera que el RGP se estabilice. Se continúa reduciendo ql hasta obtener bajas tasas de flujo establecidas en cabeceo.

Efectos de reducción de ql sobre RGP:

• RGP permanece estable, crudo saturado, pozo acondicionado para el muestreo. Py > pwf > pb.
• RGP disminuye. Hay liberación de gas cerca del pozo pero no hay movilidad (sg < sgc), crudo en yacimiento puede estar ligeramente saturado. Py = pb > pwf. Saturado con py = pb > pwf.
• RGP aumenta. Hay flujo simultáneo de gas y petróleo en la formación (sg > sgc), dependiendo de la py puede dar, py = pb > pwf el pozo debe estar acondicionado como el caso anterior. Pb > py > pwf las condiciones iniciales no se logran acondicionar el pozo no se puede obtener muestras representativas del flujo original.

Tipos de muestreos:

• Muestreo de fondo
• Muestreo de separador (recomendado)
• Muestreo de cabezal

Muestra de fondo herramientas: mostrador de 6" de longitud y 1 1/2" de diámetro, cámara de 600 a 700 cc, permite acumular muestras de petróleo y gas en solución a presión y temperatura del punto de muestreo.

Número de muestras: mínimo tres, medir punto de burbuja en el campo, aceptar si la diferencia de punto de burbuja es de 20 a 30 ipc. Caso contrario, la herramienta está funcionando mal o el pozo no ha sido bien acondicionado.

Procedimiento: estabilizar el pozo, crudo saturado, cerrar el pozo de 1 a 8 días, tomar muestras con pozo cerrado. Crudo subsaturado, tomar muestras con pozo fluyendo.

Profundidad: sitio más profundo por donde pasa el fluido de la perforación, presión no inferior a la presión estática de yacimientos, presión estimada en la saturación.

Ventajas: no requiere de medición de tasa de flujo, excelente para crudos subsaturados.

Desventajas: tomar muestras representativas cuando pwf < pb. No se recomienda cuando el pozo tiene columna grande de agua.