1. TIPOS DE MUESTRAS QUE PUEDEN SER TOMADAS EN UN POZO PETROLERO
1.1. Muestra de Fondo
1.1.1. El procedimiento consiste en bajas al fondo del pozo un muestreador de medidas específicas, éste posee una cámara donde se acumulará la mezcla de hidrocarburos a la respectiva temperatura y presión de muestreo.
1.1.2. 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
1.1.3. Ventajas: 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.
1.1.4. Desventajas: 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.
1.2. Muestra Cabezal
1.2.1. La muestra puede ser tomada directamente desde el cabezal siempre y cuando se esté produciendo un fluido monofásico a condiciones del cabezal del pozo. Dicha muestra se hará fluir en un cilindro o un pequeño separador portátil.
1.2.2. Para realizar el muestreo en el cabezal del pozo se utiliza un recolector múltiple construido para recolectar las muestras en superficie.
1.2.2.1. Estas muestras solo pueden tomarse cuando la presión de fondo fluyente y la temperatura son mayores a la presión de saturación del yacimiento, de tal manera que el fluido se mantiene monofásico en el cabezal del pozo. Estas condiciones no son comunes pero a veces existen, por ejemplo en pozos submarinos en los que los fluidos producidos pueden mantenerse monofásicos desde el fondo del pozo hasta el recolector múltiple en superficie.
1.2.3. Ventajas: Es rápido y de bajo costo, no se requiere de la medición de tasas de flujo de gas y líquido.
1.2.4. Desventajas: no se recomienda este tipo de muestreo si existe flujo bifásico en el cabezal del pozo, es difícil tomar una muestra representativa por la agitación de los fluidos durante el muestreo, no se recomienda si la presión del cabezal es menor a la presión de rocío.
1.3. Muestra Superficie
1.3.1. 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.
1.3.2. .
1.3.2.1. El procedimiento se basa en tomar las muestras de gas y condensado en el separador de alta después de un largo periodo de flujo estabilizado. Las tasas de gas y condensado deben ser medidas en forma precisa durante la prueba de flujo. Dichas muestras serán recombinadas en la misma proporción de las tasas de flujo o de la relación gas – condensado medida en el separador.
1.3.2.1.1. 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
1.3.3. Ventajas: 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.
1.3.4. 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.
2. ANÁLISIS APLICADO
2.1. De la calidad y cantidad de información dependera la calidad o la eficiencia del proyecto a realizar
2.1.1. Este post explicará los procesos que se deben llevar a cabo al momento de realizar el muestreo de fluidos como proceso de vital importancia en la gerencia de un yacimiento.
2.2. El objetivo primario del muestreo de fluidos en un yacimiento es la obtención de muestras representativas de fluidos existentes al momento de que las muestras sean tomadas.
2.3. Estas muestras proporcionan información para determinar cuando se ha reducido suficientemente la contaminación producida por el lodo de perforación.
2.4. Litología, porosidad, permeabilidad, saturación de aceite gas y agua, rumbo y echado de las capas, como tambíen textura, edad depositación. Entre otos
2.5. El conocimiento geológico del área permitira
2.5.1. Determinar la geologia del pozo
2.5.2. Identificar anomalías