Muestreo de Fluidos de Yacimiento

MUESTREO DE FLUIDOS DE YACIMIENTO

CARLOS FONTALVO DAVID ORREGO DAVID MONTOYA EDGAR VIDAL GAMBOA

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULTAD FISICOQUIMICAS ESCUELA INGENIERIA DE PETROLEOS BUCARAMANGA, SANTANDER 9 DE SEPTIEMBRE DEL 2014



PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

INGENIERO JESUS




PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

INGENIERO JESUS


TABLA DE CONTENIDO INTRODUCCION 1. MUESTREO DE FLUIDOS................................................. ........................................................................... ............................... .....2 1.1 MUESTRAS ............................................... ........................................................................ ................................................... ............................ 2 1.2 MUESTRA REPRESENTATIVA................................................... ..................................................................... ..................2 1.4 RECOMENDACIONES PARA EL MUESTREO DE FLUIDOS....................... .......................5 1.4 TIPO Y ESTADO DEL YACIMIENTO.................................................... ............................................................ .........6 1.4.1 YACIMIENTOS DE PETRÓLEO SUB-SATURADO ................................. .................................7 1.4.2 YACIMIENTOS DE PETRÓLEO SATURADOS .................................. ....................................... .....7 1.4.3 YACIMIENTOS DE GAS SUB-SATURADO ............................................. .............................................8 1.4.4 YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO SATURADOS ........................ ........................8 1.5 ACONDICIONAMIENTO DEL POZO ................................................ ............................................................. .............9 1.6 ACONDICIONAMIENTO DEL YACIMIENTO PARA EL MUESTREO DE SUPERFICIE ................................................ ......................................................................... ................................................... ............................. ... 11 2. TIPOS DE MUESTREO .......................... .................................................... .................................................... ................................. .......11 2.1.1TECNICAS DE MUESTREO DE SUPERFICIE....................................... .......................................11 2.1.1.1 SEPARADOR ................................................. ........................................................................... ................................. ....... 11 2.1.1.2 CABEZA DE POZO ............................................... ........................................................................ .........................16 2.1.1.3 ISOCINETICO .............................. ....................................................... .................................................. .........................16 2.2 MUESTREO DE FONDO .................................................... ............................................................................. .........................17 2.2.1 PROCEDIMIENTO DE MUESTREO ............................. ...................................................... .........................18 2.2.2 TIPOS DE MUESTREADORES DE FONDO ......................................... .........................................18 2.2.2.1 MUESTREADOR DE FONDO CONVENCIONAL ........................... ........................... 18 2.2.2.2 MUESTREADOR TIPO PDS................................................ ........................................................... ...........19 2.3 MUESTREO EN TANQUE ........................................................... ........................................................................... ................20 2.4.1 MUESTREO EN TANQUES DE ALMACENAMIENTO ..........................20 2.4.1.1 REQUERIMIENTOS PARA EL MUESTRO PUNTUAL ...................22 2.4.1.2 EQUIPOS DE MUESTREO................................................. ............................................................. ............23 2.4.1.3 RECIPIENTES PARA EL ALMACENAMIENTO DE MUESTRAS ... 25 2.4. MUESTREO EN TUBERÍAS ....................................................... ....................................................................... ................25 2.4.1 GENERALIDADES ............................................................. ................................................................................. ....................25

3. NUEVAS HERRAMIENTAS DE MUESTREO....................................................26 3.1 PROBADORES DE FORMACIÓN ...............................................................26 3.2 DST .............................................................................................................. 26 3.3 MDT..............................................................................................................27 3.4 MUESTREADOR DE YACIMIENTO EN FASE MONOFÁSICA ...................28 3.5 CHDT ........................................................................................................... 28 4.FACTORES QUE AFECTAN EL MUESTREO ...................................................29 4.1 CONTAMINACIÓN DEL FILTRADO DEL LODO BASE ACEITE (OBM) ..... 29 4.2 PRESENCIA DE COMPONENTES ORGANICOS PESADOS.....................30 4.2 MAL MANEJO DE LA MUESTRAS DURANTE EL TRASPORTE ............... 30

LISTA DE FIGURAS FIGURA 1: PRINCIPALES ERRORES DEL MUESTREO .......................................4 FIGURA 2: ACONDICIONAMIENTO NO ADECUADO PARA MUESTREO DE SUPERFICIE O DE FONDO FLUYENDO. .............................................................. 9 FIGURA 3: ACONDICIONAMIENTO NO ADECUADO PARA MUESTREO DE SUPERFICIE O DE FONDO FLUYENDO .............................................................10 FIGURA 4: ACONDICIONAMIENTO ADECUADO PARA MUESTREO DE FONDO ESTÁTICO . ...........................................................................................................10 FIGURA 5: MUESTRA DE GAS ............................................................................14 FIGURA 6: MUESTRA DE LIQUIDO .....................................................................15 FIGURA 7: RELOJ PARA MUESTREADORES DE FONDO (PNL Y PDS/OPS) ..19 FIGURA 8: MUESTREO PUNTUAL ......................................................................23 FIGURA 9: EQUIPO TIPO LADRON .....................................................................24 FIGURA 10: EQUIPO TIPO BOTELLA ..................................................................24 FIGURA 11: MUESTREO DE TUBERIA ................................................................26 FIGURA 12: DST ...................................................................................................27 FIGURA 13: MDT...................................................................................................28 FIGURA 14: CHDT ................................................................................................29

LISTA DE GRAFICAS GRAFICA 1: ZONA DE SATURACION Y SUB-SATURACION ...............................6 GRAFICA 2: RELACIONES PARA HALLAR VOLUMEN DE GAS A MUESTREAR ...............................................................................................................................13 GRAFICA 3: PRESION VS PROFUNDIDAD .........................................................18

LISTA DE TABLAS TABLA 1: GOR VS CILINDROS DE GAS A MUESTREAR ...................................12 TABLA 2: MUESTRAS RESPECTO CAPACIDAD DEL TANQUE ........................22

INTRODUCCION La caracterización de fluidos de yacimiento permite obtener información detallada de estos, lo cual es fundamental para identificar su comportamiento en el yacimiento, como en las instalaciones superficiales de separación, almacenamiento y trasporte. Ya conociendo su comportamiento aplicaremos los procedimientos y tratamientos necesarios para la optimización de la producción. Para poder realizar esta caracterización en el laboratorio es indispensable obtener muestras representativas de los fluidos de yacimiento, para estos existen 3 técnicas principales: muestreo de fondo de pozo, muestreo de superficie y muestreo con wireline. Estas técnicas de muestreo se deben realizar con cuidado y cumpliendo unas indicaciones predeterminadas, para obtener muestras representativas, además, es recomendable realizar el muestreo dependiendo el tipo de fluido que se tenga.

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1. MUESTREO DE FLUIDOS 1.1 MUESTRAS Parte o cantidad pequeña de una cosa que se considera representativa del total y que se toma o se separa de ella con ciertos métodos para someterla a estudio, análisis o experimentación. 1.2 MUESTRA REPRESENTATIVA Es una muestra que representa una pequeña porción del material del total del volumen (Por ej. tanques, contenedores, oleoductos) obtenida con una precisión igual o mayor a la del método de laboratorio con la cual será analizada. La muestra de productos de petróleo y gas deben ser homogéneas y representativas. Según el tipo de producto y los requerimientos de almacenamiento o las pruebas de laboratorio que van a relazarse en ellas.

1.3 OBJETIVOS PRIMARIOS DE MUESTREO DE FLUIDOS 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. Las muestras de fluido de yacimiento son usadas en uno o varios objetivos importantes que se mencionan a continuación: a) Estudios PVT en el yacimiento. Caracterización de fluido de yacimiento. b) Evaluaciones económicas (estudio de volúmenes originales en sitio, reservas, etc.). c) Análisis geoquímico para determinar la fuente de los fluidos. d) Estratificación areal y vertical. e) Evaluación del comportamiento del yacimiento y estrategias de explotación. f) Análisis especiales de núcleo y pruebas de desplazamiento en núcleos. g) Diseño de facilidades de separación y recolección en superficie. h) Estudios especiales de flujo (potencial de flujo, precipitación de parafinas, asfáltenos, hidratos, etc.). i) Diseño de plantas de refinación. j) Detección temprana de componentes corrosivos en la composición del fluido, tales como sulfuro de hidrógeno y/o dióxido de carbono. La presencia de estos 2

componentes afectará la selección de los materiales a utilizar en los tubulares del pozo (revestidor, tubería de producción, etc.), equipos de superficie (líneas de superficie, separadores, tanques, etc.) y plantas de procesamiento. El completo proceso de recolección de muestras de fluido de yacimiento ya sea por métodos de superficie o fondo puede ser afectado por errores en cada una de las etapas. Errores comunes asociados al muestreo en fondo se mencionan a continuación: a) Contaminación proveniente de fluidos de perforación, filtrado de lodo y fluidos de completación. b) Separación de fases en la cercanía del pozo, debido a un excesivo drawdown. c) Producción en commingled. d) Flujo intermitente o “cabeceo” a bajas tasas de flujo.

e) Pérdida de los componentes reactivos, tales como sulfuros, que afectan los equipos de fondo. f) Separación de fases en la columna estática de fluido del pozo. g) Transferencia, manejo y transporte de las muestras. h) Errores en la medición de parámetros de medición de las condiciones de fondo (presión y/o temperatura). Los errores comunes encontrados en el muestreo de superficie se mencionan a continuación: a) Corriente de fluido no equilibrada en el separador debido a la inapropiada dimensión del separador, insuficiente tiempo de residencia, inapropiada operación y pobres condiciones mecánicas. b) Entrada de líquido en la salida de corriente de gas en el separador. c) Entrada de gas en la salida de corriente de líquido en el separador. d) Formación de emulsiones en la salida de la corriente de líquido. e) Pobres prácticas de muestreo en el separador. f) Transferencia, manejo y transporte de las muestras. g) Error en la medición de parámetros en el separador

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FIGURA 1: PRINCIPALES ERRORES DEL MUESTREO FUENTE: Petroleum Reservoir Engineering Practice

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1.4 RECOMENDACIONES PARA EL MUESTREO DE FLUIDOS No es una tarea sencilla el obtener una muestra representativa, se debe tener cuidado en la ejecución y el planeamiento de la operación de muestreo. Para ello no está demás tener en cuenta ciertos aspectos para garantizar un muestreo exitoso y nos permita representar lo más cerca posible lo que ocurre con el fluido desde el yacimiento hasta su producción en superficie. La localización del pozo seleccionado para el muestreo debe ser considerada cuidadosamente. La composición y las propiedades del fluido de yacimiento pueden variar significativamente a lo largo del área de un yacimiento grande. Generalmente, comparaciones con las relaciones gas-aceite, de las gravedades del aceite de tanque y las temperaturas y presiones de fondo entre los pozos del yacimiento indicaran si existen variaciones significativas en las propiedades del fluido del yacimiento. La composición y las propiedades físicas del aceite en yacimiento de gran espesor pueden también variar significativamente con la profundidad en la formación. El muestreo hará determinar tales variaciones en las propiedades del fluido requiere técnicas especiales para aislar cuidadosamente la producción a intervalos seleccionados sobre la cara de la formación. El número de intervalos a ser muestreados dependerá del grado de detalle requerido en el estudio del yacimiento. En yacimientos profundos e inclinados, esto puede requerir el muestreo de varios pozos para cubrir el rango de profundidad deseado. Para aceites, las correlaciones de las propiedades del fluido de yacimiento puede ser de utilidad en estimar si el fluido está saturado o subsaturado a la temperatura y presión de yacimiento. Si un fluido está claramente indicado, el muestreo se simplifica grandemente. Si un fluido saturado es indicado o si este parece que está produciendo gas en exceso, la tarea de condicionamiento del pozo viene a ser más complicada. Producir un pozo a tasas altas de flujo puede causar alteración de un volumen sustancial del fluido alrededor del pozo si la presión de fondo fluyendo es significativamente menor que la presión de saturación del fluido. Complicaciones adicionales pueden ocurrir si la producción de fluido de dos o más zonas (que contienen fluidos de diferentes composiciones). Estos fluidos, que se mezclan en el pozo puede, si no son identificados apropiadamente, dar la apariencia de un fluido producido que exhibe propiedades diferentes de cualquiera de los fluidos de las zonas individuales La preparación del pozo para muestreo también requiere consideraciones que incluyen un entendimiento del tipo de fluido que está siendo producido y el estado actual de la operación de producción. También la historia de producción del pozo puede tener un significativo impacto en el condicionamiento (ej.: muestras tomadas durante la preproducción: muestreo durante el proceso de perforación y completamiento), aquellas muestras tomadas después de que un pozo ha sido 5

puesto en bombeo puede involucrar considerables diferencias en el condicionamiento. Toda inyección química que afecte la calidad de la muestra deberá pararse antes del muestreo. Las características de producción de cada pozo deberán también ser consideradas. Características de producción deseables son: sin producción de agua (para darle la opción al pozo de que tenga un columna de aceite más grande); relación de gas-aceite y gravedad de tanque similares en los pozos que lo rodean; índices de productividad relativamente altos; flujos estables sin cabeceo.

1.4 TIPO Y ESTADO DEL YACIMIENTO. Cinco tipos de yacimientos fueron identificados, estos son: gas seco, gas húmedo, gas condensado, petróleo volátil y yacimientos de petróleo negro. Los estados de los yacimientos de gas condensado, volátil y petróleo negro son aún subdivididos como yacimientos subsaturados y saturados dependiendo de las condiciones iniciales o actuales de presión y temperatura. Para yacimientos subsaturados, las condiciones iniciales o actuales de presión y temperatura están por encima de las condiciones de saturación. En yacimientos saturados, las condiciones iniciales o actuales de presión y temperatura de yacimiento se encuentran igual o por debajo de las condiciones de saturación. Es muy importante enfatizar que, indiferentemente del tipo y estado del yacimiento, la mejor oportunidad para recolectar las muestras más representativas de fluido original del yacimiento es en la etapa temprana de la vida productiva del yacimiento, antes de que ocurra una sustancial vaciamiento del mismo.

GRAFICA 1: ZONA DE SATURACION Y SUB-SATURACION FUENTE: http://ingenieria-de-petroleo.lacomunidadpetrolera.com

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1.4.1 YACIMIENTOS DE PETRÓLEO SUB-SATURADO Las condiciones iniciales de presión son más altas que la presión de burbuja de los fluidos, a temperatura de yacimiento. Para los fluidos que fluyen hacia un pozo en el yacimiento, una diferencia de presión debe ser mantenida entre el pozo y el área de drenaje. Esta diferencia de presión es denominada drawdown. Altas tasas de flujo pueden alcanzar altos drawdowns. Al contrario, bajas tasas de flujo pueden mantener bajos drawdowns. Este concepto es utilizado en el proceso de acondicionamiento del pozo para muestreo y generalmente es aplicado a todos los tipos de yacimiento. Altas tasas de flujo de petróleo producto de altos drawdowns pueden causar que las presiones de fondo fluyentes entre el área de drenaje del pozo caigan por debajo de la presión de burbuja. Si esto sucede, se forman burbujas de gas que salen de solución del petróleo, en el área de drenaje. Este hecho puede ocasionar problemas en la determinación de la verdadera relación gas-petróleo, debido a las diferencias existentes entre la movilidad del gas con respecto a la movilidad del petróleo en el medio poroso. En este caso, un flujo bifásico es creado en la vecindad del pozo, y debe ser removido antes de comenzar las operaciones de muestreo. Para ello, se realiza un proceso de acondicionamiento del pozo, iniciando un proceso sistemático de reducción de las tasas de flujo, y al mismo tiempo monitoreando la relación gas-petróleo. El pozo está listo para realizar el muestreo cuando la relación gas petróleo es estable (no fluctúa) después de un período extendido flujo en pozo con tasas constantes de producción. Si no ocurren otros factores que puedan afectar el muestreo tales como condición mecánica del pozo, aspectos de seguridad, etc., la muestra más representativa para este tipo de yacimiento es capturada a través de muestreadores de fondo.

1.4.2 YACIMIENTOS DE PETRÓLEO SATURADOS La presión de yacimientos saturados está por debajo de la presión de burbuja a temperatura de yacimiento. En yacimientos de petróleo saturados, una capa de gas existe en equilibrio con la zona de petróleo. La presión en la zona del contacto gas petróleo es la presión de saturación del sistema. Es dudoso que bajo estas condiciones se puede recolectar una muestra representativa del fluido original del yacimiento, y esto es debido básicamente por la diferencia existente entre las razones de movilidad del gas y del petróleo, la conificación del gas y los cambios de la solubilidad debido al drawdown. Muchos procedimientos, que son altamente dependiente del acondicionamiento del pozo, han sido practicados para el muestreo de petróleo en yacimientos saturados. Estos procedimientos, cuando son adecuadamente ejecutados, eliminan la conificación del gas, para asegurar que el petróleo y gas están fluyendo a una tasa correspondiente a una relación gas petróleo de la zona “virgen” del yacimiento. Los principales aspectos en el

acondicionamiento de pozo en yacimientos de petróleo saturado son:

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a) Reducir la tasa de flujo del pozo en forma gradual. b) Estabilizar el pozo a cada tasa de flujo y medir la relación gas petróleo producida cuando esta sea constante. c) Continuar con la reducción de la tasa de producción hasta que no ocurran cambios importantes en la relación gas petróleo. d) Tomar las muestras. Es considerada una buena práctica la toma de fluidos en el separador de mayor presión. Si se realiza el muestreo en fondo, es importante acondicionar el pozo a muy bajas tasas de producción durante el proceso de muestreo.

1.4.3 YACIMIENTOS DE GAS SUB-SATURADO Las condiciones iniciales y actuales de presión se encuentran más altas que la presión de rocío a temperatura de yacimiento. La fase líquida se forma en el yacimiento cuando la presión cae por debajo de la presión de rocío. Esta situación puede ocurrir si el drawdown aplicado en el pozo hace que la presión de fondo fluyente caiga por debajo de la presión de rocío. Esta fase líquida en la vecindad del pozo debe ser removida mediante el acondicionamiento del pozo previo al muestreo. Para obtener una muestra proveniente de un yacimiento de gas condensado que sea representativa al fluido original del yacimiento, es importante que las siguientes observaciones sean observadas: a) La presión de yacimiento en el área de drenaje del pozo debe estar por encima de la presión de rocío. b) Las muestras deben ser recolectadas tan pronto como sea posible, antes de una sustancial producción en el yacimiento. c) El acondicionamiento del pozo debe ser realizado lo más prologando como sea posible con el propósito de obtener flujo estabilizado en el separador (gas y líquido)

1.4.4 YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO SATURADOS La presión de yacimiento ha declinado por debajo de la presión de rocío, para formar una zona de líquidos móviles e inmóviles. El comportamiento retrógrado puede ocurrir como vaya declinando la presión de yacimiento. La formación de una fase líquida en los yacimientos de gas condensado altera la composición de los líquidos remanentes, debido a que los condensados líquidos están compuestos por muchos hidrocarburos pesados. La movilidad del condensado es mucho menor que la del gas en el medio poroso, por lo que los líquidos que se quedan en el yacimiento son ricos en componentes pesados. En consecuencia, existe duda que con un acondicionamiento previo del pozo se puedan obtener muestras representativas del fluido original del yacimiento. El muestreo en yacimientos de 8

gas condensado saturados no es recomendable si el objetivo del programa de muestreo es la captura del fluido original del yacimiento. Sin embargo, un programa de muestreo de fluidos puede ser diseñado para otros propósitos en la gerencia de un yacimiento, como el monitoreo de progreso de explotación del yacimiento.

1.5 ACONDICIONAMIENTO DEL POZO El acondicionamiento de un pozo es el proceso de preparación del pozo para muestreo de fluidos del yacimiento con el propósito de remover cualquier alteración que afecte el fluido original del yacimiento producto de excesivos drawdowns, o invasión de fluidos de perforación o completación. Los procedimientos de acondicionamiento de un pozo generalmente (no siempre) toman en consideración una reducción gradual de las tasas de flujo acompañados de la medición de temperatura, presión, y tasas de flujo después de la estabilización en cada etapa. Un pozo puede ser considerado apropiadamente acondicionado cuando la relación gas petróleo medida con apropiados equipos de superficie no cambian apreciablemente con los cambios de tasa. Generalmente, los procedimientos de acondicionamiento han sido recomendados tanto para yacimientos subsaturados y saturados. Estos procedimientos deben ser adaptados y en lo posible revisados dependiendo de las condiciones específicas del yacimiento y el pozo que vaya a ser muestreado. Las siguientes figuras nos ilustran un pozo cuando se encuentra condicionado adecuadamente y cuando no, la figura 1, nos sugiere que el muestreo durante un alto drawdown resultara en un flujo preferencial de gas hacia la cara del pozo debido a la región de expansión de drawdown; con lo cual la muestra obtenida no será representativa del fluido de yacimiento. La figura 2 y 3 nos indica cuando el pozo presenta un acondicionamiento adecuado para proceder a un muestreo, ya sea de superficie o fondo fluyendo o de fondo estático.

FIGURA 2: ACONDICIONAMIENTO NO ADECUADO PARA MUESTREO DE SUPERFICIE O DE FONDO FLUYENDO FUENTE: TESIS CONSIDERACIONES Y PROCEDIMIENTOS PARA EL ANALISIS PVT CRUDOS CAMPOS MADUROS. APLICACIÓN CAMPO COLORADO.

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FIGURA 3: ACONDICIONAMIENTO NO ADECUADO PARA MUESTREO DE SUPERFICIE O DE FONDO FLUYENDO FUENTE: TESIS CONSIDERACIONES Y PROCEDIMIENTOS PARA EL ANALISIS PVT CRUDOS CAMPOS MADUROS. APLICACIÓN CAMPO COLORADO.

FIGURA 4: ACONDICIONAMIENTO ADECUADO PARA MUESTREO DE FONDO ESTÁTICO FUENTE: TESIS CONSIDERACIONES Y PROCEDIMIENTOS PARA EL ANALISIS PVT CRUDOS CAMPOS MADUROS. APLICACIÓN CAMPO COLORADO.

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1.6 ACONDICIONAMIENTO DEL YACIMIENTO PARA EL MUESTREO DE SUPERFICIE La selección del pozo al cual se va a muestrear se basa en las mismas condiciones especificadas en el muestreo de fondo. Una vez que el pozo haya sido escogido, se hace fluir por un espacio de tiempo suficiente para estabilizar el GOR de producción en superficie, por lo menos en tres intervalos de 2-4 horas (o más tiempo si se requiere), con lecturas de la relación gas-aceite que no difieran del 17%. En el momento de tomar la muestra de debe tomar los siguientes datos: 1. Factor merma 2. T y P del separador 3. T y P en el tanque de almacenamiento 4. Gravedad especifica del aceite fiscal y gas del separador 5. Valor del GOR estabilizado 6. P y T de flujo 7. La presión de cierre Con estos datos es posible obtener un análisis del fluido entrando al separador para una apropiada recombinación.

2. TIPOS DE MUESTREO 2.1 MUESTREO DE SUPERFICIE La técnica de muestreo en superficie es quizás el método más comúnmente empleado para obtener fluidos de yacimiento, esto es debido su relativo bajo costo, su conveniencia logística y el hecho de que teóricamente se puede muestrear todo tipo de fluido. El muestreo en superficie tiene un alto potencial para obtener muestras limpias como resultado de la producción de grandes volúmenes de fluidos antes de la operación.

2.1.1TECNICAS DE MUESTREO DE SUPERFICIE 2.1.1.1 SEPARADOR Esta técnica consiste en la toma de muestras consecutivas de crudo y gas de las corrientes de salida de un separador, mientras se hace una medición precisas de las ratas de crudo y gas del separador producidas previamente al momento del 11

muestreo, esto se hace con el objeto de poder hacer una recombinación en el laboratorio para así poder obtener una muestra representativa de mi yacimiento. Factores como la eficiencia del separador y la medida de las ratas de producción de crudo y gas del separador pueden afectar la calidad de la muestra. Moses and Donohoe mostraron que si la producción de gas/condesado (GOR) tiene un error del 5% en su medida a la hora de la recombinación en laboratorio el punto de burbuja puede tener un error aproximado de 100 psi. Existen 3 formas para saber cuántos cilindros de gas se tienen que muestrear para poder realizar una recombinación correcta en laboratorio, estos son: 1. TABLA DE GOR: dependiendo el GOR de mi yacimiento muestreare un numero de cilindros de gas determinado.

GOR(PCS/BF)

CILINDROS DE MUESTRA DE GAS

GOR<1500

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1500>GOR<3000

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GOR>3000

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TABLA 1: GOR VS CILINDROS DE GAS A MUESTREAR FUENTE: TESIS CONSIDERACIONES Y PROCEDIMIENTOS PARA EL ANALISIS PVT CRUDOS CAMPOS MADUROS. APLICACIÓN CAMPO COLORADO.

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2. GRAFICA: por medio de una grafica que relaciona el GOR, la presión de separador y el numero de barriles de petróleo.

GRAFICA 2: RELACIONES PARA HALLAR VOLUMEN DE GAS A MUESTREAR FUENTE: http://petrowiki.org/Surface_sampling_of_reservoir_fluids

EJEMPLO: teniendo un GOR de 2500 (scf/bbl), una presión de separador de 160 psig y 2 bbl de petróleo muestreado, cuanto volumen de gas debo muestrear.

Vol. Gas= 2,3*5*2= 23 gal

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3. CORRELACION: Para una típica muestra de separador de 600 cc de crudo y 20 L de gas, Mc Aleese sugiere una ecuación práctica que puede ser usado para determinar el volumen de gas a muestrear.

  (  ) Las muestras de petróleo del separador son tomadas en cilindros de pistón flotante, que típicamente tiene una capacidad de 600 cc y una temperatura 300 F 400 F y una presión de 15000 psi. Las muestras de gas se toman usualmente en un cilindro de 20 L con una temperatura de 200 F - 250 F y una presión 2000 psi - 3000 psi. Este tipo de muestreo se recomienda para crudos negros y volátiles. 

TOMA DE MUESTRA DE GAS

FIGURA 5: MUESTRA DE GAS FUENTE: NORMA API RP 44

1) Conectar el tubo de la válvula A al separador, se abre la válvula A y se vuelve a cerrar, posteriormente se abren y se cierran las válvulas B y C.

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2) Se abren las válvulas B y C, luego se abre y se cierra la válvula A para purgar el aire y rápidamente se cierra la válvula B. Se prosigue a reabrir lentamente la válvula A para establecer la presión de separador del equipo de muestreo. 3) Se conecta la parte de entrada del muestreador a la válvula D. Se abre la válvula C, y después se abre y se cierra rápidamente la válvula B para purga el aire de la línea. 4) Se abre la válvula D y se deja ir llenando el recipiente teniendo presente que el manómetro debe siempre indicar la presión de separador, esta presión se controla cerrando y abriendo la válvula D. 5) Cuando se llena el recipiente se procede a cerrar las válvulas D y B. 6) Se desconecta entonces el recipiente y se prosigue a llenar los siguientes recipientes necesarios. 7) Al final se purgan todas las líneas, y se tapan las válvulas de los recipientes con sellos. 

TOMA DE MUESTRA DE LIQUIDO El método de pistón es el preferido a la hora del muestreo, tiene la ventaja de que la muestra liquida puede mantenerse la presión de saturación a lo largo del proceso de recolección, lo que evita escapes de gas. Además la muestra no entra en contacto con otros fluidos durante el muestreo o transferencia.

FIGURA 6: MUESTRA DE LIQUIDO FUENTE: NORMA API RP 44

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1) Se ubica apropiadamente la válvula A en el separador, y se procede a abrir la válvula B y C. 2) Se abre la válvula A lentamente y también se comienza a abrir la válvula B para purgar el aceite, el aceite purgado se almacenado, y se cierra la válvula B. 3) Se conecta la entrada del muestreador en la válvula D y se procede a abrirla y cerrar la válvula C y abrir la válvula B para presurizar la conexión con el conteiner y cualquier volumen muerto del conteiner. Se cierra la válvula B y se abre la válvula C; así se purga el aceite equivalente al volumen de las conexiones, cierra la válvula C, y ahora toda la presión de separador será la del equipo de muestreo hasta el del pistón. 4) Con cautela abrir la válvula E y controlarla para mantener la presión de separador, el proceso se detiene cuando se recoge el volumen deseado, se cierran las válvulas E, D y B en ese orden. 5) Se abre la válvula E y se drena 10% del volumen del recipiente del aceite hidráulico, esto creara el espacio de vapor necesario en el recipiente sin alterar la composición global de la muestra de aceite. Se cierra la válvula E. 6) Se vuelven y se purgan las conexiones y se prosigue a tomar más muestras.

2.1.1.2 CABEZA DE POZO Solo se realiza si se sabe que la presión y temperatura de cabeza de pozo es igual a la presión de saturación de los fluidos. El Gas seco puede ser muestreado en cabeza de pozo así como los gases pobres y crudos de bajo GOR. Entonces, si la muestra fluye en 2 fases a la cabeza de pozo se tomara una muestra no representativa ya que las dos fases no fluirán en la misma proporción a la del yacimiento. Las muestras de fluidos se seguirán tomando del separador. 2.1.1.3 ISOCINETICO Implica recoger las muestras de la producción de pozo en un flujo de dos fases, utilizan una corriente lateral para permitir que el fluido recogido fluya en dos fases y en proporción a la del pozo. Se deben cumplir dos condiciones: control en la corriente lateral de manera que entre a la misma velocidad que la corriente principal (isocinetico) y asegurar que el flujo sea turbulento de manera que la fase menos importante se quede en la fase principal. Aunque se ha utilizado durante 60 años muchos lo consideran en una etapa de desarrollo aun, una aplicación actual es un muestreo de las corriente de gas del separador y a partir de esto calcula una figura para la eficiencia del separador. Esta es usada para modificar el GOR que se usara en la recombinación del muestreo, pero esta debe compararse con la eficiencia del separador.

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2.2 MUESTREO DE FONDO Esta prueba consiste en bajar al fondo del pozo un muestreador, el cual tomará una muestra del hidrocarburo a las presiones y temperaturas del fondo del pozo respectivamente. El proceso de muestreo de fondo debe tener en cuenta dos etapas preliminares que son la selección de tipo de herramienta de fondo a utilizar y el punto apropiado de muestreo dentro del pozo. Selección del punto óptimo para muestreo de fondo, generalmente la presión de yacimiento de un campo maduro se encuentra por debajo de la presión de saturación y por ende en el yacimiento existirá una región de dos fases, lo cual nos sugiere que el ubicar el punto de muestreo dentro del pozo debe llevarse de una manera muy cuidadosa con el propósito que se logre ubicar el muestreador alejado de los contactos gas/aceite y agua/aceite dentro del pozo. Lo más recomendable para realizar un muestreo de fondo de un campo maduro es que se efectué de forma estática, es decir, sin que el pozo este fluyendo, esto debido que realizarlo con el pozo fluyendo generara un flujo bifásico y debido a que el gas se desplaza con mayor velocidad que el aceite a través del yacimiento lo más seguro es que la muestra de fluido que se recolecte se encuentre en dos fases con una composición muy distinta a la del fluido original, con lo cual la muestra no será representativa. Para llevar a cabo la selección final del punto de muestreo se debe llevar a cabo un registro de presión y temperatura, si se usa un equipo de wireline para bajar la herramienta de registro se debe tener un control muy detallado de la velocidad con la cual se baja la herramienta, con el fin de no generar alguna especie de ruido que perjudique la lectura del registro. Para ubicar el punto apropiado de muestreo se deben graficar las lecturas de presión vs profundidad obtenidas por el muestreador, la generación de estas graficas permiten determinar los puntos de contacto gas/aceite y aceite/agua a la profundidad donde el gradiente de fluido cambia indicando un cambio de gas a aceite y de aceite a agua dentro del pozo. La pendiente de la lineal de presión-profundidad es directamente proporcional a la densidad del fluido dentro del pozo, por ello el cambio más dramático de pendiente ocurre en la interface donde los fluidos en contacto presentan una gran diferencia de densidades (ejemplo gas-aceite y agua-gas)

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GRAFICA 3: PRESION VS PROFUNDIDAD FUENTE: CONSIDERACIONES Y PROCEDIMIENTOS PARA EL ANALISIS PVT DEL CRUDOS DE CAMPOS MADUROS. APLICACIÓN CAMPO COLORADO

2.2.1 PROCEDIMIENTO DE MUESTREO Una vez se ha determinado el punto o los puntos en donde se desea ubicar la herramienta para el muestreo de fluidos, se procede a correr un dummy run para verificar que no existía alguna obstrucción dentro de la tubería del pozo y con esto garantizar el paso de la herramienta para el muestreo. Posteriormente se procede a bajar la herramienta de fondo hasta ubicarla en el intervalo de profundidad donde se desea tomar la muestra de fluido y se deja estática durante el tiempo estimado que determino el equipo que realiza la operación para que se de apertura de la cámara y permita la entrada de fluido. Luego se realiza el ascenso de la herramienta a superficie y se prepara el equipo en caso de proceder a bajar la herramienta a otro intervalo de profundidad generalmente de suelen tomar entre 2 y 3 muestras de fluido, dependiendo de los estudios que se requieran realizar.

2.2.2 TIPOS DE MUESTREADORES DE FONDO 2.2.2.1 MUESTREADOR DE FONDO CONVENCIONAL La herramienta convencional para el muestreo de fondo tiene la capacidad de abrir y/o cerrar las válvulas a un tiempo específico con el fin de capturar una muestra del fluido existente a las condiciones de fondo en el punto pre-seleccionado para la operación. Generalmente las válvulas se activan mediante un sistema de relojes mecánicos o electrónicos que van integrados en el interior de la herramienta y que permiten activar dichas válvulas a tiempo pre-establecidos por el operador. 18

Las muestras de fluidos se capturan utilizando una técnica especial en donde internamente en la herramienta de fondo está integrada una cámara en condiciones de vacío, que se abre al activarse la válvula previamente establecida para un tiempo determinado a través del reloj. Una vez que que la cámara se carga de fluidos esta es cerrada por las fuerzas ejercida por la presión de la muestra contenida en la herramienta exceden la fuerza opuesta que ejerce la presión de fondo en el punto de muestreo. Los muestreadores convencionales requieren de un fluido desplazante (generalmente mercurio) para realizar la transferencia de la muestra de fluido tomada, desde la herramienta de muestreo hasta los cilindros contenedores.

FIGURA 7: RELOJ PARA MUESTREADORES DE FONDO (PNL Y PDS/OPS) FUENTE: CONSIDERACIONES Y PROCEDIMIENTOS PARA EL ANALISIS PVT DEL CRUDOS DE CAMPOS MADUROS. APLICACIÓN CAMPO COLORADO

2.2.2.2 MUESTREADOR TIPO PDS Nuevos sistemas han sido desarrollados para evitar la necesidad de utilizar mercurio como fluido deslizante, en vez de esto utilizan un pistón flotante en el fondo de la amara de aire para separar la muestra de fluido de yacimiento del fluido hidráulico que se encuentra en la cámara anterior al pistón. El arreglo cilindro-pistón tiene la ventaja de permitir transferir la muestra en campo sin necesidad de utilizar mercurio que debe estar en contacto con la muestra y que facilita el control de la tasa de muestreo, lo que permite recolectar muestras de fluidos en un sola fase evitando que se formen dos fases dentro de la cámara debido a la reducción de presión en la cámara de muestreo. La versión mecánica del PDS es una herramienta operada por cable activada mediante reloj mecánico. La herramienta comprende una cámara de muestreo, una cámara de aire y el dispositivo de encendido mecánico.

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2.3 MUESTREO EN TANQUE 

2.4.1 MUESTREO EN TANQUES DE ALMACENAMIENTO El muestreo manual de hidrocarburos líquidos en tanques de almacenamiento se realiza bajo las siguientes condiciones:

1. Se debe garantizar que haya transcurrido el tiempo necesario para que le agua del producto almacenado en el tanque se decante. 2. Que se pueda medir el nivel de agua libre con el fin de tomar la muestra representativa por encima del nivel medido. 

El petróleo crudo y los combustóleos pueden no ser homogéneos; es posible que las muestras tomadas de los tanques que los almacenan no sean representativas debido a las siguientes razones:

1. La mayor cantidad de agua en suspensión se encuentra cerca al fondo, las muestras tomadas del subnivel superior, medio e inferior puede que no representen la concentración de agua en el petróleo crudo. 2. La interface del petróleo crudo y el agua libre es difícil de medir en presencia de emulsiones o lodos. 

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Los líquidos derivados del petróleo generalmente son homogéneos, por lo tanto no se afectaría la naturaleza representativa de las muestras. El contenido de agua en suspensión y agua libre se pueden eliminar con un apropiado manejo y control del agua en los procesos de almacenamiento y transporte. De acuerdo a las propiedades físicas y/o químicas que se requieran determinar en un producto, se elige el tipo de muestra, el procedimiento de muestreo, los equipos, la cantidad de muestra y las precauciones para su manipulación. En Ecopetrol la secuencia de medición de un tanque, relacionada con la toma de muestras, es la siguiente:

1. Esperar el tiempo de reposo del líquido en el tanque. 2. Determinar la temperatura ambiente antes de subir al tanque. 3. Medir y registrar la altura de referencia del tanque. 4. Medir y registrar el nivel del producto. 5. Medir y registrar el nivel de agua libre.

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6. Tomar y registrar la temperatura del líquido. 7. Tomar la muestra representativa del producto. 8. Identificar apropiadamente la muestra. 9. Llevar el recipiente al laboratorio para realizar los análisis que apliquen. 10. Hacer el cálculo del volumen contenido en el tanque. Los tipos de muestras que se pueden recolectar de un producto almacenado en un tanque son los siguientes: 1. Muestra de todos los niveles. 2. Muestra corrida. 3. Muestra de nivel o puntual (Superior, media o inferior). 4. Muestra de fondo. 

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Para evitar la contaminación de la columna de producto durante la operación de muestreo, se debe iniciar de arriba hacia debajo de acuerdo con la siguiente secuencia: tope, tercio superior, tercio medio, tercio inferior, todos los niveles, fondo y corrida. Una muestra compuesta es una mezcla proporcional en volumen de varias muestras puntuales. En tanques cuyo nivel de producto este por encima de 4,5 metros, se deben tomar y mezclar muestras de volúmenes iguales en la mitad del tercio superior, tercio medio y tercio inferior. En tanques cuyo nivel de producto se encuentre entre 3 y 4,5 metros, se deben tomar y mezclar muestras de volúmenes iguales en la mitad del tercio superior y del tercio inferior. El equipo de muestreo debe estar limpio antes de ser utilizado, cualquier material residual tal como: humedad, suciedad, polvo, fibras, solventes, ácidos, óxidos, etc.…, pueden dañar el carácter representativo de la muestra. Para productos refinados una práctica común es enjuagar el dispositivo de muestreo con el producto que se va a muestrear y posteriormente tomar la muestra. Con el fin de evitar la pérdida de hidrocarburos livianos y la contaminación por fuentes externas se deben mantener las muestras en un recipiente cerrado y se debe reducir la transferencia de producto de un recipiente a otro. Las muestras de deben proteger durante el almacenamiento para evitar la contaminación ambiental o degradación causada por la luz, calor u otras condiciones.

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El volumen de la muestra requerida no debe exceder el 80% de la capacidad del recipiente. La capacidad adicional se requiere para la expansión térmica de la muestra y facilitar el mezclado de la misma. Los recipientes que almacenan las muestras tomadas por él toma muestras, deberán estar protegidos de la intemperie por un gabinete. Los recipientes de almacenamiento de muestra pueden ser de diferentes materiales y tamaños de acuerdo con el producto que se va a muestrear. Los recipientes para productos asfálticos líquidos deben ser latas de boca ancha con su respectiva tapa de rosca que proporcione hermeticidad; para asfaltos emulsificados deben ser recipientes de vidrio, metálicos o plásticos de boca ancha con su respectiva tapa de rosca, que soporten las temperaturas del producto sin dañarse.

2.4.1.1 REQUERIMIENTOS PARA EL MUESTRO PUNTUAL

Capacidad del tanque/Nivel del liquido

Muestras requeridas Superior Medio

Capacidad del tanque menor o igual a 1000 barriles Capacidad del tanque superior a 1000 barriles

Inferior

X X

X

X

X

Nivel ≤ 3 metros 3 metros < Nivel ≤ 4,5 metros

X

Nivel > 4,5 metros

X

X X

X

TABLA 2: MUESTRAS RESPECTO CAPACIDAD DEL TANQUE FUENTE: API MPMS CHAPTER 8.1 TABLE 4-SPOT SAMPLING REQUERIMENTS

Cuando se requieran muestras de más de un punto en el tanque, se deben obtener iniciando en la parte superior y finalizando en la parte inferior.

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FIGURA 8: MUESTREO PUNTUAL FUENTE: API MPMS CHAPTER 8.1 FIGURE 1- SPOT SAMPLING LOCATIONS.

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2.4.1.2 EQUIPOS DE MUESTREO Tipo ladrón: Están diseñados para tomar muestras de líquidos a cualquier nivel o zona del tanque, están fabricados en acero inoxidable, bronce, aluminio, acero estañado u otros materiales que no impliquen riesgo de producir chispa al hacer contacto con la escotilla de muestreo, posees una lengüeta en la parte superior y un válvula tipo cheque en la parte inferior. El tamaño y la capacidad dependen de la cantidad de muestra requerida.

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FIGURA 9: EQUIPO TIPO LADRON FUENTE: http://www.pte.com.co/productos/tomamuestras-para-combustibles-y-glp.jpg 

Tipo botella: Las botellas son recipientes que habitualmente tienen un cuello angosto en relación con el resto del recipiente, se utilizan para recolectar muestras al sumergirlas en un líquido almacenado en un tanque, en el fondo tienen un contrapeso con el fin de poder sumergirlas. El diámetro de la boca varía de acuerdo con el producto a muestrear y tienen un tapón que se utiliza de acuerdo al método de muestreo y para proteger la muestra de la contaminación.

FIGURA 10: EQUIPO TIPO BOTELLA FUENTE: http://www.buerkle.de/files/pim/lightbox/tauchflasche-glas_00016247.jpg

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2.4.1.3 RECIPIENTES PARA EL ALMACENAMIENTO DE MUESTRAS Para no alterar las propiedades de las muestras tomadas, los recipientes para el almacenamiento y transporte deben cumplir con lo siguiente: 

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La superficie interna deba ser de un material que minimice la corrosión, incrustaciones y puntos de adherencia de agua o sedimentos. Deben tener un orificio del tamaño suficiente con su respectiva tapa y contratapa para facilitar el llenado, inspección y limpieza del recipiente. El recipiente debe permitir la transferencia de muestras de un envase a otro o al equipo de análisis mientras se mantenga su naturaleza representativa. Las botellas de vidrio transparente permiten la inspección visual de la muestra para detectar nubosidades de agua libre e impurezas sólidas. Deben poder vaciarse en su totalidad, no deben tener esquinas o bordes donde puedan retenerse remanentes de muestras. No deben tener compartimientos o puntos muertos.

2.4. MUESTREO EN TUBERÍAS Este método tiene como propósito extraer una muestra representativa del líquido que fluye por una tubería, líneas de llenado y líneas de transferencia. Para tomar la muestra se utiliza una sonda de muestreo, la entrada de la sonda debe estar en el tercio medio del diámetro de la tubería y de frente a la dirección de flujo. 

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2.4.1 GENERALIDADES Es muy importante que el punto de muestreo el fluido sea homogéneo, se debe realizar un análisis detallado para determinar la ubicación, posición y velocidad del flujo en el punto de instalación de la sonda con el fin de minimizar cualquier muestreo de producto estratificado que pueda generar una concentración diferente de la muestra con respecto a la corriente principal. La sonda debe ser colocada en posición horizontal para evitar que la parte de la muestra se devuelva a la corriente principal. La sonda debe ubicarse preferiblemente en un tramo de tubería vertical, pero también puede ubicarse en uno horizontal siempre y cuando se garantice el mezclado turbulento adecuado. Para controlar el flujo por el cual se extrae la muestra, su utiliza una válvula o grifo.

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FIGURA 11: MUESTREO DE TUBERIA FUENTE: API MPMS CHAPTER 8.1 FIGURE 8- PROVES FOR SPOT MANUAL SAMPLES

3. NUEVAS HERRAMIENTAS DE MUESTREO 3.1 PROBADORES DE FORMACIÓN Los probadores de formación mediante Wireline (WFT) es un nombre genérico usado para describir aquellas herramientas corridas generalmente en pozos a hoyo abierto para la medición de la presión y temperatura, y el muestreo de fluidos. Los WFT en su actual configuración, son una herramienta de una tecnología muy avanzada. Estas han comenzado a usarse de manera masiva como herramienta para la captura de información que ayudan al estudio de caracterización de un yacimiento. En varias configuraciones que se presentan comercialmente, la herramienta consiste en su conjunto en una probeta y sello que se puede extender contra el pozo para crear una trayectoria de flujo entre la formación y la herramienta, que a su vez se encuentra aislada de los fluidos de perforación o de terminación en el pozo. Los fluidos después fluir desde la formación hacia muchas cámaras dentro de la herramienta que puede ser selectivamente abiertas y cerradas remotamente desde la superficie. Las más modernas herramientas WFT están equipadas con muestreadores que pueden aplicar contrapresión sobre las muestras para mantenerlas monofásicas, si es requerido. 3.2 DST Un Drill Stem Test (DST) es una prueba la cual se usan herramientas especiales colocadas al final de la sarta de perforación. Esta prueba es generalmente practicada para probar pozos nuevos, ya que solo puede llevarse a cabo con el taladro en sitio. En un DST, el pozo es abierto a flujo a través de una válvula ubicada en el fondo de la herramienta de prueba, y el fluido de yacimiento fluye hacia superficie por la sarta de perforación (que generalmente está vacía al momento de comenzar la prueba). Una prueba común es una secuencia de

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períodos de cierre de acuerdo a las necesidades de evaluación que se requieran practicar en el pozo.

FIGURA 12: DST FUENTE: DISEÑO DE UN PROGRAMA PARA VALIDACION DE PRUEBAS PVT DE YACIMIENTO GAS CONDENSADO

3.3 MDT El Probador Modular de la Dinámica de la Formación se utiliza rutinariamente para obtener muestras de fluidos y medir las presiones de la formación en pozos abiertos; utilizado para medir la capacidad productiva, la presión, la permeabilidad, y la extensión de un gas, implican el aislamiento de la zona de interés con empacaduras temporales, luego se abren válvulas de la herramienta de prueba dejando fluir el pozo, para producir fluidos del gas a través de la columna de perforación. Por último, el especialista en prueba cierra el pozo y las válvulas, desancla las empacaduras y extrae la herramienta del pozo.

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FIGURA 13: MDT FUENTE: DISEÑO DE UN PROGRAMA PARA VALIDACION DE PRUEBAS PVT DE YACIMIENTO GAS CONDENSADO

3.4 MUESTREADOR DE YACIMIENTO EN FASE MONOFÁSICA Un muestreador de yacimiento de fluidos monofásicos (SRS) es un sistema avanzado y único para todas las aplicaciones en los muestreos superficiales. El diseño de (SRS) mantiene el muestreo en una condición monofásica con una presión por encima de la presión de yacimiento, y es un instrumento para recobrar las muestras en el hoyo. Esta tecnología provee una verdadera muestra representativa y es esencial para las medidas de muestreo requeridas en condiciones inalteradas, algo parecido como la presurización de las medidas de pH en la formación de agua o deposición de asfáltenos en el análisis de petróleo. El SRS permite controlar la contaminación del muestreo del yacimiento si un muestreo es rápido. Un inalterable muestreo es recuperado en la superficie en un estado monofásico sin el requerimiento de la recombinación antes de la transferencia.

3.5 CHDT Es una herramienta para pruebas de formación que perfora a través del revestidor de acero, el cemento y la roca para medir las presiones de yacimiento y obtener muestras del fluido de formación. Utilizada en pozos entubados, taponea el orificio que perfora aislando la formación del pozo después de realizada la prueba y los operadores pueden reanudar la producción sin necesidad de efectuar costosas reparaciones del revestidor o la cementación.

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FIGURA 14: CHDT FUENTE: DISEÑO DE UN PROGRAMA PARA VALIDACION DE PRUEBAS PVT DE YACIMIENTO GAS CONDENSADO

4. FACTORES QUE AFECTAN EL MUESTREO Existen 3 factores importantes que afectan la muestra que son: 1. Contaminación del filtrado del lodo base aceite (OBM). 2. Presencia de componentes orgánicos pesados. 3. Mal manejo de la muestras durante el trasporte.

4.1 CONTAMINACIÓN DEL FILTRADO DEL LODO BASE ACEITE (OBM) Si el pozo está siendo perforado con OBM y no tiene un bombeo por un tiempo suficiente para limpiar el contaminante, entonces las muestras serán contaminadas con el filtrado con componentes en el rango de números de carbono C9-C25 con un promedio de peso molecular igual al de C14. El alcanza de la contaminación dependerá de lo bien que el filtrado se mezcle con el fluido del yacimiento. Dybdahl mostro experimentalmente que la contaminación de OBM en las muestras incrementan con la estanqueidad de la formación; un plot contaminado con OBM vs la permeabilidad de la formación virtualmente indica no estar contaminado para 1000 mD, mientras que 90% de contaminación se aprecia para 10 mD. Dada la característica composicional del filtrado OBM, sistemas de petróleo son menos afectados por la contaminación, sin embargo, los efectos 29

Muestreo de Fluidos de Yacimiento

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