TIPOS DE MUESTREO DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN La toma de muestras de fluidos de los yacimientos se puede clasificar de acuerdo al lugar donde serán tomadas:
Muestras de Fondo. Muestras de Cabezal. 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. (Ver Figura 1) Así mismo mismo se recomienda recomienda que la toma toma se realice realice cuando cuando el pozo esté produciendo produciendo a una tasa 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 Ventaja s del Muestreo d e 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 Fond Fond o
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.
Figura 1. Muestreador, herramienta que se usa para tomar la muestra en el fondo del pozo. Esta unidad pertenece a la Compañía de Servicios Schlumberger.
Muestras de Cabezal Para realizar el muestreo en el cabezal del pozo se utiliza un recolector múltiple construido para recolectar las muestras en superficie (Ver Figura 2). 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. Xxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx Ventajas d el Muestreo de Cabezal
Es rápido y de bajo costo. No se requiere de la medición de tasas de flujo de gas y líquido.
Desventajas del Muestreo d e Cabezal
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.
Figura 2. Recolector Múltiple para Toma de Muestra en el Cabezal. Esta unidad pertenece a la Compañía de Servicios Schlumberger.
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 d e 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.
Figura 3. Esquema de las Corrientes de flujo. Las muestras de fluidos del yacimiento son tomadas en los Separadores. Esta unidad pertenece a la Compañía de Servicios Schlumberger.
TIPOS DE METODOS DE EXTRACION DE HIDROCARBUROS
Método a percusión.
Se utiliza un trépano pesado, unido a una barra maestra que aumenta su peso, que se sostiene con un cable de acero conectado a un balancín, el cual le imprime un movimiento alternativo de ascenso y descenso, al ser accionado por un motor. Periódicamente se retira el trépano para extraer los materiales o detritos, con una herramienta llamada cuchara. Por su lentitud, actualmente ha caído en desuso, empleándose únicamente para pozos poco profundos. Método a rotación.
El trépano, que es hueco, se atornilla a una serie de caños De acero que forman las barras de sondeo, que giran impulsadas por la mesa rotativa, ubicada en la base de la torre, y unida por una transmisión a cadena con los motores del cuadro de maniobras. La mesa rotativa tiene en su centro un agujero cuadrado, por la cual se desliza una columna de perforación de la misma sección, que desciende conforme avanza el trépano. De la parte superior de la torre se suspenden aparejos, que permiten levantar y bajar los pesados equipos. Se inicia la perforación con el movimiento de la mesa rotativa, hasta que resulte necesario el agregado de nuevas barras de sondeo, que se enroscan miden aproximadamente 9 m. La operación se repite todas las veces necesarias. Los detritos son arrastrados hasta la superficie mediante el b ombeo de una suspensión densa, la inyección formada por una suspensión acuosa de una arcilla especial, llamada bentonita que los técnicos analizan constantemente. Además este lodo cumple otras 2 funciones importantes: Revoca las paredes de la perforación, evitando o previniendo derrumbes; y refrigera al trépano, que se calienta en su trabajo de intenso desgaste. Cuando se ha perforado 100 a 150 m, se entuba el pozo con una cañería metálica y cemento de fraguado rápido (cementación), para evitar posibles derrumbes ocasionados por las filtraciones de las napas de agua que se atraviesan. Por dentro de la cañería conductora se prosigue la perforación con un trépano de menor diámetro. En los pozos muy profundos, estas disminuciones obligan a comenzar con diámetros de hasta 550 mm.
El análisis de la inyección permite saber cuando se está cerca del yacimiento, por la presencia de gases desprendidos del mismo por pequeñas grietas. Se acostumbra perforar también la capa productora, que luego se entuba con un caño perforado, para conocer su espesor y facilitar la surgencia del petróleo. Lo más frecuente es que se perfore verticalmente. Esto se logra controlando el peso aplicado al trépano y su velocidad de rotación. Pero también puede perforarse oblicuamente, en la llamada perforación dirigida, desviando el trépano con cuñas cóncavas de acero y barras de sondeo articuladas, para alcanzar yacimientos apartados de la vertical (debajo de zonas pobladas, de mares; o para controlar pozos en erupción, mediante inyección lateral de barro o cemento). Actualmente, es frecuente terminar un pozo con un cementado, que luego se perfora con un perforador a bala.
Perforación submarina. Otro método para aumentar la producción de los campos petrolíferos es la construcción y empleo de equipos de perforación sobre el mar (ha llevado a la explotación de más petróleo). Estos equipos de perforación se instalan, manejan y mantienen en una plataforma situada lejos de la costa, en aguas de una profundidad de hasta varios cientos de metros. La plataforma puede ser flotante o descansar sobre pilotes anclados en el fondo marino, y resiste a las olas, el viento y, en las regiones árticas, los hielos. La torre sirve para suspender y hacer girar el tubo de perforación, en cuyo extremo va situada la broca; a medida que ésta va penetrando en la corteza terrestre se van añadiendo tramos adicionales de tubo a la cadena de perforación. La fuerza necesaria para penetrar en el suelo procede del propio peso del tubo de perforación.
Control de surgencia. Se comienza por bajar hasta cerca del fondo una cañería de 5 a 7,5 cm de diámetro, llamada tubería, que lleva en su extremo superior un conjunto de válvulas y conexiones denominado Árbol de Navidad, que mantiene al pozo bajo control. La surgencia del petróleo por la tubería, se logra por métodos naturales o artificiales: Natural.
Tres son las causas que pueden originar la surgencia natural. 1. La presión del agua subyacente, que al transmitirse al petróleo, lo obliga a subir. Es la más efectiva. 2. La presión del gas libre que cubre al petróleo, que se transmite a éste y lo impulsa en su ascenso. 3. Cuando no existe gas libre y el agua no tiene presión suficiente o tampoco existe, al disminuir la presión por la perforación del pozo, el gas disuelto en el petróleo se desprende y al expandirse lo hace surgir. Es la menos efectiva de las tres. Artificial.
Puede lograrse por dos métodos: 1.
Inyección a presión de agua, gas o aire.
2. Bombeo mecánico con bombas aspirantes de profundidad, accionadas por gatos de bombeo. Por lo general se efectúa el bombeo simultáneo de una serie de pozos vecinos, conectando sus gatos de bombeo mediante largas varillas de acero, a un excéntrico que se hace girar en una estación central. 3. Bombo hidráulico, inyectando petróleo a presión que regresa a la superficie bombeado; y bombeo centrífugo, con bombas centrífugas de varias etapas, ubicadas cerca del fondo del pozo y accionadas por motores eléctricos controlados desde la superficie. Purificación.
El petróleo tal como surge, no puede procesarse industrialmente, sin separarlo antes del gas y el agua salada que lo acompañan. Separación del gas.
Se efectúa en una batería de tanques, en los cuales, por simple reposo el gas se separa espontáneamente. Destrucción de la emulsión agua salada-Petróleo.
Es uno de los problemas de difícil resoluciónque afronta la industria petrolífera. Se trata de resolverlo en distintas formas: 1. Se previene la formación de emulsiones, evitando la agitación de la mezcla de agua salada y petróleo, en las operaciones de surgencia. 2. Lavado con agua de la emulsión, seguido con una decantación posterior. 3. Decantación en tanques de almacenamiento. 4. Centrifugado de la emulsión 5. Calentado, para disminuir la viscosidad de los petróleos densos 6. Métodos químicos, térmicos o eléctricos (que son los mas efectivos para desalinizar y deshidratar; trabaja a 11.000 voltios). Unas vez purificado, se lo envía a tanques de almacenaje y de ellos, a las destilerías, por oleoductos u otros medios de transporte (buques cisternas, vagones tanques, etc.) BIBLIGRAFIA: http://industria-petrolera.lacomunidadpetrolera.com/2009/03/toma-de-muestras-de-fluidosde.html http://www.textoscientificos.com/petroleo/extraccion
