Toma muestra

Mirla J. Fonseca R., PhD.
Universidad Venezolana de los Hidrocarburos (UVH)
Mayo, 2021
Unidad Curricular
Propiedades de los Fluidos de
Yacimiento
Programa Maestría en Caracterización y
Explotación de Yacimientos

Elaborado por: Mirla J. Fonseca R.
Presentación
Tipos de Muestreos
Toma de Muestra de Fluidos Representativos
Módulo III:
Estudio PVT de los fluidos de
yacimiento

Se llama análisis o estudio PVT, (Presión, Volumen y
Temperatura) al conjunto de pruebas que se hacen el laboratorio
para determinar las propiedades y su variación con presión de los
fluidos de un yacimiento petrolífero
Para que un análisis PVT simule correctamente el comportamiento
de un yacimiento es necesario que la muestra sea representativa del
fluido (mezcla de hidrocarburos) original en el yacimiento.
La representatividad de la muestra de fluidos esta dada por la
correcta selección del pozo candidato a toma de muestra,
acondicionamiento y selección de la herramienta a utilizar en la toma
de muestra tomando en cuenta los estudios experimentales que se
desean realizar.
Este análisis es importante porque permite conocer las
propiedades de los fluidos del yacimiento, las cuales son de gran
utilidad en cálculos analíticos asociados al balance de materiales y a
la simulación de yacimientos.
Introducción

Toma de Muestras

Toma de Muestras – Plan de trabajo
Tipo de estudio experimental a realizar
Selección del pozo
Acondicionamiento del pozo
Toma de muestra
Selección del tipo de muestreo y herramienta

Toma de Muestras
Tipo de muestreos
Muestras de Cabezal
de Pozo
Muestras de Separadores
Muestra
de Gas
Muestra
de Líquido
Muestras
Monofásicas
Muestras de Superficie Muestras de Fondo
Tipos de Muestreos
Hoyo
Entubado
Hoyo
Desnudo
DST MDT BHS BHS

Muestreo de fondo:
Herramientas: convencionales y especial
Muestra tomada en la cercanía de la arena productora
Muestreo de cabezal:
Fluido monofásico
Rápido, no necesita mediciones de flujo pero si
garantizar una RGP estable
Muestreo de separador:
Toma de muestras de gas y líquido en el separador para
luego ser recombinadas a una RGP medida
Toma de Muestras
Tipo de muestreos

Muestreo de Cabezal

Muestras de Cabezal
de Pozo
Muestras
Monofásicas
Muestras de Superficie
Tipos de Muestreos
Muestreo de Cabezal

Fluido monof
Fluido monofá
ásico a condiciones de cabezal
sico a condiciones de cabezal
del pozo, presi
del pozo, presió
ón de cabezal mayor a presi
n de cabezal mayor a presió
ón
n
de burbuja
de burbuja
El pozo debe estar estabilizado, RGP estable
El pozo debe estar estabilizado, RGP estable
Muestreo directo dejando fluir a un cilindro,
Muestreo directo dejando fluir a un cilindro,
utilizando la t
utilizando la té
écnica de desplazamiento
cnica de desplazamiento
Muestreo de Cabezal

ü
üPresiones de cabezal y fondo estables
Presiones de cabezal y fondo estables
ü
üTasas de producci
Tasas de producció
ón de gas y petr
n de gas y petró
óleo estables
leo estables
ü
üPresi
Presió
ón de cabezal mayor que la presi
n de cabezal mayor que la presió
ón de burbuja
n de burbuja
Muestreo de Cabezal
Estabilización

üVentajas:
1. Se puede utilizar en yacimientos sub-saturados de petróleo
2. Es rápido y de bajo costo
Desventajas:
1. Es difícil tomar una muestra representativa por la agitación
de los fluidos
2. No se debe usar si hay flujo bifásico en el cabezal
Muestreo de Cabezal
Ventajas y Desventajas

Muestreo de Separadores

Muestras de Separador
Muestra
de Gas
Muestra
de Líquido
Muestras de Superficie
Tipos de Muestreos
Muestreo de Separadores

Producci
Producció
ón estabilizada
n estabilizada
Medici
Medició
ón precisa de las tasas de flujo de gas y
n precisa de las tasas de flujo de gas y
l
lí
íquido
quido
Toma de Muestras representativas de gas y
Toma de Muestras representativas de gas y
l
lí
íquido de la primera etapa de separaci
quido de la primera etapa de separació
ón
n
(separador de alta)
(separador de alta)
La muestra de Gas y liquido debe estar en
La muestra de Gas y liquido debe estar en
equilibrio
equilibrio
Muestreo de Separador
Condiciones

Toma de muestra, Gas

Bomba
Fluido
Toma de muestra, Liquido

Controlador de
temperatura
Reactor de
recombinación
• RGP conocida
• P y T de yacimiento
Recombinación

Ventajas:
1. Es válido para casi todos los tipos de fluidos
2. Recomendado para yacimientos de gas condensado
3. Menos costoso y riesgoso que el de fondo
4. Permite tomar mayor volumen de muestras
5. Las muestras son de fácil manejo en el laboratorio
Desventajas:
1. Los resultados dependen de la exactitud con que se mida
la RGP
2. Un error en las tasas de flujo produce errores del orden de
150 lpc en Pb
3. Problemas de espuma y separación ineficiente conlleva a
resultados erróneos

Muestreo de Fondo

Escogencia del pozo candidato a toma de muestra
Pozo nuevo con alto índice de productividad (baja presión
diferencial), presión de fondo fluyente mayor a Pb
No debe producir agua
No debe tener contaminación con lodo
Producción del pozo estable (sin o poco cabeceo), RGP
estable
Evitar muestreos cerca de contactos agua-petróleo o gas
petróleo
Muestreo de Fondo

Presiones de cabezal y fondo estables
Tasas de producción de gas y petróleo estables
Procedimiento a seguir de acuerdo a la norma API
Muestreo de Fondo

Muestreo de Fondo

Herramientas
Muestreo de Fondo
MUESTRAS DE FONDO
SRS
HOYO
ENTUBADO
HOYO
DESNUDO
DST MDT
BHS,
Convencional

DST (Prueba de Formación Drill Stem Test); esta prueba se realiza antes de la
completación del pozo, permite estimar la presión original del yacimiento, la
capacidad productiva de las arenas y muestrear los fluidos producidos.
MDT (Modular Dinamics Testing); esta prueba permite determinar el tipo de fluido
que se encuentra en la formación y los contactos de los mismos, identifica las
barreras horizontales y verticales de flujo, investiga el flujo cruzado entre estratos,
identifica estructuras complejas y toma muestras los fluidos producidos.
BHS (Bottom Hole Sample); son muestras tomadas en el fondo del pozo
utilizando herramientas convencionales o especiales, las cuales permitirán
mantener o no la muestra de fluido a una presión mayor ó igual a la presión de
toma de muestra. Estas herramientas son bajadas empleando guaya fina y se
ubican en las cercanías de las perforaciones, si el chequeo mecánico lo permite.
SRS (Single-Phase Reservoir Sampler); son herramientas que permiten tomar
fluidos de yacimiento (petróleo negro, volátil y condensado) manteniendo la
presión por medio de una cámara de nitrógeno. Estas llegan cerca de las
perforaciones a través de la tubería de producción. La muestra es transferida en el
mismo campo donde se conoce la presión de apertura y el volumen recuperado.
Toma de Muestras de fondo
Herramientas: Hoyo Desnudo

Herramientas: Hoyo Desnudo

SRS
MDT

Los fluidos ingresan en la
herramienta en la probeta
de muestreo guiado. Los
fluidos contaminados
fluyen hacia abajo a
través del analizador de
fluidos y la bomba de
descarte. Los fluidos
limpios fluyen hacia
arriba a través de los
módulos del analizador
de fluidos y la bomba de
muestreo, hasta el
módulo de botellas para
muestras.
La configuración puede
variar para las diferentes
operaciones de muestreo.
Quicksilver Probe

SRS (Single-Phase Reservoir Sampler);
Son herramientas que permiten tomar fluidos de yacimiento (petróleo
negro, volátil y condensado) a fondo de pozo
Permite el mantenimiento de la presión de toma de muestra, porque
consta con una cámara de nitrógeno.
La máxima temperatura y presión de trabajo son 200°C y 15000psia.
Sin embargo, ha sido probada hasta 20000 psia.
El volumen de fluido recuperado es de 600 cc.
Son posicionadas en las cercanías de las perforaciones para evitar la
turbulencia.
La muestra es transferida en el mismo campo donde se conoce la
presión de apertura y el volumen recuperado.
Herramienta: Hoyo Entubado

Herramienta , SRS
Herramienta: Hoyo Entubado Toma de Muestras de fondo

Herramienta , SRS
Herramienta: Hoyo Entubado

Transferencia de muestras

Ventajas
1. No requiere de medición de tasas de flujo
2. Excelente para crudos subsaturados
3. Recomendable para Estudios de asfaltenos
Desventajas:
1. No toma muestras representativas cuando Pwf < Pb
2. No se recomienda cuando el pozo tiene una columna
grande de agua
3. Yacimientos de gas condensado (?): requiere un
buen acondicionamiento del pozo y que se utilice
una herramienta especial.
4. Volumen de muestra muy pequeño
5. Muestreo costoso y posibles problemas mecánicos
6. Contaminación de la muestra con fluidos indeseados:
agua o lodo

1.
1. La máxima cantidad de agua presente en una muestra para ser
considerada representativa es de 5%
2. No debe contener lodo
3. La presencia de agua favorece la formación de emulsiones,
estabilizadas por los asfaltenos presentes en el crudo
4. El lodo en base aceite al disolverse en el crudo, afecta:
Composición del fluido
Propiedades volumétricas del mismo
Precipitación de asfaltenos
5. A pesar de que la solubilidad de agua en hidrocarburos es muy
baja, la misma afecta las propiedades volumétricas del fluido.
Contaminación por Lodo o Agua
Muestras de fondo

En un crudo volátil
En un gas condensado
Efecto de la contaminación por Lodo
Muestras de fondo

Efecto de la contaminación por Lodo
en el Onsett de precipitación de
asfaltenos
Muestras de fondo

En un gas condensado
sintético
En un crudo volátil sintético
Efecto de la contaminación por Agua Fase
líquida rica en hidrocarburo
Muestras de fondo

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