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6.1. El Sistema Integral del pozo Es el conjunto de elementos que transporta a los fluidos del yacimiento hasta la superficie, los separa en aceite, gas y agua y los envía a instalaciones para su almacenamiento y comercialización. La toma de información: 

Analizar las condiciones de producción.



Buen diagnóstico para implementar la mejor decisión.



Características de los yacimientos.



Propiedades de los fluidos.



Daño a la formación.



Pozo fluyente

Es aquel que, con la energía propia del yacimiento, es capaz de vencer las caídas de presión que ocurren a través del medio poroso, de la tubería de producción (vertical), estrangulador, tubería de descarga (horizontal), hasta separador, conduciendo así, los fluidos producidos.

Figura 1. Sistema integral. (Magocha, 2012)

Para analizar el comportamiento de un pozo fluyente terminado, determinar el gasto de producción y/o diagnosticarlo apropiadamente, es necesario analizar las tres áreas de flujo, las cuales se tiene que estudiar en forma separada y unirlas después, antes de tener una idea precisa del comportamiento de flujo del pozo productor; estas áreas son: 

Flujo del yacimiento al pozo.



Flujo de tuberías.



Flujo en tubería de producción.



Flujo en línea de descarga.



Flujo en estranguladores.

Figura 2. Sistema integral de producción. (Magocha, 2012)

Para tener pleno conocimiento del funcionamiento de un Sistema Integral de pozo, se debe contar con el concepto de cada uno de los componentes que lo conforman Yacimiento de hidrocarburos: Se entiende por yacimiento la porción de una trampa Geológica que contiene hidrocarburos, la cual se comporta como un sistema intercomunicado hidráulicamente. Los fluidos del yacimiento ocupan los poros o huecos de la roca almacén, están a alta presión y temperatura, debido a la profundidad a que se encuentra el yacimiento.

Pozo: Es un agujero o conducto que se hace a través de la roca, desde la superficie hasta llegar al yacimiento, en el cual se instalan sistemas de tuberías y otros elementos con el fin de establecer un flujo de fluidos controlados entre la formación productora (yacimiento) hasta la superficie. Árbol de válvulas: Es un arreglo (conjunto) de válvulas que permiten controlar el flujo de los hidrocarburos del pozo y de los fluidos que se inyectan al mismo. Tubería de descarga: Las tuberías son estructuras de acero, cuya finalidad es transportar el gas, aceite y en algunos casos agua desde la cabeza del pozo hasta el tanque de almacenamiento. Los costos específicos en el transporte tanto del aceite como del gas disminuye cuando la capacidad de manejo aumenta; esto se logra si el aceite, gas y agua se transportan en tuberías de diámetro óptimo, para su capacidad dada. Estrangulador: Es un aditamento que se instala en los pozos productores son el fin de establecer una restricción al flujo de fluidos. Es decir, permite tener un gasto deseado, además de prevenir la confinación de agua, producción de arena y sobre todo, ofrecer seguridad a las instalaciones superficiales. Separadores: Son equipos utilizados para separar la mezcla de aceite y gas, y en algunos casos aceite, gas y agua que proviene directamente de los pozos. Los separadores se clasifican por la geometría en horizontales, verticales y esféricos, y por su finalidad, separar dos fases (gas y líquido) o tres fases (gas, líquido y agua).

Tanques de almacenamiento: Son recipientes metálicos de gran capacidad la producción de fluidos de uno o varios pozos. Los tanques de almacenamiento pueden ser estructuras cilíndricas de almacenamiento en tierra firme, o bien un buque-tanque, usualmente utilizados en pozos costa afuera. En la industria petrolera, los tanques pueden tener una capacidad de almacenamiento que va desde los 100,000 hasta 500,000 barriles. En México se cuentan con tanques de almacenamiento de 500,000 barriles. (Magocha, 2012) 6.2. Importancia de la caracterización del fluido y el efecto de la temperatura Análisis PVT Los Análisis PVT de los hidrocarburos del yacimiento, consisten en una serie de pruebas de laboratorio, las cuales se diseñan para obtener propiedades físicas requeridas dentro de un estudio de caracterización de yacimientos. Por lo general, los cálculos de balance de materia son muy utilizados en el estudio de yacimientos. Análisis de Laboratorio PVT Presión de burbujeo (pb). Factor de volumen del aceite (Bo) y gas (Bg). Relación de gas disuelto en el aceite (Rs). Factor de volumen total (Bt). Compresibilidad isotérmica del aceite (Co) y del gas (Cg). Viscosidad del aceite (o) y gas (g). Factor de compresibilidad (z). (Magocha, scribd, 2012) Describir los parámetros importantes a tener en cuenta en el Muestreo de Fluidos de yacimiento. Análisis PVT Convencional – Pruebas y Reporte Final Análisis PVT Composicional – Pruebas y Reporte Final

Importancia del Muestreo Obtener una muestra representativa de yacimiento es importante para realizar un estudio de fluidos exacto y útil para el desarrollo y explotación de los yacimientos de aceite y gas. Las muestras usadas para estos estudios deben tener las mismas propiedades de los fluidos de yacimiento en las actuales condiciones de yacimiento. (Margarito, 2017)

Clases de Muestreo: Muestreo de Fondo del pozo a nivel medio de los disparos. Muestreo de Superficie:  

Muestreo en Separador. Muestreo en cabeza de pozo.

Factores para la selección del Muestreo:  

Características del fluido de yacimiento. Características del yacimiento

Equipo mecánico usado en la terminación   

Costos. Clase de Análisis requeridos. Muestreo de Fondo.

Fluidos de Yacimiento deben ser tomados lo más temprano posible, durante la vida productiva del yacimiento.

Figura 3. Presión de saturación. (Margarito, 2017)

Ventajas del Muestreo de Fondo: Acertada medición de las propiedades básicas del fluido cuando el fluido es totalmente desconocido (Pozos exploratorios).

Es fácil la toma de una muestra representativa de Yacimiento cuando el yacimiento está Bajo saturado.  

El fluido recuperado es Fluido in-situ, y se evita la recombinación de muestras. Fluidos más representativos cuando se requieren estudios de precipitación de sólidos.

Desventajas del Muestreo de Fondo:    

Dificultad en la obtención de una muestra representativa cuando el yacimiento está saturado. Alto costo de operación El pozo debe ser acondicionado antes del muestreo (estrangulado o cerrado) No son convenientes en pozos de gas condensado

Muestreo de Superficie para Pozos en Producción.  

En Separador, como muestras de gas y líquido para recombinar en el laboratorio. En cabeza de pozo, como una muestra representativa de la corriente de Fondo.

Ventajas de los Métodos de Muestreo de Superficie     

Fácil de realizar y menos costoso. Facilita el estudio de diferentes muestras con diferentes composiciones (RGA) No es necesario cerrar el pozo Facilita el manejo de las muestras en el laboratorio Pueden ser usadas en estudios de Gas Condensado

Desventajas de los Métodos de Muestreo de Superficie:    

Requerimiento de mayor cantidad de Cilindros. Se requiere una muy acertada medición de RGA en Superficie. Se requiere la recombinación de gas y aceite en el laboratorio. Conocer el tipo de fluido que vamos a producir es de vital importancia ya que de ello depende:

Diseño de instalaciones.  

Uso de Registros de producción. Sistemas de Transporte.

Análisis económicos. (Margarito, 2017)

Bibliografía Magocha. (2012). scribd. Obtenido de scribd: https://es.scribd.com/doc/87833041/Analisisintegral-del-pozo Margarito. (2017). scribd. Obtenido de scribd: https://es.scribd.com/document/349792859/Importancia-de-La-Caracterizacion-DelFluido-y-El-Efecto-de-La-Temperatura