Toma de Muestras de Fluidos de Yacimientos (2)
2. Muestras de Separador o Recombinadas:
Consiste en tomar muestras de petróleo y gas en el separador, medir las tasas correspondientes y recombinar las muestras de acuerdo a la RGP medida.
- Ventajas y Desventajas del Muestreo de Separador
-Es preferible al muestreo de fondo usando Pwf<>
-Tiene menor costo y riesgo que el muestreo de fondo.
-Permite tomar muestras de gran volumen.
-La proporción en que quedan mezclados el gas y el liquido dependen de la exactitud de las mediciones de las tasa de flujo.
-Los errores en la medición de las tasas de flujo para recombinar las muestras tienen influencia directa en la determinación de la Pb.
- Chequeo de la Temperatura y de las Condiciones de Recombinación.
Para muestras tomadas en el separador, se debe cumplir que las condiciones de P y T de recombinación en el laboratorio sean iguales a las del separador.
Se debe chequear que las condiciones de P y T del separador al momento de la toma de la muestra de gas sean iguales a las del momento de la toma de la muestra del liquido.
3. Muestra de Cabezal:
Para pozos con nivel de producción a nivel de cabezal de fluidos monofásicos se pueden tomar las muestras directamente con un pequeño separador portátil en el cabezal del pozo.
- Ventajas y Desventajas del Muestreo de Cabezal:
-Es rápido y de bajo costo.
-No requiere de medición de tasas de flujo.
-No se debe usar si existe flujo bifásico en el cabezal del pozo.
Referencias tomadas de :
-Tema V, Análisis PVT, Ingeniería de Yacimiento I,UCV.