Temas de Ingeniería de Reservorios
Algunos Comentarios sobre el Bo y la RGP

Autores: Marcelo Crotti, Sergio Bosco
, S. Illiano

(Última modificación - 7 de marzo de 2001).

Antes de iniciar algunas discusiones específicas, es importante analizar las definiciones de estos parámetros termodinámicos, incluidas en el capítulo 22 del " Petroleum Engineering Handbook"  publicado por la SPE1:

Solution Gas/Oil Ratio (GOR), Rs, is the amount of gas that will evolve from the oil as the pressure is reduced to atmospheric from some higher pressure. It is usually expressed in units of scf/STB. The gas is frequently referred to as " dissolved gas".

(Relación Gas Disuelto/Petróleo (RGP), Rs, es la cantidad de gas que se desprenderá del petróleo a medida que la presión sea reducida hasta la atmosférica, partiendo de algún valor superior. Habitualmente se expresa en unidades de m3 de gas STD/ m3 de Petróleo de Tanque STD. El gas recibe frecuentemente la denominación de Gas Disuelto.) 

Oil Formation Volume Factor (FVF), Bo, is the volume occupied by 1 STB oil plus its solution gas at some elevated pressure and temperature. It is usually expressed as bbl/STB. It is a mesure of the shrinkage of the oil as it is brought to stock tank conditions.

(Factor de Volumen de Petróleo, Bo, es el volumen ocupado por 1 m3 de petróleo de tanque STD  y su correspondiente gas disuelto en condiciones de temperatura y presión más elevadas. Se expresa habitualmente como m3 de petróleo @ P,T / m3 de petróleo de tanque STD. Es una medida de la contracción que sufre el petróleo cuando es llevado a condiciones de tanque.) 

La traducción al castellano se ha hecho teniendo en cuenta las unidades corrientes en nuestro medio (condiciones STD = 1 atm y 15.5 °C).

Veamos la aplicación de estas definiciones con un ejemplo numérico simplificado, correspondiente a un petróleo de alta RGP donde las características generales del fluido de reservorio son las siguientes:

Proceso de Separación Flash en condiciones de Separador

En este caso se emplea un separador en dos etapas 

Donde se registran los siguientes datos, durante la medición de laboratorio:

 
Volumen de muestra en condiciones de reservorio (Pb y 120°C) 100 cm3
Volumen de gas STD liberado en la primera etapa 12,000 cm3
Volumen de gas STD liberado en la segunda etapa 800 cm3
Volumen de petróleo de tanque STD 70 cm3

De modo que pueden calcularse los siguientes parámetros:

Donde el subíndice "f" hace referencia al proceso "Flash". 

Proceso de Liberación Diferencial

En este caso se emplean 10 etapas sucesivas de liberación de gas, a temperatura de reservorio, hasta alcanzar la presión atmosférica. Luego, el petróleo residual es llevado a condiciones STD. 

Donde se registran los siguientes datos, durante la medición de laboratorio:

 
Volumen de muestra en condiciones de reservorio (Pb y 120°C) 100 cm3
Volumen de gas STD liberado en la primera etapa 1,600 cm3
Volumen de petróleo al final de la primera etapa (250 Kg/cm2 abs y 120 °C) 97 cm3
.......... .......

Es conveniente resaltar que al concluir la primera etapa, pese a que se dispone de la cantidad de gas liberado y del cambio volumétrico sufrido por el petróleo, aún no es posible calcular el Bo ni el Rs correspondientes a esta etapa pues no se conoce el volumen de líquido de tanque STD. Dicho volumen se obtiene sólo al final del proceso.

De modo que una vez concluida la Liberación Diferencial se registran los siguientes valores:

Volumen de muestra en condiciones de reservorio (Pb y 120°C) 100 cm3
Volumen de gas STD liberado (suma de las 10 etapas de Liberación) 14,000 cm3
Volumen de petróleo de "tanque" STD 67 cm3

Que dan lugar a los siguientes resultados:

Observaciones:

Es muy importante notar que aunque en los dos ejemplos presentados se parte de 100 cm3 de muestra en condiciones de reservorio (Pb y 120 °C), el volumen del líquido de "tanque" resulta diferente. Y, aunque no se indica, también las propiedades de ambos petróleos son diferentes.

Si bien esta diferencia no resulta apreciable en petróleos con baja RGP, en los casos de petróleos volátiles, la diferencia entre ambos líquidos de "tanque" es drástica (El volumen de petróleo obtenido en el proceso flash optimizado puede ser el doble del obtenido al final de un proceso de Liberación Diferencial). 

Cabe también aclarar que el líquido obtenido al final del proceso de liberación diferencial no debe tomarse técnicamente como líquido de tanque, pues dicho petróleo representa al fluido que permanece en el reservorio hasta alcanzar presión atmosférica (a temperatura de reservorio). Y esta condición no la alcanza en ningún caso el petróleo que se produce en los reservorios reales. Lamentablemente, con demasiada frecuencia los valores de Bod  y Rsd se emplean de manera inadecuada. Esta confusión se origina en la denominación genérica de Petróleo de Tanque Estándar (ó STB en las unidades inglesas) al denominador empleado en los cálculos. Tal como se indicó, el volumen de tanque depende del proceso de separación de gas y petróleo al que somete el sistema. Por lo tanto, dado que depende de las operaciones a realizar, no debería tomarse sólo como una propiedad del petróleo original. 

En la literatura especializada se encuentran ejemplos de los intentos realizados para mejorar el empleo rutinario de estos parámetros PVT. Posiblemente el trabajo de Moses3 de 1986, represente el esfuerzo más específico en esta dirección. En dicho trabajo, Moses plantea la conveniencia de emplear el "Shrinkage   factor", durante la liberación diferencial, para caracterizar el volumen de petróleo remanente. De esta manera, el cambio volumétrico queda referido al volumen inicial del sistema, que es una propiedad de la muestra, independiente de las operaciones posteriores. El empleo de esta metodología simplificaría los cálculos volumétricos de los fluidos reservorio y los colocaría en una base mucho más consistente, pero su práctica no está generalizada. 

Adicionalmente, aunque no lo menciona Moses, adoptando la metodología discutida en su trabajo se evitaría una discrepancia experimental frecuente entre diferentes laboratorios. La última etapa de la Liberación Diferencial se realiza con diferentes prácticas experimentales, en diferentes laboratorios, derivadas de la imposibilidad de trabajar a presión atmosférica con la celda cerrada debido al gran volumen de gas asociado y a que los sistema de lectura de presión (con columnas de mercurio, o a través de pistones estancos) no poseen la precisión necesaria:

Las dos técnicas poseen puntos a favor y en contra, pero el punto a destacar es que estas prácticas diferentes conducen a cambios volumétricos diferentes en la última etapa de liberación Y esto afecta todos los valores informados de Rsd y Bod.

Adoptando la propuesta de Moses, carece de importancia práctica la metodología específica de cada laboratorio, para recoger el líquido residual, puesto que los reservorios reales nunca alcanzan las presiones en las que dichas mediciones podrían afectar los cálculos.

En una página independiente se incluyen algunos Comentarios para usuarios avanzados donde se discute la forma adecuada de emplear las mediciones de laboratorio


NOTA:

El tema desarrollado en esta página es puntualizado por L Dake2 cuando escribe:

....

The conclusion reached, from the foregoing description of the effects of surface separation, is somewhat disturbing since it implies that the volume of equilibrium oil collected in the stock tank is dependent on the manner in wich the oil and gas are separated. This in turn means that the basic PVT parameters Bo and Rs wich are measured in term of volume "per stock tank barrel" must also be dependent on the manner of surface separation and cannot be assigned absolute values.

....


1.- Petroleum Engineering Handbook, Editor-in-Chief Howard B. Bradley. Third Printing, SPE, Richardson, TX, U.S.A.

2.- L. P. Dake, "Fundamentals of Reservoir Engineering". Elsevier, 1978.

3.- P. L. Moses, "Engineering Applications of Phase Behavior of Crude Oil and Condensate Systems". JPT, july 1986, pág. 715

 


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