Temas de Ingeniería de Reservorios
El Bo y la RGP "Compuestos"
Autores: Marcelo Crotti, Sergio Bosco, S. Illiano

(Última modificación - 3 de abril de 2001).

Muchas veces el petróleo producido sufre una combinación de procesos flash (en las instalaciones de superficie) y de liberación diferencial (depletación en el reservorio). En consecuencia se ha desarrollado1, 2, 3 una metodología de "corrección" de los valores de Bo y Rs (medidos para cada uno de estos procesos "puros"), de modo de obtener valores representativos para los procesos "reales". El resultado es un Bo y un Rs "compuestos". En el caso del Bo se emplea la siguiente regla de mezcla:

Donde los sub-índices tiene los siguientes significados:

Sin embargo, esta fórmula que es ampliamente aceptada en nuestra industria merece algunos comentarios particulares. 

Inconsistencias Numéricas

En primer lugar, dicha fórmula no cumple con un requisito básico de toda regla de mezcla: No es capaz de reproducir adecuadamente uno de los dos valores extremos.

Cuando el proceso de liberación ocurre a Presión de Burbuja, la liberación diferencial no interviene en ningún momento y, como corresponde  la fórmula se simplifica quedando reducida a:

Indicando, como efectivamente sucede, que el Bo "Compuesto" es idéntico al Bof.  

Sin embargo, cuando la liberación procede de acuerdo con una Liberación Diferencial hasta alcanzar la presión "cero" el Boc no toma el valor adecuado. En ese caso la fórmula toma el valor:

En lugar de tomar el valor "correcto":

Que indicaría que todo el proceso ocurrió siguiendo el Proceso Diferencial.

Para evitar esta inconsistencia sería suficiente con reemplazar la fórmula [1] por una fórmula sólo un poco más compleja:.

Esta fórmula tiene en cuenta que el valor mínimo del Bod no es "1", sino el Bod0 (Bo diferencial a presión cero). Y por lo tanto cumple al menos con una exigencia básica: Cuando se representa un proceso Flash "puro",  el Boc debe coincidir con el Bof y cuando se trata de un proceso Diferencial "puro" el Boc debe coincidir con el Bod .

Por qué se emplea una fórmula conceptualmente errónea cuando el uso de una fórmula lógicamente aceptable implica sólo algunas sumas y restas adicionales es difícil de justificar. La explicación radica, posiblemente, en el mismo punto que hace que la liberación diferencial carezca de sentido por debajo de la presión de abandono del reservorio: A las presiones en que la fórmula convencional empieza a fallar en forma marcada, los cálculos no tienen aplicación práctica. Y esta observación no hace sino reforzar el concepto vertido en otras páginas: La Liberación Diferencial nunca se completa en el reservorio y por lo tanto, sus parámetros no deberían emplearse en forma directa para los cálculos de Balance de Materiales u otros cálculos de reservorio.

La fórmula convencionalmente aceptada para la corrección de Rs es la siguiente: 

Esta corrección adolece de la misma incongruencia conceptual ya discutida. Sin embargo, esta inconsistencia se ve agravada por el hecho de que la extensión de los cálculos hasta presiones muy bajas (cercanas a la atmosférica) suele dar valores negativos para el Rsc . Nuevamente, en vez de emplear una fórmula consistente (fácilmente desarrollable), en la práctica habitual se eliminan los valores anómalos teniendo en cuenta que las presiones involucradas caen fuera del rango de trabajo.

Inconsistencias Físicas

Pese a lo señalado, el mayor problema con las fórmulas [1] y [3], no es el ya señalado, sino el que deriva de una escasa consideración de las unidades empleadas. Al escribir

se da "por sentado" que todas las unidades son consistentes. Sin embargo, al analizar cada término se encuentra que:

Donde los términos "Flash" y "Diferencial" aplicados al líquido de tanque, indican el proceso mediante el cual se obtiene dicho líquido.

Sin embargo, y como se discute ampliamente  en  Bo_RGP.htm, el líquido obtenido al final de la Liberación Diferencial  no es técnicamente líquido de tanque, sino un líquido residual en condiciones de reservorio, llevado a condiciones de tanque. Y esta diferencia no sería importante si no ocurriera que una parte del líquido de tanque de los procesos reales de producción deriva del traspaso (originado en equilibrios termodinámicos) de algunos componentes desde la fase gaseosa al estado líquido. Este proceso es notable en petróleos livianos, y muchas veces resulta dominante en petróleos volátiles.

El análisis presentado pone de manifiesto que mientras que el Bofb incluye todo el líquido de tanque a producir, el  Bodb, tiene en cuenta sólo una fracción del mismo (excluye el líquido que proviene de la producción de gas) . En consecuencia el cociente:

no presenta unidades consistente y el Boc pierde sentido físico y representatividad a medida que el  Bodb deja de incluir más y más cantidad de líquido de tanque.

NOTA: Esta inconsistencia no es corregible mediante el empleo de una fórmula "correcta", como se hizo en el análisis de las inconsistencias numéricas. En este caso sólo el adecuado análisis de los equilibrios termodinámicos y la inclusión de los parámetros del reservorio (incluyendo las permeabilidades relativas) permite realizar un análisis físicamente consistente.

Las consecuencias de los puntos desarrollados en esta página se analizan con más profundidad en Diferentes_Fluidos.htm , donde se discute acerca de la correcta caracterización de Petróleos Volátiles.

1.- J. M. Amyx, D. M. Bass, R. L. Whiting, "Petroleum Reservoir Engineering", Mc Graw Hill, 1978, .

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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