|
Petróleos Negros y Petróleos Volátiles:
Las
Diferencias Fundamentales
por Marcelo Crotti y
Sergio Bosco (Última modificación -16 de abril de 2001).
El objetivo de este desarrollo no es el de establecer
definiciones inequívocas o límites exactos entre los diferentes tipos de
fluidos mencionados. Como suele ocurrir, los límites son difusos y la
diferenciación entre Petróleo Negro y Volátil, muchas veces está teñida de
observaciones subjetivas. Por lo tanto, en esta página y en otras relacionadas,
desarrollaremos los siguientes puntos:
-
Los conceptos que gobiernan la distinción entre ambos
fluidos
-
Las diferencias metodológicas entre los respectivos ensayos
de laboratorio.
-
El traslado de la información de laboratorio al reservorio.
-
Los factores complementarios que afectan la evaluación del
conjunto.
Y también se discutirán algunos puntos de interés
relacionados a la explotación de reservorios con Petróleo Volátil.
La forma "clásica" de diferenciar Petróleos Negros y
Volátiles se basa en valores límite de Relación Gas-Petróleo o de Factores
de Volumen de Petróleo. Diferentes autores1,2
, coinciden en asignar los siguientes límites:
| GOR |
2,000 ft3/bbl |
360 m3/m3 |
| FVF (Bo) |
2 bbl/bbl |
2 m3/m3 |
Los líquidos con valores inferiores a los indicados se
consideran Petróleos Negros, en tanto que los que superan estos límites se
catalogan como Petróleos Volátiles.
Moses1, empleando un criterio
consistente y haciendo notar que todos los petróleos son volátiles en mayor o
menor medida, prefiere emplear los términos Petróleos Comunes ("Ordinary
Oils") y Petróleos Cuasi-Críticos ("Near-Critical Oils") para
hacer referencia a ambas clases de fluidos. Sin embargo, en esta página,
dejando de lado este tipo de distinciones semánticas, vamos a adoptar los términos
clásicos y profundizaremos la parte conceptual para facilitar el uso práctico
de las diferencias de comportamiento entre ambos tipos de fluidos.
Desde nuestro punto de vista, la manera más simple de
señalar las complejidades que caracterizan el comportamiento de los
Petróleos Volátiles es la de comparar la aplicabilidad de algunos parámetros
clásicos en la
evaluación de reservorios.
-
En los Petróleos Negros el
Factor de Volumen (Bo) es un dato de importancia primaria para la
evaluación del sistema. El Bo establece la relación entre el volumen de
petróleo extraído, en condiciones de reservorio y el volumen de petróleo
obtenido en condiciones de tanque. El Bo (diferencial, flash o compuesto) es
un valor relativamente fácil de trasladar desde la medición de Laboratorio a la escala
de Reservorio.
-
En los sistemas de Gas y
Condensado el Bo es un dato carente de significado físico pues, en
condiciones normales, ni un pequeño porcentaje del líquido de tanque
proviene de líquido presente en el reservorio. En los sistemas de Gas y
Condensado cobra interés una propiedad diferente: La Producción Acumulada.
Esta última expresa la fracción (en moles o su equivalente en Volumen STD)
ya producida en cada etapa de la depletación. Nuevamente se trata de una
propiedad fácilmente medible en el Laboratorio y directamente escalable al
Reservorio.
De modo que, resumiendo los
expuesto:
-
El Bo es una propiedad
fundamental para caracterizar Petróleos Negros, pero carece de significado
para los sistemas de Gas y Condensado.
-
La Producción Acumulada
describe el comportamiento de los sistemas de Gas y Condensado, pero carece
de aplicación en el caso de los Petróleos Negros (los moles y volúmenes
de gas y de petróleo son lo suficientemente diferentes como para que
carezca de sentido hablar de los moles producidos en cada etapa de la
liberación diferencial).
Bien, los Petróleos Volátiles
están a mitad de camino entre los Petróleos Negros y los sistemas de Gas y
Condensado. Y esto se traduce en que ni el Bo ni la Producción Acumulada
describen adecuadamente sus propiedades. La razón es simple:
-
Una fracción importante del
líquido de Tanque proviene de la condensación de componentes presentes en
el Gas libre que acompaña la producción de líquido.
-
Una fracción apreciable de los
moles presentes en el líquido, al comienzo de la explotación pasan a la
fase Gas durante la depletación. Y una vez en fase gaseosa estos
componentes pueden producirse como Gas y acumularse
como Líquido gracias a la condensación en condiciones de superficie.
De este modo, la correcta
descripción de la evolución de un sistema de Petróleo Volátil implica una
adecuada evaluación de las curvas de Permeabilidad relativa del sistema, dado
que a una misma presión de reservorio pueden corresponder producciones de
líquido (y gas) muy diferentes, en función de la proporción entre gas y
petróleo que alcanza los pozos productores.
Para entender mejor lo expuesto hasta este
punto, consideremos los siguientes ejemplos:
Petróleo 1
| |
Factor de Volumen |
Relación
Gas-Petróleo
[m3/m3] |
| Liberación Diferencial (Condiciones de
Reservorio) |
1.26 |
70.0 |
| Separación Flash (Condiciones de
Superficie) |
1.24 |
66.0 |
Petróleo 2
| |
Factor de Volumen |
Relación
Gas-Petróleo
[m3/m3] |
| Liberación Diferencial (Condiciones de
Reservorio) |
5.00 |
870 |
| Separación Flash (Condiciones de
Superficie) |
3.30 |
540 |
En el caso del "Petróleo
1" se observa que empleando dos mecanismos netamente diferentes:
-
Una liberación diferencial en
que todo el gas liberado a temperatura de reservorio se va eliminando en
etapas sucesivas de depletación.
-
Un sólo equilibrio flash a
temperatura y presión de separador y una separación en condiciones de
Tanque..
tanto la cantidad de gas liberado,
como el cambio volumétrico del petróleo son similares.
Por otro lado en el caso del
"Petróleo 2" tanto la cantidad de gas liberado como el cambio
volumétrico del petróleo son altamente afectados por el mecanismo de
separación de gas y líquido.
En este punto es necesario hacer una
observación especial:
La lectura simple de los datos del
"Petróleo 2" parece sugerir que durante la Liberación
Diferencial, 1 m3 del fluido original (en condiciones de
reservorio) produce sólo 0.20 m3 de petróleo de tanque, en
tanto que en un proceso de separador, partiendo del mismo volumen (1 m3),
se obtiene 0.30 m3 .
Analizando las cosas de este modo se
llegaría a la conclusión de que el proceso de separador produce un 50% más de
líquido (0.30 m3) que el proceso diferencial (0.20 m3).
Sin embargo pese a que en el yacimiento la situación puede ser mucho más dramática
(por razones que veremos oportunamente), este no es el análisis correcto de los
datos presentados.
Como se detalla en el texto:La Representatividad y el Empleo de los Estudios PVT, en la realización a escala de laboratorio, del proceso de separación flash
(simulando las condiciones de superficie) el líquido que se obtiene es, en
efecto, el equivalente al líquido de tanque. Pero en la Liberación
Diferencial, el líquido que se informa en el reporte de laboratorio es sólo
aquella fracción que permaneció como líquido (en el reservorio) luego de
sufrir la depletación a temperatura de reservorio para finalmente pasar a
temperatura estándar. Y en "Petróleo 2". el gas que se libera de la
celda posee muchos componentes intermedios y pesados que condensan en las
condiciones de superficie. Este líquido no se reporta en el estudio PVT
convencional puesto que el gas que se libera de celda no se somete a las
condiciones propias de las instalaciones de superficie. El líquido recogido en
condiciones atmosféricas durante la liberación diferencial se informa como gas
equivalente (basando los cálculos en el número de moles recogidos).
Resumiendo el párrafo anterior, el
Bod = 5.00 correspondiente al "Petróleo 2" no incluye el líquido
condensado en condiciones ambiente. Y, adicionalmente, por las razones que se
discuten en estas páginas, no existe forma representativa de incluirlo.
Tampoco las RGP pueden compararse
directamente entre sí. En cada caso el gas STD producido se divide por un valor
diferente de líquido de Tanque. Y ya vimos que, en el caso de la separación
flash, el volumen de líquido es un 50% mayor que el obtenido en la Liberación
Diferencial.
También debe tenerse en cuenta que
el gran cambio volumétrico que sufre el líquido que permanece en el reservorio
durante la depletación se ve afectado por la permanencia en contacto (o no) con
el gas liberado. Esta es la razón por la que la liberación diferencial
(adecuada para describir el comportamiento de Petróleos Negros) resulta
inadecuada para caracterizar los Petróleos Volátiles.
En el texto: El Laboratorio y los Petróleos Volátiles,
se analiza la forma
correcta de caracterizar un petróleo Volátil.
Mas temas de interés sobre el reservorio
Volver a la página principal
1.- Moses, P. L. - Engineering
Applications of Phase Behavior of Crude Oil and Condensate Systems - JPT -
Jul 1986 - pgs. 715-726
2.- McCain, W. D. - Reservoir-Fluid
Property Correlations - State of the Art - SPE Reservoir Engineering - Mayl 1991 -
pgs. 266-272
|
