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El Laboratorio y los Petróleos Volátiles
por Marcelo Crotti y Sergio Bosco (Última modificación -
15 de septiembre de 2001).
Cuál es la forma
correcta de caracterizar un petróleo Volátil?. O, en otras palabras, cómo
pueden simularse a escala de laboratorio los procesos que sufre un petróleo volátil
durante la explotación?.
Conviene empezar por entender
adecuadamente lo que ocurre a nivel de reservorio. Para ello es importante
recordar que una de las características principales de este tipo de fluidos es
el marcado cambio volumétrico del líquido durante la depletación.
Observación:
Un Petróleo Volátil no es sólo un petróleo con mucho gas
En la Fig. 1 se esquematiza la
dependencia del volumen de líquido con la presión del sistema para un
Petróleo Volátil genérico. La línea azul muestra esta relación, poniendo de
manifiesto el característico cambio dramático que se produce cuando la
presión alcanza valores inferiores a la Presión de Saturación (Pb) del
sistema.
Traducido a valores típicos, la
caída de presión de unos pocos Kg/cm2 de presión por debajo de la
Pb, da lugar a la formación de una fracción considerable de gas a expensas del
volumen ocupado previamente por el líquido. Esta fracción de gas alcanza
rápidamente valores del orden del 20% y hasta el 50% del volumen del
sistema.
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| Fig. 1 - Variación del Volumen
de líquido con la Presión |
Esta característica (formación de
grandes cantidades de gas con pequeños cambios de presión), hace que la
explotación de reservorios con petróleos volátiles manifiesten cambios
abruptos de comportamiento al alcanzarse la presión de saturación del sistema.
El gas suele ser más móvil que el líquido en cuanto se produce la
gasificación del fluido, pues la fase gaseosa rápidamente supera su
saturación crítica.
En términos generales puede decirse
que la mejor estrategia de explotación se basa en impedir que se produzca este
fenómeno a escala de reservorio. Para lograr este objetivo es mandatorio
identificar la presión de saturación de estos sistemas e implementar desde
época temprana estrategias de mantenimiento de presión.
Si el mantenimiento de presión no
resulta practicable (baja permeabilidad de la roca u otras características
adversas) el reservorio mostrará cambios cualitativos de comportamiento al
alcanzarse las presiones que dan lugar a la aparición de grandes fracciones del
VP ocupado por gas.
Observación: La no detección
temprana de reservorios de petróleo volátil puede conducir a una errónea
identificación del fluido de reservorio. Por las características ya
señaladas, una muestra de fluidos tomada en una explotación avanzada puede dar
lugar a que se identifique como Gas y Condensado a un fluido que originalmente
era un Petróleo Volátil.
LAS MEDICIONES DE LABORATORIO
Una vez que hemos analizado el comportamiento
de estos sistemas a escala de reservorio, veremos con algún detalle la forma
adecuada de caracterizar los Petróleos Volátiles en el laboratorio.
Es conveniente señalar desde el comienzo
que, por las razones ya analizadas, la modelización en laboratorio es
necesariamente incompleta, pues en estos reservorios las características de la
roca juegan un rol fundamental en el comportamiento del reservorio. En estos
reservorios las propiedades de flujo (permeabilidades relativas) y la estructura
global de la trampa (posibilidad de segregación) juegan un papel decisivo tanto
en la recuperación de fluidos como en la composición de dichos fluidos.
En consecuencia, analizaremos cada una de las
mediciones que se realizan durante un estudio PVT típico para Petróleos
Volátiles.
Validación de Muestra
Esta etapa es fundamental para identificar
correctamente el tipo de fluido presente en el reservorio. Por las
características de estos fluidos existe la posibilidad de que, incluso durante
el muestreo de pozos nuevos, se produzcan cantidades anómalas de gas1.
Por lo tanto resulta imprescindible establecer la representatividad de la
muestra con el empleo de todos los datos adicionales disponibles.
Composición
La composición es un dato de capital
importancia debido a que muchos de los estudios de comportamiento de estos
fluidos debe hacerse en forma simulada. Un dato correcto de composición permite
ajustar los simuladores termodinámicos para predecir la evolución de los
fluidos bajo diferentes escenarios de producción.
Relación PV
Forma parte de la validación de la muestra.
Sin embargo este dato es fundamental en si mismo pues establece el margen de
depletación permitido sin que se manifiesten los fenómenos mencionados al
disminuir la presión por debajo del punto de saturación.
Liberación Diferencial (LD)
Este ensayo suele no realizarse excepto como herramienta informativa para
ajuste de los simuladores termodinámicos.
Depletación a Volumen Constante (CVD)
En general la CVD es más representativa que
la LD. Sin embargo también es muy limitada pues en el
reservorio los volúmenes de fases que se contactan a cada presión dependen no
sólo del fluido sino de las propiedades de la roca. A escala de laboratorio
sólo se produce una fracción de la fase gaseosa mientras que a escala de
reservorio se producen las dos fases en proporciones variables a lo largo de la
depletación.
Ajuste de Ecuaciones de Estado (EOS)
Esta es una etapa fundamental para poder
describir situaciones diferentes a las medidas en los ensayos de laboratorio..
Integración de Datos
Esta etapa es ineludible en estos
reservorios. Los datos de producción y geológicos deben integrarse con los
estudios termodinámicos para lograr una eficiente descripción de estos
sistemas.
Balance de Masas composicional (BMC)
Es necesario incluir un balance de masas
composicional para los pronósticos iniciales. En este BMC juegan un rol
importante las EOS y las permeabilidades relativas estimadas para cada
escenario.
Simulación Numérica Composicional (SNC)
En Petróleos Volátiles de no muy alto GOR pueden usarse
adaptaciones de los Simuladores Numéricos de Petróleos Negros. Sin embargo
muchas veces resulta necesaria la correcta estimación de los equilibrios
termodinámicos para lograr una buena simulación.
A modo de resumen conceptual puede hacerse la
siguiente generalización.
El estudio PVT de Petróleos Negros
representa en forma más o menos adecuada la evolución del petróleo durante la
depletación.
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El proceso flash describe razonablemente
el comportamiento del petróleo producido al comienzo de la explotación.
-
El estudio diferencial da cuenta del
comportamiento del petróleo que permanece en el reservorio,
El estudio PVT de sistemas de Gas y
Condensado es razonablemente representativo de los procesos que ocurren
durante la depletación. Tanto en la celda PVT, como en el reservorio, el
líquido retrógrado queda retenido en el volumen inicial del sistema.
Sin embargo, el estudio PVT de Petróleos
Volátiles no es, en general, adecuadamente representativo de los procesos
típicos del reservorio.
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Los estudios flash (de 2 ó 3 etapas)
representan el comportamiento del fluido mientras permanece en forma
monofásica a nivel del reservorio. A presiones menores a la Pb, el
comportamiento de los separadores se aparta marcadamente del comportamiento
previo.
-
La CVD es sólo una aproximación del
comportamiento real del fluido. Ej: la producción acumulada determinada en
el laboratorio se calcula mediante la producción de gas únicamente. En el
reservorio, tanto la fase gaseosa como la fase líquida alcanzan la zona de
producción, dando lugar a un comportamiento netamente diferente en la
relación Producción Acumulada vs Presión.
En general el estudio PVT debe
adaptarse a las condiciones propias de cada reservorio para que permita predecir
adecuadamente el comportamiento esperable durante la producción.
En el texto: Petróleos Volátiles - Situaciones Especiales
se analizan algunos escenarios genéricos relacionados a la explotación de
Petróleos Volátiles.
Mas temas de interés sobre el reservorio
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1 - R.
H. Cobeñas, M. A. Crotti: "Volatile Oil. Determination of
Reservoir Fluid Composition From a Non-Representative Fluid Sample".
SPE 54005. Publicado en la 1999 SPE Latin American and Caribbean Petroleum
Engineering Conference (Caracas, Venezuela, Abril 1999).
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