(Última modificación - 26 de febrero de 2001).
Los estudios PVT están diseñados para representar el comportamiento de los fluidos de reservorio durante las etapas normales de explotación de yacimientos. Como veremos, algunos procesos que ocurren en el reservorio pueden reproducirse, con razonable representatividad, a escala de laboratorio, pero otros procesos sólo pueden aproximarse en forma muy simplificada. En consecuencia, resulta muy importante comprender la representatividad de los estudios de laboratorio para los distintos tipos de fluidos y para los diferentes reservorios.
Durante la depletación del reservorio, el gas disuelto se libera por dos vías diferentes:
El petróleo que permanece en el reservorio libera el gas (a temperatura de reservorio) mediante un proceso continuo mientras cae la presión del sistema.
El petróleo que alcanza los punzados, sufre una serie de equilibrios intermedios, en el tubing y las cañerías de producción, hasta alcanzar el sistema de separación de gas y petróleo en superficie, donde se produce la separación efectiva de las fases. La formación de las corrientes independiente de gas y petróleo se produce en los sistemas de separación y, por lo tanto, las composiciones y volúmenes de gas y petróleo están gobernados por las condiciones (presión y temperatura) del separador de superficie. Los equilibrios intermedios no se estudian puesto que no afectan el estado final al no producirse separación de los fluidos (la totalidad de los fluidos que alcanzan los punzados llegan hasta el separador de superficie)
Además existe una infinidad de situaciones intermedias, donde una parte del gas se separa en condiciones de reservorio y el resto en las instalaciones de superficie. Este es el caso de todos los petróleos producidos con posterioridad al momento en que la depletación genera una presión de reservorio inferior a la presión de burbuja del sistema.
Ejemplo: El petróleo producido 10 años después de iniciada la explotación, permaneció en el reservorio durante esos 10 años, sufriendo todos los procesos generados por el cambio de las variables termodinámicas. Pero una vez que entra en el circuito de producción, el resto del gas lo libera en las condiciones fijadas por las instalaciones de superficie.
Teniendo en cuenta lo ya expuesto, el estudio PVT convencional de los petróleos negros está diseñado para representar ambos procesos.
El primero de los mecanismos se representa mediante el estudio de Liberación Diferencial a temperatura de reservorio.
El segundo proceso se estudia mediante una separación Flash en condiciones de separador.
En ambos casos se parte de la muestra original en condiciones de reservorio, y se estudia el cambio volumétrico del petróleo y la cantidad y tipo de gas liberado en cada proceso.
Como es natural, tanto la cantidad de gas liberado, como el Bo del petróleo difiere en ambos procesos, pero esta diferencia no suele ser muy marcada.
El petróleo obtenido al final de una liberación diferencial no intenta representar un fluido a obtener en yacimiento. Este líquido pierde su gas a temperatura de reservorio, y recién al alcanzar la presión atmosférica se enfría a condiciones STD (1 atm y 15.5 °C). En el reservorio nunca se llega a esta situación, dado que la explotación se abandona mucho antes de alcanzar la presión atmosférica en el reservorio.
El líquido obtenido al final del proceso de liberación diferencial sólo se emplea para completar las cuentas, puesto que todos los cálculos de RGP y Bo emplean en el denominador un petróleo a condiciones STD. Sin embargo este petróleo no debe considerarse representativo del petróleo de tanque. Por el contrario, este líquido representa el comportamiento del petróleo que se queda en el reservorio y nunca es producido.
La diferencia entre el petróleo representativo del líquido de tanque obtenido en el estudio de Separación Flash y el petróleo residual obtenido en la Liberación Diferencial es pequeña en la mayoría de los petróleos negros. Sin embargo, en petróleos muy livianos o en petróleos volátiles, tomar el líquido residual como petróleo de tanque conduce a errores graves, tanto conceptuales como numéricos.
En resumen, y en base a lo expuesto pueden sacarse las siguientes conclusiones.
Al comienzo de la explotación de un reservorio (cuando la liberación diferencial aún no comenzó a producirse) el proceso de separación flash en condiciones de separador representa adecuadamente el comportamiento del fluido de reservorio al ser extraído. El Bo y la RGP flash son representativos en esta etapa de la evaluación.
La viscosidad y densidad del fluido que queda en el reservorio es representado adecuadamente por los parámetros correspondientes, medidos en el proceso de liberación diferencial.
Si la presión de reservorio cae muy por debajo de la presión de burbuja, el petróleo de reservorio sufre gran parte de la pérdida de gas en condiciones equivalentes a una liberación diferencial. En este caso el empleo de un Bo y RGP compuestos (mezcla de los procesos flash y diferencial) resulta más representativo que el empleo individual.
En ningún caso el Bo y Rs diferencial representan el comportamiento del petróleo producido durante las etapas iniciales de la explotación. Cuando existe mantenimiento de presión por encima de la Pb el proceso diferencial no opera a nivel de reservorio.
En los estudios PVT suele hacerse una separación adicional de petróleo y gas sobre la muestra original. Esta separación se realiza sólo con fines composicionales. En este caso se realiza la siguiente secuencia de procesos de laboratorio.
Se presuriza la muestra por encima de la presión de burbuja del sistema.
Se homogeniza la mezcla a temperatura ambiente (o a la mínima temperatura a la que puede realizarse el proceso).
Se extrae una alícuota del fluido, manteniendo la presión de la muestra. En esta etapa se recoge una cierta cantidad de líquido (de 50 a 100 cm3) y de gas a presión y temperatura ambiente.
Se caracterizan composicionalmente ambos fluidos. También se determina la densidad y peso molecular (PM) del líquido y se caracteriza la fracción pesada (C20+) del mismo.
Si bien en este proceso se obtiene una cierta cantidad de líquido a condiciones ambiente y se recoge un volumen medido de gas, ni el Bo ni la RGP registrados en este proceso representan un proceso de reservorio. Adicionalmente este proceso suele ser de no equilibrio (debido a los grandes volúmenes de gas involucrados y a la falta de agitación en el sistema). La falta de equilibrio no afecta los cálculos puesto que todo lo que se pretende estudiar en este ensayo es la composición global del sistema, y para ello alcanza con medir adecuadamente los volúmenes y las composiciones medias de ambos fluidos producidos.
No obstante lo expuesto, este proceso suele denominarse coloquialmente "Flash para Composición" y el uso de la palabra "Flash" en esta expresión parece sugerir que los datos que derivan de este ensayo representan algún proceso escalable al reservorio. Como ya se indicó, no es este el caso y debe evitarse el uso a nivel de reservorio, de los parámetros volumétricos registrados en este proceso.
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Segunda Parte: PVT de Gas y Condensado
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