2/6/2009

Comportamiento de fases en muestras de crudo negro

Los yacimientos de petróleo pueden ser divididos en dos categorías: en yacimientos de petróleo ordinario y petróleo volátil (cercano a las condiciones críticas). Los yacimientos de petróleo ordinario generalmente son llamados de petróleo negro. Este adjetivo no necesariamente se encuentra asociada al color del fluido del yacimiento, y el término se utiliza para diferenciar de los yacimientos de petróleo volátil. Los yacimientos de petróleo negro se encuentran caracterizados por una RGP que puede llegar hasta los 2.000 PCN/BN, con gravedades de hasta 45° API y factores volumétricos por debajo de los 2 BY/BN. Es importante acotar que no existe una división exacta entre las características que distinguen un petróleo negro de uno volátil. Muchos factores como la composición y la temperatura del yacimiento juegan un papel importante en el comportamiento del fluido de yacimiento. Es a menudo imposible determinar si un fluido debería ser estudiado como petróleo volátil o como un petróleo negro, hasta que el fluido es analizado en laboratorio. Existen dos métodos para la toma de fluidos de petróleo negro y petróleo volátil: muestra de superficie y muestras de fondo. Estos métodos no serán descritos en este artículo, pero es suficiente con decir que los pozos deben ser cuidadosamente "acondicionados" antes del muestreo. Si los pozos no se encuentran estabilizados apropiadamente, las muestras no van a ser representativas del fluido original del yacimiento, lo que posteriormente en los estudios de laboratorio pueden dar una data del "yield" inválida. En el muestreo de fondo, generalmente consiste de un período de producción a baja tasa de flujo seguido posteriormente de un cierre. En las muestras de separador, es importantísimo que la tasa de producción del pozo se encuentre estabilizada, probado en un período prolongado para determinar una RGP de forma precisa. El estudio de comportamiento de un fluido de yacimiento de petróleo negro consiste en 5 pruebas:

Relación Presión/Volumen
Esto es una expansión a composición constante (CCE) del fluido a temperatura de yacimiento, durante la cual el punto de burbujeo es medido. Por encima del punto de burbujeo, la compresibilidad del fluido monofásico es medida. Por debajo del punto del burbujeo, el volumen bifásico es medido como una función de la presión.

Liberación diferencial
En esta prueba se mide la cantidad de gas en solución como una función de la presión y el resultante encogimiento del petróleo cuando se remueve el gas de la solución. También deben ser medidas las propiedades relacionadas al gas liberado, como son su gravedad específica y su factor de desviación (Z). La densidad de la fase líquida es medida como una función de la presión.

Viscosidad
Es la resistencia al flujo, debe ser medida como una función de la presión a temperatura de yacimiento. Hasta ahora, estas tres pruebas son el resultado del comportamiento del fluido del yacimiento en cada una de las etapas de agotamiento de presión.

"En opinión de Moses, del 70 al 80% de los ingenieros de yacimiento no entienden la conversión de la data de liberación diferencial a la data de liberación instantánea, en consecuencia, la curva de volumen relativo de petróleo proveniente de la data de liberación diferencial es usada en cambio como factor volumétrico"

Pruebas de Separador
Una o más pruebas de separador deben ser medidas para determinar el comportamiento del fluido de yacimiento cuando éste pasa a través de las facilidades de superficie, a través del separador o tren de separación, hasta su almacenamiento en los tanques. El factor volumétrico, factor de merma, y el gas en solución, Rs, deben ser medidas durante esta prueba. Es reconmedable realizar 4 de estas pruebas para obtener la presión de separación óptima, la cual es considerada para obtener un mínimo de pérdidas de volumen de petróleo durante la separación (factor de encogimiento). A esa misma presión, la gravedad del petróleo del tanque debe ser la máxima, mientras que el gas del tanque debe ser el mínimo. Para muchos crudos, la presión de separación oscila en un rango de 90 a 120 lpc. Obviamente, algunos campos producen a condiciones que no permiten la operación del separador a una óptima presión. Si la línea recolectora de gas tiene una presión de 1.000 lpc, la primera etapa de separación debe trabajar a esta presión o una mayor. Por lo tanto, la segunda etapa de separación debe estar ubicado en la corriente de flujo para alcanzar un valor de factor de merma óptimo. La presión óptima de la segunda etapa de separación también puede ser determinada por el laboratorio PVT experimentalmente o a través de cálculos de proporción de equilibrio con la composición de fluido de yacimientos y/o software de simulación apropiados.

Como la presión del yacimiento va depletando en el tiempo y se crea un sistema bifásico dentro de él, el factor volumétrico del petróleo gradualmente empieza a ser menor. Idealmente, el factor volúmetrico del petróleo en el yacimiento debería ser medido como una función de la presión de yacimiento, colocando una muestra de petróleo en la celda PVT y haciendo un agotamiento de presión (liberación diferencial) a temperatura de yacimiento. A cada una de las etapas de liberación diferencial, las muestras son removidas y pasadas a través de un separador o tren de separación a condiciones de superficie, para así obtener los factores volumétricos y el gas en solución. Se deben hacer suficientes etapas de agotamiento de presión para poder obtener la data, y de esta manera, poder realizar una gráfica de factor volumétrico y gas en solución en función de la presión. Este método descrito por Dodson et al., es la excelente manera de estudiar los fluidos de yacimientos de petróleo negro. Desafortunadamente, muchos estudios de yacimiento solo se tiene la data de separador con la data de punto de burbuja original. El reporte del fluido de yacimiento solo contiene la curva del factor volumétrico como una función de la presión de yacimiento, pero solo los factores volúmetricos al punto de burbujeo. La gráfica del factor volumétrico y Rs debe ser construida primeramente con una correlación descrita por Amyx et al. y posteriormente por Dake. Esta correlación hace un ajuste de la data de liberación diferencial a condiciones de liberación instantánea, la cual trabaja bien en la mayor parte de los casos y no es necesaria hacer ningún tipo de corrección.

En opinión de Moses, del 70 al 80% de los ingenieros de yacimiento no entienden la conversión de la data de liberación diferencial a la data de liberación instantánea, en consecuencia, la curva de volumen relativo de petróleo proveniente de la data de liberación diferencial es usada en cambio como factor volumétrico. Esto puede ocasionar errores del 10 al 20%, o más, en el cálculo de petróleo original en sitio (POES) y reservas recuperables.

Composición del fluido de yacimiento
Muchos más parámetros pueden ser medidos a través de los estudios de fluidos de yacimiento, la cual pueden ser calculados con cierto grado de precisión de la composición del mismo. Es la más completa descripción del fluido del yacimiento que se puede realizar. En el pasado, la composición del fluido del yacimiento eran medidos para incluir la separación del metano de componentes como el hexano, con los heptanos y componentes más pesados agrupados como un solo pseudocomponente reportado, con una densidad y peso molecular promedio. Con el desarrollo de sofisticadas Ecuaciones de Estado para el cálculo de las propiedades de fluidos, el aprendizaje de la descripción de componentes más pesados fue necesaria. Es ahora recomendable que en los análisis composicionales de los fluidos de yacimiento sea incluida una separación de los componentes hasta el C10 como mínimo. Las investigaciones más sofisticadas de laboratorios ahora usan Ecuaciones de Estado que requiren composiciones hasta el C30 o mayor.

Fragmento extraído del paper: Engineering Applications of Phase Behavior of Crude Oil and Condensate Systems. Phillip L. Moses, SPE, Core Lab.

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2 comentarios:

  1. Excelente aporte, solo me queda una duda con el factor de encogimiento. Por lo que veo el factor de encogimiento del Petroleo y el gas son diferentes, que parámetros se debe considerar para calcular el factor de encogimiento del Gas.

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    1. Gracias por el comentario! En mi experiencia personal te comento que el factor de encogimiento (merma) lo consideramos más que todo para el petróleo y depende más que todo de la presión/temperatura de las diferentes etapas de separación de la planta que maneje los fluidos del yacimiento. Esto nos ayuda bastante al momento de medir el potencial real de un pozo y la fiscalización de crudo.

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