Comportamiento de fases en muestras de petróleo volátil

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Los petróleos que se encuentran termodinámicamente cercanos a las condiciones críticas son llamados crudos volátiles.  Sin embargo, esta denominación no es precisamente la más apropiada, debido a que virtualmente todos los fluidos de yacimiento son volátiles. Lo que realmente quiere decir, es que el fluido dentro del yacimiento se encuentra a presiones y temperaturas cercanas al punto crítico. Estas propiedades incluyen un alto encogimiento inmediatamente después de que la presión cae por debajo de la presión de burbujeo. En casos extremos, este encogimiento puede ser de más del 45% del hidrocarburo ocupado en el espacio poroso, tan solo al caer la presión 10 lpc por debajo de la presión de burbuja. La relación gas petróleo generalmente se encuentra en un rango de 2.000 a 3.000 PCN/BN, la gravedad del petróleo es usualmente de 40° API o mayor. Los petróleos volátiles tienen un factor volumétrico (Bo) de 2 BY/BN o mayor y una composición que generalmente se caracteriza por tener de 12,5 a 20 % mol de heptano plus, 35% o más de metanos por hexanos, y el remanente de etanos. Los fluidos provenientes de yacimientos de petróleo volátil fueron primeramente estudiados por Reudelhuber y Hinds y por Jacoby y Berry. Estos fluidos deben ser estudiados de forma distinta en el laboratorio y por el ingeniero de yacimiento para obtener una predicción precisa del comportamiento del mismo dentro del yacimiento. Para entender esto, es necesario considerar que los petróleos volátiles se encuentran cercanos a la línea divisoria con los gas condensados ricos en el diagrama de fases (Ver Figura No. 1).
Existe una frontera entre el petróleo volátil y los condensados desde el punto de vista composicional. (Ver Figura No. 2). Los fluidos de yacimiento que contienen heptanos y más pesados en una concentración en más de 12,5% mol, se encuentran casi siempre en fase líquida dentro del yacimiento. En cambio, cuando es menor a esta concentración, el fluido del yacimiento casi siempre se encuentra en fase gaseosa. Los petróleos volátiles han sido observados en concentraciones de C7+ tan bajas como el 10% y en condensados tan altas como el 15,5%. Estos casos son raros, sin embargo, generalmente presentan una alta gravedad API en el tanque. Como se ha mencionado, los petróleos volátiles sufren un alto encogimiento como cae la presión del yacimiento por debajo de la presión de burbuja. Este alto encogimiento crea una alta saturación dentro del espacio poroso y se observa una alta movilidad del gas casi inmediatamente después de caer la presión por debajo del punto de burbuja. Este hecho es importante debido a que el gas libre es rico en condensados.
Figura No. 1. Diagrama de Fase generalizado para un Petróleo Volátil
La técnica de balance de materiales convencional para petróleo negro no toma en consideración este gas móvil como un como gas condensado retrógrado. En cambio, los procedimientos de cálculo traen este gas que fluye dentro del yacimiento hasta superficie como gas libre y este es añadido al gas en solución. Un estudio de fluido de yacimiento correctamente realizado permitirá obtener al ingeniero de yacimiento los datos necesarios que le permitirán realizar de manera apropiada un balance de materiales composicional. De esta manera podrá simular la producción de condensado retrógrado, así como también del petróleo proveniente del yacimiento. Reudelhuber y Hinds reportaron en sus estudios realizados que el recobro de líquidos usando la técnica de balance de materiales composicional puede ser hasta 4 veces mayor que utilizando la técnica de balance de materiales convencional. Jacoby y Berry reportaron que su incremento de este parámetro fue de 2,5 veces en el yacimiento que los mismos estudiaron.
Figura No. 2. Comparación Diagrama de Fase del Petróleo Volátil y el Gas Condensado
El estudio de Jacoby y Berry fue realizado en un yacimiento al norte de Luisiana, el cual fue descubierto a finales de 1953. Por la técnica de balance de materiales convencional predijeron que la producción del yacimiento iba a ser de 880.000 BN de petróleo, mientras que utilizando la técnica de balance de materiales composicional, el recobro último iba a ser de aproximadamente unos 2,2 MMBN de petróleo. En 1965, este yacimiento fue completamente depletado. Posteriormente Cordell y Ebert presentado un caso histórico de este yacimiento, demostrando que el recobro del yacimiento fue de 2,4 MMBN de petróleo. Este post mortem confirma que la técnica de balance de materiales composicional es una muy buena aproximación para predecir el comportamiento de estos yacimientos.
Fragmento extraído del paper: Engineering Applications of Phase Behavior of Crude Oil and Condensate Systems. Phillip L. Moses, SPE, Core Lab. Diagramas de Fase extraídas del libro: Fundamentos de Ingeniería de Yacimiento. Freddy Escobar. Editorial Universidad Surcolombiana.

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