jueves, 8 de octubre de 2009

Parámetros PVT y Tipos de Yacimientos de Hidrocarburos

Petróleo, gas y agua son los fluidos que se pueden hallar en un yacimiento y cuya disposición va a depender de la densidad. Sus acumulaciones generalmente ocurren en trampas subterráneas formadas por características estructurales, estratigráficas o ambas. Es por ello, que es de potencial importancia que el objetivo principal de un Ingeniero de Petróleo sea determinar el comportamiento de dichos fluidos, solos o en combinación, bajo condiciones estáticas o de movimiento en la roca donde se almacenan y en las tuberías, ya en el proceso de producción, con cambios de temperatura y presión. De estos dos últimos parámetros el que gobierna el estado físico de los fluidos en el yacimiento es la presión, ya que la temperatura es esencialmente constante. En la mayoría de los casos el estado físico de los fluidos en el subsuelo no está relacionado con el estado del fluido producido en la superficie.

Bajo las condiciones iniciales en el yacimiento, los hidrocarburos se encuentran bien sea en estado monofásico o en estado bifásico. En el primer caso, puede ser líquido, situación en la cual todo el gas presente está disuelto en el petróleo, o puede ser gaseoso. En el segundo caso, cuando existe la acumulación bifásica, al estado de vapor de denomina capa de gas y al estado líquido subyacente, zona de petróleo. Sin embargo, el petróleo crudo puede estar saturado o subsaturado.
El petróleo se encuentra saturado con gas a cualquier presión y temperatura si al reducir ligeramente la presión, cierta cantidad de gas en solución es liberada. En contraste, el petróleo subsaturado, no la liberará con un leve cambio de presión. Dicho estado tiene un par de implicaciones, la primera; que existe una deficiencia de gas, la segunda; no existe gas libre en contacto con el petróleo, es decir, no hay capa de gas. En este caso, parece conveniente hacer algunas definiciones claves, como qué significa punto de burbujeo, presión de burbuja, saturación de gas crítica. Llamaremos punto de burbujeo al estado en equilibrio de un sistema compuesto de petróleo crudo y gas, en el cual el petróleo ocupa prácticamente todo el sistema, excepto en una cantidad infinitesimal de gas, es entonces la presión de burbujeo la presión en la que cual se libera la primera cantidad infinitesimal de gas del sistema. Aclarado esto, la saturación crítica de gas es la saturación de gas máxima alcanzada en el yacimiento, al disminuir la presión por debajo del punto de burbujeo, antes de que la permeabilidad relativa al gas tenga un valor definido, en otras palabras, antes de que el gas libre del reservorio comience a fluir a través de los canales de la roca. De tal manera, que en presencia de yacimientos saturados o subsaturados los volúmenes de gas y/o petróleo se pueden cuantificar y relacionar mediante los parámetros PVT: Relación gas en solución-petróleo (Rs), factor volumétrico de formación de petróleo (βo), factor volumétrico de formación de gas (βg), factor volumétrico de formación total (βt) y relación gas- petróleo de producción (Rp).

Solubilidad del gas o Relación gas en solución-petróleo
La solubilidad del gas en petróleo depende de:
  • La presión
  • La temperatura
  • Composiciones del gas y del petróleo
Para un mismo gas y petróleo a una temperatura constante, la cantidad de gas en solución aumenta con presión; y a una presión constante, la cantidad de gas en solución disminuye a medida que aumenta la temperatura.
La solubilidad del gas se determina por los pies cúbicos normales de gas (PCN) en solución en un barril normal de crudo (BN) a determinadas condiciones de presión y temperatura.


Factor volumétrico de formación de Petróleo
También llamado factor volumétrico del fluido de la formación, abreviado FVF y se le conoce con el símbolo βo. Es el volumen en barriles (bbl), que un barril en condiciones estándares (P = 14.7 lpca, T = 60°F) ocupa en la formación, es decir, a la presión y temperatura del yacimiento y con el gas disuelto que puede retener el petróleo. Debido a que la temperatura y el gas disuelto aumentan el volumen del petróleo fiscal, este factor siempre será mayor que la unidad. Cuando todo el gas presente está disuelto en el petróleo, a la presión del punto de burbujeo, un aumento adicional en la presión reduce el volumen en proporción a la compresibilidad del líquido.

Factor volumétrico de formación de gas
Se representa con el símbolo βg, es un factor que relaciona el volumen de gas en el yacimiento, el cual está a determinadas condiciones de presión y temperatura, con el volumen de la misma masa de gas en superficie a condiciones normales (P = 14,7 lpca y T = 60°F)

βg = Vyac/Vsup ; βg = (0.02827*Zyac*Tyac)/Pyac [PCY/PCN]



Factor volumétrico de formación total
También llamado de dos fases o bifásico, representado con el símbolo βt y definido como el volumen en barriles (bbl) que ocupa un barril fiscal junto con su volumen inicial de gas disuelto a cualquier presión y temperatura. De otra manera, incluye el volumen de líquido, βo, más el volumen de la diferencia entre la relación gas-petróleo inicial, Rsi, y la razón gas-petróleo a la presión especificada, Rs.
βt = βo + βg*(Rsi - Rs)

Por encima de la presión de punto de burbujeo Rsi = Rs, el factor volumétrico total es igual al factor volumétrico monofásico del petróleo. Por debajo del punto de burbujeo, sin embargo, a medida que la presión disminuye, el βo también disminuye y el factor volumétrico total aumenta debido a la liberación de gas d la solución y a la continua expansión del gas liberado de la misma. A continuación, el desarrollo de la gráfica corrobora este comportamiento.


Relación gas- petróleo de producción
Se representa Rp, y es la razón de los pies cúbicos normales (PCN) de gas producidos entre los barriles normales (BN) de crudo producidos. Veamos la gráfica:


La liberación instantánea (flash liberation), también llamada liberación en equilibrio, es el proceso por el cual un petróleo crudo de yacimiento se expande a temperatura constante y el gas desprendido permanece en contacto con el petróleo durante todo el tiempo de la expansión. La composición total del sistema permanece constante pero la composición de las fases del sistema gas - líquido cambia con la disminución de la presión. Es potencialmente útil para hallar la presión de burbuja. Mientras que la en la liberación diferencial, al separarse cierta cantidad de gas del petróleo de yacimiento, se removerá del sistema, perdiendo el contacto con el líquido. Esta última liberación se hace a condiciones de yacimiento y el volumen de petróleo final es llamado petróleo residual. Además, es útil para generar los diagramas de fases, ya que el sistema varía de composición continuamente. Cabe destacar la mayor parte de la producción de un yacimiento ocurre e la liberación diferencial. Para una liberación de gas en el yacimiento, esencialmente va a depender si la saturación de gas se encuentra por debajo o por encima de la saturación de gas crítica. Para la situación en la que se experimenta una saturación de gas menor o igual que la saturación crítica el tipo de liberación a emplear será del tipo instantánea. Y en el caso de que la misma sea mayor se aplicará el tipo de liberación diferencial. Cabe recordar que en superficie el gas y petróleo se mantienen en contacto así que no cabe duda que la liberación instantánea permitirá obtener todo el gas disponible.

Clasificación de los yacimientos en base a los hidrocarburos que contienen

Los parámetros que se consideran de utilidad en esta clasificación pueden dividirse en dos grupos:
  1. Aquellos que se miden en la campo durante las pruebas de producción: Presión, temperatura, relación gas-petróleo, gravedad API y color del líquido del tanque, entre otros.
  2. Aquellos que se obtienen en el laboratorio usando muestras representativas y simulando el comportamiento de los fluidos durante el agotamiento de presión.
Dependiendo del estado en que se encuentren inicialmente la mezcla de hidrocarburos en el yacimiento, en forma general, los yacimientos se pueden clasificar en yacimientos de gas y yacimientos de líquido o petróleo. Los yacimientos de gas se subdividen en yacimientos de gas seco, de gas húmedo y de gas condensado. A su vez, los yacimientos de líquido puede ser petróleo volátil o de petróleo negro. Dependiendo de la gravedad API, los yacimientos de petróleo negro pueden subdividirse en yacimientos de crudo liviano, mediano, pesdo y extrapesado.

Antes de continuar, es necesario recordar ciertos conceptos para un mejor aprovechamiento de la información que acá se expone. Anteriormente, se definió punto de burbuja pero ahora, convenientemente se hará lo mismo con su análogo, punto de rocío, el cual es el estado de equilibrio de un sistema compuesto de petróleo y gas en el que éste último ocupa la mayor parte del sistema. De la misma manera, la presión de rocío es la presión a la que ocurre la liberación de la primera gota de petróleo o líquido.
Punto cricondentérmico: Es el punto de temperatura máxima en la curva envolvente de la región de dos fases en el diagrama de composición presión-temperatura de fluidos de yacimientos, es la temperatura máxima a la cual dos fases pueden existir.
Punto cricondenbárico: Es el punto de presión máxima en la curva envolvente de la región de dos fases en el diagrama de sistema de hidrocarburos complejos. Es la presión máxima en la cual existe el equilibrio entre vapor y líquido.

Caracterización de los yacimientos

Yacimientos de Gas seco:
  • La temperatura es mayor que la temperatura cricondentérmica (ver presentación, fig. 1).
  • Ni en yacimiento ni en superficie se introduce a la región de dos fases durante el agotamiento de presión, por lo que siempre se encuentra en fase gaseosa.
  • Se puede extraer cierta cantidad de líquidos por medio de procesos criogénicos.
Yacimientos de Gas húmedo:

En la fig. 2 de la presentación se muestra su diagrama de fases generalizado. El término húmedo proviene que a las condiciones de separación en superficie de la mezcla cae en la región de dos fases generando relaciones gas-líquido mayores que 15000 PCN/BN según McCain).
  • Mayor contenido de componentes intermedios y pesados que los gases secos.
  • El líquido tiende a ser incoloro.
  • API mayor de 60°.
  • El contenido líquido del gas húmedo es menor de 30BN/MMPCN.
  • Relación gas petróleo entre 60-100MPCN/BN
Yacimientos de Gas condensado:
  • En la composición de la mezcla de hidrocarburos predomina el metano aunque la cantidad relativa de componentes pesados es considerablemente mayor que en el caso del gas seco y húmedo.
  • La mezcla de hidrocarburos a la condiciones iniciales de presión y temperatura se encuentra en fase gaseosa o en el punto de rocío.
  • La temperatura se encuentra entre la temperatura crítica y la cricondentérmica de la mezcla (ver fig. 3 en la presentación).
  • Presenta condensación retrógrada isotérmica en un rango de temperaturas (200°F-400°F) y presiones (3000-8000 lpca) normales en yacimiento.
  • Entre más rico en componentes pesados, menor es la relación gas-condensado y la gravedad API del condensado, tornándose más oscuro.
Cuando un yacimiento de gas condensado se produce una reducción isotérmica de la presión y se cruza la curva de rocío, se introduce en la región de dos fases ocurriendo la llamada condensación retrógrada de las fracciones pesadas e intermedias. Estas fracciones se depositan como líquido en los canales porosos más pequeños de la roca, los hidrocarburos depositados no logran fluir hacia los pozos ya que raramente se alcanza la saturación crítica del líquido. El efecto dañino de permitir la condensación retrógrada, tiene el agravante de lo que se deposita son las fracciones más pesadas de la mezcla y por lo tanto, no solo se pierde la parte de mayor valor en el yacimiento, sino que el fluido que se continúa extrayendo se empobrece en tales fracciones.
La curva de rocío retrógrada es típica para un gas condensado. La importancia del conocimiento de la presión de rocío retrógrada reside en que a presiones por debajo de ella empieza a ocurrir condensación retrógrada del líquido. Los factores que afectan en mayor grado a la presión de rocío con la temperatura del yacimiento y composición de la mezcla.

Yacimientos de Gas condensado con Zona de Petróleo
  • En el contacto gas-petróleo, el gas condensado se encuentra saturado en su punto de rocío retrógrado y el crudo se encuentra saturado en su punto de burbujeo.
  • Una disminución de la presión produce condensación retrógrada en la capa de gas y liberación de gas en la zona de petróleo.
Yacimientos de Petróleo Volátil:
  • Temperatura menor pero cercana a la temperatura crítica de la mezcla. (ver fig. 4 de la presentación)
  • La presión crítica es aproximadamente igual a la presión cricondenbárica
  • El equilibrio de fases es precario y se produce un alto encogimiento del crudo cuando la presión cae ligeramente por debajo de la presión de burbujeo.
  • Su relación gas-petróleo oscila generalmente entre 1700 a 3200 PCN/BN.
  • Factor volumétrico mayor de 1.5 BY/BN.
  • Pueden ser saturados o subsaturados.
Yacimientos de Petróleo Negro:
  • Alto contenido de componentes pesados, muy bajo de metano.
  • La temperatura es inferior a la temperatura crítica de la mezcla (ver fig. 5 de la presentación)
  • Relación gas-petróleo menor de 1750 PCN/BN.
  • Factor volumétrico menor de 1.5 BY/BN.
  • Pueden ser saturados o subsaturados.
  • Pueden ser clasificados según su gravedad API: Livianos (mayor que 30 y menor o igual que 40), medianos (mayor que 20 y menor o igual a 30), pesados (mayor o igual que 10 y menor o igual a 20) y extrapesados (menor que 10).

4 comentarios:

  1. Hola, muy bueno tu blog... muy interesante las presentaciones usando google docs. Te enlazado a mi blog. Saludos y Feliz Año

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  2. Hola.. Excelente información que tienes en tu Blog, ademas de las presentaciones..!Muy interesante..!Saluds..Feliz Noche... =)

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  3. Realmente muy interesante, lindo aporte....... saludos

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