Gases

Ya se ha aplicado la ecuación de balance de materiales en aquellos yacimientos con ausencia de capa de gas, ahora, con ciertas consideraciones, se podrá conocer los volúmenes de hidrocarburos en yacimientos con dicha capa, así como en aquellos que por diferencias de presión y temperatura produzca condensado, conociéndose a condiciones de yacimiento en fase gaseosa.

A continuación, se hará una breve introducción acerca de gases, diferencias entre ideales y no ideales (también llamados reales) con el fin de formar la base sólida que permitirá entender cada término de la ecuación de balance de materiales para yacimientos de gas.

Leyes que rigen el comportamiento de los gases ideales:

Ley de Boyle; la cual expresa que para una cantidad fija de gas a temperatura constante, el producto de la Presión por el Volumen es Constante (C)

Ley de Charles; expresa que para una cantidad fija de gas a presión constante, el VOLUMEN que ocupa es directamente proporcional a la TEMPERATURA absoluta.

Ley de Avogadro; expresa que el volumen que ocupa un gas, cuando la presión y la temperatura se mantienen constantes, es proporcional al número de partículas.

A partir de la relación de estas leyes, se pudo determinar una ecuación, conocida como ECUACIÓN DE ESTADO DE LOS GASES IDEALES:

¿Cómo se determina "Z"?

Considerando que ya tenemos el cálculo de la presión y la temperatura seudoreducidas podemos obtener "Z" mediante el método gráfico de Standing y Katz. Dicho método ha tenido potencial aceptación en la industria petrolera por dos razones:

1. Exactitud, dentro de un 3% en relación a los valores experimentales de Z.

2. Facilidad en los cálculos.

Sin embargo, hay ciertas limitaciones que se deben tomar en cuenta para asegurar que al aplicar el método, se obtengan resultados óptimos:

• El gas debe ser rico en metano (C1>90%)
• El gas no debe contener hidrocarburos aromáticos
• El gas no debe tener impurezas. El 20% de N2 produce un error del 4%. La presencia de dióxido de carbono produce un error en el cálculo de Z igual al valor del porcentaje de CO2 en la mezcla.
• No presenta buenos resultados a presiones y temperaturas cercanas a las críticas.
• No se recomienda su uso en el cálculo de Z a presiones mayores de 10.000 lpca

Como se ha mencionado en otras secciones de este blog, son de potencial importancia, para conocer y de alguna manera predecir el comportamiento de producción del yacimiento, parámetros como la PRESIÓN, VOLUMEN Y TEMPERATURA (PVT).

El análisis PVT consiste en simular en el laboratorio el agotamiento de presión de un yacimiento volumétrico e isotérmico. Para que este análisis resulte óptimo, es imprescindible que la muestra tomada sea representativa del fluido original en el mismo. Por esta razón, a continuación, se presentarán algunas pruebas PVT de laboratorio, cuya información e interpretación coadyuva en la identificación de los mecanismos de recobro, el comportamiento de flujo de los pozos y la simulación composicional de los yacimientos.

Prueba CCE (Constant Composition Expansion)

Después de cargar la celda con una muestra recombinada representativa de los fluidos del yacimiento, se calienta a la temperatura del yacimiento y se comprime desplazando el pistón en la celda hasta alcanzar 500 a 1000 lpc por encima de la presión del yacimiento.

El contenido de la celda es expandido a composición constante hasta una presión de 500 a 200 lpc por debajo de la presión final retirando el pistón. Se agita la celda y se permite un tiempo suficiente para que ocurra equilibrio.

La presión de rocío se determina visualizando el momento en que empieza a formarse la condensación retrógrada. En ese punto se observa el enturbamiento (neblina) de la fase gaseosa, el cual desaparece al poco tiempo cuando las gotas del líquido se segregan hacia la parte inferior de la celda. Durante el proceso de expansión no se retira gas de la celda. A continuación se ilustra:

Prueba CVD (Constant Volume Depletion)

Consiste en una serie de expansiones y desplazamientos a presión constante de la mezcla recombinada, de tal manera que el volumen de gas más líquido acumulado en la celda permanece constante al finalizar cada desplazamiento.

El gas retirado a presión constante es llevado a un laboratorio de análisis donde se mide su volumen y se determina su composición. Los factores de compresibilidad del gas retirado y de la mezcla bifásica remanentes en la celda y el volumen de líquido depositado en el fondo de la celda se deben determinar a cada presión.

Este proceso es continuado hasta llegar la presión de abandono, instante en el que se analizan las fases líquida y gaseosa remanentes en la celda. Es entonces cuando un balance molar permitiría tanto comparar la composición del fluido original con la calculada en base a los fluidos remanente y producidos, como observar si las medidas son exactas.

Reservas de Hidrocarburos

En esta sección se tomarán los conceptos dictados por el antiguo Ministerio de Energía y Petróleo de la República Bolivariana de Venezuela en materia de "Definiciones y Normas de Reservas de Hidrocarburos", publicados en Noviembre de 2005.

Anteriormente, se ha tratado de abordar cómo se puede encontrar el yacimiento, cuántos y qué tipo de fluidos contiene, las diversas maneras de producir el hidrocarburo impulsado por su propia energía, la contribución de los mecanismos de producción presentes.Y ahora, que ya se puede contabilizar los volúmenes de hidrocarburos, el interés se inclina a determinar la relación entre dicha cantidad y lo que realmente es comercial y generador de ingresos, es por ello la importancia el manejo de correcto de las siguientes definiciones:

RESERVAS DE HIDROCARBUROS:

Las reservas de hidrocarburos son los volúmenes de petróleo crudo, condensado, gas natural y líquidos del gas natural que se puedan recuperar comercialmente de acumulaciones conocidas, desde una fecha determinada en adelante.

CLASIFICACIÓN DE LAS RESERVAS DE HIDROCARBUROS:

Según la Certidumbre de Ocurrencia, las Facilidades de Producción o el Método de Recuperación, las reservas se clasifican según estos criterios:

Clasificación de las reservas de acuerdo a la Certidumbre de Ocurrencia:

Reservas probadas: Son los volúmenes de hidrocarburos estimados con razonable certeza (alto grado de confianza de que las cantidades estimadas serán recuperadas) y recuperables de yacimientos conocidos, de acuerdo con la información geológica y de ingeniería disponible y bajo condiciones operacionales, económicas y regulaciones gubernamentales prevalecientes.

Reservas probables: Son los volúmenes estimados de hidrocarburos asociados a acumulaciones conocidas, en los cuales la información geológica, de ingeniería, contractual y económica, bajo las condiciones operacionales prevalecintes, indican(con un grado menor de certeza al de las reservas probadas) que se podrán recuperar.

Reservas posibles: Son los volúmenes de hidrocarburos, asociados a acumulaciones conocidas, en los cuales la información geológica y de ingeniería indica (con un grado menor de certeza al de las reservas probables) que podrían ser recuperados bajo condiciones operacionales y contractuales prevalecientes.

Según las Facilidades de Producción:

Reservas Probadas Desarrolladas: Están representadas por el volumen de hidrocarburos comercialmente recuperable del yacimiento por los pozos e instalaciones de producción disponibles. Dentro de esta definición se incluyen las reservas detrás de la tubería de revestimiento que requieren un costo menor y generalmente no requieren uso de taladro para incorporarlas a producción. También se incluyen las que se esperan obtener por la aplicación d métodos comprobados de recuperación suplementaria cuando los equipos necesarios hayan sido instalados.

Reservas Probadas No Desarrolladas: Son los volúmenes de reservas probadas de hidrocarburos que no pueden ser recuperadas comercialmente a través de los pozos e instalaciones de producción disponibles. Incluye las reservas detrás de la tubería de revestimiento que requieren un costo mayor para incorporarlas a producción y las que necesitan de pozos nuevos e instalaciones o profundización de pozos que no hayan penetrado el yacimiento.

De acuerdo al Método de Recuperación:

Reservas Primarias: Son las cantidades de hidrocarburos que se pueden recuperar con la energía propia o natural del yacimiento.

Reservas Suplementarias: Son las cantidades adicionales de hidrocarburos que se pudieran recuperar, como resultado de la incorporación de una energía suplementaria al yacimiento a través de métodos de recuperación suplementaria (o secundaria), tales como inyección de agua, gas, fluidos miscibles o cualquier otro fluido o energía que ayude a restituir la presión del yacimiento y/o a desplazar los hidrocarburos para aumentar la extracción de petróleo.

Análisis de balance de materiales

El rol del ingeniero siempre está canalizado en proveer soluciones y mejoras a diversas situaciones, en la mayoría de los casos se trata de analizar un objeto o proceso mediante modelos que representen una aproximación al acontecimiento real o minimicen el manejo de ecuaciones complejas sin introducir un porcentaje alto de error. En el caso de un Ingeniero de Yacimientos, éste tomará ciertas consideraciones al estudiar el yacimiento, entre éstas, aplicar el Modelo tipo Tanque, el cual tratará al reservorio como un punto y a la presión como el único factor verdaderamente importante para la toma de decisiones.

Basado en lo anterior, una vez que se tiene al yacimiento como un punto dentro de un tanque (o también llamado caja), se ejecuta la muy nombrada ecuación de balance de materiales mediante el uso de sus datos PVT, de su historia de producción y el comportamiento de la presión con el tiempo para la obtención de la cantidad de petróleo original en sitio, representado en barriles, la fracción de volumen de gas en la capa de gas y el volumen inicial de crudo (más gas disuelto), así como también el índice de producción que aporta cada mecanismo.

Ahora, lo que un ingeniero jamás debe olvidar es que todo resultado obtenido tiene una incertidumbre asociada, un error o desviación de lo realmente se espera, es por ello que se cuenta con ciertos procedimientos matemáticos que permiten determinar la curva que mejor ajusta un conjunto de puntos, bien llamado mínimos cuadrados, el cual permite obtener los coeficientes de la ecuación de una línea recta para un ajuste lineal e implica un coeficiente de correlación que no es otra cosa que el indicador de calidad de dicha operación.

Si se aplica el concepto de incertidumbre a un estudio de yacimiento se podrá encontrar numerosos factores que influyen en él:

1. Datos PVT

• Temperatura
• Relación Gas - petróleo inicial
• Gravedad del gas
• Gravedad del petróleo.

2. Datos de presión

• Errores de medición
• Errores de estimación de promedios

3. Historia de producción

• Cantidad de petróleo acumulado (Np)
• Cantidad de gas acumulado (Gp)
• Producción de agua acumulada.

4. Mecanismos de empuje.

Si prosigue el estudio del yacimiento será necesario la aplicación de ciertos métodos que simplifiquen los cálculos y permitan tener una idea general del comportamiento de los fluidos dependiendo de la presión a la que se descubre, en pocas palabras, métodos que permitan hacer una predicción acerca del comportamiento del reservorio. Entre ellos (como Tarner, Pirson, Muskat, Tracy) está definido el de Schilthuis, cuya aplicación está relacionada al cumplimiento de algunas consideraciones como:

• El yacimiento es volumétrico.
• El yacimiento está saturado y su presión inicial es igual a la presión de burbujeo, implicando la inexistencia de capa de gas y Rsi igual a Rsb.

Y a algunos datos requeridos, como los siguientes:

• Propiedades de los fluidos (Bo, Bg, Rs,µo,µg) para cada valor de presión.

• Presión inicial y temperatura del yacimiento.
• Yacimiento saturado y volumétrico.
• Petróleo original en sitio a condiciones normales.
• Saturación de agua.
• Datos de la relación de permeabilidades (Kg/Ko) en función de la saturación del líquido.

El procedimiento de solución al Método de Schilthuis es el que se describe a continuación (garantizando la existencia de datos suficientes y el cumplimiento de las consideraciones):

1. Determinar el número de intervalos de presión y las presiones a las cuales se va a trabajar.
2. Asumir un valor de ∆Np/N
3. Calcular la la producción acumulada de petróleo Np/N sumando todos los incrementos de producción.
   
   
   
   
4. Determinar la saturación de líquido para la presión de interés.
   
   
   
   
5. Determinar el valor de la relación de permeabilidades Kg/Ko.
6. Calcular la relación gas - petróleo instantánea (Ri): La Ri se define como la relación entre el gas producido y el petróleo producido en un determinado momento, durante la producción de un yacimiento.
   
   
   
   
   Se hará un paréntesis en este paso para notar en qué está basada la ecuación de Ri.
   Para responder a ello, precisamente está basada en la ecuación de Darcy de la siguiente manera:
   Ri= (Tasa de producción de gas) / (Tasa de producción de petróleo)
   Tomando en cuenta que la producción de gas (Qg) proviene tanto por la capa de gas (en caso de exista) como del gas en solución; resultando
   
   
   
   Simplificando;
   
   
   
   
   
   Ahora, se usa de nuevo la ecuación de darcy para definir los términos de caudal de gas y petróleo, respectivamente, para un sistema radial:
   
   
   ,
   
   
   Al sustituir y simplificar, finalmente resultando, la que ya se conoce y se vió anteriormente:
   
   
   
   
   
7. Calcular el incremento de la producción de gas
   
   
   
   
8. Calcular la producción de gas acumulada para la presión d interés.
   
   
   
   
9. Calcular la relación gas - petróleo de producción (Rp= Gp/Np).
10. Con los valores de Rp y Np/N verificar si el ∆Np/N asumido era el correcto (resultado comprendido entre 0.99 y 1.01)
    
    
    
    
11. Si el valor es correcto se puede continuar, de lo contrario debe devolver al paso N° 2.
12. Determine el valor de Np a partir del Np/N asumido.
13. Pase al siguiente valor de presión e inicie en el paso 1.

Ecuación de Balance de Materiales

El concepto de la ecuación de balance de materiales fue presentado por Schilthuis, en 1941. Ha sido considerada como una de las herramientas básicas de la ingeniería de yacimientos para la interpretación y predicción del funcionamiento de un yacimiento. Dicha ecuación, permite estimar el volumen de hidrocarburos original en sitio, predecir el comportamiento y recobro final de los yacimientos, especialmente los que producen por gas en solución o depleción, así como también predecir los factores de recobro dependiendo de los tipos de mecanismos de empuje primarios o naturales ya mencionados en artículos anteriores en el blog. En su forma más simple se tiene:

Volumen inicial = volumen remanente + volumen removido

Seguidamente, existen ciertas consideraciones que deben cumplirse fundamentalmente para aplicar balance de materiales, ellas son:

• Presión uniforme en todo el yacimiento.
• El PVT es representativo del yacimiento.
• Equilibrio termodinámico entre el gas y el petróleo a presión y temperatura de yacimiento.

Antes de comenzar con la deducción de la ecuación de balance de materiales se definirán algunos términos con su respectiva denotación:

Deducción de la ecuación de Balance de materiales (EBM):

Cabe recordar que el volumen de petróleo en sitio, está dado por:

Ahora, si se trata al espacio poroso del yacimiento como un contenedor ideal, como el que seguidamente se muestra, se puede estudiar haciendo un balance volumétrico:

Las expresiones del balance volumétrico pueden ser deducidas para contabilizar los cambios de volumen que ocurren durante la vida de producción natural del reservorio. A continuación, otra forma general de escribir la Ecuación de Balance de Materiales:

Volumen poroso ocupado por el petróleo original en sitio a una presión inicial

+

Volumen poroso ocupado por el gas en la capa de gas a una presión inicial

=

Volumen poroso ocupado por el petróleo remanente a una presión P

+

Volumen ocupado por el gas en la capa de gas a una presión P

+

Volumen ocupado por el gas en solución a una presión P

+

Volumen ocupado por el influjo neto de agua a una presión P

+

Cambio de volumen poroso debido a la expansión del agua connata y reducción del volumen poroso por la expansión de la roca

+

Volumen poroso ocupado por el gas inyectado a P

+

Volumen poroso ocupado por el agua inyectada a P

Volumen poroso ocupado por el petróleo original en sitio

Volumen ocupado por el petróleo original en sitio=N*βoi

Volumen poroso ocupado por el gas en la capa de gas a una presión inicial

Volumen ocupado por la capa de gas = m*N*βoi

Volumen poroso ocupado por el petróleo remanente a una presión P

Volumen de el petróleo remanente =

Volumen ocupado por el gas en la capa de gas a una presión P

A medida que la presión alcanza un nuevo nivel P, el gas en la capa de gas se expande y ocupa un volumen mayor. Además, asumiendo que nada de gas es producido en la capa de gas durante la declinación de presión, el nuevo volumen de la capa de gas será:

Volumen ocupado por el gas en solución

Este término volumétrico puede ser determinado aplicando balance de materiales al gas en solución:

[Volumen de gas en solución ]

=

[Volumen de gas inicialmente en solución]

-

[Volumen de gas producido]

-

[Volumen de gas remanente en solución]

Mediante sustitución, la ecuación anterior resulta:

Volumen de gas en solución =

Volumen ocupado por el influjo neto de agua

Influjo neto de agua = We-Wp*βw

Cambio en el volumen poroso debido al agua inicial y a la expansión de la roca

Esta sección de la ecuación describe la disminución del volumen poroso a los hidrocarburos debido a los efectos de compresibilidad del agua connata y de la roca que no pueden ser despreciados cuando se estudia un yacimiento de petróleo subsaturado. Generalmente, dichos efectos se pueden despreciar en yacimientos con empuje por capa de gas como energía natural, cuando están por debajo de la presión de burbuja. Anteriormente, se ha dado la expresión de compresibilidad, que describe los cambios de volumen de un fluido o materia con cambios de presión:

ó

Así que, la reducción del volumen poroso producto de la expansión del agua connata en la zona de petróleo y la capa de gas, está dada por:

Expansión de agua connata = [(volumen poroso)*Swi]*Cw*∆P

Sustituyendo por el volumen poroso (P.V):

Expansión de agua connata

De manera similar, la reducción del volumen poroso por la expansión de la matriz rocosa, está dada:

Cambio de volumen poroso

Combinando la ecuaciones anteriores, se tendrá que el cambio en el volumen poroso total:

Volumen poroso ocupado por la inyección de agua y gas

Asumiendo que el volumen de gas (Gpij) y el volumen de agua (Wpij)han sido inyectados a presión constante, el volumen ocupado por estos dos fluidos está dado por:

Volumen total

Combinando todas las ecuaciones, respetando el balance volumétrico, la EBM estará dada para el cálculo de volumen de petróleo de la siguiente manera:

Si expresamos Gp=Rp*Np, la EBM resultará:

Mecanismos de producción

En el campo petrolero cuando nos referimos a producción, siempre estaremos considerando la construcción de modelos dinámicos que permitan conocer el comportamiento de los fluidos contenidos en las rocas, cuantificar los volúmenes de hidrocarburos, cuánto de éstos son recuperables y por lo tanto tomar decisiones acerca de los procesos o mecanismos a emplear para extraer de manera exitosa e interesada el petróleo y gas o ambos en combinación. Este éxito va a depender más que de un potencial humano, de la tecnología que pueda ofrecerse en el competente mercado y lo más importante, no sólo que esté disponible sino además asequible.

Así que, la producción de los hidrocarburos no parece en la mayoría de las veces un proceso sencillo, es por ello que se invoca la suma importancia de los datos de PVT para la aplicación de una ecuación que permite cuantificar los efectos de los mecanismos de producción a medida que ocurre la declinación de la producción o vaciamiento. Esta ecuación es denominada Ecuación de Balance de Materiales y se expresa a continuación:

Vaciamiento = ∑ Mecanismos de Producción

¿Cuáles son los mecanismos de producción?

• Compresibilidad de la roca y de los fluidos.
• Liberación de gas en solución.
• Segregación gravitacional.
• Empuje por capa de gas.
• Empuje hidráulico.
• Inyección de fluidos.

Compresibilidad de la roca y de los fluidos

Cuando la presión interna del fluido en los poros de una roca yacimiento, acostumbrada a ser sometida a la presión de las capas suprayacentes por la acumulación constante de sedimentos, se reduce, ocurre que el volumen total de la roca disminuye mientras que el volumen de la matriz mineral o material sólido aumenta, tendiendo a reducir por consiguiente la porosidad. Esto ocurre debido a la compresibilidad de la roca, cuando es sometida a una reducción de presión, la misma va a expandirse hacia la zona de menor esfuerzo y en este caso de trata hacia el poro.

Mientras que los fluidos, sin importar citar alguno en particular, se expanden, aumentando su volumen. Para calcular este volumen total hacemos uso de la siguiente ecuación, siempre considerando que el yacimiento se encuentra por encima de la presión de burbuja:

V = Vi*[1+ c*(Pi - P)]; donde c es la compresibilidad del fluido.

C = - dV/(V *dp)

Y si se quiere expresar en factor volumétrico de formación de petróleo:

βo = βi*[ 1 + c*∆P] ;

Los gases están gobernados por una ecuación de estado, así que su compresibilidad será dada de la siguiente manera:

Cg = (1/P) - (dZ/Z*dP)

Liberación de gas en solución

También podemos referirnos a este mecanismo en los términos siguientes: Empuje por gas en solución, empuje por gas disuelto, empuje por gas interno. La principal fuente de energía es el resultado de la liberación de gas del petróleo y la subsecuente expansión del gas en solución a medida que disminuye la presión, cuando ésta pasa el punto de burbuja, las burbujas son liberadas dentro del diminuto espacio poroso. Producto de la expansión de la burbujas, éstas obligan al petróleo a salir del poro, como se muestra en la siguiente figura:

Segregación gravitacional

La segregación gravitacional ocurre en yacimientos de petróleo como resultado de la diferencia de densidades de los fluidos del yacimiento, los cuales han estado sujetos a las fuerzas de gravedad. Debido al largo período de tiempo que toman los procesos de migración y acumulación se asume que los fluidos están en equilibrio y de ser así entonces, los contactos agua-petróleo y gas-petróleo son esencialmente horizontales (ver figura adjunta). En este mecanismo de producción actúan principalmente las fuerzas gravitacionales, pero también las viscosas y capilares. Existe una propiedad de la roca que depende de la disposición de los granos y por tanto de la dirección, es definida como la capacidad que tiene la roca de dejar pasar fluidos a través de ella, denominada permeabilidad. En este tipo de mecanismo las condiciones de desplazamiento vertical deben ser favorables, centrando entonces la atención en la alta permeabilidad vertical. Otros factores que permiten una menor resistencia al flujo son el ángulo de buzamiento de los estratos y menor viscosidad de petróleo. Con un buzamiento pronunciado habrá una mayor eficiencia del mecanismo, ya que el petróleo desde el tope de la columna se reemplaza por gas liberado y drena hacia abajo fundamentalmente debido a la gravedad.

Distribución habitual de los fluidos en un yacimiento

Empuje por capa de gas

Mediante una caída de presión la capa de gas libre tenderá a empujar al petróleo hacia el pozo, actuando como un pistón, desplazando y reemplazando los volúmenes de los hidrocarburos producidos. La reducción de la presión actuará en proporción a estos volúmenes removidos y dependerá de la calidad del yacimiento. Debido a la habilidad de expansión de la capa de gas, estos yacimientos son caracterizados por una lenta declinación de la presión y la energía natural disponible para producir petróleo proviene de dos fuentes: 1) Expansión de la capa de gas, y 2) Expansión del gas en solución cuando éste es liberado.

Empuje hidráulico

En este caso se refiere a la presencia de un acuífero, cuyo comportamiento ante una reducción de presión se basa en la expansión del agua para desplazar al petróleo y/o gas desde el yacimiento hacia el pozo. El acuífero puede estar limitado por una roca impermeable, y formar el acuífero y yacimiento, juntos una unidad cerrada (volumétrico). Este mecanismo resulta con alta eficiencia en yacimientos de petróleo más que en yacimientos de gas y donde el volumen del acuífero sea mucho mayor que el yacimiento, o cuando está conectado a una recarga superficial, como puede verse en la figura. Cuando disminuye el aporte de agua, la tasa de producción de hidrocarburos cae rápidamente, reduciendo por tanto el factor de recobro.

Inyección de fluidos

El principio de este mecanismo es lograr la estabilidad del pozo mediante el mantenimiento de la presión y desplazar al petróleo mediante la reducción de su viscosidad para romper la resistencia a fluir. El último caso es aplicado a yacimientos de petróleo con valores menores a 10° API.

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).