03 diciembre 2007
DIFERENCIA ENTRE PETROLEO NEGRO Y PETROLEO VOLATIL ¿Te gusta este artículo? Compártelo Compártelo
No se pueden establecer establecer diferencias 100% exactas exactas que permitan permitan delimitar delimitar los crudos negros de los volátiles, volátiles, es decir, decir, no hay diferenciación completamente exenta de equivocaciones entre los mismos. El h echo de tratar de hacerlo esta ligado inevitablemente inevitableme nte a cierta subjetividad, por esa razón al momento de hacer dicho estudio se debe enfocar y p restar especial atención a tópicos como los siguientes:
L a defi ni ción qu e car caracteri acteri za cada uno de los petróleos a estudi estudi ar, l os procesos procesos de metodolo gía llevados l levados a cabo en el labor atori o, la i nterpr etac etación ión de los resul resul tados de laborator io dentr o del yacimi ento y los demá demás factores que in fl uyen en l a di fer enciaci ón de ambos cru dos vié ndol os como un siste sistema. ma.
Normalmente se suele diferenciar diferenciar el petróleo negro del petróleo petróleo volátil por la relación relación Gas-petróleo (GOR) (GOR) que poseen y/o su factor volumétrico de for mación de petróleo (Bo), los cuales poseen los siguientes límites para su d iferenciaci iferenciación: ón:
Aquellos crudos cuyos límites se encuentran por debajo de los señalados en la tabla se clasifican como petróleos negros, mientras que los que se encuentran por arriba se clasifican como petróleos volátiles.
El autor P.L. Moses escritor de libro Engineering Applications of Phase Behavior of Crude Oil and Con densate Systems denomina denom ina estos fluidos de una manera diferente, él les da el nombre d e “crudos ordinarios” (ordinary oils) y “crudos cercanos al punto critico” (near critical oils) ya que según su criterio todos los crudos son de alguna forma mas ò menos volátiles en su composición.
Según la compañía INLAB, que presta sus servicios a la industria del petróleo y del gas, la manera mas sencilla de caracterizarr los yacimientos de petróleo volátil (un poco complejos en su comportamiento) es la de determinar cuan caracteriza aplicables son ciertos factores relacionados con la caracteriz caracterización ación y evaluación de los yacimientos, por ejemplo el factor volumétrico de formación (Bo). Cabe destacar que los petróleos vo látiles se encuentran clasificados entre los yacimientos de crudo negros y los yacimientos de gas y condensado. Por esa razón es importante conocer las propiedades de estos dos, para luego concluir acerca de los crudos volátiles.
Para la caracterización de los yacimientos de petróleo n egro, el factor volumétrico de formación es sumamente importante en un principio, ya que es este el q ue determina la relación de crudo que se puede extraer a condiciones de yacimiento y el crudo que se extrae a condiciones de superficie. Es simple el poder correlacionar dicho valor de una condición a otra, por ejemplo del yacimiento a la superficie o viceversa.
Sin embargo en los yacimientos de gas y condensado el factor volumétrico de formación no tiene mucha importancia ya que se puede determinar que el crudo en la superficie (dentro del tanque) no viene d el crudo presente en el yacimiento. En cambio podemos tomar en cuenta la producción acumulada, expresada como una fracción molar o volumétrica (STD) que se produce en cada fase de la depletacion. De igual manera se puede correlacionar esta propiedad entre las condiciones de superficie y de yacimiento con relativa facilidad.
Lo antes expuesto nos lleva a concluir que el factor volumétrico de formación Bo es muy bueno para llevar a cabo la caracterización de los crudos n egros, pero para los volátiles no es de gran ayuda, en este caso es de mayor utilidad la producción acumulada la cual nos sirve para describir su comportamiento y que en el caso de los crudos negros no es de ninguna ayuda pues no tiene sentido hablar de fracciones molares y volúmenes de p etróleo y gas ya que estas cantidades son completamente diferentes durante las múltiples fases de la liberación diferencial.
Entonces como los petróleos volátiles se encuentran en el medio de los crudos antes descritos, podemos inferir que n i el Bo ni la producción acumulada nos sirven para caracterizar de la mejor manera este tipo de crudos, y eso debido a que parte del crudo en superficie se obtiene al condensarse aquellos componentes del gas libre en la producción de crudo. Además de eso una cantidad importante de los moles en el crudo al principio de la producción se transforman como gas en la fase de depletacion. Al suceder esto, dicha fase se produce como gas y también se acumula como crudo mediante la condensación a condiciones de superficie.
Se debe tener en cuenta que ocurre un gran cambio en el volumen de crudo que se encuentra en el yacimiento durante la fase de depletacion, y el mismo se ve afectado si este se encuentra en contacto con el gas que se libera. Por este motivo se puede inferir que la liberación diferencial no es la mas adecuada para predecir el comportamiento de los crudos volátiles ni para caracterizarlos.
s del estudio detallado de las cur vas de Es por eso que los sistemas de crudo volátil deben enton ces descri bi rse a tr avé permeabilidad relativa puesto q a u na determinada presión de yacimiento se pueden encontrar diferentes cantidades producidas de crudo y gas a través de la relación de gas petróleo alcanzada en pozos productores.
Yacimientos de Petróleo Volátil Los yacimientos de petróleo volátil se caracterizan por poseer temperaturas menores al punto critico pero muy cercanas por lo que el hidrocarburo presente posee alto contenido de gas o componentes en gran cantidad característicos del gas. La composición típica de muestras de hidrocarburos provenientes de este tipo de yacimientos es la siguiente: metano 65%, etano 7%, butano 4%, pentano 3%, hexano 1 %, Heptano y otros 15%. Como se puede observar los compuestos químicos que constituyen dicho hidrocarburo en su mayor proporción son livianos. Las características básicas de este tipo de yacimientos son: · Temperatura del yacimiento ligeramente inferior a la temperatura critica · La mezcla de hidrocarburos a condiciones iniciales, se encuentra en estado líquido cerca del punto critico. · Equilibrio de fase en estos yacimientos es precario. Alto encogimiento del crudo cuando la presion del yacimiento cae por debajo de la presiona de burbuja. · El liquido producido tiene las siguientes características: Color: amarillo oscuro a negro. API mayor a 40° RGP entre 2000 – 5000 PCN/BN Bo mayor a 1.5 BY/BN Análisis PVT para petróleos volátiles Es razonablemente representativo de los procesos que ocurren durante la depletación. Tanto en la celda PVT, como en el reservorio, el líquido retrógrado queda retenido en el volumen inicial del sistema.
· El efluente de la celda PVT es r epresentativo del efluente de los pozos productivos. · El fluido remanente en la celda PVT es equivalente al fluido que permanece en el reservorio durante la depletación. Sin embargo, el estudio PVT de Petróleos Volátiles no es, en general, adecuadamente representativo de los procesos típicos del reservorio.
· Los estudios flash (de 2 ó 3 etapas) representan el comportamiento del fluido mientras permanece en forma monofásica a nivel del reservorio. A presiones menores a la Pb, el comportamiento de los separadores se aparta marcadamente del comportamiento previo.
· La CVD es sólo una aproximación del comportamiento real del fluido. Ej: la producción acumulada determinada en el laboratorio se calcula mediante la producción de gas únicamente. En el reservorio, tanto la fase gaseosa como la fase líquida alcanzan la zona de producción, dando lugar a un comportamiento netamente diferente en la relación Producción Acumulada vs Presión.
En general el estudio PVT debe adaptarse a las condiciones propias de cada reservorio para que permita predecir adecuadamente el comportamiento esperable durante la producción.
En el diagrama de fases acontinuacion se evidencia el comportamiento de un yacimiento de petroleo volatil representado por la trayectoria C-C1:
También se le llama crudo de bajo encogimiento o crudo ordinario. Estos crudos presentan por lo general una gravedad °API igual o menor a 45 y el contenido de C + mayor o 7
igual a 30%. Las temperaturas del yacimiento son menores de 250 °F. La gravedad decrece lentamente con el tiempo hasta bien avanzada la vida del yacimiento donde vuelve a incrementarse ligeramente. Este crudo es normalmente negro (compuestos pesados) aunque pude ser marrón o verduzco. También, reciben el nombre de Yacimientos Saturados. Esto corresponde, cuando el petróleo no acepta más gas en solución bajo las condiciones de temperatura y presión existentes, lo que ocasiona que cualquier exceso de gas se desplace [10]
hacia la parte superior de la estructura, formando una capa de gas sobre el petróleo.
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2.4.2.1.1 Yacimientos de Petróleo Negro Estos tipos de petróleos también son llamados crudos de bajo encogimiento o petróleos ordinarios. El petróleo negro es líquido a condiciones iniciales en el yacimiento y exhibe punto de burbujeo, a medida que la presión decrece por debajo de éste, libera gas en el espacio poroso. El nombre de petróleo negro es un nombre errado, ya que el color de estos tipos de petróleo no siempre es negro.
2.4.2.1.2 Yacimientos de Petróleo Volátil Los petróleos volátiles reciben este nombre debido a que ellos exhiben propiedades de un petróleo que se encuentra en el yacimiento a temperatura cerca de su punto crítico. Estas propiedades incluyen un alto encogimiento o disminución inmediata al caer la presión por debajo del punto de burbujeo. En casos extremos, el encogimiento puede llegar hasta 45 % del hidrocarburo que ocupa el espacio poroso con una reducción de 10 Lpc por debajo del punto de burbujeo. 2.4.2.2 Yacimientos de Gas
Si la temperatura del yacimiento es mayor que la temperatura crítica del fluido del [12]
yacimiento, es considerado como un yacimiento de gas subdividir en:
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♣ Yacimientos
de gas condensado o gases retrógrados.
♣ Yacimientos
de gas húmedo.
♣ Yacimientos
de gas seco.
. Los yacimientos de gas se pueden
2.4.2.2.1 Yacimientos de Gas Condensado El gas condensado se puede definir como una mezcla de hidrocarburos en estado gaseoso con líquido disuelto. Esta mezcla de hidrocarburos se encuentra conformada principalmente por metano (%). El gas condensado es también llamado gas condensado retrógrado o gases retrógrados. El líquido producido en tanque de un yacimiento de gas condensado es a menudo llamado condensado al igual que el líquido producido en el yacimiento. Sin embargo, para el líquido que se condensa en el yacimiento un mejor nombre es líquido retrógrado. Este tipo de yacimientos, se caracteriza por producir líquidos entre incoloros y amarillos (aunque se han reportado condensados negros), en el orden de 10 a 200 , generando una relación de gas-condensado (), cuyo valor varía entre un rango de 5.000-100.000 y una gravedad del condensado, entre 40 y 60°.
2.4.2.2.2 Yacimientos de Gas Húmedo Este tipo de yacimiento se caracteriza por presentar mayor contenido de componentes intermedios y pesados. Los Yacimientos de Gas Húmedo producen líquido en superficie al pasar la mezcla a través del sistema de separación, generando relaciones gas-líquido () mayores de 15.000 . La palabra húmedo en los gases húmedos no significa que el gas esté humedecido con agua, sino se refiere a los hidrocarburos líquidos los cuales se condensan a condiciones de superficie. 21
Los gases húmedos difieren de los gases condensados en lo s iguiente: ♣ No
ocurre condensación retrógrada durante el agotamiento de presión.
♣ Tiene ♣ La
menor cantidad de componentes pesados.
cantidad de líquido condensado en el separador es menor.
2.4.2.2.3 Yacimientos de Gas Seco Los hidrocarburos contenidos en este tipo de yacimiento están conformados principalmente por metano (%) con pequeñas cantidades de pentano y componentes más pesados (). Debido al elevado contenido de componentes volátiles que contiene, la condensación de líquido solo se obtiene a temperaturas inferiores a 0 °F, mediante procesos [12]
criogénicos, que permiten extraer cierta cantidad de líquido del gas s eco. Aunque los gases secos no contienen suficientes moléculas de hidrocarburos pesados para formar líquidos a condiciones de superficie, en ingeniería de petróleo, cuando se forma un volumen de condensado que no supera los , es decir, relaciones gas-líquido () de o mayores, los efectos sobre cálculos de gravedad específica y producción acumulada de gas son insignificantes y los gases pueden ser tratados como secos. A estos yacimientos se les conoce también como yacimientos no asociados. 22
2.4.2.3 Yacimientos de Gas-Petróleo
Son aquellas acumulaciones de petróleo que tienen una capa de gas en la parte más alta de la trampa. La presión ejercida por la capa de gas sobre la del petróleo es uno de los mecanismos que contribuye al flujo natural del petróleo hacia la superficie a través de los pozos. Cuando baja la presión y el petróleo ya no puede subir espontáneamente, puede inyectarse gas desde la superficie a la capa de gas del yacimiento, aumentando la presión y recuperando volúmenes adicionales de petróleo.
En el punto C, el fluido del yacimiento se encuentra en e stado monofásico, denominado en este caso líquido, debido a que la temperatura está por debajo de la temperatura crítica. Este tipo de yacimiento se denomina de punto de burbujeo, ya que a medida que la presión disminuye se alcanzará el punto de burbujeo, punto C1. Por debajo del punto de burbujeo aparecen burbujas, o una fase de gas libre. Eventualmente, el gas libre comienza a fluir hacia el pozo, a umentando continuamente. Inversamente, el petróleo fluye cada vez en cantidades menores, y cuando el yacimiento se agota queda aún mucho petróleo por recuperar. por estar muy cerca del punto critico se puede hablar de un yacimiento de petroleo volatil.
