Las Propiedades del Gas y el Petróleo Estudios PVT
Lic. Marcelo A. CrottiDiagramas P-T. Sistemas de un solo componente En la Fig. 1 se muestra un diagrama de fases típico para equilibrios LíquidoVapor. En base a las variables representadas en ambos ejes de coordenadas, este diagrama suele designarse como diagrama P-T (Presión-Temperatura). El caso graficado representa la situación habitual para el equilibrio de fases de un componente puro (Sistema de un solo componente). Por lo tanto las conclusiones alcanzadas son aplicables al metano puro, al agua pura, al benceno puro o a cualquier otro compuesto individual.
Fig. 1: Diagrama P-T, para un sólo componente En este diagrama se suelen marcar algunas zonas y puntos característicos: ü
La curva que termina en el punto "1" une los puntos de presión y temperatura en los que pueden coexistir la fase líquida y la fase gaseosa.
ü
El punto identificado como "1" hace referencia a lo que se conoce como punto crítico del sistema. Representa la máxima temperatura y la máxima presión a la que pueden coexistir Gas y Líquido.
ü
Las "zonas" identificadas identificadas con las letras "L" y "G" representan las áreas de este diagrama en que el sistema se encuentra como Gas o cómo Líquido.
Algunas conclusiones simples derivadas de este diagrama son las siguientes. 1. Se observa observa que una vez fijada la temperatura, existe una una sola presión presión de coexistencia entre las dos fases. A presiones mayores a ésta, todo el sistema se encuentra en fase líquida. Y a presiones menores todo el sistema se encuentra en fase gaseosa. Algunos autores prefieren llamar Vapor a la fase gaseosa cuando se encuentra a temperaturas inferiores a la temperatura crítica (donde se puede generar líquido mediante una compresión isotérmica). Por razones que se explicitarán en los próximos párrafos, este tipo de denominaciones tiende a oscurecer detalles mucho más significativos. 2. Cuando Cuando se varía varía , en forma isotér isotérmica, mica, la presió presión n de un fluido fluido que se encuentra a temperaturas superiores a la temperatura crítica, no se
observan cambios de fase en el sistema, por mucho que se aumente o disminuya la presión. Los gases permanentes (Nitrógeno, oxígeno, helio, etc) son un ejemplo de este comportamiento a temperatura ambiente: No es posible formar líquido mediante la compresión de estos gases a temperatura ambiente . 3. Tampoco Tampoco es posible posible separ separar ar una fase fase líquida líquida por enfriam enfriamiento iento de de un fluido a presiones por encima de la presión crítica. Sin embargo mediante un análisis más detallado de este diagrama pueden obtenerse algunos resultados aparentemente sorprendentes. Las Fig. 2 y 3 muestran dos caminos termodinámicos alternativos para llevar un mismo sistema desde las condiciones correspondientes al punto "A" hasta las condiciones del punto "Z". ü
En el camino esquematizado en la Fig. 2 se realiza una compresión isotérmica, de modo que al cortar la curva de equilibrio Líquido-Vapor se observa el cambio de fase en el sistema. De este modo parece natural afirmar que, durante durante la compresión isotérmica, isotérmica, partiendo del gas "A" se obtuvo el líquido "Z".
ü
En el camino elegido en la Fig. 3 también se parte del punto "A" y se llega al punto "Z", pero se recorre un camino que implica un calentamiento isobárico (A-B), una compresión isotérmica (B-C), un enfriamiento isobárico (C-D) y una expansión isotérmica (D-Z). Sin embargo, pese a que se alcanza el mismo estado final, en ningún momento se produce un cambio de fase.
Termodinámico Alternativo Fig. 2 : Camino Termodinámico Isotérmico Fig. 3 : Camino Termodinámico Basados en la conclusión preliminar aportada por la Fig. 2, podríamos decir que mediante el recorrido termodinámico de la Fig. 3 hemos transformado un gas en líquido sin producir un cambio de fases. Cabe aclarar que los equilibrios termodinámicos no registran la historia previa del sistema. Una vez alcanzado el punto "Z" no hay manera de determinar si se alcanzó a través del camino de la Fig. 2, el de la Fig. 3 o cualquier otro camino posible. Si afirmamos que el punto "Z" corresponde al estado líquido, no importa de que forma hemos alcanzado dicho punto. Aparentemente hay algún tipo de paradoja o razonamiento engañoso en el
desarrollo previo, de modo que cabe preguntarse: Dónde está la falla del razonamiento presentado?. Por un camino vemos formarse líquido y por el otro no, y los productos finales son idénticos. Y aunque parezca extraño no hay trucos en el desarrollo previo. La falla se encuentra en la definición de Líquido y Gas que empleamos regularmente. Por el camino de la Fig.2 afirmamos que el punto "Z" corresponde a un líquido porque lo vimos formarse a expensas de la fase que estaba presente (en algún momento comenzaron a formarse gotas más densas que su entorno, a partir del fluido sometido a presión). Sin embargo veremos que sólo es válido hablar de Líquido o de Gas cuando ambos coexisten . En esos casos no hay dudas: el líquido es la fase más densa. Pero cuando hay una sola fase presente, es conveniente hablar de fluido monofásico para evitar errores conceptuales que pueden conducir a malas interpretaciones interpretaciones en el comportamiento comportamiento de los sistemas termodinámicos. De este modo podemos afirmar que los puntos "A" y "Z" corresponden a fluidos monofásicos de muy diferente densidad. Y esto nos permite trabajar sin ambigüedades con las zonas de la curva cercanas al punto crítico. En esta zona las densidades del gas y del líquido son lo suficientemente cercanas como para que resulte difícil diferenciar ambas fases excepto que coexistan en el mismo recipiente. En cualquier otro caso se debe hablar de fluido monofásico y la eventual formación de gas o de líquido (a partir de la otra fase) dependerá del camino termodinámico siguiente. Y todo esto nos lleva a un concepto que es fundamental en la caracterización del comportamiento de los reservorios de gas y petróleo: Un gas a alta presión tiene propiedades muy cercanas a las de un líquido . Entre otros fenómenos no habituales, esta característica conduce a la posibilidad de que un gas disuelva líquidos.
Sistemas multi-componentes Cuando se estudian los equilibrios Líquido-Vapor de sistemas formados por más de un componente se obtienen diagramas P-T como el de la Fig. 4. En estos casos, en vez de una línea de coexistencia de fases se obtiene una curva cerrada denominada “campana”. Es simple visualizar la razón por la que en sistemas de más de un componente existe una amplia zona de co-existencia de gas y líquido: Si imaginamos una mezcla por partes iguales (50% molar) de un componente liviano y un componente pesado (menos volátil) podemos alcanzar la zona de co-existencia gas-líquido desde dos extremos bien diferentes a la misma temperatura. ü
Por despresurización de una mezcla homogénea que, como ya vimos, denominamos líquido pues al descomprimirla forma burbujas de gas.
ü
Por compresión de una mezcla homogénea que denominamos gas pues al comprimirla forma gotas de líquido.
En el primer caso (formación de gas a expensas de la mezcla global), cuando se
forman las primeras burbujas, su componente mayoritario mayoritario es el componente más volátil, mientras que el líquido mantiene, prácticamente, prácticamente, la composición global inicial. En el segundo caso (formación de líquido a expensas de la mezcla global), cuando se forman las primeras gotas, su componente mayoritario es el componente menos volátil, mientras que el gas mantiene, prácticamente, prácticamente, la composición global inicial. Por lo tanto tenemos dos composiciones bien diferenciadas de gas y líquido en coexistencia a la misma temperatura. Y cada una alcanza el equilibrio a presión diferente. Es fácil determinar que el primer equilibrio (descompresión del líquido) se produce a mayor presión pues el líquido correspondiente tiene una contribución del 50% del componente más liviano. Por esta razón su presión de vapor debe ser mayor que la del líquido obtenido por el segundo camino (compresión de gas) donde el líquido está formado mayoritariamente por el componente menos volátil.
Fig. 4 : Diagrama P-T, para sistemas multi-componentes Sin embargo esta co-existencia de gas y líquido en una amplia franja también alcanza un límite: ü
Existe una determinada temperatura a partir de la cual no es posible obtener gas y líquido en equilibrio. Esta temperatura se denomina “Cricondenterm”.
ü
Existe una determinada presión a partir de la cual no es posible obtener gas y líquido en equilibrio. Esta presión se denomina “Cricondenbar”.
En general las líneas correspondientes a estas presiones y temperaturas límite alcanzan la campana en puntos diferentes. Y, adicionalmente, ninguno de estos puntos se asocia a lo que conocemos como Punto Crítico del sistema. Esta definición también resulta aplicable a los sistemas de un solo componente. De hecho, una rápida inspección de la Fig. 4 muestra que la definición de Punto Crítico apta para un solo componente deja de tener aplicación en sistemas de múltiples componentes. En estos casos se define: ü
Punto Crítico es aquél en que las propiedades del gas y del líquido resultan indistinguibles .
Fenómenos Retrógrados Debido a que el Punto Crítico es habitualmente un punto diferente a los límites de presión y temperatura para la coexistencia de gas y líquido, se originan una serie de fenómenos curiosos conocidos como “retrógrados”. A continuación haremos una exposición simple que no sólo permite comprender conceptualmente este fenómeno propio de los reservorios de gas y condensado y casquetes de petróleos volátiles, sino que es aplicable a muchas situaciones que involucran equilibrios de fases a altas presiones, tanto en estudios PVT de laboratorio como en condiciones de reservorio. Resumidamente, Resumidamente, la "anomalía" de la condensación retrógrada se manifiesta en: 1. La condensación condensación de líquido líquido durante durante la expansión a temperatura temperatura constante constante de un gas (Donde el fenómeno "normal" es la condensación durante la compresión del gas). 2. La condensación condensación de líquido líquido durante durante el calentamiento a presión presión constante constante de un gas (Donde el fenómeno "normal" es la condensación durante el enfriamiento del gas). Para introducir estos fenómenos no es necesario recurrir a los diagramas P-T (donde la demostración es clara pero algunos conceptos físicos pueden quedar ocultos). En realidad vamos a tratar de emplear al sentido común para mostrar que la condensación retrógrada es un proceso "normal". Cuando hay dos fases fluidas en un sistema, es muy fácil decidir cuál es el
líquido y cuál es el gas: La fase superior corresponde al gas y la inferior al líquido. La diferencia más notable entre un gas y un líquido es la densidad. Y la densidad está ligada a la distancia que separa las moléculas. Si las moléculas están muy distanciadas (como suele ocurrir en el estado gaseoso) la densidad es baja. Pero las moléculas se acercan entre sí por dos razones. 1 A bajas temperaturas porque la agitación térmica no logra contrarrestar las fuerzas de atracción entre moléculas (Fuerzas de Van der Waals) y se produce la condensación "normal" (formación de líquidos por enfriamiento). 2 A altas presiones. Entregando alta energía al sistema para "obligar" a las moléculas a permanecer en contacto pese a la agitación térmica. De este modo tanto en los líquidos como en los gases a alta presión, las densidades son altas. Y esto hace que los gases a alta presión tengan un comportamientos similar al de los líquidos. Y por esta misma razón los gases a alta presión son capaces de "disolver" líquidos. La disolución implica la mezcla íntima de las moléculas. Es difícil imaginar la "disolución" de un líquido en un gas a presión atmosférica pues en el mismo volumen en que el gas tiene apenas 1 molécula, una fase líquida puede contener cientos de moléculas. Pero en los gases a muy alta presión (200 ó más Kg/cm 2) las distancias moleculares se acortan de tal manera que es perfectamente razonable aceptar que una fase gaseosa en esas condiciones puede disolver moléculas más pesadas (el gas y el líquido pasan a tener cantidades similares de moléculas por unidad de volumen).
ocurre si (luego de disolver algo de líquido), un gas a alta Entonces qué ocurre si presión se expande? . Respuesta : Pierde su capacidad de disolver líquidos (pasa a comportarse como un gas con las moléculas distanciadas) y los componentes pesados se desprenden generando lo que se conoce como condensación retrógrada, que es perfectamente "normal". Y lo mismo pasa cuando un gas a alta presión se calienta (en forma isobárica). La expansión térmica aleja las moléculas del gas y los componentes pesados se desprenden de la masa gaseosa. La explicación es sencilla, pero el problema subyacente es otro. Como mencionamos en otros desarrollos, los que trabajamos con petróleo y gas natural estamos acostumbrados a calificar las mezclas no por lo que son, sino por lo que va a ocurrir con ellas. En este caso (condensación retrógrada) calificamos de gas a la mezcla inicial homogénea porque a partir de ella, mediante un proceso común en la producción de los reservorios, se empieza a desprender un líquido. Qué otra cosa puede ser una mezcla de la cual se desprenden gotas más
densas que el fluido original?. La respuesta puede ser sorprendente, pero para ello es conveniente emplear los diagramas de fases : Partiendo de una mezcla representada por el punto "X" en la figura 5, podemos estudiar su comportamiento mientras se la somete a una despresurización isotérmica (camino (camino "a") o un calentamiento calentamiento isobárico (camino (camino "b"): ü
Camino "a" . Es el camino termodinámico típico de los estudios PVT para fluidos de reservorios sometidos a depletación. En este caso diríamos que nos encontramos frente a un Petróleo muy subsaturado. Cuando la presión desciende lo suficiente se comienza a liberar gas en el seno del fluido, dado que se "corta" la campana por la curva de presiones de burbuja (Trazo azul).
Fig. 5 - Dos Caminos Termodinámicos para la misma mezcla ü
perfectamente válido, pero Camino "b" . Es un camino termodinámico perfectamente infrecuente en la industria del petróleo, donde los procesos de reservorio transcurren (generalmente) a temperatura constante. Lo interesante de este camino es que cuando la temperatura sube lo suficiente, del seno de la muestra comienza a liberarse líquido (se "corta" la campana por la curva de presiones de rocío representada con trazo rojo). De este modo calificaríamos a la mezcla en el punto "X" como Gas.
Y cómo es posible que a la misma mezcla, en idénticas condiciones de Presión y Temperatura, la califiquemos como Petróleo o como Gas, dependiendo del proceso a que la sometemos?. Sencillamente porque calificamos a la mezcla por lo que vamos a hacer con ella y no por lo que es. Y, entonces, la mezcla "X" es Gaseosa o Líquida?. Ni una cosa ni la otra. Es un fluido monofásico. Como ya mencionamos, los términos Gas o Líquido es conveniente (y muchas
veces necesario) emplearlos sólo para calificar las fases cuando coexisten. En los sistemas bifásicos fluidos, el gas es la fase superior y el liquido es la fase inferior. En los sistemas monofásicos es conveniente hablar de fluidos monofásicos y evitar prejuicios que pueden conducir a serios errores conceptuales y prácticos. En la industria del petróleo, el uso poco cuidadoso de los términos Gas y Liquido muchas veces resulta aceptable porque el camino termodinámico suele estar prefijado. Pero incluso en estos casos es conveniente estar prevenido pues, cuando cambian los sistemas de explotación o tratamiento, pueden cambiar los supuestos básicos de estudio. Y, en el caso particular de Petróleos Volátiles siempre estamos tratando con sistemas que se encuentran en la cercanía del punto crítico.
Consideraciones sobre el Gas Disuelto La correcta definición del término “Gas Disuelto” cobra importancia, cuando se analizan los diferentes procesos por los que el gas se libera del petróleo, tanto durante la explotación de los reservorios, como en los estudios PVT. En consecuencia, resulta necesario discutir estos conceptos antes de analizar la representatividad y usos de los estudios PVT. Dentro de la misma categoría, pero bajo un marco más fácil de racionalizar, podríamos preguntar: La sal del agua de mar es sólida o es líquida?. La respuesta es simple y directa: La sal disuelta en agua se comporta como un líquido !. Si la sal del mar fuera un sólido disperso en un líquido, se presentarían interfases como ocurre en las suspensiones o emulsiones. Para discutir los términos de este desarrollo desde una vía más sistemática es conveniente analizar las definiciones clásicas (simples) de los estados de la materia: ü
Un sólido tiene forma y volumen propios.
ü
Un líquido tiene volumen propio pero toma la forma del recipiente que lo contiene.
ü
Un gas toma la forma y el volumen del recipiente que lo contiene.
Y cuando nos preguntamos: Cuál de estas definiciones describe mejor el comportamiento comportamiento de la sal disuelta?, descubrimos que la sal disuelta posee las propiedades que describen al estado líquido. Desde un punto de vista más detallado, lo que realmente se tiene en una solución salina es un líquido (sólo líquido) compuesto por moléculas de diferentes especies químicas.
Observación importante: la definición de gas, sólido o líquido sólo tiene sentido cuando se consideran grandes cantidades de moléculas. Una sola
molécula no puede caracterizarse como gaseosa, líquida o sólida. Es el conjunto de moléculas las que se comportan como un gas, un sólido o un líquido. Y en una solución verdadera (sal disuelta en agua, gas disuelto en petróleo, etc) existe un contacto a nivel molecular. En una solución salina pueden estar en contacto una molécula de agua, un ión cloruro y una molécula de nitrógeno (proveniente de la pequeña disolución del aire en la solución acuosa) mientras todo el conjunto se comporta macroscópicamente macroscópicamente como un líquido. Y lo anterior significa que en un vaso de agua a temperatura ambiente tenemos nitrógeno y oxígeno líquidos?. Sí. Pero bastante "impuros" (con algo así como un 99.9+ % de "impurezas"). Podemos arribar entonces a la siguiente Conclusión: El gas disuelto en un líquido no es gas. Es parte del líquido. Y empleamos tanto tiempo para desarrollar este concepto porque si la imagen mental que se maneja es la de que el gas disuelto, de alguna manera misteriosa, conserva sus propiedades de gas, también se piensa que, de alguna manera, ese gas es SIEMPRE recuperable del líquido. En los ejemplos simples, las expresiones "nitrógeno disuelto" o "cloruro de sodio en solución" identifican especies químicas (N 2 y ClNa, respectivamente). Pero en la industria del petróleo la palabra "Gas" o "Líquido" no identifican una especie química. A modo de ejemplo podemos mencionar que: ü
El propano y otros componentes intermedios, pueden estar mayoritariamente mayoritariamente como gas o como líquido dependiendo de las condiciones del sistema.
ü
Muchos petróleos en condiciones de fondo están formados por 40 ó 50 moléculas de metano por cada 100 moléculas presentes en el líquido.
En base a lo expuesto, podemos afirmar que no existen (en las soluciones de hidrocarburos) moléculas que podamos identificar como correspondientes a la fase gaseosa. Dependiendo de los procesos a los que se someta la mezcla, una mayor o menor cantidad de moléculas de cada componente pasarán a formar parte de la fase gaseosa que se forme. De esta forma se entiende la causa que origina la dependencia del Bo y del gas liberado con el camino termodinámico (proceso de producción y/o tratamientos en superficie). En este punto es de interés resaltar una de las características casi únicas de nuestra industria: Los que estamos vinculados a la producción del gas y del petróleo, estamos acostumbrados a referir todas las expresiones y cálculos al producto final y no al inicial. La razón es muy simple: El petróleo de tanque y el gas de producción son cuantificables y caracterizables en forma directa. Pero el petróleo de fondo es una entidad casi abstracta cuyas propiedades se infieren en base a datos de superficie o mediciones indirectas. De este modo cuando hacemos referencia al "gas disuelto" en realidad estamos diciendo: El gas que se va a liberar de una solución homogénea cuando la
sometamos a determinado camino de despresurización y/o cambios térmicos. Inevitablemente este manejo de los términos genera algunas incongruencias tales como que dos soluciones idénticas pueden tener diferente cantidad de gas disuelto sencillamente sencillamente porque las vamos a someter a dos procesos diferentes. En este caso estaríamos definiendo lo que tenemos en base a lo que vamos a hacer con él. De hecho, dado que existen virtualmente infinitos caminos para separar el gas del líquido existirían "infinitos" valores de gas disuelto para una misma mezcla de hidrocarburos. Pero en la práctica, para eliminar las incongruencias cuando se habla de gas disuelto en petróleo (sin más explicaciones) se hace referencia también al mecanismo de liberación de este gas. De modo que fijando el estado inicial y el camino a seguir, el producto final es único y se eliminan las inconsistencias. Pero (Atención!) el camino prefijado (si no se dice otra cosa) es la Liberación Diferencial. Sencillamente porque es el único camino en que todos los laboratorios se esperan que hagan lo mismo: "Infinitas" etapas flash a temperatura de reservorio. Y, aunque vamos a desarrollar este tema en más detalle, en este punto caben varias observaciones adicionales: 1. El proceso proceso diferencial diferencial sólo lo sigue (aproximadame (aproximadamente) nte) el petróleo no producido (el que se queda en el reservorio). En yacimientos en que se realiza mantenimiento de presión, el proceso diferencial no se efectiviza en ningún momento. 2. En petróleos petróleos con con alto "shrinkage" "shrinkage" (petróleos (petróleos muy livianos o petróleos petróleos volátiles) el mecanismo de liberación de gas en el reservorio (y la cantidad de gas liberado) es notablemente diferente a cualquier mecanismo simplificado para estudios de laboratorio. Por lo tanto, al hablar de gas disuelto, en vez de considerarlo como una propiedad intrínseca del petróleo, es conveniente tener en mente que lo que realmente se está diciendo es algo así como: Siguiendo tal mecanismo de liberación de gas se obtiene tal volumen de gas de tal composición y tal volumen de líquido de tales características.
Mecanismos de liberación. En las figuras siguientes se esquematizan los caminos termodinámicos usados regularmente en el laboratorio para estudiar la liberación de gas.
Fig. 2 : Camino Termodinámico Isotérmico Fig. 3 : Camino Termodinámico Termodinámico Alternativo
Dependencia del gas liberado y del factor volumétrico con el camino termodinámico. Antes de iniciar algunas discusiones específicas, es importante analizar las definiciones de estos parámetros termodinámicos, incluidas en el capítulo 22 del " Petroleum Engineering Handbook" publicado por la SPE 1:
Solution Gas/Oil Ratio (GOR), Rs , is the amount of gas that will evolve from the oil as the pressure is reduced to atmospheric from some higher pressure. It is usually expressed in units of scf/STB. The gas is frequently referred to as " dissolved gas". ( Relación Relación Gas Disuelto/Petróleo (RGP), Rs, es la cantidad de gas que se desprenderá del petróleo a medida que la presión sea reducida hasta la atmosférica, partiendo de algún valor superior. Habitualmente se expresa en unidades de m3 de gas STD/ m3 de Petróleo de Tanque STD. El gas recibe frecuentemente la denominación de Gas Disuelto.)
Oil Formation Volume Factor (FVF), Bo , is the volume occupied by 1 STB oil plus its solution gas at some elevated pressure and temperature. It is usually expressed as bbl/STB. It is a mesure of the shrinkage of the oil as it is brought to stock tank conditions. ( Factor Factor de Volumen de Petróleo, Bo , es el volumen ocupado por 1 m3 de
petróleo de tanque STD y su correspondie correspondiente nte gas disuelto en condiciones de temperatura y presión más elevadas. Se expresa habitualmente como m 3 de petróleo @ P,T / m 3 de petróleo de tanque STD . Es una medida de la contracción que sufre el petróleo cuando es llevado a condiciones de tanque.) La traducción al castellano se ha hecho teniendo en cuenta las unidades corrientes en nuestro nue stro medio (condiciones (cond iciones STD = 1 atm y 15.5 15 .5 °C). Veamos la aplicación de estas definiciones con un ejemplo numérico simplificado, correspondiente a un petróleo de alta RGP donde las características generales del fluido de reservorio son las siguientes: ü
Presión de Burbuja: 300 Kg/cm 2 abs.
ü
Temperatura de Reservorio: Reservori o: 120 °C.
Proceso de Separación Flash en condiciones de Separador En este caso se emplea un separador en dos etapas ü
Primera etapa: 8 Kg/cm 2 abs y 30 °C
ü
Segunda etapa: 1 atm y 15.5°C
Donde se registran los siguientes datos, durante la medición de laboratorio: Volumen de muestra en condiciones de reservorio (Pb y 120° C) Volumen de gas STD liberado en la primera etapa Volumen de gas STD liberado en la segunda etapa Volumen de petróleo de tanque STD
De modo que pueden calcularse los siguientes parámetros: ü
Bof: 100 cm 3 /70 cm3 = 1.429
ü
Rsf alta: 12,000 cm 3 /70 cm3 = 171.4 m3 /m3
ü
Rsf baja: 800 cm 3 /70 cm3 = 11.4 m3 /m3
ü
Rsf total: 11.4 + 171.4 = 182.8 m 3 /m3
Donde el subíndice "f" hace referencia al proceso "Flash".
Proceso de Liberación Diferencial En este caso se emplean 10 etapas sucesivas de liberación de gas, a temperatura de reservorio, hasta alcanzar la presión atmosférica. Luego, el petróleo residual es llevado a condiciones STD. ü
Primera etapa: 270 Kg/cm 2 abs y 120 °C.
ü
Segunda etapa: 240 Kg/cm 2 abs y 120 °C.
ü
.........
100 cm3 12,000 cm 3 800 cm 3 70 cm 3
Donde se registran los siguientes datos, durante la medición de laboratorio: Volumen de muestra en condiciones de reservorio (Pb y 120° C) Volumen de gas STD liberado en la primera etapa Volumen de petróleo al final de la primera etapa (250 Kg/cm 2 abs y 120 °C) . ........ .
100 cm3 1,600 cm 3 97 cm3 ... ....
Es conveniente resaltar que al concluir la primera etapa, pese a que se dispone de la cantidad de gas liberado y del cambio volumétrico sufrido por el petróleo, aún no es posible calcular el Bo ni el Rs correspondientes a esta etapa pues no se conoce el volumen de líquido de tanque STD. Dicho volumen se obtiene sólo al final del proceso. De modo que una vez concluida la Liberación Diferencial se registran los siguientes valores: Volumen de muestra en condiciones de reservorio (Pb y 120° C) Volumen de gas STD liberado (suma de las 10 etapas de Liberación) Volumen de petróleo de "tanque" STD
Que dan lugar a los siguientes resultados: ü
Bod: 100 cm 3 /67 cm3 = 1.492
ü
Rsd: 14,000 cm 3 /67 cm3 = 208.9
Observaciones: Es muy importante notar que aunque en los dos ejemplos presentados se parte de 100 cm3 de muestra en condiciones de reservorio (Pb y 120 °C), el volumen del líquido de "tanque" resulta diferente. Y, aunque no se indica, también las propiedades de ambos petróleos son diferentes. Si bien esta diferencia no resulta apreciable en petróleos con baja RGP, en los casos de petróleos volátiles, la diferencia entre ambos líquidos de "tanque" es drástica (El volumen de petróleo obtenido en el proceso flash optimizado puede ser el doble del obtenido al final de un proceso de Liberación Diferencial). Cabe también aclarar que el líquido obtenido al final del proceso de liberación diferencial no debe tomarse técnicamente como líquido de tanque, pues dicho petróleo representa al fluido que permanece en el reservorio hasta alcanzar presión atmosférica (a temperatura de reservorio). Y esta condición no la alcanza en ningún caso el petróleo que se produce en los reservorios reales. Lamentablemente, Lamentablemente, con demasiada frecuencia los valores de Bo d y Rsd se emplean de manera inadecuada. Esta confusión se origina en la denominación genérica de Petróleo de Tanque Estándar (ó STB en las unidades inglesas) al denominador denominador empleado en los cálculos. Tal como se indicó, el volumen de tanque depende del proceso de separación de gas y petróleo al que somete el sistema. Por lo tanto, dado que depende de las operaciones a realizar, no
100 cm3 14,000 cm3 67 cm 3
debería tomarse sólo como una propiedad del petróleo original. En la literatura especializada se encuentran ejemplos de los intentos realizados para mejorar el empleo rutinario de estos parámetros PVT. Posiblemente el trabajo de Moses 3 de 1986, represente el esfuerzo más específico en esta dirección. En dicho trabajo, Moses plantea la conveniencia de emplear el "Shrinkage factor", durante la liberación diferencial, para caracterizar el volumen de petróleo remanente. De esta manera, el cambio volumétrico queda referido al volumen inicial del sistema, que SÍ es una propiedad de la muestra, independiente de las operaciones posteriores. El empleo de esta metodología simplificaría los cálculos volumétricos de los fluidos reservorio y los colocaría en una base mucho más consistente, pero su práctica no está generalizada. Adicionalmente, Adicionalmente, aunque no lo menciona Moses, adoptando la metodología discutida en su trabajo se evitaría una discrepancia experimental frecuente entre diferentes laboratorios. La última etapa de la Liberación Diferencial se realiza con diferentes prácticas experimentales, en diferentes laboratorios, derivadas de la imposibilidad de trabajar a presión atmosférica con la celda cerrada debido al gran volumen de gas asociado y a que los sistema de lectura de presión (con columnas de mercurio, o a través de pistones estancos) no poseen la precisión necesaria: ü
Algunos laboratorios alcanzan la presión atmosférica a temperatura de reservorio, manteniendo el líquido dentro de la celda y liberando el gas al ambiente (gasómetro a P. atm).
ü
Otros laboratorios extraen el fluido presurizado de la anteúltima etapa, recogiéndolo en un recipiente a temperatura ambiente.
Las dos técnicas poseen puntos a favor y en contra, pero el punto a destacar es que estas prácticas diferentes conducen a cambios volumétricos diferentes en la última etapa de liberación Y esto afecta todos los valores informados de Rsd y Bod. Adoptando la propuesta de Moses, carece de importancia práctica la metodología específica de cada laboratorio, para recoger el líquido residual, puesto que los reservorios reales nunca alcanzan las presiones en las que dichas mediciones podrían afectar los cálculos.
NOTA: El tema desarrollado en los párrafos previos es puntualizado por L Dake 2 cuando escribe: .... The conclusion reached, from the foregoing description of the effects of surface separation, is somewhat disturbing since it implies that the volume of equilibrium oil collected in the stock tank is dependent on the manner in wich the oil and gas are separated. This in turn means that the basic PVT parameters Bo and Rs wich are measured in term of volume "per stock tank barrel" must also be
dependent on the manner of surface separation and cannot be assigned absolute values. .... 1.- Petroleum Engineering Handbook, Editor-in-Chief Howard B. Bradley. Third Printing, SPE, Richardson, TX, U.S.A. 2.- L. P. Dake, "Fundamentals of Reservoir Engineering". Elsevier, 1978. 3.- P. L. Moses, "Engineering Applications of Phase Behavior of Crude Oil and Condensate Systems". JPT, july 1986, pág. 715
Estudios PVT. - Informes de Laboratorio. Petróleos Negros Los estudios PVT están diseñados para representar el comportamiento de los fluidos de reservorio durante las etapas normales de explotación de yacimientos. Como veremos, algunos procesos que ocurren en el reservorio pueden reproducirse, con razonable representatividad, a escala de laboratorio, pero otros procesos sólo pueden aproximarse en forma muy simplificada. En consecuencia, resulta muy importante comprender la representatividad de los estudios de laboratorio para los distintos tipos de fluidos y para los diferentes reservorios.
Estudios PVT de Petróleos Negros. Durante la depletación del reservorio, el gas disuelto se libera por dos vías diferentes: 1. El petróleo petróleo que permanece en el reservorio libera el el gas (a temperatura temperatura de reservorio) mediante un proceso continuo mientras cae la presión del sistema. 2. El petróleo petróleo que que alcanza alcanza los punzados, punzados, sufre una serie serie de equilibrios intermedios, en el “tubing” y las cañerías de producción, hasta alcanzar el sistema de separación de gas y petróleo en superficie, donde se produce la separación efectiva de las fases. La formación de las corrientes independiente de gas y petróleo se produce en los sistemas de separación y, por lo tanto, las composiciones y volúmenes de gas y petróleo están gobernados por las condiciones condiciones (presión y temperatura) del separador de de superficie. Los equilibrios equilibrios intermedios no se se estudian puesto que no afectan el estado final al no producirse separación separación de los fluidos (la totalidad de los fluidos que alcanzan los punzados llegan hasta el separador de superficie) Además existe una infinidad de situaciones intermedias, donde una parte del gas se separa en condiciones de reservorio y el resto en las instalaciones de
superficie. Este es el caso de todos los petróleos producidos con posterioridad al momento en que la depletación genera una presión de reservorio inferior a la presión de burbuja del sistema. Ejemplo: El petróleo producido 10 años después de iniciada la explotación, permaneció en el reservorio durante esos 10 años, sufriendo todos los procesos generados por el cambio de las variables termodinámicas. Pero una vez que entra en el circuito de producción, el resto del gas lo libera en las condiciones fijadas por las instalaciones instalaciones de superficie. Teniendo en cuenta lo ya expuesto, el estudio PVT convencional de los petróleos negros está diseñado para representar ambos procesos. ü
El primero de los mecanismos se representa mediante el estudio de Liberación Diferencial a temperatura de reservorio.
ü
El segundo proceso se estudia mediante una separación Flash en condiciones de separador.
En ambos casos se parte de la muestra original en condiciones de reservorio, y se estudia el cambio volumétrico del petróleo y la cantidad y tipo de gas liberado en cada proceso. Como es natural, tanto la cantidad de gas liberado, como el Bo del petróleo difiere en ambos procesos, pero esta diferencia no suele ser muy marcada.
Notas: ü
El petróleo obtenido al final de una liberación diferencial no intenta representar un fluido a obtener en yacimiento. Este líquido pierde su gas a temperatura de reservorio, y recién al alcanzar la presión atmosférica se enfría a condiciones condici ones STD (1 atm y 15.5 °C). °C). En el reservorio reservor io nunca se llega a esta situación, dado que la explotación se abandona mucho antes de alcanzar la presión atmosférica en el reservorio.
ü
El líquido obtenido al final del proceso de liberación diferencial sólo se emplea para completar las cuentas, puesto que todos los cálculos de RGP y Bo emplean en el denominador un petróleo a condiciones STD. Sin embargo este petróleo no debe considerarse representativo del petróleo de tanque. Por el contrario, este líquido representa el comportamiento del petróleo que se queda en el reservorio y nunca es producido.
ü
La diferencia entre el petróleo representativo del líquido de tanque obtenido en el estudio de Separación Flash y el petróleo residual obtenido en la Liberación Diferencial Diferencia l es pequeña en la mayoría de los petróleos negros. Sin embargo, en petróleos muy livianos o en petróleos volátiles, tomar el líquido residual como petróleo de tanque conduce a errores graves, tanto conceptuales como numéricos.
En resumen, y en base a lo expuesto pueden sacarse las siguientes conclusiones.
1. Al comienzo comienzo de la explotación explotación de un reservorio (cuando la liberación liberación diferencial aún no comenzó a producirse) el proceso de separación flash en condiciones de separador representa adecuadamente el comportamiento del fluido de reservorio al ser extraído. El Bo y la RGP flash son representativos en esta etapa de la evaluación. 2. La viscosid viscosidad ad y densidad densidad del del fluido fluido que queda queda en el reservo reservorio rio es representado adecuadamente por los parámetros correspondientes, medidos en el proceso de liberación diferencial. 3. Si la presión presión de reservorio cae muy por debajo debajo de la presión de de burbuja, burbuja, el petróleo de reservorio sufre gran parte de la pérdida de gas en condiciones equivalentes a una liberación diferencial. En este caso el empleo de un Bo y RGP compuestos (mezcla de los procesos flash y diferencial) resulta más representativo que el empleo individual. 4. En ningún ningún caso el Bo y Rs diferencial representan representan el comportamiento comportamiento del petróleo producido durante las etapas iniciales de la explotación. Cuando existe mantenimiento de presión por encima de la P b el proceso diferencial no opera a nivel de reservorio.
Separación "Flash" para el Estudio Composicional En los estudios PVT suele hacerse una separación adicional de petróleo y gas sobre la muestra original. Esta separación se realiza sólo con fines composicionales. En este caso se realiza la siguiente secuencia de procesos de laboratorio. 1. Se presuriza presuriza la muestra por encima encima de la presión presión de burbuja del sistema. sistema. 2. Se homogeni homogeniza za la mezcla mezcla a temperatu temperatura ra ambiente ambiente (o a la mínima mínima temperatura a la que puede realizarse el proceso). 3. Se extrae extrae una alícuota del fluido, fluido, manteniendo manteniendo la presión de la muestra. En esta etapa se recoge una cierta cantidad de líquido (de 50 a 100 cm 3) y de gas a presión y temperatura ambiente. ambiente. 4. Se caracteri caracterizan zan composic composiciona ionalment lmente e ambos fluidos fluidos.. También También se determina la densidad y peso molecular (PM) del líquido y se caracteriza la fracción pesada (C20+) del mismo. Si bien en este proceso se obtiene una cierta cantidad de líquido a condiciones ambiente y se recoge un volumen medido de gas, ni el Bo ni la RGP registrados en este proceso representan un proceso de reservorio. Adicionalmente este proceso suele ser de no equilibrio (debido a los grandes volúmenes de gas involucrados y a la falta de agitación en el sistema). La falta de equilibrio no afecta los cálculos puesto que todo lo que se pretende estudiar en este ensayo es la composición global del sistema, y para ello alcanza con medir adecuadamente los volúmenes y las composiciones medias de ambos fluidos producidos. No obstante lo expuesto, este proceso suele denominarse coloquialmente "Flash para Composición" y el uso de la palabra "Flash" en esta expresión
parece sugerir que los datos que derivan de este ensayo representan algún proceso escalable al reservorio. Como ya se indicó, no es este el caso y debe evitarse el uso a nivel de reservorio, de los parámetros volumétricos registrados en este proceso.
Gas y Condensado En el caso de los estudios de Gas y Condensado las mediciones de laboratorio son muy diferentes a las llevadas a cabo para caracterizar muestras de Petróleo Negro. El estudio PVT para estos fluidos esta dividido en tres grandes partes : 1. Estudio Estudio Composic Composiciona ionall de la mezcl mezcla. a. 2. Comporta Comportamien miento to volumétri volumétrico co a Composición Composición Consta Constante. nte. 3. Comporta Comportamien miento to volumétrico volumétrico y composicio composicional nal a Volumen Volumen Constante Constante de reservorio y presión decreciente. El estudio composicional es similar al que se lleva a cabo en los ensayos sobre petróleos negros. En el estudio a composición constante se registran tres parámetros fundamentales del sistema. ü
La presión de rocío. Que permite establecer, fundamentalmente, la representatividad de la muestra.
ü
La relación entre las variables termodinámicas Presión y Volumen a temperatura de reservorio.
ü
La curva de líquido retrógrado acumulado, en función de la presión.
Los dos últimos puntos no son escalables al reservorio, pues son valores que se registran en un proceso de depletación sin producción. Su uso principal es el de permitir el ajuste de las ecuaciones de estado que permitan simular el comportamiento comportamiento del sistema en condiciones diferentes a las medidas experimentalmente. El estudio a Volumen Constante representa el comportamiento esperable esperable para el fluido en estudio durante la depletación asociada a la producción del reservorio. En este caso el proceso es adecuadamente representativo pues, al igual que lo que se espera que ocurra en el reservorio, el líquido retrógrado no es producido, sino que permanece en la celda PVT. Nota: El estudio PVT se realiza sobre la muestra que se obtiene en superficie, y esta muestra incluye sólo los fluidos móviles en el reservorio. Si en la red poral existieran hidrocarburos residuales (petróleo o condensado no móvil) se estaría estudiando una muestra no representativa del fluido retenido en el reservorio.
Petróleos Volátiles
En base a los desarrollos ya presentados, pasaremos a analizar cómo pueden simularse a escala de laboratorio los procesos que sufre un petróleo volátil durante la explotación. Conviene empezar por entender adecuadamente lo que ocurre a nivel de reservorio. Para ello es importante recordar que una de las características principales de este tipo de fluidos es el marcado cambio volumétrico del líquido durante la depletación.
Observación : Un Petróleo Volátil no es sólo un petróleo con mucho gas En la Fig. 1 se esquematiza la dependencia del volumen de líquido con la presión del sistema para un Petróleo Volátil genérico. La línea azul muestra esta relación, poniendo de manifiesto el característico cambio dramático que se produce cuando la presión alcanza valores inferiores a la Presión de Saturación (Pb) del sistema.
Fig. 1 - Variación del Volumen de líquido con la Presión La caída de presión de unos pocos Kg/cm 2 de presión por debajo de la Pb, da lugar a la formación de una fracción considerable de gas a expensas del volumen ocupado previamente por el líquido. Traducido a valores típicos, esta fracción de gas alcanza rápidamente valores del orden del 20% y hasta el 50% del volumen del sistema. Esta característica (formación de grandes cantidades de gas con pequeños cambios de presión), hace que la explotación de reservorios con petróleos
volátiles manifiesten cambios abruptos de comportamiento al alcanzarse la presión de saturación del sistema. El gas suele ser más móvil que el líquido en cuanto se produce la gasificación del fluido, pues la fase gaseosa rápidamente supera su saturación crítica. En términos generales puede decirse que la mejor estrategia de explotación se basa en impedir que se produzca este fenómeno a escala de reservorio. Para lograr este objetivo es necesario identificar la presión de saturación de estos sistemas e implementar desde época temprana estrategias de mantenimiento de presión. Si el mantenimiento de presión no resulta practicable (baja permeabilidad de la roca u otras características adversas) el reservorio mostrará cambios cualitativos de comportamiento al alcanzarse las presiones que dan lugar a la aparición de grandes fracciones del VP ocupado por gas.
Observación: La no detección temprana de reservorios de petróleo volátil puede conducir a una errónea identificación del fluido de reservorio. Por las características ya señaladas, una muestra de fluidos tomada en una explotación avanzada puede dar lugar a que se identifique como Gas y Condensado a un fluido que originalmente era un Petróleo Volátil. Una vez que hemos analizado el comportamiento de estos sistemas a escala de reservorio, veremos con algún detalle la forma adecuada de caracterizar los Petróleos Volátiles en el laboratorio. Es conveniente señalar desde el comienzo que, por las razones ya analizadas, la modelización en laboratorio es necesariamente incompleta, pues en estos reservorios las características de la roca juegan un rol fundamental en el comportamiento del reservorio. En estos reservorios las propiedades de flujo (permeabilidades relativas) y la estructura global de la trampa (posibilidad de segregación) juegan un papel decisivo tanto en la recuperación de fluidos como en la composición de dichos fluidos. En consecuencia, a continuación comentamos cada una de las mediciones y cálculos que se realizan durante un estudio PVT típico para Petróleos Volátiles.
Validación de Muestra Esta etapa es fundamental para identificar correctamente el tipo de fluido presente en el reservorio. Por las características de estos fluidos existe la posibilidad de que, incluso durante el muestreo de pozos nuevos, se produzcan cantidades anómalas de gas 1. Por lo tanto resulta imprescindible establecer la representatividad de la muestra con el empleo de todos los datos adicionales disponibles.
Composición La composición es un dato de capital importancia debido a que muchos de los estudios de comportamiento de estos fluidos debe hacerse en forma simulada. Un dato correcto de composición permite ajustar los simuladores termodinámicos termodinámicos para predecir la evolución de los fluidos bajo diferentes
escenarios de producción.
Relación PV Forma parte de la validación de la muestra. Sin embargo este dato cobra importancia en si mismo pues establece el margen de depletación permitido sin que se manifiesten los fenómenos mencionados mencionados al disminuir la presión por debajo del punto de saturación.
Liberación Diferencial (LD) Este ensayo suele no realizarse excepto como herramienta informativa para ajuste de los simuladores termodinámicos. termodinámicos.
Depletación a Volumen Constante (CVD) En general la CVD es más representativa que la LD. Sin embargo también es muy limitada pues en el reservorio los volúmenes de fases que se contactan a cada presión dependen no sólo del fluido sino de las propiedades de la roca. A escala de laboratorio sólo se produce una fracción de la fase gaseosa mientras que a escala de reservorio se producen las dos fases en proporciones variables a lo largo de la depletación.
Ajuste de Ecuaciones de Estado (EOS) Esta es una etapa necesaria para poder describir situaciones diferentes a las medidas en los ensayos de laboratorio..
Integración de Datos Esta etapa es ineludible en estos reservorios. Los datos de producción y geológicos deben integrarse con los estudios termodinámicos para lograr una eficiente descripción de estos sistemas.
Balance de Masas composicional (BMC) Es necesario incluir un balance de masas composicional para los pronósticos iniciales. En este BMC juegan un rol importante las EOS y las permeabilidades relativas estimadas para cada escenario.
Simulación Numérica Composicional (SNC) En Petróleos Volátiles de no muy alto GOR pueden usarse adaptaciones de los Simuladores Numéricos de Petróleos Negros. Sin embargo muchas veces resulta necesaria la correcta estimación de los equilibrios termodinámicos para lograr una buena simulación. A modo de resumen conceptual puede hacerse la siguiente generalización. El estudio PVT de Petróleos Negros representa en forma más o menos adecuada la evolución del petróleo durante la depletación. ü
El proceso flash describe razonablemente el comportamiento del petróleo
producido al comienzo de la explotación. ü
El estudio diferencial da cuenta del comportamiento comportamiento del petróleo que permanece en el reservorio,
razonablemente El estudio PVT de sistemas de Gas y Condensado es razonablemente representativo representativ o 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. ü
El efluente de la celda PVT es representativo representativo del efluente de los pozos productivos.
ü
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. ü
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.
ü
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 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. 1.- R. H. Cobeñas, M. A. Crotti: "Volatile "Volatile Oil. Determination of Reservoir Fluid Composition From a Non-Representative Fluid Sample ". Sample ". SPE 54005. Publicado en la 1999 SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference (Caracas, Venezuela, Abril 1999).
Valores a usar en la caracterización del reservorio. El Bo y la RGP "Compuestos" Muchas veces el petróleo producido sufre una combinación de procesos flash (en las instalaciones de superficie) y de liberación diferencial (depletación en el reservorio). En consecuencia se ha desarrollado 1, 2, 3 una metodología de "corrección" de los valores de Bo y Rs (medidos para cada uno de estos procesos "puros"), de modo de obtener valores representativos para los
procesos "reales". El resultado es un Bo y un Rs "compuestos". En el caso del Bo se emplea la siguiente regla de mezcla: ü
Boc = Bod * (Bofb / Bodb) [1]
Donde los sub-índices tiene los siguientes significados: ü
d = Liberación Diferencial
ü
f = Liberación Flash.
ü
c = Liberación "Compuesta". "Compuesta".
ü
b = Punto de burbuja.
Sin embargo, esta fórmula que es ampliamente aceptada en nuestra industria merece algunos comentarios particulares.
Inconsistencias Numéricas En primer lugar, dicha fórmula no cumple con un requisito básico de toda regla de mezcla: No es capaz de reproducir adecuadamente uno de los dos valores extremos. Cuando el proceso de liberación ocurre a Presión de Burbuja, la liberación diferencial no interviene interviene en ningún ningún momento y, como corresponde corresponde la fórmula se simplifica quedando reducida a: ü
Bocb = Bodb * (Bofb / Bodb) = Bofb
Indicando, como efectivamente sucede, que el Bo "Compuesto" es idéntico al Bof. Sin embargo, cuando la liberación procede de acuerdo con una Liberación Diferencial hasta alcanzar la presión "cero" el Bo c no toma el valor adecuado. En ese caso la fórmula toma el valor: ü
Boc0 = Bod0 * (Bofb / Bodb)
En lugar de tomar el valor "correcto": ü Boc0 = Bod0 Que indicaría que todo el proceso ocurrió siguiendo el Proceso Diferencial. Para evitar esta inconsistencia sería suficiente con reemplazar la fórmula [1] por una fórmula sólo un poco más compleja:. ü
Boc = (Bod - Bod0) * (Bo fb - Bod0) / ( Bodb - Bod0 )+ Bod0 [2]
Esta fórmula tiene en cuenta que el valor mínimo del Bo d no es "1", sino el Bo d0 (Bo diferencial a presión cero). Y por lo tanto cumple al menos con una exigencia básica: Cuando se representa un proceso Flash "puro", el Bo c debe coincidir con el Bo f y cuando se trata de un proceso Diferencial "puro" el Bo c debe coincidir con el Bo d . Por qué se emplea una fórmula conceptualmente errónea cuando el uso de una fórmula lógicamente aceptable implica sólo algunas sumas y restas adicionales es difícil de justificar. La explicación radica, posiblemente, posiblemente, en el mismo punto que hace que la liberación diferencial carezca de sentido por debajo de la
presión de abandono del reservorio: A las presiones en que la fórmula convencional convencional empieza a fallar en forma marcada, los cálculos no tienen aplicación práctica. Y esta observación no hace sino reforzar el concepto vertido en este desarrollo: La Liberación Diferencial nunca se completa en el reservorio y por lo tanto, sus parámetros no deberían emplearse en forma directa para los cálculos de Balance de Materiales u otros cálculos de reservorio. La fórmula convencionalmente aceptada para la corrección de Rs es la siguiente: ü
Rsc = Rsfb - (Rsdb - Rsd) * (Bo fb / Bodb)
[3]
Esta corrección adolece de la misma incongruencia conceptual ya discutida. Sin embargo, esta inconsistencia se ve agravada por el hecho de que la extensión de los cálculos hasta presiones muy bajas (cercanas a la atmosférica) suele dar valores negativos para el Rs c . Nuevamente, en vez de emplear una fórmula consistente (fácilmente desarrollable), en la práctica habitual se eliminan los valores anómalos teniendo en cuenta que las presiones involucradas caen fuera del rango de trabajo.
Inconsistencias Físicas Pese a lo señalado, el mayor problema con las fórmulas [1] y [3], no es el ya señalado, sino el que deriva de una escasa consideración de las unidades empleadas. Al escribir ü
Boc = Bod * (Bofb / Bodb)
se da "por sentado" que todas las unidades son consistentes. Sin embargo, al analizar cada término se encuentra que: ü
Bofb = Vol. de líquido a Pb y Temp. de reservorio / Vol. de líquido de Tanque Flash estándar
ü
Bodb = Vol. de líquido a Pb y Temp. de reservorio / Vol. de líquido de Tanque Diferencial estándar
Donde los términos "Flash" y "Diferencial" aplicados al líquido de tanque, indican el proceso mediante el cual se obtiene dicho líquido. Sin embargo, y como ya se documentó ampliamente, el líquido obtenido al final de la Liberación Diferencial Diferencia l no es técnicamente técnicament e líquido de tanque, sino un líquido residual en condiciones de reservorio, llevado a condiciones de tanque. Y esta diferencia no sería importante si no ocurriera que una parte del líquido de tanque de los procesos reales de producción deriva del traspaso (originado en equilibrios termodinámicos) de algunos componentes desde la fase gaseosa al estado líquido. Este proceso es notable en petróleos livianos, y muchas veces resulta dominante en petróleos volátiles. El análisis presentado pone de manifiesto que mientras que el Bo fb incluye todo el líquido de tanque a producir, el Bo db, tiene en cuenta sólo una fracción del mismo (excluye el líquido que proviene de la producción de gas) . En consecuencia el cociente:
ü
(Bofb / Bodb)
no presenta unidades consistente y el Bo c pierde sentido físico y representatividad representati vidad a medida que el Bo db deja de incluir más y más cantidad de líquido de tanque. NOTA: Esta inconsistencia no es corregible mediante el empleo de una fórmula "correcta", como se hizo en el análisis de las inconsistencias numéricas. En este caso sólo el adecuado análisis de los equilibrios termodinámicos y la inclusión de los parámetros del reservorio (incluyendo las permeabilidades relativas) permite realizar un análisis físicamente consistente. 1.- J. M. Amyx, D. M. Bass, R. L. Whiting, "Petroleum Reservoir Engineering", Mc Graw Hill, 1978, . 2.- L. P. Dake, "Fundamentals of Reservoir Engineering". Elsevier, 1978. 3.- P. L. Moses, "Engineering Applications of Phase Behavior of Crude Oil and Condensate Systems". JPT, july 1986, pág. 715
Características particulares de los Petróleos Volátiles. La forma "clásica" de diferenciar Petróleos Negros y Volátiles se basa en valores límite de Relación Gas-Petróleo o de Factores de Volumen de Petróleo. Diferentes autores 1,2 coinciden en asignar los siguientes límites: GOR FVF (Bo)
2,000 ft3/bbl
360 m3/m3
2 bbl/bbl
2 m3/m3
Los líquidos con valores inferiores a los indicados se consideran Petróleos Negros, en tanto que los que superan estos límites se catalogan como Petróleos Volátiles. Moses1, empleando un criterio consistente y haciendo notar que todos los petróleos son volátiles en mayor o menor medida, prefiere emplear los términos Petróleos Comunes ("Ordinary Oils") y Petróleos Cuasi-Críticos ("Near-Critical Oils") para hacer referencia a ambas clases de fluidos. Sin embargo, dejando de lado este tipo de distinciones semánticas, semánticas, vamos a adoptar los términos clásicos y profundizaremos la parte conceptual para facilitar el uso práctico de las diferencias de comportamiento entre ambos tipos de fluidos. Quizás la manera más simple de señalar las complejidades que caracterizan el comportamiento de los Petróleos Volátiles es la de comparar la aplicabilidad de algunos parámetros clásicos en la evaluación de reservorios. ü
En los Petróleos Negros el Factor de Volumen (Bo) es un dato de importancia primaria para la evaluación del sistema. El Bo establece la relación entre el volumen de petróleo extraído, en condiciones de reservorio y el volumen de petróleo obtenido en condiciones de tanque. El Bo (diferencial, flash o compuesto) es un valor relativamente fácil de
trasladar desde la medición de Laboratorio a la escala de Reservorio. ü
En los sistemas de Gas y Condensado el Bo es un dato carente de significado físico pues, en condiciones normales, ni un pequeño porcentaje del líquido de tanque proviene de líquido presente en el reservorio. En los sistemas de Gas y Condensado cobra interés una propiedad diferente: La Producción Acumulada. Esta última expresa la fracción (en moles o su equivalente en Volumen STD) ya producida en cada etapa de la depletación. Nuevamente se trata de una propiedad fácilmente medible en el Laboratorio y directamente escalable al Reservorio.
De modo que, resumiendo lo expuesto: ü
El Bo es una propiedad fundamental para caracterizar Petróleos Negros, pero carece de significado para los sistemas de Gas y Condensado.
ü
La Producción Acumulada describe el comportamiento de los sistemas de Gas y Condensado, pero carece de aplicación en el caso de los Petróleos Negros (los moles y volúmenes de gas y de petróleo son lo suficientemente suficientemente diferentes como para que carezca de sentido hablar de los moles producidos en cada etapa de la liberación diferencial).
Bien, los Petróleos Volátiles están a mitad de camino entre los Petróleos Negros y los sistemas de Gas y Condensado. Y esto se traduce en que ni el Bo ni la Producción Acumulada describen adecuadamente sus propiedades. La razón es simple: ü
Una fracción importante del líquido de Tanque proviene de la condensación de componentes presentes en el Gas libre que acompaña la producción de líquido.
ü
Una fracción apreciable de los moles presentes en el líquido, al comienzo de la explotación pasan a la fase Gas durante la depletación. Y una vez en fase gaseosa estos componentes pueden producirse como Gas y acumularse como Líquido gracias a la condensación en condiciones de superficie.
De este modo, la correcta descripción de la evolución de un sistema de Petróleo Volátil implica una adecuada evaluación de las curvas de Permeabilidad relativa del sistema, dado que a una misma presión de reservorio pueden corresponder corresponder producciones de líquido (y gas) muy diferentes, en función de la proporción entre gas y petróleo que alcanza los pozos productores. Para una mejor comprensión de lo expuesto hasta este punto, consideremos los siguientes ejemplos:
Petróleo 1 Relación Gas-Petróleo
Factor de Volumen Liberación Diferencial (Condiciones de Reservorio) Separación Flash (Condiciones de Superficie)
[m3 /m3] 1.26
70.0
1.24
66.0
Petróleo 2 Relación Gas-Petróleo
Factor de Volumen Liberación Diferencial (Condiciones de Reservorio) Separación Flash (Condiciones de Superficie)
[m3 /m3] 5.00
870
3.30
540
En el caso del "Petróleo 1" se observa que empleando dos mecanismos netamente diferentes: ü
Una liberación diferencial en que todo el gas liberado a temperatura de reservorio se va eliminando en etapas sucesivas de depletación.
ü
Un sólo equilibrio flash a temperatura y presión de separador y una separación en condiciones de Tanque..
tanto la cantidad de gas liberado, como el cambio volumétrico del petróleo son similares. Por otro lado en el caso del "Petróleo 2" tanto la cantidad de gas liberado como el cambio volumétrico del petróleo son altamente afectados por el mecanismo de separación de gas y líquido. En este punto es necesario hacer una observación especial: La lectura simple de los datos del "Petróleo 2" parece sugerir que durante la Liberación Diferencial, 1 m3 del fluido original (en condiciones de reservorio) produce sólo 0.20 m3 de petróleo de tanque, en tanto que en un proceso de separador, partiendo del mismo volumen (1 m 3), se obtiene 0.30 m3 . Analizando las cosas de este modo se llegaría a la conclusión de que el proceso de separador produce un 50% más de líquido (0.30 m 3) que el proceso diferencial (0.20 m 3). Sin embargo pese a que en el yacimiento la situación puede ser mucho más dramática (por razones que veremos oportunamente), este no es el análisis correcto de los datos presentados. En la realización a escala de laboratorio, del proceso de separación flash (simulando las condiciones de superficie) el líquido que se obtiene es, en efecto, el equivalente al líquido de tanque. Pero en la Liberación Diferencial, el líquido que se informa en el reporte de laboratorio es sólo aquella fracción que permaneció como líquido (en el reservorio) luego de sufrir la depletación a temperatura de reservorio para finalmente pasar a temperatura estándar. Y en "Petróleo 2". el gas que se libera de la celda posee muchos componentes intermedios y pesados que condensan en las condiciones de superficie. Este líquido no se reporta en el estudio PVT convencional puesto que el gas que se libera de celda no se somete a las condiciones propias de las instalaciones de superficie. El líquido recogido en condiciones atmosféricas durante la liberación diferencial se informa como gas equivalente (basando los cálculos en el número de moles recogidos). Resumiendo el párrafo anterior, el B od = 5.00 correspondiente al "Petróleo 2" no
incluye el líquido condensado en condiciones ambiente. Y, adicionalmente, por las razones que se discuten en este desarrollo, no existe forma representativa de incluirlo. Tampoco las RGP pueden compararse directamente entre sí. En cada caso el gas STD producido se divide por un valor diferente de líquido de Tanque. Y ya vimos que, en el caso de la separación flash, el volumen de líquido es un 50% mayor que el obtenido en la Liberación Diferencial. También debe tenerse en cuenta que el gran cambio volumétrico que sufre el líquido que permanece en el reservorio durante la depletación se ve afectado por la permanencia en contacto (o no) con el gas liberado. Esta es la razón por la que la liberación diferencial diferencial (adecuada para describir el comportamiento de Petróleos Negros) resulta inadecuada para caracterizar los Petróleos Volátiles. 1.- Moses, P. L. - Engineering Applications Applications of Phase Behavior of Crude Oil and Condensate Systems - JPT - JPT - Jul 1986 - pgs. 715-726 2.- McCain, W. D. - Reservoir-Fluid Property Correlations - State of the Art - SPE Reservoir Engineering - Mayl 1991 - pgs. 266-272
La Composición del Gas y del Petróleo Generalmente las mezclas de hidrocarburos (Gas y/o Petróleo) se describen por medio de algunas propiedades características. Algunas de estas propiedades (densidad, viscosidad, capacidad calorífica, contenido de sales, etc) representan valores medios del sistema y suelen emplearse para darle valor comercial a la mezcla. Otras propiedades se emplean para evaluar el comportamiento comportamiento de la mezcla en diferentes condiciones. Entre estas últimas, la composición suele ser la propiedad más importante del sistema. El interés de conocer la composición detallada de una mezcla de hidrocarburos reside en que muchas propiedades globales resultan aditivas, de modo que pueden evaluarse adecuadamente conociendo las propiedades de los componentes individuales y su proporción dentro de la mezcla. Por esta razón, salvo cuando algunos componentes presentan un interés particular (CO 2, BTEX, etc), la composición de detalle de una mezcla de hidrocarburos hidrocarburos se emplea sólo como herramienta de cálculo para estimar otras propiedades de interés directo. Sin embargo los petróleos naturales suelen estar formado por una mezcla íntima de más de 500 componentes individuales, individuales, de modo que, para fines prácticos, la composición de las mezcla se describe en forma simplificada mediante una serie de metodologías experimentales experimentales y de cálculo que se describirán a lo largo de este desarrollo.
La Cromatografía Gaseosa La Cromatografía Gaseosa es un procedimiento de análisis para separar,
identificar y cuantificar los diferentes componentes de una mezcla. Las mezclas a analizar pueden estar inicialmente en estado gaseoso, líquido o sólido, pero en el momento del análisis la mezcla debe estar vaporizada. El equipo cromatográfico (Cromatógrafo de gases) consta de las siguientes partes. ü
Un sistema para alimentar un gas de transporte (gas "carrier") que recorre en forma permanente el circuito del cromatógrafo.
ü
Un sistema de Inyección. El Inyector es el lugar por donde se introduce una pequeña cantidad de muestra (del orden de 1 cm3 de gas o 1 microlitro de líquido) en medio de la corriente de gas "carrier".
ü
Un sistema de Separación, formado por una o varias columnas que llevan a cabo la tarea de fraccionamiento fraccionamiento de los diferentes componentes. componentes.
ü
Un sistema de Detección para generar una señal cuando un componente de la mezcla completa el recorrido del sistema de separación.
ü
Un sistema de Integración para cuantificar la señal generada por cada componente en el Detector.
Gas carrier El gas "carrier" se elige de modo que no interfiera con las mediciones que se realizan. Los gases usados más frecuentemente son Hidrógeno, Helio y Nitrógeno.
Inyector El inyector es sólo una pequeña cámara colocada inmediatamente antes de la (s) columna(s) de separación, donde se accede mediante una jeringa adecuada o con una válvula de inyección.
Columnas El sistema de columnas cromatográficas constituyen el corazón de todo cromatógrafo. Cada columna se diseña para aprovechar alguna propiedad de los diferentes componentes que resulte adecuada para generar distinta velocidades de avance para cada uno de ellos durante el recorrido de la columna. En el caso de los hidrocarburos se suele usar la volatilidad como propiedad distintiva entre los diversos componentes. Para aprovechar esta propiedad se emplea una fase líquida estacionaria que queda retenida en la columna mientras el gas carrier circula por ella. Si esta fase estacionaria es no polar (siliconas, hidrocarburos de elevado peso molecular) la tendencia a disolverse en ella crece al bajar la volatilidad de los compuestos analizados. De este modo las moléculas de los componentes pesados permanecen más tiempo (en término medio) en la fase líquida que en el gas carrier que circula permanentemente. Debido a esta característica, las moléculas de los componentes menos volátiles
avanzan más lentamente que las de los componentes más volátiles, a la misma temperatura. En forma simplificada puede afirmarse que las columnas de este tipo actúan como sistemas de destilación de muy elevada eficiencia y los diferentes compuestos las recorren empleando tiempos que son proporcionales a sus respectivos puntos de ebullición. El sistema de columnas cromatográficas está encerrado en un horno de temperatura variable para optimizar la velocidad a la que se producen los procesos de separación.
Detectores Los detectores empleados en cromatografía gaseosa son de varios tipos, pero los dos principales son los siguientes: ü
Detector de Conductividad Térmica (TCD).
ü
Detector de Ionización de Llama (FID).
El TCD es un detector universal pues mide la diferente conductividad térmica entre el carrier y los diferentes compuestos arrastrados por el "carrier" hasta el detector. Empleando como gas "carrier" Hidrógeno o Helio, que son gases de muy alta conductividad, es posible detectar fácilmente todos los compuestos típicos que se presentan en las mezclas naturales de hidrocarburos pues su conductividad térmica es mucho menor. El empleo de este detector implica el conocimiento de la sensibilidad del detector hacia cada componente de la mezcla. En otras palabras, cada componente tiene su propio Factor de Respuesta (FR) para traducir la señal del detector en abundancia de dicho componente. El FID es un detector de muy alta sensibilidad sólo apto para hidrocarburos pues permite detectar los iones de Carbono que se forman durante la combustión a alta temperatura. Sumado a la muy alta sensibilidad, este detector presenta la característica de poseer un Factor de Respuesta (en masa) casi idéntico para todos los hidrocarburos: La misma masa de distintos componentes produce la misma intensidad de señal en el detector. Esta característica transforma al FID en un detector de mucha utilidad pues no es necesario conocer la fórmula de un componente para conocer conocer su aporte a la masa total del sistema. Su máxima limitación reside en la imposibilidad de su empleo para detectar H 2O, N2 y CO2 en las mezclas de hidrocarburos. El empleo de los diferentes detectores se discute en los desarrollos de aplicación específicos.
Conclusiones A modo de resumen podemos decir que una vez ajustadas las variables principales del sistema cromatográfico: ü
Tipo de columna.
ü
Carrier.
ü
Velocidad del Carrier.
ü
Temperatura del horno (constante o de variación programada).
ü
Detector.
ü
Metodología de integración de la señal.
Al inyectar, en el cromatógrafo, una mezcla de varios componentes se obtiene una respuesta bajo la forma de una señal que varía en el tiempo, mostrando "picos" en tiempos característicos para cada componente. La altura (o área) de cada uno de estos picos es proporcional a la abundancia del componente involucrado. El registro de la señal del detector en función del tiempo se denomina Cromatograma de la muestra.
La Composición de los Gases La composición de una muestra de gases es, probablemente, el parámetro más importante de la misma. Esta característica es el resultado de la facilidad con que pueden estimarse las distintas propiedades de un gas a partir de su composición, ya sea mediante correlaciones, ecuaciones de estado o cálculo de propiedades aditivas. Cuando se conoce la composición una mezcla de gases es posible obtener los siguientes parámetros con razonable exactitud ü
Densidad.
ü
Viscosidad.
ü
Poder Calorífico.
ü
Presión de Rocío.
ü
etc.
Por esta razón es muy importante que los sistemas de análisis de gases estén adecuadamente calibrados. En general la herramienta estándar para determinar la composición de una mezcla gaseosa es la cromatografía de gases. En consecuencia, se analizará en detalle las metodologías de medición, la representatividad de las muestras de gas, los problemas frecuentes durante el análisis y algunas características de las corrientes gaseosas típicas de los sistemas de producción en yacimientos de hidrocarburos.
Metodología de Medición. Existen diferentes configuraciones cromatográficas adecuadas para el análisis de muestras gaseosa. Los sistemas más simples tienen las siguientes características: ü
Inyección con jeringa de gases o válvulas de muestreo.
ü
Una sola columna empacada (con material de relleno).
ü
Horno a temperatura constante (sistema isotérmico).
ü
Detector de Conductividad Térmica (TCD).
ü
Válvula de "Back-Flash" para agrupar los componentes pesados sin discriminar componentes componentes con más de 6 átomos de carbono.
En cambio, los sistemas más complejos suelen trabajar con: ü
Válvulas de inyección automáticas y calefaccionadas.
ü
Varias columnas (empacadas y capilares) y juego de válvulas para división de flujos y resolución de componentes con mayor detalle que en los sistemas simples.
ü
Detectores de Conductividad (TCD) y de Ionización de Llama (FID) en funcionamiento funcionamiento alternativo o simultáneo.
ü
Temperatura programable, para permitir la determinación de componentes con 10 y más átomos de carbono.
Existen numerosas configuraciones alternativas, pero los dos grandes grupos (configuraciones simples y complejas) tienen las siguientes características globales.
Características de las Configuraciones Simples: En general se trata de sistemas robustos, poco sensibles a los cambios de condiciones de trabajo, con factores de respuesta (calibración) poco variables en el tiempo, y presentan poca sensibilidad para los componentes minoritarios. Son configuraciones aptas para determinaciones rutinarias donde el objetivo principal es la determinación de las propiedades medias del gas.
Características de las Configuraciones Complejas: En este caso los sistemas son más delicados y resultan muy sensibles a los cambios de condiciones de trabajo. Los factores de respuesta (calibración) suelen variar en el tiempo, en la medida que las columnas sufren agotamiento o las válvulas alteran ligeramente la proporción de las distintas corrientes de flujo. Son configuraciones aptas para cuantificar componentes minoritarios (BTEX, compuestos pesados, etc) y requieren calibraciones y controles permanentes. La selección de un tipo de configuración o el otro depende del uso final del dato cromatográfico y de las condiciones operativas. En todos los casos se recomienda calentar el botellón de muestreo (y agitarlo para homogeneizar homogeneiz ar su contenido) unos 20 °C °C por encima de la temperatura t emperatura de la corriente de gases muestreada. Esta práctica garantiza que no queden componentes condensables condensables retenidos en el botellón durante la etapa de análisis. También deben calefaccionarse calefaccionarse todas las partes del sistema de medición que sean contactadas por el gas a analizar.
Muestreo de Gases. En general el muestreo de gases es muy simple. Sin embargo es conveniente
tener en cuenta los siguientes factores.
Limpieza de los botellones de muestreo: Hay dos tipos de impurezas que pueden afectar notoriamente la calidad de una muestra de gases: ü
Aire.
ü
Líquidos hidrocarbonados.
Presencia de Aire El aire suele manifestarse como impureza por una purga ineficiente de los botellones. Una vía normal de eliminación de una posible contaminación con aire es la de purgar repetidamente el botellón luego de llenarlo con el mismo gas a muestrear. Esta práctica es desaconsejable cuando se estima que durante el proceso se puede depositar líquido en el botellón (temperatura de muestreo por debajo de la temperatura de la corriente a muestrear). En general la obtención de un buen vacío en el botellón (1 mm de Hg o menos) acompañado de una purga de las cañerías de muestreo, es una excelente garantía de la no presencia de contaminaciones con aire. En este caso se deben evitar las purgas sucesivas del toma-muestras, que pueden acarrear otros inconvenientes. El muestreo se realiza por purga de las cañerías y llenado simple, del botellón, a la presión de muestreo. La contaminación con aire es un problema de importancia cuando los sistemas de análisis no discriminan entre Nitrógeno y Oxígeno. Como los gases asociados a las mezclas naturales de hidrocarburos no contienen oxígeno libre, en la cromatografía estándar se asume que la señal generada por el oxígeno es parte de la señal correspondiente al nitrógeno. Como resultado la presencia de aire en una muestra puede acarrear una sobre-estimación del tenor de Nitrógeno en la misma. Cuando se analizan por separado el oxígeno y el nitrógeno (mediante el empleo de tamices moleculares) es posible corregir la composición global sabiendo que en el aire la proporción de oxígeno a nitrógeno guarda la relación 20:80.
Presencia de Líquidos Hidrocarbonados. Si el botellón de muestreo contiene líquidos hidrocarbonados (en general como resultado de muestreos previos y limpieza inadecuada) suelen presentarse dos problemas diferentes. ü
Disolución de los componentes pesados del gas en el líquido retenido en el botellón. En este caso se observa una menor proporción de dichos componentes en el análisis de la muestra.
ü
Vaporización del líquido durante el calentamiento del botellón. En este caso se observa un exceso de componentes pesados provenientes de la fracción líquida calentada para cumplir las normas de muestreo.
Problemas Frecuentes.
Relacionados, o no, con las situaciones mencionadas (presencia de distintos tipos de impurezas), en el análisis de gases suelen presentarse algunos inconvenientes típicos. También se comentan las posibles soluciones. ü
Presencia de oxígeno en corrientes que no debieran tenerlo. En este caso suele asumirse que el oxígeno proviene de una contaminación con aire y se descuenta su contenido y el de nitrógeno asociado. El dato final suele ser representativo.
ü
Temperatura de rocío superiores a la de muestreo. En este caso debe suponerse que, por alguna razón, en el botellón existe una fracción líquida que incrementa la proporción de componentes pesados durante el calentamiento. La corrección de este inconveniente requiere un análisis detallado de la secuencia de muestreo y análisis.
ü
Temperatura de rocío inferiores a la de muestreo. Si el gas estaba en contacto con líquido a la temperatura de muestreo (caso típico de separadores gas-líquido) esta situación es anómala. En general indica una mala técnica de análisis (sistemas mal calibrados, no calentamiento de los botellones o líneas de conducción, etc.).
ü
Presencia de componentes no reportados en el informe de laboratorio. Es el caso habitual con el SH 2 y otros posibles contaminantes. En estos casos se debe recurrir a laboratorios que realicen los análisis correspondientes. Muchas veces se deben emplear otros detectores o técnicas complementarias. El contenido de agua más representativo suele obtenerse por cálculo a partir de la medición de la temperatura de rocío de agua en el punto de muestreo. El contenido de agua en condiciones de reservorio conviene obtenerlo mediante cálculos de equilibrio termodinámico.
Casos Especiales. En las corrientes gaseosas frecuentemente se encuentran cantidades variables de líquido disperso bajo la forma de aerosoles. En estos casos, muchas veces resulta de interés la correcta caracterización del tipo y cantidad de este líquido disperso en la corriente de gas. La condensación de este líquido puede originar problemas severos en el transporte de gas. Los sistemas habituales de muestreo y análisis no son adecuados para caracterizar estos aerosoles por las siguientes razones: ü
El aerosol suele no mantenerse estabilizado hasta que el toma-muestras se lleva al laboratorio para su análisis.
ü
Los componentes más pesados (C10+, disperso en forma de microgotas) no se registran en las condiciones regulares de análisis de gases.
En estos casos es necesario emplear sistemas de muestreo que permiten capturar y caracterizar el líquido disperso.
La Composición de Líquidos a presión Atmosférica Ya se mencionó que el análisis cromatográfico de una mezcla gaseosa proporciona los datos necesarios para calcular, con razonable exactitud, casi todos los parámetros de interés de dicha mezcla. Esto es así gracias a dos factores concurrentes: ü
El cromatograma de una mezcla de gases proporciona la composición individual de todos los componentes mayoritarios de la mezcla.
ü
Las propiedades de los gases son básicamente aditivas. En otras palabras, las propiedades de la mezcla son calculables a partir de las propiedades de los componentes individuales.
En el caso de mezclas líquidas de hidrocarburos, las dos condiciones mencionadas no se cumplen o sólo lo hacen parcialmente. ü
El sistema cromatográfico convencional retiene componentes "pesados" tales como parafinas de elevado peso molecular, resinas, asfaltenos, etc. Estos componentes, presentes en todos los Petróleos Negros, suelen representar una fracción particularmente importante en los petróleos con menos de 40 °API.
ü
Muchas de las propiedades de las mezclas líquidas (y en especial la viscosidad) no son propiedades aditivas.
La complejidad composicional de los petróleos puede apreciarse en la Fig. 1. En esta figura se muestra lo que podríamos denominar un cromatograma "típico" para Petróleos Negros.
Fig.1 - Cromatograma de Petróleo Negro. El cromatograma de la Fig. 1 fue obtenido mediante una columna de alta resolución (columna capilar) y un detector FID, que sólo es sensible a los componentes componentes hidrocarbonados de la mezcla.
Puede decirse que la Fig. 1 muestra, en forma gráfica, la abundancia relativa de los componentes hidrocarbonados desde C1 hasta C36. Por otra parte, un análisis simple de dicha figura permite establecer qué: ü
La serie de parafinas normales (los picos más altos y casi equiespaciados en el cromatograma, es perfectamente identificable.
ü
Existe un "fondo" importante de componentes no resueltos (separados en forma incompleta) correspondientes a compuestos ramificados, aromáticos, cíclicos, etc.
Sin embargo, pese a la complejidad aparente de este cromatograma, el reporte de laboratorio que acompaña los estudios PVT suele adoptar la siguiente forma.
TABLA I Componente
[% Molar]
Metano
0.204
Etano
0.336
Propano
1.096
i-Butano
0.404
n-Butano
2.059
i-Pentano
1.463
n-Pentano
2.697
Hexanos
5.037
Heptanos
7.569
Octanos
8.689
Nonanos
7.171
Decanos
6.589
Undecanos
5.327
Dodecanos
4.359
Tridecanos
4.403
Tetradecanos
3.621
Pentadecanos
2.830
Hexadecanos
2.472
Heptadecanos
2.434
Octadecanos
2.121
Nonadecanos
1.903
Eicosanos y Sup
27.216
Esta información es la que se emplea como datos de entrada en los estudios de simulación termodinámica. termodinámica. Los resultados se expresan en unidades de porcentaje molar, pues, aunque los hidrocarburos no se comercializan sobre esta base, todos los cálculos termodinámicos termodinámicos son mucho más sencillos cuando se emplean los porcentajes molares de las diferentes fracciones. Las relaciones numéricas de la Tabla I pueden tomarse como la proporción de moléculas de cada una de las fracciones en la mezcla total. En el pasaje de la información de la Fig.1 hasta la Tabla I se observan los siguientes cambios principales: ü
Los componentes mostrados en la Fig. 1 (que usualmente son más de 500) se simplifican hasta una veintena de fracciones.
ü
Los resultados se expresan como porcentaje molar y no como fracción en peso, que es la forma en que se recoge la información cromatográfica con el detector de llama (FID).
ü
La fracción C20+ (Eicosanos y Superiores) incluye componentes que no fueron analizados cromatográficamente.
En consecuencia, en los párrafos siguientes se analiza los pasos, modelos y simplificaciones simplificaciones empleados para generar los datos de la Tabla I.
Reporte Cromatográfico. Como ya se indicó, la integración del cromatograma arroja valores proporcionales a la masa de los componentes que integran la muestra. De este modo, al finalizar la cromatografía, cromatografía, la información básica disponible es una tabla con cerca de 500 valores correspondientes a otros tantos componentes individuales con su contribución a la mezcla bajo la forma de fracción o porcentaje en masa del total analizado. En el ejemplo presentado solo interesa discriminar hasta la fracción C20+ por lo que solamente se tiene en cuenta la fracción que incluye al n-C19 (parafina normal de 19 átomos de carbono), pues, como veremos, la fracción "pesada" se analiza en forma independiente. independiente. Por otra parte se emplean las n-parafinas para agrupar las fracciones intermedias. De esta forma se identifica como fracción C10 (Decanos) a todos los componentes registrados entre el n-C9 y el n-C10 (excluyendo al n-C9 e incluyendo al n-C10).
Nota: Los diferentes componentes entre el n-C9 y el n-C10 no son, necesariamente, componentes con 10 átomos de carbono. La denominación genérica de "Decanos" es sólo operativa, para indicar con qué n-parafina se agrupan los diferentes compuestos. Esta práctica se emplea también para caracterizar las fracciones obtenidas por destilación. De hecho la cromatografía puede considerarse como una destilación fraccionada de muy elevada eficiencia, donde los componentes son eluidos (sacados del sistema) en el
mismo orden en que se ordenan sus puntos de ebullición. Esta agrupación, si bien permite simplificar la información, es la responsable de que, para diferentes petróleos, las fracciones identificadas con el mismo rótulo puedan tener (y de hecho tienen) propiedades muy diferentes. En particular la densidad de las diferentes fracciones está muy afectada por el predominio de componentes parafínicos o aromáticos en el petróleo. En el caso que estamos analizando, la tabla de valores obtenida a partir del cromatograma, cromatograma, tiene un aspecto como el que sigue:
TABLA II Componente
[% en peso]
Metano
0.033
Etano
0.101
Propano
0.482
i-Butano
0.234
n-Butano
1.194
i-Pentano
1.054
n-Pentano
1.942
Hexanos
4.222
Heptanos
7.252
Octanos
9.279
Nonanos
8.659
Decanos
8.812
Undecanos
7.815
Dodecanos
7.004
Tridecanos
7.691
Tetradecanos
6.866
Pentadecanos
5.818
Hexadecanos
5.476
Heptadecanos
5.757
Octadecanos
5.312
Nonadecanos
4.996
TOTAL
100.000
La Tabla II es de poco uso directo, puesto que expresa una composición parcial del sistema y bajo la forma de porcentaje en peso, que es una unidad de escasa
aplicación en los cálculos posteriores.
La Fracción C20+ Para poder completar esta tabla es necesario determinar el porcentaje en peso de la fracción C20+. Esta operación puede realizarse por dos vías alternativas. Empleando un patrón interno en la corrida cromatográfica para cuantificar la fracción retenida en la columna y/o sistema de inyección de muestras. Destilando una alícuota de la muestra (alrededor de 100 cm 3) para aislar y cuantificar la contribución de los componentes "pesados". Eligiendo la temperatura de destilación adecuadamente, todos los componentes correspondientes a la fracción C20+ quedan retenidos en el balón de destilación. Si bien ambos métodos arrojan valores similares, la destilación ofrece una ventaja adicional: Permite medir las propiedades físicas de la fracción C20+ aislada. Son de particular importancia, tanto la densidad como el peso molecular (PM) de esta fracción. Continuando con el ejemplo que estamos estudiando, supongamos que la destilación arrojó los siguientes resultados: % en peso de C20+ = 55.55 % PM de la fracción C20+ = 460.1 Densidad de la fracción C20+ = 0.927 g/cm3 Estos valores permiten re-normalizar la Tabla II de la siguiente forma:
TABLA III Componente
[% en peso]
Metano
0.015
Etano
0.045
Propano
0.214
i-Butano
0.104
n-Butano
0.531
i-Pentano
0.468
n-Pentano
0.863
Hexanos
1.877
Heptanos
3.224
Octanos
4.124
Nonanos
3.849
Decanos
3.917
Undecanos
3.474
Dodecanos
3.113
Tridecanos
3.419
Tetradecanos
3.052
Pentadecanos
2.586
Hexadecanos
2.434
Heptadecanos
2.559
Octadecanos
2.361
Nonadecanos
2.221
Eicosanos y Sup
55.550
TOTAL
100.000
Como se observa, la fracción C20+ (cuyas propiedades no se obtuvieron por vía cromatográfica) representa más del 50% en peso en la mezcla. Esta situación es frecuente en petróleos negros, hasta tal punto que en petróleos con menos de 20°API 20°API la fracción fracció n "pesada" suele abarcar más del 80% de la masa total to tal del sistema.
La Composición Molar Para pasar de la Tabla III a una tabla de porcentajes molares es necesario disponer de los pesos moleculares de cada fracción. De esta forma, dividiendo cada porcentaje en masa por su correspondiente peso molecular, se obtiene una columna de números proporcional al contenido molar de cada fracción. Y, finalmente, normalizando dicha columna se generan los valores presentados en la Tabla IV
TABLA IV Componente
Peso [% Molar] Molecular Asignado
[% en peso]
Metano
0.015
0.204
16.04
Etano
0.045
0.336
30.07
Propano
0.214
1.096
44.09
i-Butano
0.104
0.404
58.12
n-Butano
0.531
2.059
58.12
i-Pentano
0.468
1.463
72.15
n-Pentano
0.863
2.697
72.15
Hexanos
1.877
5.037
84.00
Heptanos
3.224
7.569
96.00
Octanos
4.124
8.689
107.00
Nonanos
3.849
7.171
121.00
Decanos
3.917
6.589
134.00
Undecanos
3.474
5.327
147.00
Dodecanos
3.113
4.359
161.00
Tridecanos
3.419
4.403
175.00
Tetradecanos
3.052
3.621
190.00
Pentadecanos
2.586
2.830
206.00
Hexadecanos
2.434
2.472
222.00
Heptadecanos
2.559
2.434
237.00
Octadecanos
2.361
2.121
251.00
Nonadecanos
2.221
1.903
263.00
55.550
27.216
460.10
100.000
100.000
Eicosanos y Sup
Observaciones: ü
El peso molecular de las fracciones desde C1 hasta n-C5 (normal pentano) es un valor exacto pues corresponde a sustancias puras con fórmula química conocida.
ü
El peso molecular de la fracción C20+, tal como se detalló, es un dato experimental, experimental, medido directamente sobre el residuo de la destilación realizada para aislar dicha fracción.
ü
El peso molecular de las fracciones entre C6 y C19 se tomó de una tabla de valores promedio disponible gracias a un trabajo sistemático de Katz y Firoozabadi ("Predicting (" Predicting Phase Behavior of Condensate/Crude Oil Systems ....", .... ", J. Pet. Tech. (Nov. 1978) 1649-1655).
La tabla IV permite calcular el peso molecular medio (PMM) de la muestra mediante el siguiente cálculo:
PMM = Σ PMi . Xi Donde Xi representa la fracción molar del i-ésimo componente con i variando entre C1 y C20+ . Este PMM calculado sirve como parámetro de verificación de todos el proceso de cálculo pues no debe diferir en más del 5 % con respecto al PMM
experimental.
Las Densidades Una secuencia similar a la empleada para los pesos moleculares se utiliza para establecer las densidades medias de cada fracción. Estos valores de densidad, ajustados a presión atmosférica, permiten calcular la densidad de mezclas similares en otras condiciones de presión y temperatura.
Resumen y Conclusiones El desarrollo presentado muestra que la composición de una mezcla líquida de hidrocarburos no se mide en forma directa, sino que es el resultado de una serie de mediciones, cálculos y simplificaciones que conducen a los valores que se reportan. Los puntos principales de la secuencia son los siguientes: ü
La contribución de las diferentes fracciones "livianas" se obtiene mediante cromatografía de alta resolución.
ü
Las propiedades de la fracción "pesada" se obtienen por une vía independiente independiente (preferentemente (preferentemente mediante una destilación fraccionada).
ü
Los porcentajes molares de las diferentes fracciones se calculan en base a los pesos moleculares, conocidos, conocidos, medidos o estimados para cada una de ellas.
Es de notar que existen numerosas herramientas de control que permiten establecer la confiabilidad de la composición obtenida.
NOTA: Es posible extender al análisis hasta C30+, pero no es una práctica frecuente debido a que rara vez es necesario discriminar tantos componentes (fracciones) para los usos típicos de un análisis composicional de petróleo. Adicionalmente la destilación para aislar la fracción C30+ es algo más compleja que la empleada para la fracción C20+.
Reservorios de Gas y Condensado Saturados Para realizar un adecuado desarrollo de un yacimiento es necesario, entre otras cosas, identificar el tipo de fluido que se encuentra en el reservorio y determinar el comportamiento termodinámico de este fluido. Aunque la clasificación teórica requiera del conocimiento del comportamiento termodinámico del fluido (diagrama P-T), las condiciones del reservorio y de las instalaciones instalaciones de superficie, los yacimientos suelen usualmente clasificarse en función de propiedades observables durante la operación. Para la clasificación de la naturaleza del reservorio, se utilizan criterios que incluyen la relación gas petróleo y densidad del líquido de tanque. Según estas clasificaciones, se consideran yacimientos de gas y condensado a aquellos que al comienzo de su explotación poseen una relación gas petróleo entre 550 y 27.000 m3/m3 y una densidad de líquido de tanque entre 40 y 60 ºAPI. 1,2,3 Sin embargo, para determinar el comportamiento comportamiento termodinámico real, se debe
realizar un estudio PVT sobre una muestra representativa del fluido de reservorio. En los yacimientos de gas y condensado resulta adecuado obtener esta muestra en superficie bajo ciertas condiciones recomendadas 4,5,6 para garantizar su representatividad. El estudio PVT subsiguiente permite identificar los reservorios de Gas y Condensado por la observación del fenómeno de condensación retrógrada. En la práctica, durante la determinación de la presión de rocío a temperatura de reservorio pueden presentarse tres situaciones: 1. La presión de rocío resulta inferior a la presión estática del reservorio. En esta condición y habiéndose seguido un adecuado procedimiento de muestreo, se puede concluir que la muestra de fluido es representativa y que el fluido se encuentra en una sola fase a las condiciones de reservorio. Por lo tanto, se puede obtener una caracterización del comportamiento comportamiento termodinámico del fluido de reservorio a través de la realización de un ensayo de Depletación a Volumen Constante (CVD) a temperatura de reservorio. 2. A la inversa de la situación anterior, la presión de rocío es mayor que la presión estática del reservorio. Esto suele interpretarse como el resultado de la existencia de dos fases móviles en la vecindad del pozo que conducen al muestreo de un flujo bifásico. Estas muestras son consideradas como no representativas ya que la proporción en que ambas fases fluyen al pozo no es directamente proporcional proporcional a la saturación de cada fase sino que obedece a la movilidad relativa de las mismas. 3. La última alternativa es que la presión de rocío resulte igual a la presión estática del reservorio (dentro de las incertezas experimentales). Esta condición resulta ser la más común y la interpretación habitual es que la muestra es representativa, y en el yacimiento existe una única fase en condición de saturación (reservorio de Gas y Condensado Saturado). En este desarrollo se discute en detalle la tercera de las alternativas mencionadas debido debido a que, como ya se mencionó, es la situación más frecuente (cercana al 90 % de los casos) y porque la interpretación esbozada no es la única interpretación posible. Una alternativa, que probablemente coincida con la situación más frecuente, es que el fluido en el reservorio se encuentre en dos fases (gas y líquido), pero que el líquido esté en una cantidad igual o inferior a la mínima saturación móvil. En estas condiciones (líquido inmóvil disperso en el medio poroso) no es posible obtener una muestra representativa del fluido mediante el procedimiento habitual de muestreo pues al pozo sólo fluye una de las dos fases hidrocarbonadas presentes en el reservorio. Esta interpretación toma mayor relevancia en los casos en que existe evidencia de la presencia de un halo o cinturón de petróleo. Este halo de petróleo estaría confirmando la presencia de líquido en el reservorio como resultado de tres
posibles orígenes: 1. El petróleo se acumuló inicialmente en la trampa y el gas lo desplazó de la misma en una migración posterior. 2. El petróleo es el resultado de una condensación de líquido a escala de reservorio (despresurización y/o disminución disminució n de temperatura en tiempos geológicos). 3. El petróleo corresponde a una migración posterior a la del gas y por lo tanto nunca ocupó completamente la trampa. En los dos primeros casos (desplazamiento del petróleo con gas o escurrimiento del petróleo hasta formar una fase móvil) es de esperar la presencia de líquido disperso (residual) en todo el medio poroso. En el tercer caso sólo se espera petróleo disperso como resultado de la zona de transición capilar y por lo tanto su efecto sobre la acumulación de gas depende de las características del reservorio (estructura, interacción roca-fluidos). El punto que debe resaltarse es que en los casos de coexistencia de gas con líquido disperso, el estudio PVT puede no describir adecuadamente adecuadamente el comportamiento futuro del reservorio. A modo de ejemplo, en una publicación reciente 7 se analiza la evolución de un yacimiento de gas y condensado bajo dos posibles circunstancias. En la primera, el fluido se encuentra solamente en fase gas en el reservorio mientras que, en la segunda, el reservorio posee originalmente líquido (en proporción inferior a la mínima saturación móvil) en equilibrio con una fase gaseosa idéntica a la del primer caso. El procedimiento de análisis presentado en dicho trabajo sirve de metodología para integrar los estudios termodinámicos con información de producción y así poder predecir el comportamiento real de un yacimiento de gas y condensado. Como es de esperar el líquido residual no sólo afecta el cálculo de la reserva de gas sino la cantidad y composición del gas producido durante la depletación (Fig.1). En este caso es importante evaluar la cantidad y comportamiento de este líquido residual. La evaluación del tipo y cantidad de líquido residual puede realizarse mediante la caracterización del fluido retenido en coronas o en "cuttings" preservados adecuadamente.
Fig 1. - Comparación del comportamiento de la relación gas petróleo para los dos casos estudiados.
En estos casos, para predecir el comportamiento de los fluidos de producción es necesario realizar una integración de datos entre la composición y cantidad de líquido residual y el estudio PVT. Cuando se dispone de historia de producción y de estudios PVT realizados al comienzo de la explotación, pueden realizarse una integración adecuada de la información.
Bibliografía 1 - Mc. Cain Jr., W.D.: “Reservoir Fluid Property Correlations – State of the SPERE (May 1991), 266. Art”, SPERE (May 2 - Mc. Cain Jr., W.D.: “Revised Gas-Oil Ratio Criteria Key Indicators of Reservoir Fluid Type”, Petroleum Engineer International (April 1994), 57. 3 - Moses, P.M.: "Engineering applications of phase behavior of crude oil and condensate systems", Journal of Petroleum Technology (July 1986), 715. 4 - API-RP 44: "Recommended Practice for Sampling Petroleum Reservoir Fluids" , (January 1966). 5 - Reudelhuber, F.O.: "Separator Sampling of Gas-Condensate Reservoirs", Oil & Gas Journal (June 21, 1954), 138. 6.- Mc. Cain Jr., W.D., and, Alexander, R.A.: “Sampling Gas Condensate SPERE (August 1992), 358. Wells”, SPERE (August
7.- S. Bosco, R. H. Cobeñas, M. A. Crotti.: "Yacimientos de Gas y
Condensado Saturados. Integración de Estudios Termodinámicos con Información de Producción”. Presentado en el congreso de Producción 2000 del IAPG. Cataratas del Iguazú, 8-12 mayo de 2000.
La Presión de Burbuja en Petróleos con Casquete de Gas En términos generales se puede afirmar que aquellos reservorios de petróleo que están en contacto con casquetes gasíferos se encuentran saturados, o sea que su presión de burbuja es coincidente con la presión en el contacto GasPetróleo. El prolongado tiempo de coexistencia entre gas y líquido "garantiza" que ambos fluidos se encuentren en su punto de saturación. Sin embargo el planteo genérico del párrafo anterior sólo es válido en la zona del contacto de ambas fases. Por debajo del contacto debe preguntarse si se siguen manteniendo las condiciones de saturación. A modo de ejemplo se puede considerar un punto situado 50m por debajo del contacto Gas-Petróleo asumiendo que la presión en dicho contacto es de 200 Kg/cm2. Si la densidad de la columna de petróleo es de 0.6 g/cm 3, este punto (50 m por debajo del contacto) tendrá una presión hidrostática de 203 Kg/cm 2. Y, llegado a este punto, las alternativas son: 1. La presión de saturación sigue siendo de 200 Kg/cm 2 (Presión del gas en el contacto)?. 2. La presión de saturación será de 203 Kg/cm 2 (Presión estática = Presión de saturación)? 3. La presión de saturación puede ser menor a 200 Kg/cm 2 ? Bien, pese a cualquier suposición simple o "intuitiva", la respuesta habitual es la número "3" y la razón es sencilla: Si la respuesta correcta fuera la número "1", estaríamos asumiendo que la composición del petróleo es básicamente la misma que en el punto de contacto. Sin embargo esta suposición origina un sistema inestable: Si el petróleo del contacto se sometiera a un aumento de presión de 3 Kg/cm3 y a un aumento de temperatura de 1.5 °C °C (correspondiente (correspon diente a un típico gradiente grad iente de 3 °C cada 100 m), obtendríamos un fluido de menor densidad. Esta circunstancia obedece a que, con los coeficientes termodinámicos termodinámicos habituales, la expansión térmica supera la compresión para los gradientes térmicos e hidrostáticos normales. En consecuencia, 50 m más abajo del contacto tendríamos un líquido menos denso que en el contacto. Y, en tiempos geológicos, para capas comunicadas, estos equilibrios se resuelven, de modo que más abajo del contacto siempre debe haber menos gas disuelto que en el contacto. Y esta situación lleva a que normalmente se encuentre que la presión de saturación disminuye disminuye con la 1 profundidad .
Observación: El planteo anterior permite calcular cual es la presión de saturación en el equilibrio (eliminando gas de la mezcla hasta que se logra la igualdad de densidades en toda la columna por debajo del casquete). Pero éste es sólo el valor máximo de presión de saturación esperada. Nada impide que la presión de saturación sea menor que la calculada por esta vía, pues en dicho caso la columna es estable siempre que las densidades sean crecientes con la profundidad. Y existen numerosos escenarios que pueden conducir a petróleos cada vez más densos a medida que se estudian niveles más profundos. A modo de ejemplo, mencionaremos algunos casos en que estas consideraciones tienen importancia para la correcta evaluación del reservorio. 1. En el caso de de muestras donde donde se fija la presión de burbuja burbuja para recombinar la muestra PVT. La presión de saturación debe hacerse respetando la tendencia indicada y no debe emplearse la ecuación simple Presión de saturación = Presión hidrostática sólo porque se conoce la presencia de un casquete cercano. 2. Muestreos alejados del casquete de gas que den lugar a muestras con presión de burbuja muy inferiores a la del casquete no deben calificarse de no-representativos sin un análisis más profundo. Esta situación cobra importancia cuando este tipo de muestras se obtienen repetidamente. 3. En forma recíproca, recíproca, una muestra representativa representativa con con presión de burbuja marcadamente marcadamente inferior a la presión estática del reservorio no implica automáticamente la no-existencia de un casquete de gas. Como aplicación de las consideraciones presentadas en este desarrollo, puede mencionarse la re-evaluación de la reserva de un reservorio con un casquete de CO2, publicada en el año 2003. En la publicación correspondiente 2 se justificó, mediante el equilibrio de densidades, la existencia de una muy notable subsaturación subsaturación del petróleo, pese a la existencia de un importante casquete de gas. En evaluaciones previas se habían desestimado los resultados de los tres estudios PVT llevados a cabo sobre muestras del reservorio por presentar, precisamente, una notable subsaturación.
1.- Schulte A. M.: "Compositional Variations within a Hydrocarbon Column Due to Gravity" , SPE 9235. 2.- Crotti M. A., Fernández Badessich M. " Coexistencia de Petróleo Subsaturado con un Casquete de Gas - El Dióxido de Carbono en Equilibrio con Petróleos Pesados ". ". Presentado en el II Congreso de Hidrocarburos - 2003 - IAPG Buenos Aires - 29 de junio al 2 de julio de 2003.·
Constantes de Equilibrio El concepto de Constantes de Equilibrio (Keq) es muy útil para describir los sistemas bifásicos multicomponentes. multicomponentes. Se define como Constante de Equilibrio del componente “i” a la siguiente relación: Keqi = yi / xi Donde yi = Fracción molar del componente “i” en la fase gas. xi = Fracción molar del componente “i” en la fase líquido. Se puede obtener una primera aproximación de los valores que toman las Keqi a partir de dos leyes muy simples. ü
La ley de Raoult que para soluciones ideales establece que “ la presión de Vapor de un componente de una mezcla es proporcional a la concentración de dicho componente y a la presión de vapor del componente puro ”. ”.
ü
La ley de Dalton de presiones parciales para mezclas gaseosas ideales que establece que “la “ la presión parcial de un componente en una mezcla de gases es proporcional a la fracción molar de dicho componente y a la presión total del sistema ” sistema ”
Expresadas simbólicamente estas leyes adoptan la forma: Ley de Raoult : Pv i = Pvi0 . xi Ley de Dalton : P i = P . yi Donde, Pvi = Presión de vapor del componente “i” en la mezcla. Pvi0 = Presión de vapor del componente “i” puro. (este valor depende de la temperatura de trabajo). Pi = Presión parcial que ejerce el componente “i” en una mezcla gaseosa a presión P. P = Presión total de la mezcla gaseosa. Cuando el gas está en equilibrio con el líquido, las presiones P i y Pvi deben ser iguales pues hacen referencia al mismo valor (la presión del componente “i” como gas), de modo que igualando ambos valores se obtiene yi / xi = Keqi = Pvi0 / P que expresado en forma logarítmica da lugar a: log (Keqi) = log (Pvi0) – log (P) Esta ecuación indica que si se grafica el logaritmo de la constante de equilibrio en función del logaritmo de la presión del sistema (P) se debe obtener un gráfico
lineal de pendiente “-1” y ordenada igual a “log (Pv i0)” donde el log (P) toma el valor “0”.
Fig 1. – Constantes de equilibrio experimentales comparadas con las Keq obtenidas mediante la ley de Raoult y de Dalton En la Fig 1 se observa la excelente concordancia entre las mediciones experimentales y este cálculo simplificado en la zona de bajas presiones donde el comportamiento de las mezclas se acerca al comportamiento ideal. A mayores presiones el alejamiento con respecto al comportamiento ideal es muy marcado. Sin embargo existe un punto donde el comportamiento de las Keq es predecible. Si se estuviera trabajando a la Temperatura Crítica de la mezcla, al aumentar la presión en algún punto se alcanzaría la presión crítica del sistema. En dicho punto (por definición, el punto crítico de la mezcla) las propiedades intensivas del gas y del líquido serían iguales. De este modo todas las xi serían iguales a las yi, haciendo que TODAS las Keq de la mezcla adopten el valor uno (“1”).
reservorios. Esta afirmación se sustenta en que la gran mayoría de las herramientas de análisis, que emplea el reservorista a diario, requieren de información de fluidos coherente y representativa. representativa. Para realizar un buen chequeo de consistencia y validación de los datos informados en un ensayo PVT, se requiere seguir un orden lógico de los procesos de análisis. El siguiente es un posible esquema de trabajo: 4. Balance de masa de la información reportada. Estos balances balances pueden ser aplicados a los diferentes procesos de separación empleados en el laboratorio. 4.1. Balance de masa global. Este balance chequea que la densidad de la muestra medida sea consistente con la que se podría calcular empleando los valores reportados de densidad de tanque, gravedades específicas de los gases liberados en cada etapa de separación y relaciones de gas producido por etapa. La inconsistencia en este análisis indicaría una anomalía en alguno o todos los datos del informe empleados en el cálculo. 4.2. Balance de masa por etapas. Al igual que en el balance anterior, anterior, en este balance también se chequea que la densidad de la muestra medida sea consistente con la que se podría calcular empleando los valores reportados de densidad líquido, factor de volumen del líquido, gravedad específica del efluente y relación de gas producido en cada etapa del ensayo realizado en el laboratorio. A diferencia del balance anterior, en éste se va chequeando etapa a etapa el balance de materiales de la densidad. Los resultados inconsistentes de este análisis permiten identificar las etapas a partir de las cuales los valores reportados dejan de ser confiables. 4.3. Balance de masa composicional. Este balance se determina, en cada etapa del ensayo, las fracciones de cada componente que se encuentran en estado líquido y gaseoso. Con las fracciones molares individuales se puede determinar el comportamiento de las constantes de equilibrio en el rango de presiones del ensayo. Este balance más complejo permite determinar la coherencia de la información calculada (fracciones de masa, y molares, salientes y remanentes en el sistema) y comparar las constantes de equilibrio así obtenidas con valores de referencia. 5. Gráficos de control. control. Entre los gráficos gráficos de control más empleados empleados en esta etapa de análisis se encuentran el gráfico de Hoffman y el gráfico de constante de equilibrio versus temperatura de ebullición. Ambos gráficos son esencialmente similares ya que en el de Hoffman se grafica constante de equilibrio por presión versus una función especial que incluye las inversas de la temperatura y la temperatura de ebullición. En estos gráficos los puntos generados por los distintos componente deben presentar una tendencia rectilínea. La desviación de este comportamiento indica alguna anomalía cuya importancia, interpretación y corrección depende, entre otras cosas, del criterio del analista.
6. Chequeos generales de parámetros. parámetros. Una de las partes partes más importante de cualquier chequeo de consistencia es la comparación de los parámetros globales del ensayo PVT con valores esperados a partir de correlaciones, ecuaciones semi-empíricas y base de datos locales. Este chequeo incluye una mezcla de criterio y experiencia del analista y da como resultado una validación parcial o total de los resultados obtenidos en el laboratorio. Es la parte en la cual el analista experimentado debe emitir juicios individuales acerca de los parámetros reportados. Debido a que este chequeo varía en gran medida dependiendo la información disponible, es imposible determinar a priori reglas priori reglas generales de validación. 7. Simulación termodinámica. El objetivo objetivo de esta simulación simulación es el de ajustar ajustar parámetros específicos del modelo de ecuaciones termodinámicas termodinámicas para así poder reproducir los resultados del ensayo PVT. Es importante remarcar que mediante este proceso de ajuste se puede corroborar la coherencia de los datos en su conjunto.
Discusión: ¿ Si el ajuste termodinámico permite realizar un chequeo general del informe PVT, porque no hacemos sólo este ajuste y evitamos todos los chequeos anteriores? 8. Preparación entradas de amplio amplio espectro espectro para un un simulador simulador numérico. numérico. Una vez ajustado un modelo termodinámico del fluido de reservorio con datos apropiadamente validados se puede emplear el modelo para generar una variedad de condiciones operacionales presentes y futuras, sin necesidad de tener que ensayar en laboratorio cada una de estas situaciones. situaciones. Esta herramienta permite evaluar condiciones tales como el inicio de la inyección de un fluido (agua, gas) posterior al comienzo de la depletación, existencia de viscosidades de superficie diferentes en cada pozo, cambio de condiciones óptimas de separación a lo largo de la historia del yacimiento, reconstrucción de historia de PVT, etc.
Discusión: ¿ La afirmación: “La extracción de muestra de fluido en una zona ya depletada es totalmente inútil debido a que se muestrea un fluido que no es el original”, es correcta ? Discusión: ¿ Que se puede hacer en el caso de un yacimiento en el que no se ha tomado muestra de fluido durante su historia de desarrollo ?
Balance de masa global a partir de un ensayo de liberación diferencial.
Datos requeridos ü
Densidad reportada del fluido ( δM ). ).
ü
Factor de volumen, mediante ensayo de liberación diferencial, en el punto de burbuja (Bo ( Bo db ). db ).
ü
Densidad del gas en cada etapa de la liberación diferencial ( δGdi ). ).
ü
Relación de gas disuelto en cada etapa de la liberación diferencial ( Rs di ). di ).
ü
Densidad del petróleo residual a condiciones STD ( δORes ). ).
Formulación del Chequeo En este chequeo se suman las masas correspondiente a las salidas de los efluentes en cada etapa de la liberación diferencial junto con la masa de petróleo residual. La masa total dividida por el volumen en fondo debe resultar igual a la densidad de la muestra en fondo. Asumiendo que el volumen residual a condiciones de tanque es V Tk Tk , entonces la masa de líquido residual (m ( m Res Res ) resulta igual a: m Re s
= δ O Re s ⋅V Tk
La masa de gas en la iésima etapa de la liberación diferencial es igual a: mGi
= ( Rs di −1 − Rs di ) ⋅ δ Gdi ⋅V Tk
Por lo que, la masa total del sistema resulta, m=
n
∑ ( Rs i =1
di −1
− Rs di ) ⋅ δ Gdi ⋅V Tk + δ Ores ⋅V Tk
y el volumen total a presión de burbuja y temperatura de reservorio, V = V Tk ⋅ Bo db
Entonces la densidad a esas condiciones es, n
δ M
=
∑ ( Rs i =1
di −1
− Rs di ) ⋅ δ Gdi + δ O Re s Bo db
El subíndice i indica i indica la etapa de la liberación diferencial y varía entre 0 (presión de burbuja) y n (estado residual a la última presión de trabajo). Finalmente se verifica que la diferencia entre el valor calculado de densidad de muestra y el reportado se encuentre acotado dentro de un valor de error máximo.
ξ
=
δ M − δ M δ M
≤ ε max
Observaciones ü
Si la densidad del gas se reporta como gravedad específica, se debe emplear la conversión de gravedad específica a densidad.
ü
Las unidades de densidad deben ser consistentes entre si.
ü
El valor de error máximo admisible para este cálculo se encuentra entre 1 y 1.5%, dependiendo del tipo de muestra ensayada. Algunos laboratorios emplean esta secuencia para calcular la densidad durante la liberación diferencial. En estos casos la coincidencia debe ser perfecta.
ü
La densidad del petróleo residual se expresa habitualmente en condiciones estándar.
Balance de masa global a partir de un ensayo de separación flash.
Datos requeridos ü
Densidad reportada del fluido ( δM ). ).
ü
Factor de volumen, mediante ensayo flash, en el punto de burbuja ( Bo f f). ) .
ü
Densidad del gas del separador ( δGSep ). ).
ü
Relación de gas disuelto del separador ( Rs Sep ). Sep ).
ü
Densidad del gas del tanque ( δGTk ). ).
ü
Relación de gas disuelto de tanque ( Rs Sep ). Sep ).
ü
Densidad del petróleo del tanque ( δOTk ). ).
Formulación del Chequeo En este chequeo se procede a sumar el total de masa en el sistema compuesto por las masas de los gases del tanque y del separador junto con la masa de petróleo de tanque. Esta masa total se divide por el volumen en fondo y su resultado debe ser similar a la densidad de la muestra en fondo que se encuentra reportada. Asumiendo que en el tanque el volumen es V Tk Tk , entonces la masa total en el tanque (m (m Tk Tk ) es la suma del gas y el líquido de allí: mTk
= δ OTk ⋅ V Tk + RsTk ⋅ δ GTk ⋅ V Tk
La masa de gas en el separador es igual a: mGSep
= Rs Sep ⋅ δ GSep ⋅ V Tk
Por lo que, la masa total del sistema resulta, m = δ OTk + Rs Sep ⋅ δ GSep + RsTk ⋅ δ GTk ⋅ V Tk
y el volumen total a presión de burbuja y temperatura de reservorio, V = V Tk ⋅ Bo f
Entonces la densidad a esas condiciones es,
δ M
=
δ OTk + Rs Sep ⋅ δ GSep + RsTk ⋅ δ GTk Bo f
Finalmente se verifica que la diferencia entre el valor calculado de densidad de muestra y el reportado se encuentre acotado dentro de un valor de error máximo.
ξ
=
δ M − δ M δ M
≤ ε max
Observaciones ü
Si la densidad del gas se reporta como gravedad específica, se debe emplear la conversión de gravedad específica a densidad.
ü
Es importante recordar que en el ensayo flash la variable Rs reportada indica el gas liberado en cada etapa de separación, mientras que en la liberación diferencial el valor de Rs indica el gas disuelto acumulado desde el comienzo del ensayo.
ü
El valor de error máximo admisible para este cálculo se encuentra entre 1 y 1.5%, dependiendo del tipo de muestra ensayada.
ü
La densidad de la muestra en el punto de burbuja y a la temperatura de reservorios debe ser coincidente con el valor obtenido en la liberación diferencial.
ü
Las unidades de densidad deben ser consistentes entre si.
Balance de masa por etapas a partir de un ensayo de liberación diferencial.
Datos requeridos ü
Densidad reportada, reportada, de fluido, en el punto de burbuja ( δM ). ).
ü
Factor de volumen, en el punto de burbuja ( Bo db ). db ).
ü
Relación de gas disuelto en cada etapa de la liberación diferencial ( Rs di ). di ).
ü
Factor de volumen en cada etapa de la liberación diferencial ( Bo di ). di ).
ü
Densidad del gas efluente en cada etapa de la liberación diferencial ( δGdi ). ).
ü
Densidad del líquido en la celda en cada estado de la liberación diferencial ( δLdi ). ).
ü
Densidad del petróleo residual a condiciones STD ( δORes ). ).
Formulación del Chequeo Comenzando en la última etapa de liberación diferencial, se procede a calcular la densidad de cada una de las etapas anteriores hasta llegar al punto de burbuja. El chequeo en cada etapa se realiza comparando las densidades calculadas versus las reportadas. Si en la etapa de obtención de petróleo residual, el volumen a condiciones STD es V Tk (m Res Tk , la masa (m Res ) resulta: m Re s
= δ O Re s ⋅V Tk
Por lo tanto, en la etapa anterior a la obtención de petróleo residual, la masa es igual a: mRe s −1
= mRe s + ( Rsd Re s −1 − Rsd Re s ) ⋅ δ Gd Re s ⋅ V Tk
el volumen en esa misma etapa es de, V Re s −1
=
V Re s ⋅ Bo d Re s −1 Bo d Re s
=
V Tk ⋅ Bo d Re s −1 Bo dTk
y la densidad, m Re s −1
=
δ Re s −1
V Re s −1
Generalizando estas últimas ecuaciones se puede demostrar que en cada etapa de la liberación diferencial la densidad calculada es igual a:
δ O Re s + δ Ldi
n
∑ ( Rs
dj −1
j =i
=
− Rsdj ) ⋅ δ Gdj
Bodi
Finalmente cabe verificar que la diferencia entre el valor de densidad calculado y el reportado en cada etapa se encuentre acotado dentro de un valor de error máximo.
ξi
=
δ Ldi
− δ Ldi
δ Ldi
≤ ε max
Observaciones ü
El subíndice i indica la etapa de liberación diferencial y varía entre 0 (presión de burbuja) y n (estado residual a la última presión de trabajo).
ü
Si la densidad del gas se reporta como gravedad específica, se debe emplear la conversión de gravedad específica a densidad.
ü
Las unidades de densidad deben ser consistentes entre si.
ü
No es necesario conocer el valor de V Tk Tk pues como, se ve, se elimina
posteriormente posteriormente en el cálculo. ü
El valor de error máximo admisible en el cálculo de densidades en cada etapa se encuentra entre 1 y 1.5%.
Ejercicio 1: Derivar la ecuación generalizada de cálculo de la densidad de líquido en cada etapa de la liberación diferencial.
Ejercicio 2: Re-escribir la ecuación generalizada de cálculo de la densidad de líquido en cada etapa de la liberación diferencial asumiendo que la densidad del líquido residual no está expresada en condiciones STD.
Balance de masa composicional de un ensayo de liberación diferencial.
Datos requeridos ü
Densidad reportada de fluido al punto de burbuja ( δM ). ).
ü
Factor de volumen al punto de burbuja ( Bo d ) . d).
ü
Peso molecular promedio de la muestra ( PM ).
ü
Temperatura del PVT (T ( T PVT ). PVT ).
ü
Composición molecular molecular de la muestra al punto de burbuja ( x i,i,0 )
ü
Factor de volumen del gas en cada etapa de la liberación diferencial diferencial ( Bg j ). ).
ü
Relación de gas disuelto en cada etapa de la liberación diferencial ( Rs dj ). dj ).
ü
Factor de desviación del gas en cada etapa de la liberación diferencial (z ). j ).
ü
Composición molecular del efluente en cada etapa de la liberación diferencial (y ( y i,j ) i,j
Formulación del Chequeo Este chequeo, presenta diferencias con los anteriores. En este caso se parte del estado inicial (punto de burbuja) y va restando la masa que va saliendo del sistema. En el estado inicial (j=0), se tiene que la cantidad de moles por unidad de volumen a condiciones de tanque resulta: nT 0
=
δ M ⋅ Bod PM
Luego, al reducir la presión del sistema el gas que se libera puede cuantificarse en cantidad de moles por unidad de volumen a condiciones de tanque como:
nG1
=
p1 ⋅ ( Rs d 0 − Rs d 1 ) ⋅ Bg1 z1 ⋅ R ⋅ T PVT
por lo tanto las fracción de fase gas y fase líquido resultan: fg 1
=
nG1 nT 0
; fl1
= 1 − fg1
Una vez halladas las fracciones de gas y líquido es posible determinar los porcentajes moleculares moleculares de cada componente i mediante: xi ,1
=
− fg1 ⋅ y i ,1
xi , 0
fl1
Finalmente, el resto de masa remanente en el sistema es: nT 1
= nT 0 − nG1
Generalizando el razonamiento anterior y variando la etapa de la liberación diferencial, se obtiene: p j ⋅ ( Rs dj −1 − Rs dj ) ⋅ Bg j = n Gj z j ⋅ R ⋅ T PVT nGj = fg j n Tj −1 fl j = 1 − fg j nTj = nTj −1 − nGj
y en cada etapa, variando el componente iésimo, xi , j
=
xi , j −1
− fg j ⋅ yi , j fl j
Por último, se puede calcular las constantes de equilibrio experimentales: K i , j
=
y i , j x i , j
Observaciones ü
El subíndice j indica el número de etapas de la liberación diferencial y varía entre 0 (presión de burbuja) y n (estado residual a la última presión de trabajo).
ü
El subíndice i representa a los componentes del sistema y varía entre 1 y m (número de componentes del sistema).
ü
La variable x j,0 es la fracción molar de la muestra al punto de burbuja dado que en esta condición todo el sistema está en estado líquido.
ü
fl y fl y fg fg son son las fracciones molar en fase gas y líquido en cada etapa. Los valores de estas variables deben estar siempre entre 0 y 1.
ü
n T T y n G G representan la concentración de moles por unidad de volumen a condiciones de tanque en el interior de la celda y el gas efluente, respectivamente.
ü
Las concentraciones de cada componente dentro de la celda ( x i,j i,j ) deben ser siempre positivas y menores que 1.
ü
En cada etapa, la suma de los porcentajes molares de los componente en el estado líquido debe ser igual a 1.
ü
Las constantes de equilibrio experimentales deben presentar el comportamiento y estar en el orden de los valores reportados en la literatura.
NOTA: Este chequeo puede comenzarse en el estado de petróleo residual. En este caso se obtienen constantes de equilibrio diferentes. ¿Por Qué?
Gráficos de Control
Constantes de Equilibrio vs. Temperatura de Ebullición Si en una etapa de un ensayo, sea liberación diferencial o flash, podemos determinar las constantes de equilibrio experimentales de los diferentes componentes del sistema; estas pueden ser representadas graficando las constantes de equilibrio experimentales en escala logarítmica versus la temperatura de ebullición de cada componente de hidrocarburo. Dicho gráfico fue uno de las primeras herramientas de control usadas en la industria y da moderadas aproximaciones a una línea recta.
Gráfico de Hoffman Este gráfico sucede históricamente al anterior y se realiza graficando en ordenadas el logaritmo del producto de la constante de equilibrio por la presión de la etapa y en abscisas una función que incluye la inversa de la temperatura y la inversa de la temperatura de ebullición. Esta “función especial” llamada factor de caracterización de componente es la siguiente: f Hoffman
1 1 = b ⋅ − Tb T
; [T ] = [ R ] o
Es importante recordar en esta función que la unidad de las temperaturas es grados Rankine. La particularidad que presenta este gráfico, es la de que los puntos generados por cada componente deben generalmente alinearse en una línea recta. Este comportamiento comportamiento se encuentra documentado inicialmente por 1 Hoffman en su trabajo publicado en 1952, quien reconoce que el procedimiento
fue desarrollado unos diez años antes por Buckley 2. Este último autor demuestra empíricamente que en cualquier estado de equilibrio entre una fase gaseosa y su correspondiente líquida, los logaritmos de los productos de Kp para cada uno de los componentes individuales de hidrocarburo graficados contra la función especial antes expresada deben formar una razonable línea recta. Toda desviación significativa de este comportamiento indica la existencia de alguna anomalía en el ensayo.
Ejercicio 3: Realizar el gráfico de constantes de equilibrio vs. temperatura de ebullición con los datos de la tabla siguiente. Muestra de la Cuenca del Golfo San Jorge – Flash @ 4 kg/cm 2 y 25.0 ºC Gas de
Petróleo
Flash
de Flash
Constante
T. Ebullición
[% Molar]
[% Molar]
B
[ºR]
N2
1.512
0.005
-.-
-.-
CO2
16.296
0.341
-.-
-.-
C1
71.100
0.543
805
201.01
C2
5.487
0.332
1,412
332.16
C3
2.502
0.497
1,799
415.96
i-C4
0.607
0.321
2,037
470.58
n-C4
0.972
0.751
2,153
490.79
i-C5
0.402
0.791
2,368
541.82
n-C5
0.500
1.283
2,480
556.62
C6
0.338
3.295
2,780
615.42
C7
0.179
4.986
3,068
668.86
C8
0.073
6.897
3,335
717.89
C9
0.022
5.710
3,590
763.12
C10
0.007
4.934
3,828
805.11
Component e
C11+4: Empleando 0.003los datos 6de 9.3la14tabla anterior -.-.- especial de y la función Ejercicio Hoffman, realizar el gráfico de Hoffman correspondiente. correspondiente.
Discusión: Luego de leer el trabajo técnico de Hoffman, discutir los resultados obtenidos.
Chequeos Generales de Parámetros Es importante mencionar que entre todos los parámetros de un ensayo PVT existen ciertas interdependencias. A veces estas interdependencias resultan muy visibles como en el caso de la relación entre las densidades y los factores de volumen presentados en el ejercicio 2 y a veces no. Mediante los chequeos de masa previamente presentados, generalmente se puede comprobar que los parámetros no violen estas interdependencias en cuyo caso se dice que los resultados son consistentes o, en otras palabras, que el análisis de consistencia es satisfactorio. El hecho de que las interdependencias no sean violadas no certifica que los resultados obtenidos sean representativos. A fin de obtener parámetros no sólo consistentes sino también coherentes y representativos es necesario encarar un chequeo pormenorizado de los mismos. Es importante remarcar que los resultados de esta etapa se encuentran condicionados por experiencia propia del analista más que por el empleo sistemático de herramientas prediseñadas tipo “caja negra”. Este comentario no tiende a desmerecer el empleo de herramientas prediseñadas, prediseñadas, que son herramientas de control muy potentes, sino a remarcar que la calidad de los resultados proveniente proveniente del uso de éstas, se encuentra fuertemente ligado al criterio y la capacidad del operador. Algunos ejemplos de posibles incompatibilidades son los siguientes: ü
Valores anómalos de expansión térmica
ü
Curva Bo con concavidad errónea
ü
Tendencias diferentes a las que marcan las correlaciones habituales.
ü
♦
La curva de viscosidad, a presiones mayores a la Pb, no presenta la pendiente esperada.
♦
Las constantes de equilibrio calculadas se entrecruzan.
etc...
Simulación Termodinámica El objetivo de realizar una simulación termodinámica es el de encontrar una ecuación de estado que represente el comportamiento PVT del fluido de reservorios. Existen varias ecuaciones de estado presentes en la literatura, entre ellas:
P=
Van der Walls P=
Berthelot
RT V − b
−
P=
Redlich-Kwong
RT V − b
−
TV 2 RT V − b
−
Soave-Redlich-Kwong
Peng-Robinson P=
Patel-Teja
RT V − b
−
P=
Harmens-Knapp P=
Trebble-Bishnoi
V 2
a
P=
P=
a
RT V − b
−
a T ⋅ (V (V + b)) RT V − b
−
a V (V + b) a
V (V + b) + b(V − b) a
V (V + b) + c (V − b) RT V − b RT V − b
− −
a 2
V
+ bcV − b 2 (c − 1) a
2
V
+ (b + c)V − (bc + d 2 )
Donde las constantes a, b, c y d son funciones de diferentes parámetros dependiendo dependiendo de cada ecuación. Entre los parámetros que afectan estas constantes se encuentran los coeficientes de interacción molecular, los factores acéntricos, propiedades críticas y constantes críticas ( ΩA y ΩB). Ya que mediante el uso de valores teóricos de estos parámetros resulta casi imposible predecir el comportamiento real de los hidrocarburos, es necesario modificar los mismos para lograr una adecuada coincidencia entre los datos experimentales y la descripción que brinda la ecuación de estado. Esta modificación de parámetros tendiente a reproducir el comportamiento observado se llama ajuste de la ecuación de estado, ajuste del simulador termodinámico termodinámico o caracterización caracterización del fluido.
Reconstrucción del Comportamiento PVT a partir de una Muestra No Original de Fluido Para realizar la reconstrucción del comportamiento PVT a partir de una muestra no original del fluido de reservorio es necesario discutir como se realizaría el muestreo y su análisis posterior. Mediante un ejemplo práctico se podrá ver el modo de análisis de dicha situación. Sea un petróleo saturado que tiene un factor de volumen medio (Bo d=1.3) y
originalmente tiene presión inicial y de burbuja igual a 160 kg/cm 2. Durante la historia de producción la presión del reservorio decrece hasta tener una presión estática promedio de 110 kg/cm 2 y una fluencia en el pozo elegido para el muestreo de 100 kg/cm 2. En este punto se decide sacar una muestra.
Discusión: ¿ Que tipo de muestra se toma y como se procede en cada caso? Respuesta: El tipo de muestra y el procedimiento se describe a continuación. Muestra de Fondo. Cierre del pozo hasta incrementar la presión y llegar a los 110 kg/cm 2. Se baja un tomamuestras al pozo y se obtiene la muestra de petróleo. Muestra de Superficie. Dejando el pozo en fluencia (100 kg/cm 2) se coloca un separador de control. Se toma muestra de líquido y gas en el separador y se informa la relación gaspetróleo.
Discusión: ¿ Cómo se podría recombinar en el laboratorio la muestra de superficie ? Respuesta: Existen diferentes alternativas para recombinar el gas y petróleo del separador.
Método A - Agregado de gas hasta ajuste de la presión de burbuja. Este método es el generalmente solicitado y consiste en agregarle, al líquido de separador, tanto gas de separador como sea necesario para formar un fluido que tenga punto de burbuja igual que el deseado (160 kg/cm 2).
Método B – Recombinación según RGP de Muestreo y Liberación del exceso de gas a presión inicial. Con este método se combina el gas y el líquido del separador según la relación gas-petróleo medida y se lleva el sistema a la presión de burbuja original (160 kg/cm 2) el gas extra que no se ha disuelto en la fase líquida es eliminado y la fase líquida es tomada como muestra “original” y analizada.
Método C. Recombinación según RGP de muestreo y Liberación del exceso de gas a presión del reservorio. El gas extra que no se ha disuelto en la fase líquida es eliminado y la fase líquida es tomada como muestra “no original” y analizada.
Discusión: ¿ Qué se le pediría al laboratorio que realice y que haría el reservorista para reproducir la historia pasada ? recombinada según el Respuesta: En el caso de la muestra de superficie recombinada método A o B el laboratorio realizaría una liberación diferencial a partir de la presión original de burbuja y el reservorista sólo debe tomar los datos tal como vienen del laboratorio sin necesidad de esfuerzo extra. En el caso de la muestra de fondo o la recombinación de muestra de superficie usando el método C, el laboratorio realizaría una liberación diferencial para así
obtener valores el comportamiento comportamiento del Bo, Rs y demás parámetros a partir de la presión a la que se obtuvo la muestra (100 o 110 kg/cm 2). A partir de los valores más cercanos al final de la curva el reservorista debería extrapolar hasta llegar a la presión de burbuja que se presupone original. Los primeros casos presentan ventajas aparentes tales como la de tener una muestra a la que se le puede llamar original sin que resulte necesario el empleo de trabajo extra para procesar los resultados. Sin embargo este procedimiento “simple” puede dar lugar a resultados no representativos, pudiendo concluirse que haya sido peor tomar la muestra que no tomarla. La tabla siguiente resume los valores de factor de volumen y de gas disuelto que se hubiesen obtenido, dependiendo del camino de análisis seleccionado. Además de los casos mencionados se analizó el caso de que se hubiese recogido una muestra de fondo del reservorio cuando la presión promedio fuese igual a 70 kg/cm 2.
Comportamiento PVT según situación analizada Condición Fluido Original Real *
1
Tipo de Muestra
Recombinació Bod n
Rsd
-.-
-.-
1.300
110.8
Fondo
-.
1.28
108.
*2
08.0 ? ? ? 3
-.
A* 1.27 1
02.3 ?
? ?
o B* 1.30
114.
? ?
.0 ? ?
Pr=7
kg/cm
3
2
étodo C* 1.2 Fondo-.-
*41.29109.5?
89 108
? M
1 ü * 2
Rsf =106.1 y Bof =1.283.ü * Luego de la liberación diferencial se extrapoló linealmente empleando los tres últimos punto 3
* s. (110, 90 y 70 kg/cm 2).ü Los ensayos según los métodos A y B da valores de tipo flash, el cual fueron convertidos por el proporcional d e flash a diferencial que pres 4
* enta la muestra original. ü Luego de la liberación diferencial se extrapoló linealmente empleando los tres últimos punt
o
Por último, la diferencia entre la composición molar del fluido original y los recombinados según el método A y B respectivamente se observan en el siguiente gráfico Diferencias en composición con muestra original según tipo de recombinación 1.4 Método A Método B
0.7
] % [ r a l o M 0.0 e j a t n e c r o P
-0.7
-1.4 N2
CO2
C1
C2
C3
i-C4
C4
i-C5
C5
C6
C7
C8
C9
C10 C11 C12 C13 C14 C15 C16 C17 C18 C19 C20
Compuesto
Conversiones Conversión de gravedad especifica a densidad.
à
Conversión de porcentaje molar a porcentaje en peso. % pesoi
= xi ⋅
PM i PM
Conversión de unidades Densidad
de escala API a g/cm 3. Presión
à
141.5 g = cm 3 (131.5 + ° API )
δ
δG à
= GE G ⋅ δ aire
de psia a kg/cm 2(abs)
kg p[ psia] = 14.2234 2 cm abs ( )
p
à
Temperatura de oC a oK
à
T o K
= T o C + 273.16
T [ F ] = T [ C ] ⋅ o
oF
à
de oF a oR
à
de
oC
a
o
T R
o
9 5
+ 32
= T o F + 459.58
Valores auxiliares Densidad del aire en [g/cm 3].
à
δ aire
= 0.0012242 g
⋅ atm mol ⋅ ° K
cm
Factor R de ley de los gases.
à
R = 82.056
cm
3
3
