En esta oportunidad les comento que la clase del día 24-9-09 fue muy interesante ya que permitio refrescar conocimientos adquiridos en el curso de Ingeniería de Yacimientos I. En este sentido se destacan diferentes conceptos que permitirán comprender los diferentes temas que se irán presentando en la currícula de Ingeniería de Yacimientos II.
La clase inició haciendo referencia sobre los parámetros PVT que consisten en determinar en el laboratorio una serie de propiedades físicas de un fluido en el yacimiento (petróleo, agua o gas) que relacionan presión, volumen y temperatura. Se mostraron las gráficas de los siguientes parámetros: Bo, Bg, Rs, Z. Después se explicó que la solubilidad del gas en petróleo crudo depende de: presión, temperatura y composiciones del gas y del petróleo; destacando que para un mismo gas y petróleo a una temperatura constante, la cantidad de gas en solución aumenta con la presión, y a una presión constante, la cantidad de gas en solución disminuye a medida que la temperatura aumenta. Por consiguiente, para determinadas presiones y temperaturas, la cantidad de gas en solución aumenta a medida que las composiciones del gas y del petróleo se asemejan, es decir, es mayor en gases de alta y en petróleos de baja gravedad específica, o sea, en petróleos de alta gravedad API.
Luego se dieron las definiciones de los yacimientos saturados y subsaturados, donde se recordó el ejemplo de la botella de refresco para la compresión de los yacimientos saturados debido a que cuando destapamos una botella de refresco su presión disminuye de una presión inicial (Pi) a una presión final (P) y se libera gas, ya que el líquido que está adentro se encuentra saturado; de ésta manera, se dice que el petróleo de un yacimiento está saturado con gas a cualquier P y T si al reducir ligeramente la P se libera gas de la solución. Inversamente, si no se libera gas de la solución, se dice que estamos en presencia de un yacimiento subsaturado a esa presión, el estado subsaturado implica que no existe gas libre en contacto con el petróleo, es decir, no hay capa de gas.
Seguidamente, se explicó con más detalle las gráficas y definiciones de los parámetros PVT antes mencionados:
Relación gas en solución-petróleo (Rs) la cual está dada por los pies cúbicos normales de gas (PCN) en solución en un barril normal (BN) de crudo a determinadas condiciones de P y T. Analizando su gráfica, si tenemos una presión elevada cualquiera el fluido tendrá una cantidad de gas pero si se disminuye la presión en el yacimiento hasta llegar a la presión del burbujeo el gas disuelto en el petróleo empieza a salirse.
Rs=Vgas disuelto @CN/ Vpetróleo @CN
Factor volumétrico de formación de petróleo (Bo) corresponde al volumen en barriles (a condiciones de P y T de yacimiento) ocupado por un barril de petróleo más su gas en solución (a 14, 7 lpca y 60°F). La forma de su gráfica se debe que al tener presiones elevadas se tiene un determinado volumen de petróleo más gas disuelto, pero a medida que disminuimos la presión aumenta su volumen hasta llegar a la presión de burbujeo donde empieza a decrecer el volumen de petróleo más gas disuelto ya que aparece la primera burbuja de gas, mientras sigue disminuyendo la presión aumenta la cantidad de gas libre y el volumen de petróleo más gas disuelto decrece debido a que es más la cantidad de gas liberado que disuelto.
Bo=V(petróleo+gas disuelto) @CY/ Vpetróleo @CN
Factor volumétrico de formación de gas (Bg) es un factor que relaciona el volumen de gas en el yacimiento (a P y T) con el volumen de la misma masa de gas en superficie a condiciones normales (14,7 lpca y 60°F). Si tenemos un determinado volumen de gas pensamos en PV=nRT entonces para ésta ecuación de estado para gases ideales a condiciones de superficie tendremos una cantidad de Vsup, Psup, Tsup, nsup, Rsup, Zsup~1. Según, Z=1 convierte la ecuación de estado para gases ideales en algo más real ya que los creadores dicen que las moléculas chocan y que hay fuerza de interacción entre ellas, pero esto no ocurre en lo ideal por eso si Z ayuda a cuantificar estos factores entonces decimos que en la superficie el volumen de las moléculas es despreciable; por lo tanto, se tendrá un comportamiento ideal en la superficie pero en el yacimiento el Z yacimieno es diferente de uno.
Bg= Vgas @CY/ Vgas @CN
Factor volumétrico de formación total (Bt) es el volumen que ocupa un barril fiscal de petróleo junto con su volumen inicial de gas disuelto a cualquier P y T de yacimiento. Con Bt olvidamos relacionar volumen del petróleo en yacimiento entre el volumen de petróleo en superficie o el volumen de gas en yacimiento entre el volumen de gas en superficie ya que aquí relacionamos todos los factores volumétricos de formación. Por lo tanto, si disminuye la presión entonces aumenta el volumen del petróleo porque se expande pero a partir de la presión del burbujeo Pb el factor volumétrico de formación total será ascendente ya que aumenta el volumen de gas y el volumen de petróleo disminuye. Esta misma gráfica nos ayuda a ver los tres factores volumétricos de formación. Bt= Bo+Bg(Rsi-Rs) [bbl/BN]
Relación gas-petróleo de producción (Rp) está dada por los pies cúbicos normales de gas (PCN) producidos entre los barriles normales (BN) de crudo producidos. Analizando su gráfica teniendo condiciones de P y T superiores a la Pb se produce una cantidad de gas y petróleo; no hay gas en la zona libre ya que todo el gas que se estaba produciendo es en solución. Si disminuye la P se produce más gas y petróleo, entonces la relación gas-petróleo va a ser constante lo que indica que la producción será la misma pero a partir de la Pb (se forma la 1ra burbuja de gas) el gas se va a mover cuando su saturación sea mayor a la de su saturación crítica; se empieza a atraparse el gas en los poros de la roca en el yacimiento la cual origina una reducción de gas pero la cantidad de petróleo es la misma, por eso hay un bajón en la gráfica (la relación gas-petróleo disminuye) un poco antes de llegar a la Pb; es decir, ocurre una pequeña merma en la gráfica. Luego la relación gas-petróleo va aumentando, pero al momento de llegar exactamente a la Pb va disminuyendo el gas como en una botella de refresco originando una disminución en la relación gas-petróleo, después de la Pb la relación gas-petróleo se mantiene constante. Es importante destacar que es necesario una presión mínima para que el petróleo suba del yacimiento a los tanques de superficie.
Rp= Vgas producido @CN/ Vpetróleo producido @CN
Así mismo, se explicarón los tipos de yacimientos de acuerdo con el diagrama de fases donde éstos pueden clasificarse de acuerdo con la localización de la temperatura y presión iniciales del yacimiento con respecto a la región de dos fases (gas y petróleo).
Con respecto a los yacimientos de gas tenemos: los yacimientos de gas seco que son gas tanto en condiciones de superficie como de yacimiento (Tyac mayor Tcdt). Los yacimientos de gas húmedo son aquellos donde parte del gas que llega a la superficie se condensa, es decir, cuando hay una liberación de gas en la tubería, no en le yacimiento (Tyac mayor Tcdt). Los yacimientos de gas condensado (Tyac mayor a la Tc y menor a la Tcdt) son aquellos donde el gas presenta condensación retrógrada durante el agotamiento isotérmico de la presión, éstos yacimientos se pueden definir como un gas con líquido disuelto. Cuando se tiene un yacimiento de gas condensado se produce gas y petróleo, y se le puede sacar mucho provecho económico.
Referente a los yacimientos de petróleo tenemos: los yacimiento de petróleo volátil (alto encogimiento) son aquellos donde la P y T son tales que al reducir la P de la saturación a medida que estamos más cerca de la Pc los componentes son muy livianos y se libera fácilmente el gas, mientras más cerca se esté de las condicones críticas en un crudo de alto encogimeinto (volátil). Los yacimientos de petróleo negro (bajo encogimiento) tienen menos gas y la variación de la composición no cambiará tanto y se toma como despreciable (Tyac es mucho menor a T).
También se recordó que la máxima temperatura a la cual coexisten en equilibrio vapor y líquido es la llamada temperatura cricondentérmica y la máxima presión a la cual existe equilibrio entre vapor y líquido es la llamada presión cricondembárica, igualmente se señalaron las líneas de isocalidad, punto crítico (coexiste la fase líquida y la del vapor), curva de rocío, curva de burbujeo, etc.
Para culminar la clase, se comentó que una tabla PVT solo sirve si la composición del sistema es constante, y por consiguiente, se trabajará con dichos sistemas.
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