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La Presión de Burbuja en Petróleos con Casquete de Gas
por: Marcelo Crotti y Sergio Bosco (Última modificación -
14 de agosto de
2000).
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
Gas-Petróleo. 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 es válido preguntarse si
se siguen manteniendo las condiciones de saturación.
A
modo de ejemplo consideremos un punto situado 50m por debajo del contacto
Gas-Petróleo y que la presión en dicho contacto es de 200 Kg/cm2.
Si la densidad de la columna de petróleo es de 0.6 g/cm3, este punto
tendrá una presión hidrostática de 203 Kg/cm2.
Y,
llegado a este punto, las alternativas son:
-
La
presión de saturación sigue siendo de 200 Kg/cm2 (Presión del
gas en el contacto)?.
-
La
presión de saturación será de 203 Kg/cm2 (Presión estática =
Presión de saturación)?
-
La
presión de saturación puede ser menor a 200 Kg/cm2 ?
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 (correspondiente a un típico gradiente de 3
°C cada 100 m), obtendríamos un fluido de menor densidad. Esta circunstancia
obedece a que, con los coeficientes 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
con la profundidad1.
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.
-
En
el caso de muestras donde se fija la presión de 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.
-
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.
-
En
forma recíproca, una muestra representativa con presión de burbuja
marcadamente inferior a la presión estática del reservorio no implica
automáticamente la no-existencia de un casquete de gas.
Mas temas de interés sobre el reservorio
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1.-
Schulte A. M.: "Compositional Variations within a Hydrocarbon Column Due
to Gravity", SPE 9235.
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