Cuál es la forma correcta de caracterizar un petróleo Volátil?. O, en otras palabras, 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 Figura. 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.

Traducido a valores típicos, la caída de presión de unos pocos Kg/cm² 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. 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 mandatorio 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.

LAS MEDICIONES DE LABORATORIO

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, analizaremos cada una de las mediciones 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 gas¹. 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 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 es fundamental en si mismo pues establece el margen de depletación permitido sin que se manifiesten los fenómenos 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.

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 fundamental 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.

• El proceso flash describe razonablemente el comportamiento del petróleo producido al comienzo de la explotación.

• El estudio diferencial da cuenta del comportamiento del petróleo que permanece en el reservorio,

El estudio PVT de sistemas de Gas y Condensado es razonablemente representativo de los procesos que ocurren durante la depletación.  Tanto en la celda PVT, como en el reservorio, el líquido retrógrado queda retenido en el volumen inicial del sistema.

• El efluente de la celda PVT ed representativo del efluente de los pozos productivos.

• El fluido remanente en la celda PVT es equivalente al fluido que permanece en el reservorio durante la depletación.

Sin embargo, el estudio PVT de Petróleos Volátiles no es, en general, adecuadamente representativo de los procesos típicos del reservorio.

• Los estudios flash (de 2 ó 3 etapas) representan el comportamiento del fluido mientras permanece en forma monofásica a nivel del reservorio. A presiones menores a la Pb, el comportamiento de los separadores se aparta marcadamente del comportamiento previo.

• La CVD es sólo una aproximación del comportamiento real del fluido. Ej: la producción acumulada determinada en el laboratorio se calcula mediante la producción de gas únicamente. En el reservorio, tanto la fase gaseosa como la fase líquida alcanzan la zona de producción, dando lugar a un comportamiento netamente diferente en la relación Producción Acumulada vs Presión.

En general el  estudio PVT debe adaptarse a las condiciones propias de cada reservorio para que permita predecir adecuadamente el comportamiento esperable durante la producción.

En el texto: Petróleos Volátiles – Situaciones Especiales se analizan algunos escenarios genéricos relacionados a la explotación de Petróleos Volátiles.

■ REFERENCIAS

1– R. H. Cobeñas, M. A. Crotti: “Volatile Oil. Determination of Reservoir Fluid Composition From a Non-Representative Fluid Sample“. SPE 54005. Publicado en la 1999 SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference (Caracas, Venezuela, Abril 1999).

Más temas sobre el reservorio