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:

1. La presión de saturación sigue siendo de 200 Kg/cm² (Presión del gas en el contacto)?.
2. La presión de saturación será de 203 Kg/cm² (Presión estática = Presión de saturación)?
3. 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.

1. 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.
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, 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.

■ REFERENCIAS

1– Schulte A. M.: “Compositional Variations within a Hydrocarbon Column Due to Gravity”, SPE 9235.

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