El objetivo de este desarrollo no es el de establecer definiciones inequívocas o límites exactos entre los diferentes tipos de fluidos mencionados. Como suele ocurrir, los límites son difusos y la diferenciación entre Petróleo Negro y Volátil, muchas veces está teñida de observaciones subjetivas. Por lo tanto, en esta página y en otras relacionadas, desarrollaremos los siguientes puntos:

• Los conceptos que gobiernan la distinción entre ambos fluidos

• Las diferencias metodológicas entre los respectivos ensayos de laboratorio.

• El traslado de la información de laboratorio al reservorio.

• Los factores complementarios que afectan la evaluación del conjunto.

Y también se discutirán algunos puntos de interés relacionados a la explotación de reservorios con Petróleo Volátil.

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:

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, en esta página, dejando de lado este tipo de distinciones 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.

Desde nuestro punto de vista, 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.

• 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.

• 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 los expuesto:

• El Bo es una propiedad fundamental para caracterizar Petróleos Negros, pero carece de significado para los sistemas de Gas y Condensado.

• 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 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:

• Una fracción importante del líquido de Tanque proviene de la condensación de componentes presentes en el Gas libre que acompaña la producción de líquido.

• 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 producciones de líquido (y gas) muy diferentes, en función de la proporción entre gas y petróleo que alcanza los pozos productores.

Para entender mejor lo expuesto hasta este punto, consideremos los siguientes ejemplos:

Petróleo 1

Petróleo 2

En el caso del “Petróleo 1” se observa que empleando dos mecanismos netamente diferentes:

• Una liberación diferencial en que todo el gas liberado a temperatura de reservorio se va eliminando en etapas sucesivas de depletación.

• 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 m³), 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 m³) que el proceso diferencial (0.20 m³). 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.

Como se detalla en el texto: La Representatividad y el Empleo de los Estudios PVT, 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 estas páginas, 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 (adecuada para describir el comportamiento de Petróleos Negros) resulta inadecuada para caracterizar los Petróleos Volátiles.

En el texto: El Laboratorio y los Petróleos Volátiles, se analiza la forma correcta de caracterizar un petróleo Volátil.

■ REFERENCIAS

1– Moses, P. L. – Engineering Applications of Phase Behavior of Crude Oil and Condensate Systems – 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

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