Diferencias fundamentales ente petróleo negro y petróleo volátil

597
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. Los líquidos con valores inferiores a los indicados en la tabla anexa se consideran Petróleos Negros, en tanto que los que superan estos límites se catalogan como Petróleos Volátiles.

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 volumétrico Bo es un dato de importancia primaria para la evaluación del sistema. Este establece la relación entre el volumen de petróleo extraído, en condiciones de reservorio y el volumen de petróleo obtenido en condiciones de tanque. El valor Bo es relativamente fácil de trasladar desde la medición de Laboratorio a la escala de Reservorio.

En los yacimientos de gas y condensado el factor Bo es un dato carente de significado físico y en su lugar, cobra importancia la producción acumulada. Este valor indica el volumen producido en cada etapa de la depletación. Esta propiedad es también fácilmente medible en el Laboratorio y directamente escalable al Reservorio.
En cuanto a los petróleos volátiles, para estos ni el Bo ni la producción acumulada describen adecuadamente sus propiedades. Esto se debe a que una fracción importante del líquido de tanque proviene de la condensación de componentes presentes en el gas libre que acompaña la producción de líquido. Además, una fracción apreciable del líquido, al comienzo de la explotación pasan a la fase gaseosa 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.
Es por ello, que para describir la evolución de yacimientos de petróleo volátil, es necesario hacer una adecuada evaluación de las curvas de permeabilidad relativa, 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 poder simular a escala de laboratorio los procesos que sufre un petróleo volátil durante la explotación, es conveniente primero entender lo que ocurre a nivel de reservorio, en especial el marcado cambio volumétrico del líquido durante la depletación.
En la Fig. 1 se esquematiza la dependencia del volumen de líquido con la presión del yacimiento para un petróleo volátil genérico, poniendo de manifiesto el característico cambio dramático que se produce cuando la presión alcanza valores inferiores a la presión de saturación (Pb) del sistema.

Puede decirse que la mejor estrategia de explotación de estos yacimientos se basa en identificar la presión de saturación e implementar desde época temprana estrategias de mantenimiento de presión.

Mediciones de laboratorio

Para modelar yacimientos de petróleo volátil en el laboratorio debe tomarse en cuenta que las características de la roca juegan un rol fundamental en el comportamiento del reservorio.
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 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.
Bibliografía
Marcelo Crotti y Sergio Bosco, “Petróelos Negros y Petróleos Volátiles”. https://www.inlab.com.ar/Diferentes_Fluidos.htm. Consultado el 10 de diciembre de 2008