Breves Acotaciones de Hidrocarburos

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Para describir los fluidos de yacimientos, los ingenieros a menudo utilizan términos clásicos aunque poco científicos que son de uso corriente en la industria petrolera, como bitumen, petróleo pesado, petróleo negro, petróleo volátil, condensado de gas, gases húmedos y gases secos. Estas definiciones no tienen límites precisos de aplicación y, por lo tanto, resulta difícil emplearlas en las áreas de transición entre petróleo volátil y condensado de gas o entre petróleo volátil y petróleo negro. Venezuela cuenta con uno de los rangos de acumulaciones de hidrocarburos más amplios del mundo, que cubren todo el espectro de fluidos, desde los crudos extra pesados de la Faja del Orinoco hasta los yacimientos que producen gas seco, incluyendo la complejidad de los petróleos volátiles y los condensados de gas retrógrados del Norte de Monagas. Los fluidos de los campos del Norte de Monagas representan un verdadero desafío desde el punto de vista de la extracción de muestras, puesto que su comportamiento es casi crítico.

Los petróleos volátiles o casi críticos son fluidos muy livianos que se presentan en estado líquido en el yacimiento, puesto que la temperatura del yacimiento es muy cercana a la temperatura crítica del fluido. Estos petróleos exhiben una presión de saturación cercana a la del punto de burbujeo y tienen un alto grado de merma, que por lo general, alcanza el 40% del espacio poroso del hidrocarburo para una reducción de presión de sólo 10 lpc.de ,manera general se puede considerar que las líneas de calidad cercanas al punto crítico y a la temperatura del yacimiento se encuentran muy juntas y casi paralelas a la línea del punto de burbujeo. Cualquier disminución de la presión por debajo de ese punto cortaría rápidamente la línea de calidad del 60%, indicando el alto grado de merma de estos crudos. De manera similar, en el caso de los fluidos que existen en estado gaseoso en las condiciones del yacimiento, donde la temperatura es muy cercana a la temperatura crítica, una mínima reducción de la presión por debajo del punto de rocío da como resultado un alto porcentaje de formación de líquido. Este líquido, o condensado retrógrado, es relativamente inmóvil comparado con la fase gaseosa, por lo cual, la producción será preferentemente gas, y no se producirá el preciado líquido. Las características físicas de los petróleos volátiles y de los condensados retrógrados recuperados en el tanque de almacenamiento, pueden ser muy similares y no permiten realizar una clasificación precisa de los tipos de fluidos del yacimiento.

En Venezuela existen muchos casos en los que, cuando el fluido es condensado de gas, produce un líquido oscuro en condiciones normales de almacenamiento de 33 a 35°API, mientras que algunos petróleos volátiles producen líquidos de colores más pálidos y de mayor densidad. En el otro extremo del espectro están los petróleos pesados, los que constituyen un desafío debido a que sus propiedades físicas deben estar claramente definidas para poder diseñar los sistemas de levantamiento artificial adecuados, las instalaciones de producción en la superficie y las de exportación. Pequeñas cantidades de gas disuelto pueden alterar en gran medida las propiedades de los fluidos tales como la viscosidad, la cual resulta fundamental para la simulación del yacimiento y los cálculos de la tasa de producción.


La importancia de obtener muestras de fluidos de buena calidad

Al estudiar el aspecto económico de las reservas de hidrocarburos, la capacidad de producción estimada se debe evaluar con respecto al capital invertido y a los costos operativos. Por lo tanto, una estimación muy precisa de las reservas recuperables resulta de fundamental importancia para determinar la viabilidad económica del potencial yacimiento. El cálculo de las reservas totales en sitio y la predicción de las reservas recuperables dependen de la confiabilidad de los datos utilizados y constituye un elemento primordial durante las etapas iniciales del proyecto, cuando muchas veces se dispone sólo de un mínimo de información. Los perfiles eléctricos, el análisis de núcleos, los estudios PVT y las pruebas de producción son fundamentales para los primeros modelos económicos.

Más aún, el diseño de las instalaciones de producción, en la superficie depende por lo general de las propiedades de los fluidos, determinadas a partir de las muestras obtenidas en pozos exploratorios y de evaluación. Si estas muestras proporcionan fluidos poco representativos, el costo implícito puede ser muy elevado.

Cuando se trata de hidrocarburos livianos, y en particular cuando la temperatura del yacimiento es muy cercana a la temperatura crítica, la precisión de tales parámetros, como la temperatura del yacimiento y la presión inicial, se debe considerar desde una perspectiva totalmente diferente. Se señala que cambio pequeño de la temperatura o de la presión produce alteraciones drásticas en el comportamiento PVT estimado del fluido. En tales casos, las técnicas de muestreo son de gran importancia para poder obtener muestras de alta calidad para pruebas PVT (calidad PVT).

En muchos fluidos cercanos al punto crítico estudiados en Venezuela, no fue posible definir el tipo de fluido presente en el yacimiento hasta que no estuvieron disponibles los resultados de los estudios de laboratorio.

En algunos casos, se comprobó que dos zonas diferentes en el mismo pozo contienen diferentes tipos de fluido crítico en las condiciones originales del yacimiento, uno en la fase gaseosa y el otro en la fase líquida. La clasificación correcta de un hidrocarburo también tiene importancia para poder definir la cuota OPEP, el régimen fiscal, los acuerdos de coparticipación en la producción y otros aspectos económicos. Fuente: Pequeño Extracto de Evaluaciòn de Pozos