Parametros PVT de yacimeintos de gas y petróleo

Cuando el profesor empezó la clase de la semana pasada, la primera lamina en el proyector reflejaba una botella de Coca Cola y al lado algo como esto: “Pi --> P”, Dayne, que es una de mis mejores amigas en la universidad, me pregunto que significaba eso, y palabras textuales le respondí: “flaca, ni idea”. El profesor en seguida explico entonces que lo que quería era reflejar una analogía entre las condiciones iniciales de un yacimiento con respecto a las condiciones de superficie, se viene de inmediato entonces a la mente el recuerdo de las muchas veces que hemos abierto una botella o una lata de cualquier bebida “gaseosa”, ese sonido tan particular es inolvidable, que se produce por la diferencia de presiones que hay en el interior de la botella y la presión atmosférica, cuando la abrimos se produce un balance de presiones y por eso el sonido. Por esto entonces se puede hacer una relación entre la botella que contiene la bebida y el yacimiento que contiene el crudo, el gas o a ambos.

Lo que me cuesta trabajo es cambiar las escalas, porque no es igual la presión inicial de una botella de refresco a la presión inicial en un yacimiento. Haciendo un poco de trabajo investigativo, en Internet, pude averiguar que una botella de Coca Cola de plástico de 16 onzas tiene una presión inicial por encima de los 175 psi que es aproximadamente 11.9 atmósferas lo que parece ser un valor bastante elevado en comparación a la presión atmosférica, en cambio las presiones que podemos encontrar en un yacimiento pueden ir de los 1000 a los 4000 psi según el rango de valores que usan como ejemplos en los libros, estamos hablando entonces de 6 a 22 veces la presión que hay dentro de una botella de refresco.

Y si a veces pasa que el liquido de la botella cuando está agitado sale del frasco en el momento del balance de presiones, ¿qué pasara en un yacimiento cuando ocurre este mismo fenómeno?

Pues ocurre esto:

Luego en la clase tocamos un tema ya familiar para nosotros, a manera de recordatorio de lo visto en Yacimientos I y fueron los parámetros PVT de un yacimiento, que en resumen fue:

- Factor volumétrico de formación del petróleo (Bo), que se define como la medida de un volumen cualquiera de petróleo en adición a su gas en solución medido a las condiciones de presión y temperatura de yacimiento y dividido por el volumen de la misma cantidad de petróleo pero ahora medido a condiciones estándar. Teniendo eso en cuenta se puede graficar el Bo contra la presión en el yacimiento y se obtiene una grafica con este comportamiento:

(grafica tomada del libro Reservoir Engineering Handbook de Ahmed Tarek)

Se puede ver que de la presión inicial hasta la presión de burbujeo hay un comportamiento lineal porque el gas en solución con el petróleo no se ha empezado a separar, y como la presión va disminuyendo entonces el volumen del petróleo va aumentando y de igual manera aumenta entonces el valor del factor volumétrico de formación, esto hasta que se alcanza el punto de presión de burbujeo, en donde el crudo alcanza su máxima expansión y por lo tanto el mayor valor del factor volumétrico de formación, de aquí en adelante el volumen del crudo se va reduciendo por la salida del gas en solución y por esto también va reduciendo el Bo.

- Relación gas-petróleo en solución (Rs), es simplemente la cantidad de pies cúbicos estándar de gas que se podrán disolver en un barril normal de crudo a una presión y temperatura dada. Se puede obtener una grafica del Rs contra la presión en el yacimiento, resultando un comportamiento similar al siguiente:

(grafica tomada del libro Reservoir Engineering Handbook de Ahmed Tarek)

Lógicamente el valor inicial, y también el mayor de Rs, es el que está a condiciones de presiones por encima de la presión de burbujeo y además es constante en todo este rango de presiones porque el gas no se ha separado de la solución con el petróleo. Una vez alcanzado el punto de presión de burbujeo y su siguiente disminución del valor de la presión resulta entonces en una disminución también del Rs.

- Factor volumétrico de formación del gas (Bg), es una medida que se basa en el mismo concepto de relación de volumen a dos condiciones distintas de presión y temperatura de una misma cantidad de gas, como en el caso del factor volumétrico de formación del petróleo pero con una sustancia gaseosa, la diferencia es que por el tipo de sustancia se basa su calculo en la ecuación de los gases PV=nRTZ, que después de una serie de consideraciones se llega a una expresión matemática que explica la relación de un volumen de gas a condiciones de yacimiento y el volumen de esa misma cantidad de gas a condiciones de superficie. Algunos aspectos a tener en cuenta para este factor son que tiene sentido solo para presiones menores a la presión de burbujeo porque solo en este caso se tiene presencia de gas, y también hay que tener en cuenta que a medida que disminuye la presión en el yacimiento el Bg aumenta.

Otros dos factores fueron también estudiados en esa clase, el factor volumétrico de formación total Bt y la relación gas-petróleo de producción Rp, así como también los métodos de pruebas de liberación flash y diferencial para el cálculo experimental de presión de burbujeo y factor volumétrico de formación del gas. También se dio un repaso sobre caracterización de yacimientos y diagramas de fase para cada uno, temas que espero tocar en otra publicación.