Yacimientos De Petróleo Volátil f3ro

Yacimientos de Petróleo Volátil Los yacimientos de petróleo volátil se caracterizan por poseer temperaturas menores al punto critico pero muy cercanas por lo que el hidrocarburo presente posee alto contenido de gas o componentes en gran cantidad característicos del gas. La composición típica de muestras de hidrocarburos provenientes de este tipo de yacimientos es la siguiente: metano 65%, etano 7%, butano 4%, pentano 3%, hexano 1 %, Heptano y otros 15%. Como se puede observar los compuestos químicos que constituyen dicho hidrocarburo en su mayor proporción son livianos. Las características básicas de este tipo de yacimientos son: · Temperatura del yacimiento ligeramente inferior a la temperatura critica · La mezcla de hidrocarburos a condiciones iniciales, se encuentra en estado líquido cerca del punto critico. · Equilibrio de fase en estos yacimientos es precario. Alto encogimiento del crudo cuando la presion del yacimiento cae por debajo de la presiona de burbuja. · El liquido producido tiene las siguientes características: Color: amarillo oscuro a negro. API mayor a 40° RGP entre 2000 – 5000 PCN/BN Bo mayor a 1.5 BY/BN Análisis PVT para petróleos volátiles 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 efluente de la celda PVT es representativo del efluente de los pozos productivos. · 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. En el diagrama de fases acontinuacion se evidencia el comportamiento de un yacimiento de petroleo volatil representado por la trayectoria C-C1:

En el punto C, el fluido del yacimiento se encuentra en estado monofásico, denominado en este caso líquido, debido a que la temperatura está por debajo de la temperatura crítica. Este tipo de yacimiento se denomina de punto de burbujeo, ya que a medida que la presión disminuye se alcanzará el punto de burbujeo, punto C1. Por debajo del punto de burbujeo aparecen burbujas, o una fase de gas libre. Eventualmente, el gas libre comienza a fluir hacia el pozo, aumentando continuamente. Inversamente, el petróleo fluye cada vez en cantidades menores, y cuando el yacimiento se agota queda aún mucho petróleo por recuperar. por estar muy cerca del punto critico se puede hablar de un yacimiento de petroleo volatil. ****YACIMIENTOS DE ALTO ENCOGIMIENTO O DE ALTA VOLATILIDAD

Se llaman también de petróleo volátil porque al ser llevados a superficie desprenden cantidades apreciables de vapores y esto ocasiona que el volumen se reduzca considerablemente respecto al que tenía en el subsuelo: su punto crítico está frecuentemente a la derecha del punto cricondenbarico. El diagrama de fases para petróleo crudo de alto encogimiento (volátil). Nótese que las líneas de calidad están juntas y próximas a la curva del punto de burbuja y están más ampliamente espaciadas a presiones bajas, lo cual indica predominio en el contenido de componentes intermedios y bajo contenido de componentes pesados. Este tipo de crudo se caracteriza por un alto encogimiento líquido inmediatamente

bajo el punto de burbuja Estos yacimientos están caracterizados porque la temperatura del yacimiento es ligeramente inferior a la temperatura crítica pero se halla muy cercana a esta, además la mezcla de hidrocarburos a condiciones iniciales se encuentra en estado líquido cerca del punto crítico. El equilibrio de fase en estos yacimientos es precario; cualquier pequeño cambio de presión ó temperatura modifica los volúmenes de líquido y gas. la producción de líquidos y gases se ve fuertemente influenciada por las condiciones de p y T de separación y el número de etapas, todo dentro la región dos fases del diagrama. PROPIEDADES CARACTERÍSTICAS. Por su alto contenido de componentes intermedios, el cambio de volumen de condiciones de reservorio a condiciones de superficie es grande; esto se traduce en un valor alto del factor de formación inicial de petróleo, a veces mayor que 2 bl/bls. Estadísticamente la fracción molar del heptano plus se halla entre 0.12 a 0.30 Ø Factor volumétrico de formación de petróleo menor a 2 bbl/STB Ø RGP entre 2,000–3,200 scf/STB (según T. Ahmed) Ø Gravedades del petróleo entre 45–55° API Ø Baja recuperación líquida a condiciones de separador como indica el punto G Figura 1 Ø Color verduzco a naranja Otra característica de los reservorios de petróleo volátil es que la gravedad API del líquido de tanque de almacenamiento aumenta a futuro. UN PETRÓLEO VOLÁTIL NO ES SÓLO UN PETRÓLEO CON MUCHO GAS En la Fig. 3 se esquematiza la dependencia del volumen de líquido con la presión del sistema para un Petróleo Volátil genérico. La línea azul muestra esta relación, poniendo de manifiesto el característico cambio dramático que se produce cuando la presión alcanza valores inferiores a la Presión de Saturación (Pb) del sistema. Traducido a valores típicos, la caída de presión de unos pocos [psi] de presión por debajo del Pb, da lugar a la formación de una fracción considerable de gas a expensas del volumen ocupado previamente por el líquido. Esta fracción de gas alcanza rápidamente valores del orden del 20% y hasta el 50% del volumen del sistema Esta característica (formación de grandes cantidades de gas con pequeños cambios de presión), hace que la explotación de reservorios con petróleos volátiles manifieste cambios abruptos de comportamiento al alcanzarse la presión de saturación del sistema. El gas suele ser más móvil que el líquido en cuanto se produce la gasificación del fluido, pues la fase gaseosa rápidamente supera su saturación crítica. En términos generales puede decirse que la mejor estrategia de explotación se basa en impedir que se produzca este fenómeno a escala de reservorio. Para lograr este objetivo es mandatorio identificar la presión de saturación de estos sistemas e implementar desde época temprana estrategias de mantenimiento de presión. Si el mantenimiento de presión no resulta practicable (baja permeabilidad de la roca u otras características adversas) el reservorio mostrará cambios cualitativos de comportamiento al alcanzarse las presiones que dan lugar a la aparición de grandes fracciones del volumen de petróleo ocupado por gas. SITUACIONES ESPECIALES:

1º Caso - Reservorios de baja permeabilidad con Petróleo Volátil: El gas y el líquido, en fracciones de volumen similares, permanecen dispersos en el medio poroso. Como resultado de la menor viscosidad del gas y de su tendencia a ocupar los poros más grandes del sistema, la movilidad del gas rápidamente supera a la del líquido. En superficie se observa un abrupto crecimiento de la RGP acompañado de un marcado incremento de la gravedad API del petróleo de tanque. 2º Caso - Reservorios de alta permeabilidad con Petróleo Volátil: Este fenómeno da lugar a la formación de un casquete de gas, con características de Gas y Condensado y un halo o cinturón de petróleo con características muy diferentes a la del petróleo volátil original. Pozos que aumentan drásticamente su RGP, con un comportamiento de producción muy similar a la de los yacimientos ricos de Gas y Condensado. Pozos que disminuyen su RGP, con producción de petróleo de tanque de mucho menor gravedad API que la obtenida en las etapas iniciales de la explotación. 3º Caso - El Petróleo Volátil está en o con un Casquete de Gas. El escenario dominante es el de la formación de cantidades importantes de gas en cuanto comienza la depletación. En general la vía más adecuada de mantenimiento de presión es la de reinyección del gas luego de la extracción de los productos condensables en las instalaciones de superficie. OBSERVACIÓN: La no detección temprana de reservorios de petróleo volátil puede conducir a una errónea identificación del fluido de reservorio. Por las características ya señaladas, una muestra de fluidos tomada en una explotación avanzada puede dar lugar a que se identifique como Gas y Condensado a un fluido que originalmente era un Petróleo Volátil. BIBLIOGRAFÍA. Ø Tarek Ahamed chapter 1 “fundamentals of reservoir fluid behaviour” Ø Rolando Camargo Gallejos “Ingeniería de reservorios “comporta miento de fase pág112