Petroleo Negro

PETRÓLEO NEGRO 1. INTRODUCCION 1.1 Yacimientos de petróleo.Los yacimientos de petróleo pueden ser divididos en dos categorías: en yacimientos de petróleo ordinario y petróleo volátil (cercano a las condiciones críticas). Los yacimientos de petróleo ordinario generalmente son llamados de petróleo negro. Este adjetivo no necesariamente se encuentra asociada al color del fluido del yacimiento, y el término se utiliza para diferenciar de los yacimientos de petróleo volátil. 2. OBJETIVOS 

Identificar los principales conceptos relacionados con el petróleo negro

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Conocer e interpretar el diagrama de fases que corresponde a este tipo de hidrocarburo

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Reconocer las diferencias entre un petróleo negro y uno volátil

3. MARCO TEORICO 3.1 Petróleo Negro: Están formados por los compuestos más pesados. Cuando aplicamos pequeños diferenciales de presión la calidad no varía mucho (Bajo encogimiento). Consiste de una amplia variedad de especies químicas que incluyen moléculas grandes, pesadas y no volátiles. El punto crítico está localizado hacia la pendiente de la curva. Las líneas (iso-volumétricas o de calidad) están uniformemente espaciadas y tienen un rango de temperatura amplio. Los primeros crudos de este tipo fueron de color negro, de allí su nombre. También se le llama crudo de bajo encogimiento o crudo ordinario. Estos crudos tienen Bo ≤ 2 y API ≤ 45 y el contenido de C7+ mayor o igual a 30%. Las temperaturas del yacimiento son menores de 250 °F. La gravedad decrece lentamente con el tiempo hasta bien avanzada la vida del yacimiento donde vuelve a incrementarse ligeramente. Este crudo es normalmente negro (compuestos pesados) aunque pude ser marrón o verduzco. Primero antes de entrar en materia es necesario definir algunos conceptos básicos que serán usados a continuación. 

Región de dos fase: es la región comprendida entre las curvas de burbujeo y de rocio (cricondentérmica y Cricondembarica) en esta región consiste en equilibrio la fase liquida y gaseosa.

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Diagrama de Fases: “representación gráfica de las fronteras entre diferentes estados de la materia de un sistema, en función de variables elegidas para facilitar el estudio del mismo.”Diagrama de Fases

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Punto de Burbujeo: Punto donde se encuentra una fase liquida con una cantidad infinitesimal de gas (Burbuja).

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Punto de Rocío: Punto donde se encuentra una fase gaseosa con una cantidad infinitesimal de líquido (Gota).

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Temperatura cricondentérmica: Máxima temperatura a la cual coexisten en equilibrio vapor y liquido.

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Presión Cricondenbárica: Máxima presión a la cual coexisten en equilibrio vapor y liquido.

Las líneas de calidad son aproximadamente equidistantes caracterizando este diagrama de fases del petróleo negro. Siguiendo la trayectoria de la reducción de la presión indicada por la línea verticales, la curva de rendimiendo de liquido

es el

porcentaje del volumen del liquido en función de la presión. La curva de rendimiento del liquido se aproxima a la línea recta, excepto en las presiones muy bajas.

Curva de rendimiento liquido para el petróleo negro Yacimientos de petróleo negro:

 La temperatura del yacimiento es mucho menor que la temperatura crítica.  El porcentaje de C7 es mayor al 40%.  El liquido que produce este tipo de yacimientos es de color negro o verde oscuro, su ºAPI es menor a 40º, la relación gas-petróleo es menor de 2000 (PCN/BN) y el factor volumétrico de formación del petróleo es menor a 1.5 (BY/BN).

 Alto contenido de componentes pesados, muy bajo de metano.  Pueden ser saturados o subsaturados.  Se establece la clasificación Unitar:

o

Livianos

30

o

Medianos

20

o

Pesados

10

o

Extarpesados °API ˂ 10.

˂

°API

˂

40.

˂

°API

˂

30.

˂

°API

˂

20.

3.2 Diferencias Es importante acotar que no existe una división exacta entre las características que distinguen un petróleo negro de uno volátil. Muchos factores como la composición y la temperatura del yacimiento juegan un papel importante en el comportamiento del fluido de yacimiento. Es a menudo imposible determinar si un fluido debería ser estudiado como petróleo volátil o como un petróleo negro, hasta que el fluido es analizado en laboratorio. Existen dos métodos para la toma de fluidos de petróleo negro y petróleo volátil: muestra de superficie y muestras de fondo.

Los pozos deben ser

cuidadosamente “acondicionados” antes del muestreo. Si los pozos no se encuentran estabilizados apropiadamente, las muestras no van a ser representativas del fluido original del yacimiento, lo que posteriormente en los estudios de laboratorio pueden dar una data del “yield” inválida. En el muestreo de fondo, generalmente consiste de un período de producción a baja tasa de flujo seguido posteriormente de un cierre. En las muestras de separador, es importantísimo que la tasa de producción del pozo se encuentre estabilizada, probado en un período prolongado para determinar una RGP de forma precisa 3.3 El estudio de comportamiento de un fluido de yacimiento de petróleo negro: Consiste en 5 pruebas 3.3.1 Relación Presión/Volumen.- Esto es una expansión a composición constante (CCE) del fluido a temperatura de yacimiento, durante la cual el punto de burbujeo es medido. Por encima del punto de burbujeo, la compresibilidad del fluido

monofásico es medida. Por debajo del punto del burbujeo, el volumen bifásico es medido como una función de la presión. 3.3.2 Liberación diferencial.- Se mide la cantidad de gas en solución como una función de la presión y el resultante encogimiento del petróleo cuando se remueve el gas de la solución. También deben ser medidas las propiedades relacionadas al gas liberado, como son su gravedad específica y su factor de desviación (Z). La densidad de la fase líquida es medida como una función de la presión. 3.3.3 Viscosidad .- Es la resistencia al flujo, debe ser medida como una función de la presión a temperatura de yacimiento. Hasta ahora, estas tres pruebas son el resultado del comportamiento del fluido del yacimiento en cada una de las etapas de agotamiento de presión. 3.3.4 Pruebas de Separador .- Una o más pruebas de separador deben ser medidas para determinar el comportamiento del fluido de yacimiento cuando éste pasa a través de las facilidades de superficie, a través del separador o tren de separación, hasta su almacenamiento en los tanques. El factor volumétrico, factor de merma, y el gas en solución, Rs, deben ser medidas durante esta prueba. A esa misma presión, la gravedad del petróleo del tanque debe ser la máxima, mientras que el gas del tanque debe ser el mínimo. Para muchos crudos, la presión de separación oscila en un rango de 90 a 120 lpc. Obviamente, algunos campos producen a condiciones que no permiten la operación del separador a una óptima presión. Si la línea recolectora de gas tiene una presión de 1.000 lpc, la primera etapa de separación debe trabajar a esta presión o una mayor. Por lo tanto, la segunda etapa de separación debe estar ubicada en la corriente de flujo para alcanzar un valor de factor de merma óptimo. 3.3.5 Composición del fluido de yacimiento.- Muchos más parámetros pueden ser medidos a través de los estudios de fluidos de yacimiento, la cual pueden ser calculados con cierto grado de precisión de la composición del mismo. Es la más completa descripción del fluido del yacimiento que se puede realizar. En el pasado, la composición del fluido del yacimiento eran medidos para incluir la separación del metano de componentes como el hexano, con los heptanos y componentes más pesados agrupados como un solo pseudocomponente reportado, con una densidad y peso molecular promedio. Con el desarrollo de sofisticadas Ecuaciones de Estado para el cálculo de las propiedades de fluidos, el aprendizaje de la descripción de componentes más pesados fue necesario. Es ahora recomendable que en los análisis

composicionales de los fluidos de yacimiento sea incluida una separación de los componentes hasta el C10 como mínimo. 3.4 Consideraciones en los análisis PVT: Generalmente, cuando se descubre un nuevo reservorio, uno de los primeros análisis es la composición de los fluidos que se encuentran en el mismo, con el objetivo de saber como es el comportamiento termodinámico (Presión y Temperatura) a las condiciones de yacimiento, y como este varía en su camino a superficie, hasta llegar al tren de separación. Con este post, hablaré del tema referente a la validación de pruebas PVT tanto petróleo negro, como para gas condensado. Para discretizar de un tipo de fluido del otro, y poder utilizar el criterio de validación adecuado, es importante ver la composición del fluido. Por otra parte un fluido con un porcentaje menor a 50% en metano, se puede considerar como de petróleo negro. Mientras que el fluido se encuentre más cercano a las condiciones críticas, es más difícil de caracterizar, tal es el caso de el gas condensado y el petróleo volátil. 3.5 Validación de pruebas PVT Petróleo Negro 3.5.1

Prueba de densidad.- Esta prueba simple consiste en comparar que la densidad del petróleo saturado con gas a la presión de burbuja durante la prueba de liberación diferencial sea igual a la calculada a partir de los datos obtenidos a las condiciones de separación. Esta prueba se considera consistente cuando la diferencia de ambos valores obtenidos no exceda de un 5%.

3.5.2 Prueba de la linealidad de la función “Y”.- Frecuentemente los datos de volumen relativo obtenidos en las pruebas de laboratorio requiere generalmente una normalización debido a la inexactitud en la medición del volumen total de hidrocarburo cuando este se encuentra por debajo de la presión de saturación y bajas presiones. Una función de compresibilidad adimensional, comúnmente llamada Función Y es usada para suavizar los valores de volumen relativo. La forma matemática de esta función se utiliza solamente por debajo de la presión de saturación y viene dada por la siguiente ecuación: Y = (Psat – P)/P(Vrel-1) Donde: Psat = Presión de saturación, lpca

P = Presión, lpca Vrel = Volumen relativo a la presión P, adim.

Función Y Generalmente se debe cumplir que al graficar la Función Y vs. Presión, los datos obtenidos deben ajustar en una línea recta. En un posterior artículo explicaré que se hace en caso que no se llegue a obtener la linealidad de los datos calculados. Un PVT de petróleo negro se considera validado cuando haya pasado el criterio de la linealidad de la función Y. Sin embargo existen dos pruebas adicionales más rigurosas que dependen de la consistencia de los datos obtenidos en el laboratorio. Estás pruebas son las siguientes: 3.5.2

Prueba de Balance de Materiales.- Consiste el calcular valores de Rs en cada etapa de agotamiento de presión (haciendo un balance de materiales) y compararlo con la Rs obtenida experimentalmente. La diferencia entre ambos valores no debe exceder de un 5%.

3.5.3 Prueba de Desigualdad.- Esta prueba se debe cumplir que la derivada del factor volumétrico con respecto a la presión debe ser menor al producto del factor volumétrico del gas y la derivada del Rs con respecto a la presión. En resumen, se debe cumplir la siguiente relación: dBo/dP < Bg (dRs/dP) Donde: Bo = Factor volumétrico del Petróleo a una presión P, BY/BN Bg = Factor volumétrico del Gas a una presión P, PCY/PCN Rs = Solubilidad del Petróleo saturado a una presión P, PCN/BN