PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS PETROLEROS La explotación exitosa en busca de yacimientos de hidrocarburos culmina con la perforación de pozos descubridores de yacimientos de aceite y/o de gas. Un yacimiento es una acumulación de hidrocarburos en un medio poroso y permeable constituido por rocas sedimentarias o calcáreas. En el momento del descubrimiento, esta acumulación de fluidos presenta valores de presión y temperatura de equilibrio en todo su volumen poroso. La presencia de un yacimiento implica la formación y la migración de los hidrocarburos y su posterior acumulación en una trampa geológica estructural-estratigráfica. Este proceso de formación, migración y entrampamiento se realizó a lo largo de millones de años. Un yacimiento o campo petrolífero puede estar constituido por varios yacimientos situados a diferentes profundidades, con distintas presiones y temperaturas. Los hidrocarburos que se encuentran en los yacimientos naturales son mezclas de compuestos orgánicos con una gran diversidad de composiciones químicas. Los fluidos encontrados en distintos yacimientos pueden tener propiedades físicas y químicas muy diferentes. Sin embargo, la mayor parte de los compuestos químicos de los hidrocarburos están formados por carbono e hidrógeno. Constituyen mezclas de la serie parafínica, nafténica y aromática, con pequeñas cantidades de oxígeno, nitrógeno, azufre y otras impurezas. Los hidrocarburos que, a la temperatura y presión del yacimiento, se encuentran en estado líquido se denominan petróleo, y aquellos que se encuentran en estado gaseoso -----------------se conocen como gas natural. Ahora bien, los volúmenes de líquido y gas en condiciones de yacimiento son distintos a los volúmenes obtenidos en superficie. La función del Ingeniero de Yacimientos es realizar los estudios básicos necesarios para el diseño y la implementación de procesos de recuperación de petróleo y gas, procesos que deben ser técnica y financieramente rentables. Para lograrlo necesita conocimientos de matemática, física, química, geología, geoestadística, ingeniería y economía. La Ingeniería de Yacimientos –definida como una rama más de la Ingeniería- es cualitativamente diferente a todas las otras Ingenierías. Los yacimientos naturales no pueden ser diseñados para realizar una determinada tarea. <por el contrario, deben ser inducidos a producir parte de los hidrocarburos que contienen, de un modo financieramente rentable. El diseño del proceso productivo se basa en una representación del yacimiento defectuosa e insuficiente. De echo, esta representación se infiere de un análisis limitado e indirecto de muestras puntuales. Contribuyen al estudio del yacimiento la caracterización geológica, los registros a pozo abierto y entubado, los ensayos de laboratorio realizados sobre núcleos de roca y sobre los fluidos del yacimiento y las mediciones de presión realizadas durante los ensayos de pozos, entre otros. A medida que el yacimiento comienza a ser explotado, se miden la producción de aceite y gas y la presión en función del tiempo. Esto se conoce como historia de producción, la cual va aportando nueva información para la descripción del yacimiento. De tal modo, las previsiones de producción y los procesos de recuperación pueden ser actualizados y modificados para aumentar la eficiencia técnico-económica. Por eso el diseño en Ingeniería de Yacimientos es dinámico, cambia al avanzar la explotación.

I LOS FLUIDOS DEL YACIMIENTO. COMPORTAMIENTO DE FASE Y PROPIEDADES I.1 Clasificación de los fluidos del yacimiento. En un yacimiento natural de aceite, antes de comenzar la explotación se encuentran dos fases como mínimo. Ellas son petróleo y agua. <con frecuencia, pero no siempre, pueda haber una tercera fase, la fase gaseosa, que constituye el casquete de gas. Estas tres fases se ubican de acuerdo a sus densidades: zona acuífera abajo, petrolífera en medio y la zona de gas en la parte superior.

1.1.1. Agua El agua de formación se encuentra tanto en la zona acuífera como las zonas de hidrocarburos. La zona acuífera suele clasificarse como zona acuífera inactiva cuando no contribuye sl proceso de producción, y como acuífera activa cuando es capaz de producir un barrido lento y gradual de aceite hacía arriba. Pero, además, hay agua en la zona de aceite y en la casquete de gas. El agua allí se denomina congénita, intersticial o irreductible. Esta saturación de agua congénita en la zona de hidrocarburos ocupa entre el 10% y el 30% del volumen de poros. Dicha saturación de agua no disminuye durante la explotación, de allí su nombre de irreductible.

1.1.2. Aceite El aceite de la formación está constituido principalmente por hidrocarburos de la

serie parafínica

CnH2n2 , con menores cantidades de la serie cíclica nafténica

CnH2n y aromática

CnH2n6 . Pero, mediante un análisis químico completo de un

aceite típico, se ha encontrado que posee miles de distintos compuestos pertenecientes a 18 series de hidrocarburos. El análisis químico completo del petróleo es una enorme y costosa tarea. Por eso se realiza un análisis químico simplificado. Se miden las fracciones parafínicas desde

C1hasta

C5. Las más pesadas se agrupan como una fracción

compuesta denominada

C6 y caracterizada por su peso molecular y su punto de

ebullición o presión de vapor. Otra clasificación del petróleo se basa en la denominada densidad API (American Petroleum Institute). Esta densidad se mide con un hidrómetro flotante de un modo sencillo, y se relaciona con la densidad del aceite relativa al agua a 60ºF y 1 atm. que a estas condiciones se le denomina condiciones estándar, por la siguiente relación:

ºAPI 141.5

60131.5 o

60 141.5

ºAPI 131.5

Adicionalmente se clasifican los aceites por el volumen de gas que libera, antes de comenzar la explotación, un volumen unitario de aceite. Ambos volúmenes se miden a condiciones estándar o de tanque. Esta relación gas-aceite inicial es denominada con las siglas Ri o GOR inicial. Por convención, en el sistema práctico de campo británico, las condiciones de tanque o estándar son 60ºF y 1 atm. El volumen de líquido se expresa en barriles, B o bbl; el volumen de gas en pies cúbicos, CF (cubic feet); y la GOR en condiciones estándar en SCF/STB (standard cubic feet/stock tank barrel). En el sistema internacional, las condiciones estándar son 15ºC y 1 atm. Ambos volúmenes de líquido y gas se miden en m3. Los hidrocarburos de los yacimientos se agrupan de acuerdo a estas tres clasificaciones de la siguiente tabla:

Clasificación y composición típica dr hidrocarburos (Archer & Wall, 1986)

Clase de hidrocarburo

GOR ºAPI Composición Típica, fracción molar

SCF/STB m3/m3 C1 C2 C3 C4 C5 C6+

Gas Seco infinito Infinito - .90 .05 .03 .01 .01 -

Gas Húmedo

>50000 >9000 <60 .85 .05 .04 ‘02 .02 .02

Gas Condensado

6000-50000

1000-9000

50-75 .80 .06 .04 .03 .02 .05

Aceite volátil 2000-6000

350-1000

45-50 .60 .08 .05 .04 .03 .20

Aceite negro 100-2000

20-350

20-45 .44 .04 .03 .03 .02 .44

Aceite Pesado

<100 <20 <20 .20 .03 ,02 .02 .02 .71

El gas seco se presenta en el yacimiento totalmente en fase gaseosa durante toda la explotación y no produce hidrocarburos líquidos en superficie. El gas húmedo también permanece en fase gaseosa en el yacimiento, pero puede formar hidrocarburo líquido en la superficie. El gas y condensado constituye una fase gaseosa en las condiciones iniciales, antes de ser producido. Sin embargo, al disminuir la presión del yacimiento presenta un comportamiento anormal: la condensación retrógrada, que forma un aceite líquido y ligero. El aceite volátil tiene muy baja densidad y una alta relación gas aceite. El aceite negro o Black-oil se encuentra en la mayoría de los yacimientos. Su temperatura crítica es mayor que la temperatura original del yacimiento. Su comportamiento de fase es normal. El aceite pesado tiene alta viscosidad y densidad. Su producción primaria es difícil. Generalmente se debe adicionar calor al yacimiento a fin de movilizarlo. 1.1.3 Gas El gas de la formación o gas natural contiene normalmente 0.6 a 0.8 de metano con hidrocarburos C2 a C5, cada vez en menor proporción. Puede contener impurezas de nitrógeno, dióxido de carbono o sulfuro de hidrógeno. Los últimos dos son corrosivos en presencia de agua. El sulfuro de hidrógeno es además, venenoso. Los análisis de fracciones de hidrocarburos en fase gaseosa, hasta C5 o C6, son sencillos de realizar ya sea por destilación fraccional a baja temperatura, por espectrometría de masa o por cromatografía. La clasificación del gas de la formación se basa en la densidad específica del gas respecto de la del aire a igual temperatura. Esta es una medición que se realiza siempre en el yacimiento. 1.2 Comportamiento de fase de los hidrocarburos El comportamiento de fase de los hidrocarburos del yacimiento –aceite y gas natural- depende de la presión, del volumen ocupado y de la temperatura. Este comportamiento de fase se describe mediante mediciones de laboratorio conocidas como Análisis PVT. Para comprender mejor el comportamiento de fase del aceite (mezcla compleja de hidrocarbuos) se comenzará por describir el equilibrio de fase de un hidrocarburo puro y de una mezcla bicomponente. A continuación, se analizará el

comportamiento de mezclas multicomponentes de un aceite negro, de un gas y condensado, de un gas seco y de un gas húmedo. 1.2.1 Hidrocarburo puro Analicemos el comportamiento del etano a una temperatura constante de 15ºC (aproximadamente 60ºF).

En la siguiente figura se presenta una celda PVT, llena con etano líquido a 15ºC y a 70 bar de presión inicial. Si el volumen ocupado por el etano se aumenta, deslizando el pistón, la presión disminuye hasta que aparece la primer burbuja de gas. Es el punto de burbuja. Aumentos posteriores en el volumen no originan cambios en la presión. Simplemente se vaporiza más y más líquido siempre que la temperatura se mantenga a 15ºC con un termostato. Esta situación se mantiene hasta la total vaporización del líquido. Es el punto de rocío. Si se sigue aumentando el volumen de gas, la presión disminuye en forma hiperbólica. La evolución isotérmica se representa en el diagrama PV.

En la figura II.2 se muestran una serie de expansiones similares a ña descrita, pero a diferentes temperaturas. Esta figura representa el diagrama tridimensional PVT del etano. El diagrama muestra las condiciones PVT en las que el etano forma una fase líquida, una fase gaseosa o una mezcla de ambas. El conjunto de los puntos de burbuja a distintas temperaturas forma la línea de burbuja. Análogamente, hay una línea de rocío. Ambas se unen en el punto crítico. En las proximidades del punto crítico las propiedades de las fases líquida y gaseosa se asemejan. Por encima del punto crítico no se distinguen dos fases. Las dos líneas, la de puntos de burbuja y la de puntos de rocío, se proyectan en el plano PT como una única curva denominada presión de vapor, que termina en el punto crítico. I.2.2 Mezcla de dos hidrocarburos Estudiemos el comportamiento de una mezcla tal omo la de etano y pentano, al 50%.

En la figura II.3 se representan las curvas de presión de vapor de los componentes puros en el plano PT. También se muestran las curvas de puntos de burbuja y de rocío de la mezcla. Para una mezcla, estas dos curvas no coinciden, pero se unen en el punto crítico, encerrando una zona bifásica líquido-gas en equilibrio. Dentro de la zona bifásica se han dibujado líneas de equilibrio con porcentajes de líquido y gas constantes, si bien la composición de líquido y del gas dentro de la zona bifásica varía. Consideremos la evolución isotérmica siguiente. Se parte de un estado líquido por encima de la envolvente de la zona bifásica (punto A’, fig II.3) y se disminuye la presión. Al alcanzar la curva de puntos de burbuja, el punto A tiene todavía una composición 50% etano y 50% pentano, pero, si se continúa hacia abajo, las primeras burbujas de gas estarán más enriquecidas en etano, el componente más volátil. A medida que la presión descienda y el gas se libere, este último aumentará su porcentaje de pentano hasta que sobre la curva de puntos de rocío se reconstituya un gas cuya mezcla es al 50%. La forma de la envolvente varía si el porcentaje de etano y pentano no es del 50%. Las mezclas más ricas en pentano presentan envolventes situadas más cerca de la curva de presión de vapor del pentano y viceversa. La envolvente de la zona bifásica es más ancha cuanto más disímiles son los componentes, por ejemplo una mezcla C1-C7 tendrá una envolvente más amplia que la mezcla C2-C5. Las mezclas multicomponentes presentan envolventes con zonas bifásicas más extendidas cuanto mayor es el número de componentes y más diferentes son dichos componentes entre sí.

I.2.3 Mezclas multicomponentes

En la figura II.4 se muestra el diagrama presión-temperatura para una mezcla multicomponentes de varios hidrocarburos. Cuando la mezcla es más compleja, aumentan los rangos presión-temperatura en los que coexisten las dos fases. Sobre la envolvente se denomina crincondenbárico al punto de mayor presión y crincondentérmico al de mayor temperatura. La zona monofásica es líquida a la izquierda del punto crítico y gaseosa a la derecha del mismo. Consideremos que esta mezcla de hidrocarburos está ubicada en tres distintos yacimientos cuyas condiciones iniciales de presión y temperatura son, respectivamente A,B y C. En realidad estos tres casos podrían representar tres yacimientos situados a distintas profundidades, dentro de un mismo campo. El punto A corresponde a un yacimiento de petróleo bajosaturado, el B es un yacimiento de gas y condensado y el C es de gas. La discusión de estos tres casos se verá más adelante. I.2.4 Aceite negro El diagrama PT de un petróleo queda determinado por su composición. En consecuencia cada aceite tiene un diferente comportamiento de fase.

En la figura II.5 se representa el diagrama PT de un aceite negro con una baja relación gas-aceite (GOR). Este hidrocarburo, a la temperatura del yacimiento Ty y a la presión del punto A’, constituye un líquido no saturado. Si una muestra del mismo se expande en una celda PVT, el punto de burbuja se alcanza a la presión A. La evolución que sigue el petróleo al moverse en el yacimiento hacia el pozo es similar a ésta. Si se continúa la expansión en la celda PVT, a medida que la presión disminuye, el porcentaje de gas aumenta. A la presión B hay 25% de gas y 75% de líquido. En el yacimiento, esta evolución se produce al avanzar la explotación: el gas se libera y la presión disminuye. Ahora bien, el el aceite saturado a la presión A se recupera en el yacimiento a las condiciones de presión y temperatura del separador. Un posible camino está indicado por la linea punteada que va del punto A hasta el separador, representada en la figura II.5. Finalmente el líquido del separador se almacena en el tanque de almacenamiento a presión menor, disminuyendo su volumen aún más. En la figura II.6 se muestra un esquema de las instalaciones de superficie, incluyendo la cabeza del pozo, el separador y el tanque de almacenamiento de crudo.

I.2.5 Gas y condensado Algunas mezclas de hidrocarburos se presentan en la naturaleza en condiciones de presión y temperatura situadas por encima del punto crítico. Se clasifican como gas y condensado y presentan un comportamiento de fase anormal (figura II.7). Cuando la presión disminuye, en vez de expandirse (como un gas) o vaporizarse (como un líquido), tienden a condensarse.

Por ejemplo, en la figura II.7, las condiciones iniciales del punto A’ representan un gas por encima del punto crítico. Al disminuir la presión se alcanza el punto de rocío. Posteriores disminuciones de presión aumentan la cantidad de líquido, cuyo máximo es el punto B. De B a C la evolución es normal. Si el gas A se lleva a las condiciones del separador, se condensa un 25% de líquido. Pero, en una reducción de presión posterior a condiciones de tanque de almacenamiento, se recupera alrededor del 4% de líquido. El líquido recuperado –conocido como condensado- es un aceite liviano de color claro. I.2.6 Gas seco y húmedo

La figura II.8 tipifica el comportamiento de un yacimiento de gas seco. La temperatura original del yacimiento (punto A) se encuentra por encima del punto crítico. Si el gas se lleva al tanque de almacenamiento, no se recupera líquido. De allí el nombre de gas seco. El gas húmedo, en las condiciones iniciales del yacimiento, es igual al anterior. Pero llevado a las condiciones de separador y de tanque, se recuperan pequeñas cantidades de líquido. Un diagrama de fase típico se muestra en la figura II.9 I.3 Propiedades de los gases I.3.1 Ecuación de estado Un gas se comporta como ideal cuando pueden despreciarse los volúmenes ocupados por sus moléculas y las atracciones intermoleculares. La ecuación de estado para un gas ideal es:

pV nRT

en la cual n es el número de moles, V es el volumen, P la presión y T la temperatura absoluta, R Es una constante denominada “constante universal de los gases ideales” y depende del sistema de unidades adoptado.

Valores de la constante universal de los gases (Archer, 1986)

Moles Presión Volumen Temperatura R

Lbm Psi ft3 ºR 10.73 psi.ft3/lbm.ºR

Lbm Atm ft3 ºR 0.729 atm.ft3/lbm.ºR

Kg Pa m3 ºK 8312 Pa.m3/Kg.K

Kg Atm m3 ºK 82.05 atm.m3/Kg.K

Ha sido comprobado experimentalmente que esta ecuación sólo es aplicable a gases a bajas presiones, cercanas a la atmosféricas- Por eso, se han derivado ecuaciones para gases reales. En estas ecuaciones aparecen uno o más par,ametros que deben ser determinados en forma experimental o mediante correlaciones. La ecuación de estado para gases reales más comúnmente usada en la práctica petrolera es:

pV znRT

en la cual el sistema de unidades es el mismo que en la ecuación de los gases ideales y z es adimensional y se le denomina factor de desviación del gas real. El factor z es una función de la presión y de la temperatura absoluta, pero para la ingeniería de yacimientos el mayor interés reside en la determinación de z como una función de la presión a temperatura de yacimiento constante. La determinación de z en función de la presión y la temperatura se realiza experimentalmente. También se puede obtener z mediante la correlación de Standing y Katz, basándose en la ley de los estados correspondientes. I.3.2 Ley de los estados correspondientes Definamos las variables de estado reducidas siguientes:

Tr T

Tc

Pr P

Pc

El subíndice c significa estado crítico y el subíndice r significa estado reducido.

Dos o más fluidos están en estados correspondientes cuando la temperatura y la presión reducida son iguales para ambos. En este caso, cualquier otra propiedad reducida calculable desde los datos PVT será igual para esos fluidos. Por ejemplo densidades reducidas, fugacidades, compresibilidades y el factor de desviación z. Esta es la ley de los estados correspondientes aplicable a gases a temperaturas por encima de la crítica. Sin embargo, la ley de estados correspondientes ha sido ampliamente utilizada para correlacionar el comportamiento de hidrocarburos y también de mezclas de hidrocarburos en forma bastante satisfactoria si se los compara con los datos experimentales. Para mezclas de gases se determinan la presión y temperatura pseudocríticas,

Ppc y

Tpc

Como promedios molares de la presión y temperatura críticas de sus componentes por:

Ppc yiPcii

Tpc yiTcii

donde la sumatoria se efectúa sobre todos los componentes presentes en el gas. El

subíndice

i significa el componente, mientras que

y i es la fracción molar de cada

componente, que para gases ideales es igual a la fracción volumétrica. Hay dos modos de calcular la presión y la temperatura pseudocríticas. Primero, si se conoce la composición de la mezcla gaseosa, se aplica la ecuación I.5 como en el ejemplo de la tabla I.3 Segundo, si no se conocela composición del gas, se pueden utilizar correlaciones del libro de Standing (1977) encontradas a partir de mediciones experimentales realizadas sobre 71 muestras de gases naturales y de gases condensados de California. Para calcular la presión y temperatura pseudocríticas se parte de la gravedad específica del gas,

g . Esta es una medición de rutina que se realiza en boca de pozo. La

fundamentación de la correlación entre propiedades críticas y densidad relativa del gas se puede visualizar en la tabla I.3. En efecto, hay una relación directa entre el peso molecular y las constantes críticas de las series de hidrocarburos.

Cálculo de la temperatura y presión pseudocríticas de un gas natural (Standing,1977)

Componente Fracción molar

Peso molecular

Temperatura crítica

yiTci Presión crítica

yiPci

y i

M i

Tci,ºR

ºR

Pci,psia

psia

CH4