COMPORTAMIENTO VOLUMETRICO DE GASES Y PETROLEO.

Durante el proceso de extracción de los fluidos de un yacimiento, la reducción en la presión causa reajuste entre los volúmenes de gas y de petróleo que se encuentran en equilibrio termodinámico. En mezclas de hidrocarburos relativamente libres de componentes pesados, es posible determinar la composición total y, basándose en las propiedades de los componentes individuales, calcular las condiciones de equilibrio entre la fase gaseosa y la fase liquida de cada componente, para luego determinar los volúmenes de cada fase a presión y temperatura en cuestión.
Cuando el contenido de componentes más pesados que el hexano es considerable, este método no es aplicable y el procedimiento común es de medir experimentalmente los volúmenes de líquido y de gas en equilibrio. En la mayoría de los yacimientos petrolíferos, el liquido esta compuesto inicialmente de aproximadamente un cuarenta por ciento de componentes mas pesados que el hexano, por lo que es necesario medir las condiciones de equilibrio experimentalmente. Ahora el propósito principal es de presentar el comportamiento volumétrico para explicar su utilización en la ecuación de balance de materiales.
Para estudiar este comportamiento del sistema de gas natural – petróleo crudo, es más conveniente considerar primero las propiedades individuales del gas natural. Sin embargo, es importante recordar que el gas natural asociado con el petróleo esta compuesto por una mezcla de hidrocarburos y que el volumen de cada componente en el gas tiene que estar en equilibrio con cierto volumen del mismo hidrocarburo en el liquido a las presiones y temperaturas que existen en el yacimiento. Por lo tanto, el gas en realidad no es un componente puro de composición constante que se encuentra en solución en un líquido de composición constante.

Comportamiento Volumétrico del Sistema Gas Natural – Petróleo Crudo

El propósito de este tratamiento elemental del comportamiento del sistema gas natural – petróleo crudo, es obtener la información volumétrica requerida para utilizar la ecuación de balance de materiales. Esta información se reduce al volumen fiscal de gas que contiene en solución cada barril de petróleo fiscal, el volumen que ocupa en el yacimiento un barril de petróleo fiscal, más todo el gas que contiene en solución y el volumen que ocupa en el yacimiento un barril de petróleo fiscal mas todo el gas que contenía inicialmente en solución. Para estos factores, se usan, respectivamente, los términos Rs, Bo y Bt; donde Bt = Bo + (Rsi - Rs) * Bg. Todos estos factores son función de la presión y la temperatura, pero igual que para el caso del gas, se supone temperatura constante. Por lo tanto, los factores volumétricos relacionados con el sistema gas natural – petróleo se consideran funciones de la presión a la temperatura del yacimiento. En el laboratorio, solo es necesario medir los factores Rs y Bo ya que el factor Bt puede ser calculado fácilmente.
Para medir la solubilidad de una sustancia en otra, es necesario fijar las bases para la medida. En la industria petrolera, se acostumbra medir la solubilidad en términos de los pies cúbicos fiscales de gas que se encuentran en solución en un barril de petróleo fiscal a la temperatura existente en el yacimiento y a la presión en cuestión.
Si a la presión inicial del yacimiento el petróleo contiene en solución todo el gas que a esa presión puede entrar en solución, se dice que el petróleo esta saturado. En ciertos casos, el petróleo no esta saturado, es decir, contiene en solución menos gas del que a esa presión puede contener. En esto casos, la presión del yacimiento se puede reducir en cierto valor sin que salga gas de solución. La cantidad de gas que un petróleo no saturado contiene en solución correspondería, en condiciones de equilibrio, a una presión inferior a la presión inicial. Esta presión se denomina presión de burbujeo. Reducciones en la presión por debajo de la presión de burbujeo resultan en la evolución de gas en solución. Es importante notar que si un petróleo esta o no saturado inicialmente depende exclusivamente de si existe o no suficiente gas para saturarlo. Por eso la gran mayoría de los yacimientos que tienen un casquete de gas inicial, contienen petróleo inicialmente saturado, ya que existe en el sistema un exceso de gas. Aun cuando es lógico suponer que a medida que la presión aumenta el volumen del petróleo debe disminuir, esto no es cierto si el petróleo esta en presencia de gas que pueda entrar en solución. El volumen que ocupa el gas que entra en solución es mayor que el efecto de compresión causado por el aumento en la presión. Cuando todo el gas disponible ha entrado en solución, si se aumenta la presión, se obtendrá la reducción en volumen a la cual se hizo referencia; es decir, en el caso de petróleos inicialmente no saturados, el aumento en volumen a medida que aumenta la presión continúa hasta la presión de burbujeo. A presiones mayores se obtiene una reducción en volumen.

En La se representa gráficamente la forma general en que varia el factor Bo con la presión. Boa corresponde a la presión Pa si el petróleo esta saturado, también Bob corresponden Pb. Si el petróleo no esta saturado y Pb es al presión de burbujeo, entonces Boc corresponde a la presión inicial Pa en vez de Boa. En este último caso la reducción en volumen no es mas que la compresión de un liquido. La ecuación normalmente usada para representar cualquier compresión lineal es:

Vp = Vi * [1 - C (P – Pi)]

donde

Vp es el volumen a una presión P, Vi es el volumen a Pi, y C es el coeficiente de compresibilidad. Si “i” denota las condiciones iníciales y “b” las condiciones a la presión de burbujeo, la compresión del petróleo queda representada por la ecuación:

Boi = Bob * [1 - C (P – Pi)]

Por lo tanto

C = Bob - Boi / [ Bob * (P – Pi)]

y en general, el factor B a presiones mayores que la presión de burbujeo se puede obtener de la ecuación

Bo = Bob * [1 - C (P – Pi)]

En la figura se representa al factor de compresibilidad C en función de la gravedad específica del petróleo saturado.
Esta se obtiene de la relación:

(GE)ps = {[141,5 /(131,5 + D)] + 0,0002177 * GE * Rsi} / Bo

donde:
Rsi = gas en solución a Pi
GE = gravedad especifica del gas.
D = gravedad API del petróleo muerto.

El factor Bt en realidad merece poca atención, ya que se puede calcular fácilmente de la ecuación que lo define. Solo se considera necesario hacer notar que cuando el petróleo no esta saturado, el factor Bt es igual al factor Bo para las presiones iguales y mayores a la presión de burbujeo. La cantidad de gas que contiene en solución un barril fiscal de petróleo a cierta presión y a la temperatura del yacimiento se obtiene en el laboratorio midiendo el volumen fiscal de gas que sale de solución cuando se reducen las condiciones de la muestra a una atmosfera de presión y 60 °F. El problema que se presenta es que la cantidad de gas que sale de solución es función de la forma en que se reduce la presión. Este fenómeno se puede explicar fácilmente si se recuerda que el gas natural y el petróleo no son mas que las faces gaseosa y liquida de una mezcla de hidrocarburos.
Si la reducción de la presión se obtiene aumentando el volumen ocupado por la muestra, entonces la composición total de la muestra no varia y todo el gas que ha salido de solución hasta cierta presión P esta en equilibrio con el liquido remanente. Si la presión se reduce extrayendo el gas que sale de solución, se cambia continuamente la composición total de la mezcla y es lógico que no sean iguales los volúmenes de gas que salen de solución, pues a la misma presión P que en el caso anterior la mezcla inicial de gas mas liquido no tendría la misma composición. Los dos métodos descritos para reducir la presión son los comúnmente usados en ele laboratorio para medir gas en solución. El primer método es de liberación instantánea y el segundo, de liberación diferencial.
Cuando no se dispone de un análisis completo del comportamiento del sistema gas natural – petróleo crudo, es posible estimar la variación de Rs y Bo con la presión basándose en la siguiente información: temperatura del yacimiento, gravedad específica del gas y gravedad API del petróleo fiscal. Así mismo, se reproducen las siguientes correlaciones:

Rs = A *GE * PB * e[ (C * D) /(T + 460)]

donde:
D = gravedad API
GE = gravedad especifica del gas
T = Temperatura
P = presión (lpc)
A = 0,0362; B = 1, 0937; C = 25,724

Para obtener el factor volumétrico:

Bo = (1 / GE) * [GE + A * (T – 60) * D + [B * GE + (T – 60) * D] * Rs]

Si D ≤ 30°: A = 0, 00001751; B = 0, 0004677; C = -1,811E-08
Si D ≥ 30°: A = 0, 000011; B = 1, 9037; C = 1,377E-09




En al ecuación de balance de materiales, aparece en término (Rp – Rsi). A P = Pi y tiempo cero, este termino debe tener el valor de cero; por lo que el valor Rp debe ser igual a al relación gas petróleo inicial de la primera prueba de producción.