Las Propiedades del Gas y el Petrleo Estudios PVTLic. Marcelo A. CrottiDiagramas P-T. Sistemas de un solo componenteEn la Fig. 1 se muestra un diagrama de fases tpico para equilibrios Lquido-Vapor. En base a las variables representadas en ambos ejes de coordenadas, este diagrama suele designarse como diagrama P-T (Presin-Temperatura). El caso graficado representa la situacin habitual para el equilibrio de fases de un componente puro (Sistema de un solo componente). Por lo tanto las conclusiones alcanzadas son aplicables al metano puro, al agua pura, al benceno puro o a cualquier otro compuesto individual.Fig. 1: Diagrama P-T, para un slo componenteEn este diagrama se suelen marcar algunas zonas y puntos caractersticos: La curva que termina en el punto "1" une los puntos de presin y temperatura en los que pueden coexistir la fase lquida y la fase gaseosa. El punto identificado como "1" hace referencia a lo que se conoce como punto crtico del sistema. Representa la mxima temperatura y la mxima presin a la que pueden coexistir Gas y Lquido. Las "zonas" identificadas con las letras "L" y "G" representan las reas de este diagrama en que el sistema se encuentra como Gas o cmo Lquido.Algunas conclusiones simples derivadas de este diagrama son las siguientes.1. Se observa que una vez fijada la temperatura, existe una sola presin de coexistencia entre las dos fases. A presiones mayores a sta, todo el sistema se encuentra en fase lquida. Y a presiones menores todo el sistema se encuentra en fase gaseosa. Algunos autores prefieren llamar Vapor a la fase gaseosa cuando se encuentra a temperaturas inferiores a la temperatura crtica (donde se puede generar lquido mediante una compresin isotrmica). Por razones que se explicitarn en los prximos prrafos, este tipo de denominaciones tiende a oscurecer detalles mucho ms significativos.2. Cuando se vara , en forma isotrmica, la presin de un fluido que se encuentra a temperaturas superiores a la temperatura crtica, no se observan cambios de fase en el sistema, por mucho que se aumente o disminuya la presin. Los gases permanentes (Nitrgeno, oxgeno, helio, etc) son un ejemplo de este comportamiento a temperatura ambiente: No es posible formar lquido mediante la compresin de estos gases a temperatura ambiente.3. Tampoco es posible separar una fase lquida por enfriamiento de un fluido a presiones por encima de la presin crtica.Sin embargo mediante un anlisis ms detallado de este diagrama pueden obtenerse algunos resultados aparentemente sorprendentes. Las Fig. 2 y 3 muestran dos caminos termodinmicos alternativos para llevar un mismo sistema desde las condiciones correspondientes al punto "A" hasta las condiciones del punto "Z". En el camino esquematizado en la Fig. 2 se realiza una compresin isotrmica, de modo que al cortar la curva de equilibrio Lquido-Vapor se observa el cambio de fase en el sistema. De este modo parece natural afirmar que, durante la compresin isotrmica,partiendo del gas "A" se obtuvo el lquido "Z". En el camino elegido en la Fig. 3 tambin se parte del punto "A" y se llega al punto "Z", pero se recorre un camino que implica un calentamiento isobrico (A-B), una compresin isotrmica (B-C), un enfriamiento isobrico (C-D) y una expansin isotrmica (D-Z). Sin embargo, pese a que se alcanza el mismo estado final, en ningn momento se produce un cambio de fase.Fig. 2: Camino Termodinmico Isotrmico Fig. 3: Camino Termodinmico AlternativoBasados en la conclusin preliminar aportada por la Fig. 2, podramos decir que mediante el recorrido termodinmico de la Fig. 3 hemos transformado un gas en lquido sin producir un cambio de fases. Cabe aclarar que los equilibrios termodinmicos no registran la historia previa del sistema. Una vez alcanzado el punto "Z" no hay manera de determinar si se alcanz a travs del camino de la Fig. 2, el de la Fig. 3 o cualquier otro camino posible. Si afirmamos que el punto "Z" corresponde al estado lquido, no importa de que forma hemos alcanzado dicho punto.Aparentemente hay algn tipo de paradoja o razonamiento engaoso en el desarrollo previo, de modo que cabe preguntarse: Dnde est la falla del razonamiento presentado?. Por un camino vemos formarse lquido y por el otro no, y los productos finales son idnticos.Y aunque parezca extrao no hay trucos en el desarrollo previo. La falla se encuentra en la definicin de Lquido y Gas que empleamos regularmente.Por el camino de la Fig.2 afirmamos que el punto "Z" corresponde a un lquido porque lo vimos formarse a expensas de la fase que estaba presente (en algn momento comenzaron a formarse gotas ms densas que su entorno, a partir del fluido sometido a presin).Sin embargo veremos que slo es vlido hablar de Lquido o de Gas cuando ambos coexisten. En esos casos no hay dudas: el lquido es la fase ms densa. Pero cuando hay una sola fase presente, es conveniente hablar de fluido monofsico para evitar errores conceptuales que pueden conducir a malas interpretaciones en el comportamiento de los sistemas termodinmicos. De este modo podemos afirmar que los puntos "A" y "Z" corresponden a fluidos monofsicos de muy diferente densidad.Y esto nos permite trabajar sin ambigedades con las zonas de la curva cercanas al punto crtico. En esta zona las densidades del gas y del lquido son lo suficientemente cercanas como para que resulte difcil diferenciar ambas fases excepto que coexistan en el mismo recipiente. En cualquier otro caso se debe hablar de fluido monofsico y la eventual formacin de gas o de lquido (a partir de la otra fase) depender del camino termodinmico siguiente.Y todo esto nos lleva a un concepto que es fundamental en la caracterizacin del comportamiento de los reservorios de gas y petrleo: Un gas a alta presin tiene propiedades muy cercanas a las de un lquido. Entre otros fenmenos no habituales, esta caracterstica conduce a la posibilidad de que un gas disuelva lquidos. Sistemas multi-componentesCuando se estudian los equilibrios Lquido-Vapor de sistemas formados por ms de un componente se obtienen diagramas P-T como el de la Fig. 4. En estos casos, en vez de una lnea de coexistencia de fases se obtiene una curva cerrada denominadacampana.Es simple visualizar la razn por la que en sistemas de ms de un componente existe una amplia zona de co-existencia de gas y lquido: Si imaginamos una mezcla por partes iguales (50% molar) de un componente liviano y un componente pesado (menos voltil) podemos alcanzar la zona de co-existencia gas-lquido desde dos extremos bien diferentes a la misma temperatura. Por despresurizacin de una mezcla homognea que, como ya vimos, denominamos lquido pues al descomprimirla forma burbujas de gas. Por compresin de una mezcla homognea que denominamos gas pues al comprimirla forma gotas de lquido.En el primer caso (formacin de gas a expensas de la mezcla global), cuando se forman las primeras burbujas, su componente mayoritario es el componente ms voltil, mientras que el lquido mantiene, prcticamente, la composicin global inicial.En el segundo caso (formacin de lquido a expensas de la mezcla global), cuando se forman las primeras gotas, su componente mayoritario es el componente menos voltil, mientras que el gas mantiene, prcticamente, la composicin global inicial.Por lo tanto tenemos dos composiciones bien diferenciadas de gas y lquido en coexistencia a la misma temperatura. Y cada una alcanza el equilibrio a presin diferente. Es fcil determinar que el primer equilibrio (descompresin del lquido) se produce a mayor presin pues el lquido correspondiente tiene una contribucin del 50% del componente ms liviano. Por esta razn su presin de vapor debe ser mayor que la del lquido obtenido por el segundo camino (compresin de gas) donde el lquido est formado mayoritariamente por el componente menos voltil.Fig. 4: Diagrama P-T, para sistemas multi-componentesSin embargo esta co-existencia de gas y lquido en una amplia franja tambin alcanza un lmite: Existe una determinada temperatura a partir de la cual no es posible obtener gas y lquido en equilibrio. Esta temperatura se denomina Cricondenterm. Existe una determinada presin a partir de la cual no es posible obtener gas y lquido en equilibrio. Esta presin se denomina Cricondenbar.En general las lneas correspondientes a estas presiones y temperaturas lmite alcanzan la campana en puntos diferentes. Y, adicionalmente, ninguno de estos puntos se asocia a lo que conocemos como Punto Crtico del sistema.Esta definicin tambin resulta aplicable a los sistemas de un solo componente.De hecho, una rpida inspeccin de la Fig. 4 muestra que la definicin de Punto Crtico apta para un solo componente deja de tener aplicacin en sistemas de mltiples componentes. En estos casos se define: Punto Crtico es aqul en que las propiedades del gas y del lquido resultan indistinguibles.Fenmenos RetrgradosDebido a que el Punto Crtico es habitualmente un punto diferente a los lmites de presin y temperatura para la coexistencia de gas y lquido, se originan una serie de fenmenos curiosos conocidos como retrgrados.A continuacin haremos una exposicin simple que no slo permite comprender conceptualmente este fenmeno propio de los reservorios de gas y condensado y casquetes de petrleos voltiles, sino que es aplicable a muchas situaciones que involucran equilibrios de fases a altas presiones, tanto en estudios PVT de laboratorio como en condiciones de reservorio.Resumidamente, la "anomala" de la condensacin retrgrada se manifiesta en:1. La condensacin de lquido durante la expansin a temperatura constantede un gas (Donde el fenmeno "normal" es la condensacin durante la compresin del gas). 2. La condensacin de lquido durante el calentamiento a presin constante de un gas (Donde el fenmeno "normal" es la condensacin durante el enfriamiento del gas). Para introducir estos fenmenos no es necesario recurrir a los diagramas P-T (donde la demostracin es clara pero algunos conceptos fsicos pueden quedar ocultos). En realidad vamos a tratar de emplear al sentido comn para mostrar que la condensacin retrgrada es un proceso "normal". Cuando hay dos fases fluidas en un sistema, es muy fcil decidir cul es el lquido y cul es el gas: La fase superior corresponde al gas y la inferior al lquido. La diferencia ms notable entre un gas y un lquido es la densidad. Y la densidad est ligada a la distancia que separa las molculas. Si las molculas estn muy distanciadas (como suele ocurrir en el estado gaseoso) la densidad es baja.Pero las molculas se acercan entre s por dos razones. 1A bajas temperaturas porque la agitacin trmica no logra contrarrestar las fuerzas de atraccin entre molculas (Fuerzas de Van der Waals) y se produce la condensacin "normal" (formacin de lquidos por enfriamiento). 2A altas presiones. Entregando alta energa al sistema para "obligar" a las molculas a permanecer en contacto pese a la agitacin trmica. De este modo tanto en los lquidos como en los gases a alta presin, las densidades son altas. Y esto hace que los gases a alta presin tengan un comportamientos similar al de los lquidos. Y por esta misma razn los gases a alta presin son capaces de "disolver" lquidos. La disolucin implica la mezcla ntima de las molculas. Es difcil imaginar la "disolucin" de un lquido en un gas a presin atmosfrica pues en el mismo volumen en que el gas tiene apenas 1 molcula, una fase lquida puede contener cientos de molculas. Pero en los gases a muy alta presin (200 ms Kg/cm2) las distancias moleculares se acortan de tal manera que es perfectamente razonable aceptar que una fase gaseosa en esas condiciones puede disolver molculas ms pesadas (el gas y el lquido pasan a tener cantidades similares de molculas por unidad de volumen).Entonces qu ocurre si (luego de disolver algo de lquido), un gas a alta presinse expande?. Respuesta: Pierde su capacidad de disolver lquidos (pasa a comportarse como un gas con las molculas distanciadas) y los componentes pesados se desprenden generando lo que se conoce como condensacin retrgrada, que es perfectamente "normal".Y lo mismo pasa cuando un gas a alta presin se calienta (en forma isobrica). La expansin trmica aleja las molculas del gas y los componentes pesados se desprenden de la masa gaseosa.La explicacin es sencilla, pero el problema subyacente es otro. Como mencionamos en otros desarrollos, los que trabajamos con petrleo y gas natural estamos acostumbrados a calificar las mezclas no por lo que son, sino por lo que va a ocurrir con ellas. En este caso (condensacin retrgrada) calificamos de gas a la mezcla inicial homognea porque a partir de ella, mediante un proceso comn en la produccin de los reservorios, se empieza a desprender un lquido.Qu otra cosa puede ser una mezcla de la cual se desprenden gotas ms densas que el fluido original?. La respuesta puede ser sorprendente, pero para ello es conveniente emplear los diagramas de fases :Partiendo de una mezcla representada por el punto "X" en la figura 5, podemos estudiar su comportamiento mientras se la somete a una despresurizacin isotrmica (camino "a")o un calentamiento isobrico (camino "b"): Camino "a". Es el camino termodinmico tpico de los estudios PVT para fluidos de reservorios sometidos a depletacin. En este caso diramos que nos encontramos frente a un Petrleo muy subsaturado. Cuando la presin desciende lo suficiente se comienza a liberar gas en el seno del fluido, dado que se "corta" la campana por la curva de presiones de burbuja (Trazo azul). Fig. 5 - Dos Caminos Termodinmicos para la misma mezcla Camino "b". Es un camino termodinmico perfectamente vlido, pero infrecuente en la industria del petrleo, donde los procesos de reservorio transcurren (generalmente) a temperatura constante. Lo interesante de este camino es que cuando la temperatura sube lo suficiente, del seno de la muestra comienza a liberarse lquido (se "corta" la campana por la curva de presiones de roco representada con trazo rojo). De este modo calificaramos a la mezcla en el punto "X" como Gas. Y cmo es posible que a la misma mezcla, en idnticas condiciones de Presin y Temperatura, la califiquemos como Petrleo o como Gas, dependiendo del proceso a que la sometemos?.Sencillamente porque calificamos a la mezcla por lo que vamos a hacer con ella y no por lo que es.Y, entonces, la mezcla "X" es Gaseosa o Lquida?.Ni una cosa ni la otra. Es un fluido monofsico. Como ya mencionamos, los trminos Gas o Lquido es conveniente (y muchas veces necesario) emplearlos slo para calificar las fases cuando coexisten. En los sistemas bifsicos fluidos, el gas es la fase superior y el liquido es la fase inferior. En los sistemas monofsicos es conveniente hablar de fluidos monofsicos y evitar prejuicios que pueden conducir a serios errores conceptuales y prcticos.En la industria del petrleo, el uso poco cuidadoso de los trminos Gas y Liquido muchas veces resulta aceptable porque el camino termodinmico suele estar prefijado. Pero incluso en estos casos es conveniente estar prevenido pues, cuando cambian los sistemas de explotacin o tratamiento, pueden cambiar los supuestos bsicos de estudio. Y, en el caso particular de Petrleos Voltiles siempre estamos tratando con sistemas que se encuentran en la cercana del punto crtico.Consideraciones sobre el Gas DisueltoLa correcta definicin del trmino Gas Disuelto cobra importancia, cuando se analizan los diferentes procesos por los que el gas se libera del petrleo, tanto durante la explotacin de los reservorios, como en los estudios PVT. En consecuencia, resulta necesario discutir estos conceptos antes de analizar la representatividad y usos de los estudios PVT.Dentro de la misma categora, pero bajo un marco ms fcil de racionalizar, podramos preguntar: La sal del agua de mar es slida o es lquida?.La respuesta es simple y directa: La sal disuelta en agua se comporta como un lquido !. Si la sal del mar fuera un slido disperso en un lquido, se presentaran interfases como ocurre en las suspensiones o emulsiones. Para discutir los trminos de este desarrollo desde una va ms sistemtica es conveniente analizar las definiciones clsicas (simples) de los estados de la materia: Un slido tiene forma y volumen propios. Un lquido tiene volumen propio pero toma la forma del recipiente que lo contiene. Un gas toma la forma y el volumen del recipiente que lo contiene. Y cuando nos preguntamos: Cul de estas definiciones describe mejor el comportamiento de la sal disuelta?, descubrimos que la sal disuelta posee las propiedades que describen al estado lquido. Desde un punto de vista ms detallado, lo que realmente se tiene en una solucin salina es un lquido (slo lquido) compuesto por molculas de diferentes especies qumicas. Observacin importante: la definicin de gas, slido o lquido slo tiene sentido cuando se consideran grandes cantidades de molculas. Una sola molcula no puede caracterizarse como gaseosa, lquida o slida. Es el conjunto de molculas las que se comportan como un gas, un slido o un lquido.Y en una solucin verdadera (sal disuelta en agua, gas disuelto en petrleo, etc) existe un contacto a nivel molecular. En una solucin salina pueden estar en contacto una molcula de agua, un in cloruro y una molcula de nitrgeno (proveniente de la pequea disolucin del aire en la solucin acuosa) mientras todo el conjunto se comporta macroscpicamente como un lquido.Y lo anterior significa que en un vaso de agua a temperatura ambiente tenemos nitrgeno y oxgeno lquidos?.S. Pero bastante "impuros" (con algo as como un 99.9+ % de "impurezas").Podemos arribar entonces a la siguienteConclusin: El gas disuelto en un lquido no es gas. Es parte del lquido.Y empleamos tanto tiempo para desarrollar este concepto porque si la imagen mental que se maneja es la de que el gas disuelto, de alguna manera misteriosa, conserva sus propiedades de gas, tambin se piensa que, de alguna manera, ese gas es SIEMPRE recuperable del lquido.En los ejemplos simples, las expresiones "nitrgeno disuelto" o "cloruro de sodio en solucin" identifican especies qumicas (N2 y ClNa, respectivamente). Pero en la industria del petrleo la palabra "Gas" o "Lquido" no identifican una especie qumica. A modo de ejemplo podemos mencionar que: El propano y otros componentes intermedios, pueden estar mayoritariamente como gas o como lquido dependiendo de las condiciones del sistema. Muchos petrleos en condiciones de fondo estn formados por 40 50 molculas de metano por cada 100 molculas presentes en el lquido. En base a lo expuesto, podemos afirmar que no existen (en las soluciones de hidrocarburos) molculas que podamos identificar como correspondientes a la fase gaseosa. Dependiendo de los procesos a los que se someta la mezcla, una mayor o menor cantidad de molculas de cada componente pasarn a formar parte de la fase gaseosa que se forme.De esta forma se entiende la causa que origina la dependencia del Bo y del gas liberado con el camino termodinmico (proceso de produccin y/o tratamientos en superficie).En este punto es de inters resaltar una de las caractersticas casi nicas de nuestra industria: Los que estamos vinculados a la produccin del gas y del petrleo, estamos acostumbrados a referir todas las expresiones y clculos al producto final y no al inicial. La razn es muy simple: El petrleo de tanque y el gas de produccin son cuantificables y caracterizables en forma directa. Pero el petrleo de fondo es una entidad casi abstracta cuyas propiedades se infieren en base a datos de superficie o mediciones indirectas.De este modo cuando hacemos referencia al "gas disuelto" en realidad estamos diciendo: El gas que se va a liberar de una solucin homognea cuando la sometamos a determinado camino de despresurizacin y/o cambios trmicos. Inevitablemente este manejo de los trminos genera algunas incongruencias tales como que dos soluciones idnticas pueden tener diferente cantidad de gas disuelto sencillamente porque las vamos a someter a dos procesos diferentes. En este caso estaramos definiendo lo que tenemos en base a lo que vamos a hacer con l.De hecho, dado que existen virtualmente infinitos caminos para separar el gas del lquido existiran "infinitos" valores de gas disuelto para una misma mezcla de hidrocarburos. Pero en la prctica, para eliminar las incongruencias cuando se habla de gas disuelto en petrleo (sin ms explicaciones) se hace referencia tambin al mecanismo de liberacin de este gas. De modo que fijando el estado inicial y el camino a seguir, el producto final es nico y se eliminan las inconsistencias.Pero (Atencin!) el camino prefijado (si no se dice otra cosa) es la Liberacin Diferencial. Sencillamente porque es el nico camino en que todos los laboratorios se esperan que hagan lo mismo: "Infinitas" etapas flash a temperatura de reservorio. Y, aunque vamos a desarrollar este tema en ms detalle, en este punto caben varias observaciones adicionales:1. El proceso diferencial slo lo sigue (aproximadamente) el petrleo no producido (el que se queda en el reservorio). En yacimientos en que se realiza mantenimiento de presin, el proceso diferencial no se efectiviza en ningn momento. 2. En petrleos con alto "shrinkage" (petrleos muy livianos o petrleos voltiles) el mecanismo de liberacin de gas en el reservorio (y la cantidad de gas liberado) es notablemente diferente a cualquier mecanismo simplificado para estudios de laboratorio. Por lo tanto, al hablar de gas disuelto, en vez de considerarlo como una propiedad intrnseca del petrleo, es conveniente tener en mente que lo que realmente se est diciendo es algo as como: Siguiendo tal mecanismo de liberacin de gas se obtiene tal volumen de gas de tal composicin y tal volumen de lquido de tales caractersticas. Mecanismos de liberacin. En las figuras siguientes se esquematizan los caminos termodinmicos usados regularmente en el laboratorio para estudiar la liberacin de gas.Fig. 2: Camino Termodinmico Isotrmico Fig. 3: Camino Termodinmico AlternativoDependencia del gas liberado y del factor volumtrico con el camino termodinmico. Antes de iniciar algunas discusiones especficas, es importante analizar las definiciones de estos parmetros termodinmicos, incluidas en el captulo 22 del " Petroleum Engineering Handbook"publicado por la SPE1: Solution Gas/Oil Ratio (GOR), Rs, is the amount of gas that will evolve from the oil as the pressure is reduced to atmospheric from some higher pressure. It is usually expressed in units of scf/STB. The gas is frequently referred to as " dissolved gas". (Relacin Gas Disuelto/Petrleo (RGP), Rs, es la cantidad de gas que se desprender del petrleo a medida que la presin sea reducida hasta la atmosfrica, partiendo de algn valor superior. Habitualmente se expresa en unidades de m3 de gas STD/ m3 de Petrleo de Tanque STD. El gas recibe frecuentemente la denominacin de Gas Disuelto.)Oil Formation Volume Factor (FVF), Bo, is the volume occupied by 1 STB oil plus its solution gas at some elevated pressure and temperature. It is usually expressed as bbl/STB. It is a mesure of the shrinkage of the oil as it is brought to stock tank conditions. (Factor de Volumen de Petrleo, Bo, es el volumen ocupado por 1 m3 de petrleo de tanque STDy su correspondiente gas disuelto en condiciones de temperatura y presin ms elevadas. Se expresa habitualmente como m3 de petrleo @ P,T / m3 de petrleo de tanque STD. Es una medida de la contraccin que sufre el petrleo cuando es llevado a condiciones de tanque.)La traduccin al castellano se ha hecho teniendo en cuenta las unidades corrientes en nuestro medio (condiciones STD = 1 atm y 15.5 C). Veamos la aplicacin de estas definiciones con un ejemplo numrico simplificado, correspondiente a un petrleo de alta RGP donde las caractersticas generales del fluido de reservorio son las siguientes: Presin de Burbuja: 300 Kg/cm2 abs. Temperatura de Reservorio: 120 C. Proceso de Separacin Flash en condiciones de SeparadorEn este caso se emplea un separador en dos etapas Primera etapa: 8 Kg/cm2 abs y 30 C Segunda etapa: 1 atm y 15.5CDonde se registran los siguientes datos, durante la medicin de laboratorio:Volumen de muestra en condiciones de reservorio (Pb y 120C)100 cm3Volumen de gas STD liberado en la primera etapa 12,000 cm3Volumen de gas STD liberado en la segunda etapa 800 cm3Volumen de petrleo de tanque STD 70 cm3De modo que pueden calcularse los siguientes parmetros: Bof: 100 cm3 /70 cm3 = 1.429 Rsf alta: 12,000 cm3 /70 cm3 = 171.4 m3/m3 Rsf baja: 800 cm3 /70 cm3 = 11.4 m3/m3 Rsf total: 11.4 + 171.4 = 182.8 m3/m3 Donde el subndice "f" hace referencia al proceso "Flash". Proceso de Liberacin DiferencialEn este caso se emplean 10 etapas sucesivas de liberacin de gas, a temperatura de reservorio, hasta alcanzar la presin atmosfrica. Luego, el petrleo residual es llevado a condiciones STD. Primera etapa: 270 Kg/cm2 abs y 120 C. Segunda etapa: 240 Kg/cm2 abs y 120 C. ......... Donde se registran los siguientes datos, durante la medicin de laboratorio: Volumen de muestra en condiciones de reservorio (Pb y 120C)100 cm3Volumen de gas STD liberado en la primera etapa 1,600 cm3Volumen de petrleo al final de la primera etapa (250 Kg/cm2 abs y 120 C)97 cm3.......... .......Es conveniente resaltar que al concluir la primera etapa, pese a que se dispone de la cantidad de gas liberado y del cambio volumtrico sufrido por el petrleo, an no es posible calcular el Bo ni el Rs correspondientes a esta etapa pues no se conoce el volumen de lquido de tanque STD. Dicho volumen se obtiene slo al final del proceso. De modo que una vez concluida la Liberacin Diferencial se registran los siguientes valores:Volumen de muestra en condiciones de reservorio (Pb y 120C)100 cm3Volumen de gas STD liberado (suma de las 10 etapas de Liberacin)14,000 cm3Volumen de petrleo de "tanque" STD 67 cm3Que dan lugar a los siguientes resultados: Bod: 100 cm3 /67 cm3 = 1.492 Rsd: 14,000 cm3 /67 cm3 = 208.9 Observaciones:Es muy importante notar que aunque en los dos ejemplos presentados se parte de 100 cm3 de muestra en condiciones de reservorio (Pb y 120 C), el volumen del lquido de "tanque" resulta diferente. Y, aunque no se indica, tambin las propiedades de ambos petrleos son diferentes.Si bien esta diferencia no resulta apreciable en petrleos con baja RGP, en los casos de petrleos voltiles, la diferencia entre ambos lquidos de "tanque" es drstica (El volumen de petrleo obtenido en el proceso flash optimizado puede ser el doble del obtenido al final de un proceso de Liberacin Diferencial). Cabe tambin aclarar que el lquido obtenido al final del proceso de liberacin diferencial no debe tomarse tcnicamente como lquido de tanque, pues dicho petrleo representa al fluido que permanece en el reservorio hasta alcanzar presin atmosfrica (a temperatura de reservorio). Y esta condicin no la alcanza en ningn caso el petrleo que se produce en los reservorios reales. Lamentablemente, con demasiada frecuencia los valores de Body Rsd se emplean de manera inadecuada. Esta confusin se origina en la denominacin genrica de Petrleo de Tanque Estndar ( STB en las unidades inglesas) al denominador empleado en los clculos. Tal como se indic, el volumen de tanque depende del proceso de separacin de gas y petrleo al que somete el sistema. Por lo tanto, dado que depende de las operaciones a realizar, no debera tomarse slo como una propiedad del petrleo original. En la literatura especializada se encuentran ejemplos de los intentos realizados para mejorar el empleo rutinario de estos parmetros PVT. Posiblemente el trabajo de Moses3 de 1986, represente el esfuerzo ms especfico en esta direccin. En dicho trabajo, Moses plantea la conveniencia de emplear el "Shrinkage factor", durante la liberacin diferencial, para caracterizar el volumen de petrleo remanente. De esta manera, el cambio volumtrico queda referido al volumen inicial del sistema, que S es una propiedad de la muestra, independiente de las operaciones posteriores. El empleo de esta metodologa simplificara los clculos volumtricos de los fluidos reservorio y los colocara en una base mucho ms consistente, pero su prctica no est generalizada. Adicionalmente, aunque no lo menciona Moses, adoptando la metodologa discutida en su trabajo se evitara una discrepancia experimental frecuente entre diferentes laboratorios. La ltima etapa de la Liberacin Diferencial se realiza con diferentes prcticas experimentales, en diferentes laboratorios, derivadas de la imposibilidad de trabajar a presin atmosfrica con la celda cerrada debido al gran volumen de gas asociado y a que los sistema de lectura de presin (con columnas de mercurio, o a travs de pistones estancos) no poseen la precisin necesaria: Algunos laboratorios alcanzan la presin atmosfrica a temperatura de reservorio, manteniendo el lquido dentro de la celda y liberando el gas al ambiente (gasmetro a P. atm). Otros laboratorios extraen el fluido presurizado de la anteltima etapa, recogindolo en un recipiente a temperatura ambiente.Las dos tcnicas poseen puntos a favor y en contra, pero el punto a destacar es que estas prcticas diferentes conducen a cambios volumtricos diferentes en la ltima etapa de liberacin Y esto afecta todos los valores informados de Rsd y Bod.Adoptando la propuesta de Moses, carece de importancia prctica la metodologa especfica de cada laboratorio, para recoger el lquido residual, puesto que los reservorios reales nunca alcanzan las presiones en las que dichas mediciones podran afectar los clculos.NOTA:El tema desarrollado en los prrafos previoses puntualizado por L Dake2 cuando escribe: .... The conclusion reached, from the foregoing description of the effects of surface separation, is somewhat disturbing since it implies that the volume of equilibrium oil collected in the stock tank is dependent on the manner in wich the oil and gas are separated. This in turn means that the basic PVT parameters Bo and Rs wich are measured in term of volume "per stock tank barrel" must also be dependent on the manner of surface separation and cannot be assigned absolute values. .... 1.- Petroleum Engineering Handbook, Editor-in-Chief Howard B. Bradley. Third Printing, SPE, Richardson, TX, U.S.A. 2.- L. P. Dake, "Fundamentals of Reservoir Engineering". Elsevier, 1978. 3.- P. L. Moses, "Engineering Applications of Phase Behavior of Crude Oil and Condensate Systems". JPT, july 1986, pg. 715 Estudios PVT. - Informes de Laboratorio.Petrleos NegrosLos estudios PVT estn diseados para representar el comportamiento de los fluidos de reservorio durante las etapas normales de explotacin de yacimientos. Como veremos, algunos procesos que ocurren en el reservorio pueden reproducirse, con razonable representatividad, a escala de laboratorio, pero otros procesos slo pueden aproximarse en forma muy simplificada. En consecuencia, resulta muy importante comprender la representatividad de los estudios de laboratorio para los distintos tipos de fluidos y para los diferentes reservorios. Estudios PVT de Petrleos Negros.Durante la depletacin del reservorio, el gas disuelto se libera por dos vas diferentes: 1. El petrleo que permanece en el reservorio libera el gas (a temperatura de reservorio) mediante un proceso continuo mientras cae la presin del sistema. 2. El petrleo que alcanza los punzados, sufre una serie de equilibrios intermedios, en el tubing y las caeras de produccin, hasta alcanzar el sistema de separacin de gas y petrleo en superficie, donde se produce la separacin efectiva de las fases. La formacin de las corrientes independiente de gas y petrleo se produce en los sistemas de separacin y, por lo tanto, las composiciones y volmenes de gas y petrleo estn gobernados por las condiciones (presin y temperatura) del separador de superficie.Los equilibrios intermedios no se estudian puesto que no afectan el estado final al no producirse separacin de los fluidos (la totalidad de los fluidos que alcanzan los punzados llegan hasta el separador de superficie) Adems existe una infinidad de situaciones intermedias, donde una parte del gas se separa en condiciones de reservorio y el resto en las instalaciones de superficie. Este es el caso de todos los petrleos producidos con posterioridad al momento en que la depletacin genera una presin de reservorio inferior a la presin de burbuja del sistema.Ejemplo: El petrleo producido 10 aos despus de iniciada la explotacin, permaneci en el reservorio durante esos 10 aos, sufriendo todos los procesos generados por el cambio de las variables termodinmicas. Pero una vez que entra en el circuito de produccin, el resto del gas lo libera en las condiciones fijadas por las instalaciones de superficie. Teniendo en cuenta lo ya expuesto, el estudio PVT convencional de los petrleos negros est diseado para representar ambos procesos. El primero de los mecanismos se representa mediante el estudio de Liberacin Diferencial a temperatura de reservorio. El segundo proceso se estudia mediante una separacin Flash en condiciones de separador. En ambos casos se parte de la muestra original en condiciones de reservorio, y se estudia el cambio volumtrico del petrleo y la cantidad y tipo de gas liberado en cada proceso. Como es natural, tanto la cantidad de gas liberado, como el Bo del petrleo difiere en ambos procesos, pero esta diferencia no suele ser muy marcada. Notas: El petrleo obtenido al final de una liberacin diferencial no intenta representar un fluido a obtener en yacimiento. Este lquido pierde su gas a temperatura de reservorio, y recin al alcanzar la presin atmosfrica seenfra a condiciones STD (1 atm y 15.5 C). En el reservorio nunca se llega a esta situacin, dado que la explotacin se abandona mucho antes de alcanzar la presin atmosfrica en el reservorio. El lquido obtenido al final del proceso de liberacin diferencial slo se emplea para completar las cuentas, puesto que todos los clculos de RGP y Bo emplean en el denominador un petrleo a condiciones STD. Sin embargo este petrleo no debe considerarse representativo del petrleo de tanque. Por el contrario, este lquido representa el comportamiento del petrleo que se queda en el reservorio y nunca es producido. La diferencia entre el petrleo representativo del lquido de tanque obtenido en el estudio de Separacin Flash y el petrleo residual obtenido en la Liberacin Diferencial es pequeaen la mayora de los petrleos negros. Sin embargo, en petrleos muy livianos o en petrleos voltiles, tomar el lquido residual como petrleo de tanque conduce a errores graves, tanto conceptuales como numricos. En resumen, y en base a lo expuesto pueden sacarselas siguientes conclusiones. 1. Al comienzo de la explotacin de un reservorio (cuando la liberacin diferencial an no comenz a producirse) el proceso de separacin flash en condiciones de separador representa adecuadamente el comportamiento del fluido de reservorio al ser extrado. El Bo y la RGP flash son representativos en esta etapa de la evaluacin. 2. La viscosidad y densidad del fluido que queda en el reservorio es representado adecuadamente por los parmetros correspondientes, medidos en el proceso de liberacin diferencial. 3. Si la presin de reservorio cae muy por debajo de la presin de burbuja, el petrleo de reservorio sufre gran parte de la prdida de gas en condiciones equivalentes a una liberacin diferencial. En este caso el empleo de un Bo y RGP compuestos (mezcla de los procesos flash y diferencial) resulta ms representativo que el empleo individual. 4. En ningn caso el Bo y Rs diferencial representan el comportamiento del petrleo producido durante las etapas iniciales de la explotacin.Cuando existe mantenimiento de presin por encima de la Pb el proceso diferencial no opera a nivel de reservorio.Separacin "Flash" para el Estudio Composicional En los estudios PVT suele hacerse una separacin adicional de petrleo y gas sobre la muestra original. Esta separacin se realiza slo con fines composicionales. En este caso se realiza la siguiente secuenciade procesos de laboratorio. 1. Se presuriza la muestra por encima de la presin de burbuja del sistema. 2. Se homogeniza la mezcla a temperatura ambiente (o a la mnima temperatura a la que puede realizarse el proceso). 3. Se extrae una alcuota del fluido, manteniendo la presin de la muestra. En esta etapa se recoge una cierta cantidad de lquido (de 50 a 100 cm3) y de gas a presin y temperatura ambiente. 4. Se caracterizan composicionalmente ambos fluidos. Tambin se determina la densidad y peso molecular (PM) del lquido y se caracteriza la fraccin pesada (C20+) del mismo. Si bien en este proceso se obtiene una cierta cantidad de lquido a condiciones ambiente y se recoge un volumen medido de gas, ni el Bo ni la RGP registrados en este proceso representan un proceso de reservorio. Adicionalmente este proceso suele ser de no equilibrio (debido a los grandes volmenes de gas involucrados y a la falta de agitacin en el sistema). La falta de equilibrio no afecta los clculos puesto que todo lo que se pretende estudiar en este ensayo es la composicin global del sistema, y para ello alcanza con medir adecuadamente los volmenes y las composiciones medias de ambos fluidos producidos. No obstante lo expuesto, este proceso suele denominarse coloquialmente "Flash para Composicin" y el uso de la palabra "Flash" en esta expresin parece sugerir que los datos que derivan de este ensayo representan algn proceso escalable al reservorio. Como ya se indic, no es este el caso y debe evitarse el uso a nivel de reservorio, de los parmetros volumtricos registrados en este proceso. Gas y CondensadoEn el caso de los estudios de Gas y Condensado las mediciones de laboratorio son muy diferentes a las llevadas a cabo para caracterizar muestras de Petrleo Negro.El estudio PVT para estos fluidos esta dividido en tres grandes partes :1. Estudio Composicional de la mezcla. 2. Comportamiento volumtrico a Composicin Constante. 3. Comportamiento volumtrico y composicional a Volumen Constante de reservorio y presin decreciente. El estudio composicional es similar al que se lleva a cabo en los ensayos sobre petrleos negros.En el estudio a composicin constante se registran tres parmetros fundamentales del sistema. La presin de roco. Que permite establecer, fundamentalmente, la representatividad de la muestra. La relacin entre las variables termodinmicas Presin y Volumen a temperatura de reservorio. La curva de lquido retrgrado acumulado, en funcin de la presin. Los dos ltimos puntos no son escalables al reservorio, pues son valores que se registran en un proceso de depletacin sin produccin. Su uso principal es el de permitir el ajuste de las ecuaciones de estado que permitan simular el comportamiento del sistema en condiciones diferentes a las medidas experimentalmente. El estudio a Volumen Constante representa el comportamiento esperable para el fluido en estudio durante la depletacin asociada a la produccin del reservorio. En este caso el proceso es adecuadamente representativo pues, al igual que lo que se espera que ocurra en el reservorio, el lquido retrgrado no es producido, sino que permanece en la celda PVT. Nota: El estudio PVT se realiza sobre la muestra que se obtiene en superficie, y esta muestra incluye slo los fluidos mviles en el reservorio. Si en la red poral existieran hidrocarburos residuales (petrleo o condensado no mvil) se estara estudiando una muestra no representativa del fluido retenido en el reservorio. Petrleos VoltilesEn base a los desarrollos ya presentados, pasaremos a analizar cmo pueden simularse a escala de laboratorio los procesos que sufre un petrleo voltil durante la explotacin.Conviene empezar por entender adecuadamente lo que ocurre a nivel de reservorio. Para ello es importante recordar que una de las caractersticas principales de este tipo de fluidos es el marcado cambio volumtrico del lquido durante la depletacin.Observacin: Un Petrleo Voltil no es slo un petrleo con mucho gas En la Fig. 1 se esquematiza la dependencia del volumen de lquido con la presin del sistema para un Petrleo Voltil genrico. La lnea azul muestra esta relacin, poniendo de manifiesto el caracterstico cambio dramtico que se produce cuando la presin alcanza valores inferiores a la Presin de Saturacin (Pb) del sistema. Fig. 1 - Variacin del Volumen de lquido con la PresinLa cada de presin de unos pocos Kg/cm2 de presin por debajo de la Pb, da lugar a la formacin de una fraccin considerable de gas a expensas del volumen ocupado previamente por el lquido. Traducido a valores tpicos, esta fraccin de gas alcanza rpidamente valores del orden del 20% y hasta el 50% del volumen del sistema. Esta caracterstica (formacin de grandes cantidades de gas con pequeos cambios de presin), hace que la explotacin de reservorios con petrleos voltiles manifiesten cambios abruptos de comportamiento al alcanzarse la presin de saturacin del sistema. El gas suele ser ms mvil que el lquido en cuanto se produce la gasificacin del fluido, pues la fase gaseosa rpidamente supera su saturacin crtica. En trminos generales puede decirse que la mejor estrategia de explotacin se basa en impedir que se produzca este fenmeno a escala de reservorio. Para lograr este objetivo es necesario identificar la presin de saturacin de estos sistemas e implementar desde poca temprana estrategias de mantenimiento de presin.Si el mantenimiento de presin no resulta practicable (baja permeabilidad de la roca u otras caractersticas adversas) el reservorio mostrar cambios cualitativos de comportamiento al alcanzarse las presiones que dan lugar a la aparicin de grandes fracciones del VP ocupado por gas.Observacin: La no deteccin temprana de reservorios de petrleo voltil puede conducir a una errnea identificacin del fluido de reservorio. Por las caractersticas ya sealadas, una muestra de fluidos tomada en una explotacin avanzada puede dar lugar a que se identifique como Gas y Condensado a un fluido que originalmente era un Petrleo Voltil. Una vez que hemos analizado el comportamiento de estos sistemas a escala de reservorio, veremos con algn detalle la forma adecuada de caracterizar los Petrleos Voltiles en el laboratorio.Es conveniente sealar desde el comienzo que, por las razones ya analizadas, la modelizacin en laboratorio es necesariamente incompleta, pues en estos reservorios las caractersticas de la roca juegan un rol fundamental en el comportamiento del reservorio. En estos reservorios las propiedades de flujo (permeabilidades relativas) y la estructura global de la trampa (posibilidad de segregacin) juegan un papel decisivo tanto en la recuperacin de fluidos como en la composicin de dichos fluidos.En consecuencia, a continuacin comentamos cada una de las mediciones y clculos que se realizan durante un estudio PVT tpico para Petrleos Voltiles.Validacin de MuestraEsta etapa es fundamental para identificar correctamente el tipo de fluido presente en el reservorio. Por las caractersticas de estos fluidos existe la posibilidad de que, incluso durante el muestreo de pozos nuevos, se produzcan cantidades anmalas de gas1. Por lo tanto resulta imprescindible establecer la representatividad de la muestra con el empleo de todos los datos adicionales disponibles.ComposicinLa composicin es un dato de capital importancia debido a que muchos de los estudios de comportamiento de estos fluidos debe hacerse en forma simulada. Un dato correcto de composicin permite ajustar los simuladores termodinmicos para predecir la evolucin de los fluidos bajo diferentes escenarios de produccin.Relacin PVForma parte de la validacin de la muestra. Sin embargo este dato cobra importancia en si mismo pues establece el margen de depletacin permitido sin que se manifiesten los fenmenos mencionados al disminuir la presin por debajo del punto de saturacin.Liberacin Diferencial (LD)Este ensayo suele no realizarse excepto como herramienta informativa para ajuste de los simuladores termodinmicos.Depletacin a Volumen Constante (CVD)En general la CVD es ms representativa que la LD. Sin embargo tambin es muy limitada pues en el reservorio los volmenes de fases que se contactan a cada presin dependen no slo del fluido sino de las propiedades de la roca. A escala de laboratorio slo se produce una fraccin de la fase gaseosa mientras que a escala de reservorio se producen las dos fases en proporciones variables a lo largo de la depletacin.Ajuste de Ecuaciones de Estado (EOS)Esta es una etapa necesaria para poder describir situaciones diferentes a las medidas en los ensayos de laboratorio..Integracin de DatosEsta etapa es ineludible en estos reservorios. Los datos de produccin y geolgicos deben integrarse con los estudios termodinmicos para lograr una eficiente descripcin de estos sistemas.Balance de Masas composicional (BMC)Es necesario incluir un balance de masas composicional para los pronsticos iniciales. En este BMC juegan un rol importante las EOS y las permeabilidades relativas estimadas para cada escenario.Simulacin Numrica Composicional (SNC)En Petrleos Voltiles de no muy alto GOR pueden usarse adaptaciones de los Simuladores Numricos de Petrleos Negros. Sin embargo muchas veces resulta necesaria la correcta estimacin de los equilibrios termodinmicos para lograr una buena simulacin.A modo de resumen conceptual puede hacerse la siguiente generalizacin.El estudio PVT de Petrleos Negros representa en forma ms o menos adecuada la evolucin del petrleo durante la depletacin. El proceso flash describe razonablemente el comportamiento del petrleo producido al comienzo de la explotacin. El estudio diferencial da cuenta del comportamiento del petrleo que permanece en el reservorio, El estudio PVT de sistemas de Gas y Condensado es razonablemente representativo de los procesos que ocurren durante la depletacin.Tanto en la celda PVT, como en el reservorio, el lquido retrgrado 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 depletacin. Sin embargo, el estudio PVT de Petrleos Voltiles no es, en general, adecuadamente representativo de los procesos tpicos del reservorio. Los estudios flash (de 2 3 etapas) representan el comportamiento del fluido mientras permanece en forma monofsica a nivel del reservorio. A presiones menores a la Pb, el comportamiento de los separadores se aparta marcadamente del comportamiento previo. La CVD es slo una aproximacin del comportamiento real del fluido. Ej: la produccin acumulada determinada en el laboratorio se calcula mediante la produccin de gas nicamente. En el reservorio, tanto la fase gaseosa como la fase lquida alcanzan la zona de produccin, dando lugar a un comportamiento netamente diferente en la relacin Produccin Acumulada vs Presin. En general elestudio PVT debe adaptarse a las condiciones propias de cada reservorio para que permita predecir adecuadamente el comportamiento esperable durante la produccin.1.- R. H. Cobeas, M. A. Crotti: "Volatile Oil. Determination of Reservoir Fluid Composition From a Non-Representative Fluid Sample". SPE 54005. Publicado en la 1999 SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference (Caracas, Venezuela, Abril 1999).

Valores a usar en la caracterizacin del reservorio. El Bo y la RGP "Compuestos"Muchas veces el petrleo producido sufre una combinacin de procesos flash (en las instalaciones de superficie) y de liberacin diferencial (depletacin en el reservorio). En consecuencia se ha desarrollado1, 2, 3 una metodologa de "correccin" de los valores de Bo y Rs (medidos para cada uno de estos procesos "puros"), de modo de obtener valores representativos para los procesos "reales". El resultado es un Bo y un Rs "compuestos". En el caso del Bo se emplea la siguiente regla de mezcla: Boc = Bod * (Bofb / Bodb)[1] Donde los sub-ndices tiene los siguientes significados: d = Liberacin Diferencial f = Liberacin Flash. c = Liberacin "Compuesta". b = Punto de burbuja. Sin embargo, esta frmula que es ampliamente aceptada en nuestra industria merece algunos comentarios particulares. Inconsistencias NumricasEn primer lugar, dicha frmula no cumple con un requisito bsico de toda regla de mezcla: No es capaz de reproducir adecuadamente uno de los dos valores extremos.Cuando el proceso de liberacin ocurre a Presin de Burbuja, la liberacin diferencial no interviene en ningn momento y, como correspondela frmula se simplifica quedando reducida a: Bocb = Bodb * (Bofb / Bodb) = Bofb Indicando, como efectivamente sucede, que el Bo "Compuesto" es idntico al Bof.Sin embargo, cuando la liberacin procede de acuerdo con una Liberacin Diferencial hasta alcanzar la presin "cero" el Boc no toma el valor adecuado. En ese caso la frmula toma el valor: Boc0 = Bod0 * (Bofb / Bodb) En lugar de tomar el valor "correcto": Boc0 = Bod0 Que indicara que todo el proceso ocurri siguiendo el Proceso Diferencial.Para evitar esta inconsistencia sera suficiente con reemplazar la frmula [1] por una frmula slo un poco ms compleja:. Boc = (Bod - Bod0) * (Bofb - Bod0) / ( Bodb - Bod0 )+ Bod0[2]Esta frmula tiene en cuenta que el valor mnimo del Bod no es "1", sino el Bod0 (Bo diferencial a presin cero). Y por lo tanto cumple al menos con una exigencia bsica: Cuando se representa un proceso Flash "puro",el Boc debe coincidir con el Bof y cuando se trata de un proceso Diferencial "puro" el Boc debe coincidir con el Bod .Por qu se emplea una frmula conceptualmente errnea cuando el uso de una frmula lgicamente aceptable implica slo algunas sumas y restas adicionales es difcil de justificar. La explicacin radica, posiblemente, en el mismo punto que hace que la liberacin diferencial carezca de sentido por debajo de la presin de abandono del reservorio: A las presiones en que la frmula convencional empieza a fallar en forma marcada, los clculos no tienen aplicacin prctica. Y esta observacin no hace sino reforzar el concepto vertido en este desarrollo: La Liberacin Diferencial nunca se completa en el reservorio y por lo tanto, sus parmetros no deberan emplearse en forma directa para los clculos de Balance de Materiales u otros clculos de reservorio.La frmula convencionalmente aceptada para la correccin de Rs es la siguiente: Rsc = Rsfb- (Rsdb - Rsd) * (Bofb / Bodb) [3] Esta correccin adolece de la misma incongruencia conceptual ya discutida. Sin embargo, esta inconsistencia se ve agravada por el hecho de que la extensin de los clculos hasta presiones muy bajas (cercanas a la atmosfrica) suele dar valores negativos para el Rsc . Nuevamente, en vez de emplear una frmula consistente (fcilmente desarrollable), en la prctica habitual se eliminan los valores anmalos teniendo en cuenta que las presiones involucradas caen fuera del rango de trabajo.Inconsistencias FsicasPese a lo sealado, el mayor problema con las frmulas [1] y [3], no es el ya sealado, sino el que deriva de una escasa consideracin de las unidades empleadas. Al escribir Boc = Bod * (Bofb / Bodb)se da "por sentado" que todas las unidades son consistentes. Sin embargo, al analizar cada trmino se encuentra que: Bofb = Vol.de lquido a Pb y Temp. de reservorio /Vol. de lquido de Tanque Flash estndar Bodb = Vol.de lquido a Pb y Temp. de reservorio /Vol. de lquido de Tanque Diferencial estndar Donde los trminos "Flash" y "Diferencial" aplicados al lquido de tanque, indican el proceso mediante el cual se obtiene dicho lquido.Sin embargo, y como ya se document ampliamente, el lquido obtenido al final de la Liberacin Diferencialno es tcnicamente lquido de tanque, sino un lquido residual en condiciones de reservorio, llevado a condiciones de tanque. Y esta diferencia no sera importante si no ocurriera que una parte del lquido de tanque de los procesos reales de produccin deriva del traspaso (originado en equilibrios termodinmicos) de algunos componentes desde la fase gaseosa al estado lquido. Este proceso es notable en petrleos livianos, y muchas veces resulta dominante en petrleos voltiles.El anlisis presentado pone de manifiesto que mientras que el Bofb incluye todo el lquido de tanque a producir, elBodb, tiene en cuenta slo una fraccin del mismo (excluye el lquido que proviene de la produccin de gas) . En consecuencia el cociente: (Bofb / Bodb)no presenta unidades consistente y el Boc pierde sentido fsico y representatividad a medida que elBodb deja de incluir ms y ms cantidad de lquido de tanque.NOTA: Esta inconsistencia no es corregible mediante el empleo de una frmula "correcta", como se hizo en el anlisis de las inconsistencias numricas. En este caso slo el adecuado anlisis de los equilibrios termodinmicos y la inclusin de los parmetros del reservorio (incluyendo las permeabilidades relativas) permite realizar un anlisis fsicamente consistente.1.- J. M. Amyx, D. M. Bass, R. L. Whiting, "Petroleum Reservoir Engineering", Mc Graw Hill, 1978, . 2.- L. P. Dake, "Fundamentals of Reservoir Engineering". Elsevier, 1978. 3.- P. L. Moses, "Engineering Applications of Phase Behavior of Crude Oil and Condensate Systems". JPT, july 1986, pg. 715 Caractersticas particulares de los Petrleos Voltiles. La forma "clsica" de diferenciar Petrleos Negros y Voltiles se basa en valores lmite de Relacin Gas-Petrleo o de Factores de Volumen de Petrleo. Diferentes autores1,2coinciden en asignar los siguientes lmites: GOR 2,000 ft3/bbl 360 m3/m3FVF (Bo) 2 bbl/bbl 2 m3/m3Los lquidos con valores inferiores a los indicados se consideran Petrleos Negros, en tanto que los que superan estos lmites se catalogan como Petrleos Voltiles. Moses1, empleando un criterio consistente y haciendo notar que todos los petrleos son voltiles en mayor o menor medida, prefiere emplear los trminos Petrleos Comunes ("Ordinary Oils") y Petrleos Cuasi-Crticos ("Near-Critical Oils") para hacer referencia a ambas clases de fluidos. Sin embargo, dejando de lado este tipo de distinciones semnticas, vamos a adoptar los trminos clsicos y profundizaremos la parte conceptual para facilitar el uso prctico de las diferencias de comportamiento entre ambos tipos de fluidos. Quizs la manera ms simple de sealarlas complejidades que caracterizan el comportamiento de los Petrleos Voltiles es la de comparar la aplicabilidad de algunos parmetros clsicos en la evaluacin de reservorios. En los Petrleos Negros el Factor de Volumen (Bo) es un dato de importancia primaria para la evaluacin del sistema. El Bo establece la relacin entre el volumen de petrleo extrado, en condiciones de reservorio y el volumen de petrleo obtenido en condiciones de tanque. El Bo (diferencial, flash o compuesto) es un valor relativamente fcil de trasladar desde la medicin de Laboratorio a la escala de Reservorio. En los sistemas de Gas y Condensado el Bo es un dato carente de significado fsico pues, en condiciones normales, ni un pequeo porcentaje del lquido de tanque proviene de lquido presente en el reservorio. En los sistemas de Gas y Condensado cobra inters una propiedad diferente: La Produccin Acumulada. Esta ltima expresa la fraccin (en moles o su equivalente en Volumen STD) ya producida en cada etapa de la depletacin. Nuevamente se trata de una propiedad fcilmente medible en el Laboratorio y directamente escalable al Reservorio. De modo que, resumiendo lo expuesto: El Bo es una propiedad fundamental para caracterizar Petrleos Negros, pero carece de significado para los sistemas de Gas y Condensado. La Produccin Acumulada describe el comportamiento de los sistemas de Gas y Condensado, pero carece de aplicacin en el caso de los Petrleos Negros (los moles y volmenes de gas y de petrleo son lo suficientemente diferentes como para que carezca de sentido hablar de los moles producidos en cada etapa de la liberacin diferencial). Bien, los Petrleos Voltiles estn a mitad de camino entre los Petrleos Negros y los sistemas de Gas y Condensado. Y esto se traduce en que ni el Bo ni la Produccin Acumulada describen adecuadamente sus propiedades. La razn es simple: Una fraccin importante del lquido de Tanque proviene de la condensacin de componentes presentes en el Gas libre que acompaa la produccin de lquido. Una fraccin apreciable de los moles presentes en el lquido, al comienzo de la explotacin pasan a la fase Gas durante la depletacin. Y una vez en fase gaseosa estos componentes pueden producirse como Gas y acumularse como Lquido gracias a la condensacin en condiciones de superficie. De este modo, la correcta descripcin de la evolucin de un sistema de Petrleo Voltil implica una adecuada evaluacin de las curvas de Permeabilidad relativa del sistema, dado que a una misma presin de reservorio pueden corresponder producciones de lquido (y gas) muy diferentes, en funcin de la proporcin entre gas y petrleo que alcanza los pozos productores.Para una mejor comprensin de lo expuesto hasta este punto, consideremos los siguientes ejemplos: Petrleo 1Factor de VolumenRelacin Gas-Petrleo [m3/m3]Liberacin Diferencial (Condiciones de Reservorio)1.26 70.0Separacin Flash (Condiciones de Superficie)1.24 66.0Petrleo 2Factor de VolumenRelacin Gas-Petrleo [m3/m3]Liberacin Diferencial (Condiciones de Reservorio)5.00 870Separacin Flash (Condiciones de Superficie)3.30 540En el caso del "Petrleo 1" se observa que empleando dos mecanismos netamente diferentes: Una liberacin diferencial en que todo el gas liberado a temperatura de reservorio se va eliminando en etapas sucesivas de depletacin. Un slo equilibrio flash a temperatura y presin de separador y una separacin en condiciones de Tanque.. tanto la cantidad de gas liberado, como el cambio volumtrico del petrleo son similares.Por otro lado en el caso del "Petrleo 2"tanto la cantidad de gas liberado como el cambio volumtrico del petrleo son altamente afectados por el mecanismo de separacin de gas y lquido. En este punto es necesario hacer una observacin especial:La lectura simple de los datos del "Petrleo 2" parece sugerir que durante la Liberacin Diferencial, 1 m3 del fluido original (en condiciones de reservorio) produce slo 0.20 m3 de petrleo de tanque, en tanto que en un proceso de separador, partiendo del mismo volumen (1 m3), se obtiene 0.30 m3 . Analizando las cosas de este modo se llegara a la conclusin de que el proceso de separador produce un 50% ms de lquido (0.30 m3) que el proceso diferencial (0.20 m3). Sin embargo pese a que en el yacimiento la situacin puede ser mucho ms dramtica (por razones que veremos oportunamente), este no es el anlisis correcto de los datos presentados.En la realizacin a escala de laboratorio, del proceso de separacin flash (simulando las condiciones de superficie) el lquido que se obtiene es, en efecto, el equivalente al lquido de tanque. Pero en la Liberacin Diferencial, el lquido que se informa en el reporte de laboratorio es slo aquella fraccin que permaneci como lquido (en el reservorio) luego de sufrir la depletacin a temperatura de reservorio para finalmente pasar a temperatura estndar. Y en "Petrleo 2". el gas que se libera de la celda posee muchos componentes intermedios y pesados que condensan en las condiciones de superficie. Este lquido no se reporta en el estudio PVT convencional puesto que el gas que se libera de celda no se somete a las condiciones propias de las instalaciones de superficie. El lquido recogido en condiciones atmosfricas durante la liberacin diferencial se informa como gas equivalente (basando los clculos en el nmero de moles recogidos).Resumiendo el prrafo anterior, el Bod = 5.00 correspondiente al "Petrleo 2" no incluye el lquido condensado en condiciones ambiente. Y, adicionalmente, por las razones que se discuten en este desarrollo, no existe forma representativa de incluirlo. Tampoco las RGP pueden compararse directamente entre s. En cada caso el gas STD producido se divide por un valor diferente de lquido de Tanque. Y ya vimos que, en el caso de la separacin flash, el volumen de lquido es un 50% mayor que el obtenido en la Liberacin Diferencial.Tambin debe tenerse en cuenta que el gran cambio volumtrico que sufre el lquido que permanece en el reservorio durante la depletacin se ve afectado por la permanencia en contacto (o no) con el gas liberado. Esta es la razn por la que la liberacin diferencial (adecuada para describir el comportamiento de Petrleos Negros) resulta inadecuada para caracterizar los Petrleos Voltiles.1.- Moses, P. L. - Engineering Applications of Phase Behavior of Crude Oil and Condensate Systems - JPT - Jul 1986 - pgs. 715-726 2.- McCain, W. D. - Reservoir-Fluid Property Correlations - State of the Art - SPE Reservoir Engineering - Mayl 1991 - pgs. 266-272 La Composicin del Gas y del Petrleo Generalmente las mezclas de hidrocarburos (Gas y/o Petrleo) se describen por medio de algunas propiedades caractersticas. Algunas de estas propiedades (densidad, viscosidad, capacidad calorfica, contenido de sales, etc) representan valores medios del sistema y suelen emplearse para darle valor comercial a la mezcla. Otras propiedades se emplean para evaluar el comportamiento de la mezcla en diferentes condiciones. Entre estas ltimas, la composicin suele ser la propiedad ms importante del sistema. El inters de conocer la composicin detallada de una mezcla de hidrocarburos reside en que muchas propiedades globales resultan aditivas, de modo que pueden evaluarse adecuadamente conociendo las propiedades de los componentes individuales y su proporcin dentro de la mezcla. Por esta razn, salvo cuando algunos componentes presentan un inters particular (CO2, BTEX, etc), la composicin de detalle de una mezcla de hidrocarburos se emplea slo como herramienta de clculo para estimar otras propiedades de inters directo. Sin embargo los petrleos naturales suelen estar formado por una mezcla ntima de ms de 500 componentes individuales, de modo que, para fines prcticos, la composicin de las mezcla se describe en forma simplificada mediante una serie de metodologas experimentales y de clculo que se describirn a lo largo de este desarrollo. La Cromatografa Gaseosa La Cromatografa Gaseosa es un procedimiento de anlisis para separar, identificar y cuantificar los diferentes componentes de una mezcla. Las mezclas a analizar pueden estar inicialmente en estado gaseoso, lquido o slido, pero en el momento del anlisis la mezcla debe estar vaporizada. El equipo cromatogrfico (Cromatgrafo de gases) consta de las siguientes partes. Un sistema para alimentar un gas de transporte (gas "carrier") que recorre en forma permanente el circuito del cromatgrafo. Un sistema de Inyeccin. El Inyector es el lugar por donde se introduce una pequea cantidad de muestra (del orden de 1 cm3 de gas o 1 micro-litro de lquido) en medio de la corriente de gas "carrier". Un sistema de Separacin, formado por una o varias columnas que llevan a cabo la tarea de fraccionamiento de los diferentes componentes. Un sistema de Deteccin para generar una seal cuando un componente de la mezcla completa el recorrido del sistema de separacin. Un sistema de Integracin para cuantificar la seal generada por cada componente en el Detector. Gas carrierEl gas "carrier" se elige de modo que no interfiera con las mediciones que se realizan. Los gases usados ms frecuentemente son Hidrgeno, Helio y Nitrgeno. InyectorEl inyector es slo una pequea cmara colocada inmediatamente antes de la(s) columna(s) de separacin, donde se accede mediante una jeringa adecuada o con una vlvula de inyeccin. ColumnasEl sistema de columnas cromatogrficas constituyen el corazn de todo cromatgrafo. Cada columna se disea para aprovechar alguna propiedad de los diferentes componentes que resulte adecuada para generar distinta velocidades de avance para cada uno de ellos durante el recorrido de la columna. En el caso de los hidrocarburos se suele usar la volatilidad como propiedad distintiva entre los diversos componentes. Para aprovechar esta propiedad se emplea una fase lquida estacionaria que queda retenida en la columna mientras el gas carrier circula por ella. Si esta fase estacionaria es no polar (siliconas, hidrocarburos de elevado peso molecular) la tendencia a disolverse en ella crece al bajar la volatilidad de los compuestos analizados. De este modo las molculas de los componentes pesados permanecen ms tiempo (en trmino medio) en la fase lquida que en el gas carrier que circula permanentemente. Debido a esta caracterstica, las molculas de los componentes menos voltiles avanzan ms lentamente que las de los componentes ms voltiles, a la misma temperatura. En forma simplificada puede afirmarse que las columnas de este tipo actan como sistemas de destilacin de muy elevada eficiencia y los diferentes compuestos las recorren empleando tiempos que son proporcionales a sus respectivos puntos de ebullicin. El sistema de columnas cromatogrficas est encerrado en un horno de temperatura variable para optimizar la velocidad a la que se producen los procesos de separacin. DetectoresLos detectores empleados en cromatografa gaseosa son de varios tipos, pero los dos principales son los siguientes: Detector de Conductividad Trmica (TCD). Detector de Ionizacin de Llama (FID). El TCD es un detector universal pues mide la diferente conductividad trmica entre el carrier y los diferentes compuestos arrastrados por el "carrier" hasta el detector. Empleando como gas "carrier" Hidrgeno o Helio, que son gases de muy alta conductividad, es posible detectar fcilmente todos los compuestos tpicos que se presentan en las mezclas naturales de hidrocarburos pues su conductividad trmica es mucho menor. El empleo de este detector implica el conocimiento de la sensibilidad del detector hacia cada componente de la mezcla. En otras palabras, cada componente tiene su propio Factor de Respuesta (FR) para traducir la seal del detector en abundancia de dicho componente.El FID es un detector de muy alta sensibilidad slo apto para hidrocarburos pues permite detectar los iones de Carbono que se forman durante la combustin a alta temperatura. Sumado a la muy alta sensibilidad, este detector presenta la caracterstica de poseer un Factor de Respuesta (en masa) casi idntico para todos los hidrocarburos: La misma masa de distintos componentes produce la misma intensidad de seal en el detector. Esta caracterstica transforma al FID en un detector de mucha utilidad pues no es necesario conocer la frmula de un componente para conocer su aporte a la masa total del sistema. Su mxima limitacin reside en la imposibilidad de su empleo para detectar H2O, N2 y CO2 en las mezclas de hidrocarburos.El empleo de los diferentes detectores se discute en los desarrollos de aplicacin especficos.ConclusionesA modo de resumen podemos decir que una vez ajustadas las variables principales del sistema cromatogrfico: Tipo de columna. Carrier. Velocidad del Carrier. Temperatura del horno (constante o de variacin programada). Detector. Metodologa de integracin de la seal. Al inyectar, en el cromatgrafo, una mezcla de varios componentes se obtiene una respuesta bajo la forma de una seal que vara en el tiempo, mostrando "picos" en tiempos caractersticos para cada componente. La altura (o rea) de cada uno de estos picos es proporcional a la abundancia del componente involucrado. El registro de la seal del detector en funcin del tiempo se denomina Cromatograma de la muestra.La Composicin de los GasesLa composicin de una muestra de gases es, probablemente, el parmetro ms importante de la misma. Esta caracterstica es el resultado de la facilidad con que pueden estimarse las distintas propiedades de un gas a partir de su composicin, ya sea mediante correlaciones, ecuaciones de estado o clculo de propiedades aditivas. Cuando se conoce la composicin una mezcla de gases es posible obtener los siguientes parmetros con razonable exactitud Densidad. Viscosidad. Poder Calorfico. Presin de Roco. etc. Por esta razn es muy importante que los sistemas de anlisis de gases estn adecuadamente calibrados. En general la herramienta estndar para determinar la composicin de una mezcla gaseosa es la cromatografa de gases. En consecuencia, se analizar en detalle las metodologas de medicin, la representatividad de las muestras degas, los problemas frecuentes durante el anlisis y algunas caractersticas de las corrientes gaseosas tpicas de los sistemas de produccin en yacimientos de hidrocarburos. Metodologa de Medicin.Existen diferentes configuraciones cromatogrficas adecuadas para el anlisis de muestras gaseosa. Los sistemas ms simples tienen las siguientes caractersticas: Inyeccin con jeringa de gases o vlvulas de muestreo. Una sola columna empacada (con material de relleno). Horno a temperatura constante (sistema isotrmico). Detector de Conductividad Trmica (TCD). Vlvula de "Back-Flash" para agrupar los componentes pesados sin discriminar componentes con ms de 6 tomos de carbono. En cambio, los sistemas ms complejos suelen trabajar con: Vlvulas de inyeccin automticas y calefaccionadas. Varias columnas (empacadas y capilares) y juego de vlvulas para divisin de flujos y resolucin de componentes con mayor detalle que en los sistemas simples. Detectores de Conductividad (TCD) y de Ionizacin de Llama (FID) en funcionamiento alternativo o simultneo. Temperatura programable, para permitir la determinacin de componentes con 10 y ms tomos de carbono. Existen numerosas configuraciones alternativas, pero los dos grandes grupos (configuraciones simples y complejas) tienen las siguientes caractersticas globales. Caractersticas de las Configuraciones Simples: En general se trata de sistemas robustos, poco sensibles a los cambios de condiciones de trabajo, con factores de respuesta (calibracin) poco variables en el tiempo, y presentan poca sensibilidad para los componentes minoritarios. Son configuraciones aptas para determinaciones rutinarias donde el objetivo principal es la determinacin de las propiedades medias del gas. Caractersticas de las Configuraciones Complejas: En este caso los sistemas son ms delicados y resultan muy sensibles a los cambios de condiciones de trabajo. Los factores de respuesta (calibracin) suelen variar en el tiempo, en la medida quelas columnas sufren agotamiento o las vlvulas alteran ligeramente la proporcin de las distintas corrientes de flujo. Son configuraciones aptas para cuantificar componentes minoritarios (BTEX, compuestos pesados, etc) y requieren calibraciones y controles permanentes. La seleccin de un tipo de configuracin o el otro depende del uso final del dato cromatogrfico y de las condiciones operativas.En todos los casos se recomienda calentar el botelln de muestreo (y agitarlo para homogeneizar su contenido) unos 20 C por encima de la temperatura de la corriente de gases muestreada. Esta prctica garantiza que no queden componentes condensables retenidos en el botelln durante la etapa de anlisis. Tambin deben calefaccionarse todas las partes del sistema de medicin que sean contactadas por el gas a analizar. Muestreo de Gases.En general el muestreo de gases es muy simple. Sin embargo es conveniente tener en cuenta los siguientes factores. Limpieza de los botellones de muestreo: Hay dos tipos de impurezas que pueden afectar notoriamente la calidad de una muestra de gases: Aire. Lquidos hidrocarbonados. Presencia de AireEl aire suele manifestarse como impureza por una purga ineficiente de los botellones. Una va normal de eliminacin de una posible contaminacin con aire es la de purgar repetidamente el botelln luego de llenarlo con el mismo gas a muestrear. Esta prctica es desaconsejable cuando se estima que durante el proceso se puede depositar lquido en el botelln (temperatura de muestreo por debajo de la temperatura de la corriente a muestrear).En general la obtencin de un buen vaco en el botelln (1 mm de Hg o menos) acompaado de una purga de las caeras de muestreo, es una excelente garanta de la no presencia de contaminaciones con aire. En este caso se deben evitar las purgas sucesivas del toma-muestras, que pueden acarrear otros inconvenientes. El muestreo se realiza por purga de las caeras y llenado simple, del botelln, a la presin de muestreo.La contaminacin con aire es un problema de importancia cuando los sistemas de anlisis no discriminan entre Nitrgeno y Oxgeno. Como los gases asociados a las mezclas naturales de hidrocarburos no contienen oxgeno libre, en la cromatografa estndar se asume que la seal generada por el oxgeno es parte de la seal correspondiente al nitrgeno. Como resultado la presencia de aire en una muestra puede acarrear una sobre-estimacin del tenor de Nitrgeno en la misma. Cuando se analizan por separado el oxgeno y el nitrgeno (mediante el empleo de tamices moleculares) es posible corregir la composicin global sabiendo que en el aire la proporcin de oxgeno a nitrgeno guarda la relacin 20:80.Presencia de Lquidos Hidrocarbonados.Si el botelln de muestreo contiene lquidos hidrocarbonados (en general como resultado de muestreos previos y limpieza inadecuada) suelen presentarse dos problemas diferentes. Disolucin de los componentes pesados del gas en el lquido retenido en el botelln. En este caso se observa una menor proporcin de dichos componentes en el anlisis de la muestra. Vaporizacin del lquido durante el calentamiento del botelln. En este caso se observa un exceso de componentes pesados provenientes de la fraccin lquida calentada para cumplir las normas de muestreo. Problemas Frecuentes.Relacionados, o no, con las situaciones mencionadas (presencia de distintos tipos de impurezas), en el anlisis de gases suelen presentarse algunos inconvenientes tpicos. Tambin se comentan las posibles soluciones. Presencia de oxgeno en corrientes que no debieran tenerlo. En este caso suele asumirse que el oxgeno proviene de una contaminacin con aire y se descuenta su contenido y el de nitrgeno asociado. El dato final suele ser representativo. Temperatura de roco superiores a la de muestreo. En este casodebe suponerse que, por alguna razn, en el botelln existe una fraccin lquida que incrementa la proporcin de componentes pesados durante el calentamiento. La correccin de este inconveniente requiere un anlisis detallado de la secuencia de muestreo y anlisis. Temperatura de roco inferiores a la de muestreo. Si el gas estaba en contacto con lquido a la temperatura de muestreo (caso tpico de separadores gas-lquido) esta situacin es anmala. En general indica una mala tcnica de anlisis (sistemas mal calibrados, no calentamiento de los botellones o lneas de conduccin, etc.). Presencia de componentes no reportados en el informe de laboratorio. Es el caso habitual con el SH2 y otros posibles contaminantes. En estos casos se debe recurrir a laboratorios que realicen los anlisis correspondientes. Muchas veces se deben emplear otros detectores o tcnicas complementarias. El contenido de agua ms representativo suele obtenerse por clculo a partir de la medicin de la temperatura de roco de agua en el punto de muestreo. El contenido de agua en condiciones de reservorio conviene obtenerlo mediante clculos de equilibrio termodinmico. Casos Especiales.En las corrientes gaseosas frecuentemente se encuentran cantidades variables de lquido disperso bajo la forma de aerosoles. En estos casos, muchas veces resulta de inters la correcta caracterizacin del tipo y cantidad de este lquido disperso en la corriente de gas. La condensacin de este lquido puede originar problemas severos en el transporte de gas. Los sistemashabituales de muestreo y anlisis no son adecuados para caracterizar estos aerosoles por las siguientes razones: El aerosol suele no mantenerse estabilizado hasta que el toma-muestras se lleva al laboratorio para su anlisis. Los componentes ms pesados (C10+, disperso en forma de micro-gotas) no se registran en las condiciones regulares de anlisis de gases. En estos casos es necesario emplear sistemas de muestreo que permiten capturar y caracterizar el lquido disperso. La Composicin de Lquidos a presin AtmosfricaYa se mencion que el anlisis cromatogrfico de una mezcla gaseosa proporciona los datos necesarios para calcular, con razonable exactitud, casi todos los parmetros de inters de dicha mezcla. Esto es as gracias a dos factores concurrentes: El cromatograma de una mezcla de gases proporciona la composicin individual de todos los componentes mayoritarios de la mezcla. Las propiedades de los gases son bsicamente aditivas. En otras palabras, las propiedades de la mezcla son calculables a partir de las propiedades de los componentes individuales.En el caso de mezclas lquidas de hidrocarburos, las dos condiciones mencionadas no se cumplen o slo lo hacen parcialmente. El sistema cromatogrfico convencional retiene componentes "pesados" tales como parafinas de elevado peso molecular, resinas, asfaltenos, etc. Estos componentes, presentes en todos los Petrleos Negros, suelen representar una fraccin particularmente importante en los petrleos con menos de 40 API. Muchas de las propiedades de las mezclas lquidas (y en especial la viscosidad) no son propiedades aditivas. La complejidad composicional de los petrleos puede apreciarse en la Fig. 1. En esta figura se muestra lo que podramos denominar un cromatograma "tpico" para Petrleos Negros.Fig.1 - Cromatograma de Petrleo Negro.El cromatograma de la Fig. 1 fue obtenido mediante una columna de alta resolucin (columna capilar) y un detector FID, que slo es sensible a los componentes hidrocarbonados de la mezcla.Puede decirse que la Fig. 1 muestra, en forma grfica, la abundancia relativa de los componentes hidrocarbonados desde C1 hasta C36. Por otra parte, un anlisis simple de dicha figura permite establecer qu: La serie de parafinas normales (los picos ms altos y casi equi-espaciados en el cromatograma, es perfectamente identificable. Existe un "fondo" importante de componentes no resueltos (separados en forma incompleta) correspondientes a compuestos ramificados, aromticos, cclicos, etc. Sin embargo, pese a la complejidad aparente de este cromatograma, el reporte de laboratorio que acompaa los estudios PVT suele adoptar la siguiente forma.TABLA IComponente[% Molar]Metano 0.204Etano 0.336Propano 1.096i-Butano 0.404n-Butano 2.059i-Pentano 1.463n-Pentano 2.697Hexanos 5.037Heptanos 7.569Octanos 8.689Nonanos 7.171Decanos 6.589Undecanos 5.327Dodecanos 4.359Tridecanos 4.403Tetradecanos 3.621Pentadecanos 2.830Hexadecanos 2.472Heptadecanos 2.434Octadecanos 2.121Nonadecanos 1.903Eicosanos y Sup 27.216Esta informacin es la que se emplea como datos de entrada en los estudios de simulacin termodinmica.Los resultados se expresan en unidades de porcentaje molar, pues, aunque los hidrocarburos no se comercializan sobre esta base, todos los clculos termodinmicos son mucho ms sencillos cuando se emplean los porcentajes molares de las diferentes fracciones. Las relaciones numricas de la Tabla I pueden tomarse como la proporcin de molculas de cada una de las fracciones en la mezcla total. En el pasaje de la informacin de la Fig.1 hasta la Tabla I se observan los siguientes cambios principales: Los componentes mostrados en la Fig. 1 (que usualmente son ms de 500) se simplifican hasta una veintena de fracciones. Los resultados se expresan como porcentaje molar y no como fraccin en peso, que es la forma en que se recoge la informacin cromatogrfica con el detector de llama (FID). La fraccin C20+ (Eicosanos y Superiores) incluye componentes que no fueron analizados cromatogrficamente. En consecuencia, en los prrafos siguientes se analiza los pasos, modelos y simplificaciones empleados para generar los datos de la Tabla I.Reporte Cromatogrfico.Como ya se indic, la integracin del cromatograma arroja valores proporcionales a la masa de los componentes que integran la muestra. De este modo, al finalizar la cromatografa, la informacin bsica disponible es una tabla con cerca de 500 valores correspondientes a otros tantos componentes individuales con su contribucin a la mezcla bajo la forma de fraccin o porcentaje en masa del total analizado.En el ejemplo presentado solo interesa discriminar hasta la fraccin C20+ por lo que solamente se tiene en cuenta la fraccin que incluye al n-C19 (parafina normal de 19 tomos de carbono), pues, como veremos, la fraccin "pesada" se analiza en forma independiente.Por otra parte se emplean las n-parafinas para agrupar las fracciones intermedias. De esta forma se identifica como fraccin C10 (Decanos) a todos los componentes registrados entre el n-C9 y el n-C10 (excluyendo al n-C9 e incluyendo al n-C10).Nota: Los diferentes componentes entre el n-C9 y el n-C10 no son, necesariamente, componentes con 10 tomos de carbono. La denominacin genrica de "Decanos" es slo operativa, para indicar con qu n-parafina se agrupan los diferentes compuestos. Esta prctica se emplea tambin para caracterizar las fracciones obtenidas por destilacin. De hecho la cromatografa puede considerarse como una destilacin fraccionada de muy elevada eficiencia, donde los componentes son eluidos (sacados del sistema) en el mismo orden en que se ordenan sus puntos de ebullicin.Esta agrupacin, si bien permite simplificar la informacin, es la responsable de que, para diferentes petrleos, las fracciones identificadas con el mismo rtulo puedan tener (y de hecho tienen) propiedades muy diferentes. En particular la densidad de las diferentes fracciones est muy afectada por el predominio de componentes parafnicos o aromticos en el petrleo.En el caso que estamos analizando, la tabla de valores obtenida a partir del cromatograma, tiene un aspecto como el que sigue:TABLA IIComponente[% en peso]Metano 0.033Etano 0.101Propano 0.482i-Butano 0.234n-Butano 1.194i-Pentano 1.054n-Pentano 1.942Hexanos 4.222Heptanos 7.252Octanos 9.279Nonanos 8.659Decanos 8.812Undecanos 7.815Dodecanos 7.004Tridecanos 7.691Tetradecanos 6.866Pentadecanos 5.818Hexadecanos 5.476Heptadecanos 5.757Octadecanos 5.312Nonadecanos 4.996TOTAL 100.000La Tabla II es de poco uso directo, puesto que expresa una composicin parcial del sistema y bajo la forma de porcentaje en peso, que es una unidad de escasa aplicacin en los clculos posteriores.La Fraccin C20+Para poder completar esta tabla es necesario determinar el porcentaje en peso de la fraccin C20+. Esta operacin puede realizarse por dos vas alternativas.Empleando un patrn interno en la corrida cromatogrfica para cuantificar la fraccin retenida en la columna y/o sistema de inyeccin de muestras. Destilando una alcuota de la muestra (alrededor de 100 cm3) para aislar y cuantificar la contribucin de los componentes "pesados". Eligiendo la temperatura de destilacin adecuadamente, todos los componentes correspondientes a la fraccin C20+ quedan retenidos en el baln de destilacin. Si bien ambos mtodos arrojan valores similares, la destilacin ofrece una ventaja adicional: Permite medir las propiedades fsicas de la fraccin C20+ aislada. Son de particular importancia, tanto la densidad como el peso molecular (PM) de esta fraccin.Continuando con el ejemplo que estamos estudiando, supongamos que la destilacin arroj los siguientes resultados:% en peso de C20+ =55.55 % PM de la fraccin C20+ = 460.1 Densidad de la fraccin C20+ = 0.927 g/cm3 Estos valores permiten re-normalizar la Tabla II de la siguiente forma:TABLA IIIComponente[% en peso]Metano 0.015Etano 0.045Propano 0.214i-Butano 0.104n-Butano 0.531i-Pentano 0.468n-Pentano 0.863Hexanos 1.877Heptanos 3.224Octanos 4.124Nonanos 3.849Decanos 3.917Undecanos 3.474Dodecanos 3.113Tridecanos 3.419Tetradecanos 3.052Pentadecanos 2.586Hexadecanos 2.434Heptadecanos 2.559Octadecanos 2.361Nonadecanos 2.221Eicosanos y Sup 55.550 TOTAL 100.000Como se observa, la fraccin C20+ (cuyas propiedades no se obtuvieron por va cromatogrfica) representa ms del 50% en peso en la mezcla. Esta situacin es frecuente en petrleos negros, hasta tal punto que en petrleos con menos de 20API la fraccin "pesada" suele abarcar ms del 80% de la masa total del sistema.La Composicin MolarPara pasar de la Tabla III a una tabla de porcentajes molares es necesario disponer de los pesos moleculares de cada fraccin. De esta forma, dividiendo cada porcentaje en masa por su correspondiente peso molecular, se obtiene una columna de nmeros proporcional al contenido molar de cada fraccin. Y, finalmente, normalizando dicha columna se generan los valores presentados en la Tabla IVTABLA IVComponente [% en peso] [% Molar] Peso Molecular AsignadoMetano 0.015 0.204 16.04Etano 0.045 0.336 30.07Propano 0.214 1.096 44.09i-Butano 0.104 0.404 58.12n-Butano 0.531 2.059 58.12i-Pentano 0.468 1.463 72.15n-Pentano 0.863 2.697 72.15Hexanos 1.877 5.037 84.00Heptanos 3.224 7.569 96.00Octanos 4.124 8.689 107.00Nonanos 3.849 7.171 121.00Decanos 3.917 6.589 134.00Undecanos 3.474 5.327 147.00Dodecanos 3.113 4.359 161.00Tridecanos 3.419 4.403 175.00Tetradecanos 3.052 3.621 190.00Pentadecanos 2.586 2.830 206.00Hexadecanos 2.434 2.472 222.00Heptadecanos 2.559 2.434 237.00Octadecanos 2.361 2.121 251.00Nonadecanos 2.221 1.903 263.00Eicosanos y Sup 55.550 27.216 460.10100.000 100.000Observaciones: El peso molecular de las fracciones desde C1 hasta n-C5 (normal pentano) es un valor exacto pues corresponde a sustancias puras con frmula qumica conocida. El peso molecular de la fraccin C20+, tal como se detall, es un dato experimental, medido directamente sobre el residuo de la destilacin realizada para aislar dicha fraccin. El peso molecular de las fracciones entre C6 y C19 se tom de una tabla de valores promedio disponible gracias a un trabajo sistemtico de Katz y Firoozabadi ("Predicting Phase Behavior of Condensate/Crude Oil Systems ....", J. Pet. Tech. (Nov. 1978) 1649-1655). La tabla IV permite calcular el peso molecular medio (PMM) de la muestra mediante el siguiente clculo:PMM = PMi . Xi Donde Xi representa la fraccin molar del i-simo componente con i variando entre C1 y C20+.Este PMM calculado sirve como parmetro de verificacin de todos el proceso de clculo pues no debe diferir en ms del 5 % con respecto al PMM experimental.Las Densidades Una secuencia similar a la empleada para los pesos moleculares se utiliza para establecer las densidades medias de cada fraccin. Estos valores de densidad, ajustados a presin atmosfrica, permiten calcular la densidad de mezclas similares en otras condiciones de presin y temperatura.Resumen y ConclusionesEl desarrollo presentado muestra que la composicin de una mezcla lquida de hidrocarburos no se mide en forma directa, sino que es el resultado de una serie de mediciones, clculos y simplificaciones que conducen a los valores que se reportan. Los puntos principales de la secuencia son los siguientes: La contribucin de las diferentes fracciones "livianas" se obtiene mediante cromatografa de alta resolucin. Las propiedades de la fraccin "pesada" se obtienen por une va independiente (preferentemente mediante una destilacin fraccionada). Los porcentajes molares de las diferentes fracciones se calculan en base a los pesos moleculares, conocidos, medidos o estimados para cada una de ellas. Es de notar que existen numerosas herramientas de control que permiten establecer la confiabilidad de la composicin obtenida. NOTA: Es posible extender al anlisis hasta C30+, pero no es una prctica frecuente debido a que rara vez es necesario discriminar tantos componentes (fracciones) para los usos tpicos de un anlisis composicional de petrleo. Adicionalmente la destilacin para aislar la fraccin C30+ es algo ms compleja que la empleada para la fraccin C20+.Reservorios de Gas y Condensado SaturadosPara realizar un adecuado desarrollo de un yacimiento es necesario, entre otras cosas, identificar el tipo de fluido que se encuentra en el reservorio y determinar el comportamiento termodinmico de este fluido. Aunque la clasificacin terica requiera del conocimiento del comportamiento termodinmico del fluido (diagrama P-T), las condiciones del reservorio y de las instalaciones de superficie, los yacimientos suelen usualmente clasificarse en funcin de propiedades observables durante la operacin. Para la clasificacin de la naturaleza del reservorio, se utilizan criterios que incluyen la relacin gas petrleo y densidad del lquido de tanque. Segn estas clasificaciones, se consideran yacimientos de gas y condensado a aquellos que al comienzo de su explotacin poseen una relacin gas petrleo entre 550 y 27.000 m3/m3 y una densidad de lquido de tanque entre 40 y 60 API.1,2,3 Sin embargo, para determinar el comportamiento termodinmico real, se debe realizar un estudio PVT sobre una muestra representativa del fluido de reservorio. En los yacimientos de gas y condensado resulta adecuado obtener esta muestra en superficie bajo ciertas condiciones recomendadas4,5,6 para garantizar su representatividad. El estudio PVT subsiguiente permite identificar los reservorios de Gas y Condensado por la observacin del fenmeno de condensacin retrgrada.En la prctica, durante la determinacin de la presin de roco a temperatura de reservorio pueden presentarse tres situaciones:1.La presin de roco resulta inferior a la presin esttica del reservorio. En esta condicin y habindose seguido un adecuado procedimiento de muestreo, se puede concluir que la muestra de fluido es representativa y que el fluido se encuentra en una sola fase a las condiciones de reservorio. Por lo tanto, se puede obtener una caracterizacin del comportamiento termodinmico del fluido de reservorio a travs de la realizacin de un ensayo de Depletacin a Volumen Constante (CVD) a temperatura de reservorio. 2.A la inversa de la situacin anterior, la presin de roco es mayor que la presin esttica del reservorio. Esto suele interpretarse como el resultado de la existencia de dos fases mviles en la vecindad del pozo que conducen al muestreo de un flujo bifsico. Estas muestras son consideradas como no representativas ya que la proporcin en que ambas fases fluyen al pozo no es directamente proporcional a la saturacin de cada fase sino que obedece a la movilidad relativa de las mismas. 3.La ltima alternativa es que la presin de roco resulte igual a la presin esttica del reservorio (dentro de las incertezas experimentales). Esta condicin resulta ser la ms comn y la interpretacin habitual es que la muestra es representativa, y en el yacimiento existe una nica fase en condicin de saturacin (reservorio de Gas y Condensado Saturado).En este desar