comportamiento de fases del petroleo

Comportamiento de fases de petróleo:

Los yacimientos de petróleo pueden ser divididos en dos categorías: en yacimientos de petróleo ordinario y petróleo volátil (cercano a las condiciones críticas). Los yacimientos de petróleo ordinario generalmente son llamados de petróleo negro. Este adjetivo no necesariamente se encuentra asociada al color del fluido del yacimiento, y el término se utilizapara diferenciar de los yacimientos de petróleo volátil. Los yacimientos de petróleo negro se encuentran caracterizados por una RGP que puede llegar hasta los 2.000 PCN/BN, con gravedades de hasta 45° API y factores volumétricos por debajo de los 2 BY/BN. Es importante acotar que no existe una división exacta entre las características que distinguen un petróleo negro de uno volátil. Muchosfactores como la composición y la temperatura del yacimiento juegan un papel importante en el comportamiento del fluido de yacimiento. Es a menudo imposible determinar si un fluido debería ser estudiado como petróleo volátil o como un petróleo negro, hasta que el fluido es analizado en laboratorio. Existen dos métodos para la toma de fluidos de petróleo negro y petróleo volátil: muestra de superficie ymuestras de fondo. Estos métodos no serán descritos en este artículo, pero es suficiente con decir que los pozos deben ser cuidadosamente "acondicionados" antes del muestreo. Si los pozos no se encuentran estabilizados apropiadamente, las muestras no van a ser representativas del fluido original del yacimiento, lo que posteriormente en los estudios de laboratorio pueden dar una data del "yield"inválida. En el muestreo de fondo, generalmente consiste de un período de producción a baja tasa de flujo seguido posteriormente de un cierre. En las muestras de separador, es importantísimo que la tasa de producción del pozo se encuentre estabilizada, probado en un período prolongado para determinar una RGP de forma precisa.


Fase de petróleo volátil:

Los petróleos que se encuentrantermodinámicamente cercanos a las condiciones críticas son llamados crudos volátiles. Sin embargo, esta denominación no es precisamente la más apropiada, debido a que virtualmente todos los fluidos de yacimiento son volátiles. Lo que realmente quiere decir, es que el fluido dentro del yacimiento se encuentra a presiones y temperaturas cercanas al punto crítico. Estas propiedades incluyen un altoencogimiento inmediatamente después de que la presión cae por debajo de la presión de burbujeo. En casos extremos, este encogimiento puede ser de más del 45% del hidrocarburo ocupado en el espacio poroso, tan solo al caer la presión 10 lpc por debajo de la presión de burbuja. La relación gas petróleo generalmente se encuentra en un rango de 2.000 a 3.000 PCN/BN, la gravedad del petróleo es usualmente de40° API o mayor. Los petróleos volátiles tienen un factor volumétrico (Bo) de 2 BY/BN o mayor y una composición que generalmente se caracteriza por tener de 12,5 a 20 % mol de heptano plus, 35% o más de metanos por hexanos, y el remanente de etanos. Los fluidos provenientes de yacimientos de petróleo volátil fueron primeramente estudiados por Reudelhuber y Hinds y por Jacoby y Berry. Estos fluidosdeben ser estudiados de forma distinta en el laboratorio y por el ingeniero de yacimiento para obtener una predicción precisa del comportamiento del mismo dentro del yacimiento. Para entender esto, es necesario considerar que los petróleos volátiles se encuentran cercanos a la línea divisoria con el gas condensado rico en el diagrama de fases:








Comportamiento de fases de gas:Un gas condensado es un tipo de fluido que se encuentra en fase gaseosa dentro del yacimiento. Cuando ocurre una disminución de presión, se produce una condensación de líquidos proveniente del gas en forma de fase líquida libre en el yacimiento. Los gases condensados se caracterizan por una relación gas/líquido (RGP) que oscila entre los 3.000 a 150.0000 PCN/BN, con una gravedad API del líquido...