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COMPORTAMIENTO DE FASES

En la Industria Petrolera, el estudio del comportamiento de fases de fluidos es importante a la hora de la descripción y determinación de las propiedades de los mismos. Pero antes de sumergirse completamente en temas como tipos de pruebas realizadas para estudiar dichos comportamientos es necesario conocer algunos fundamentos básicos. 

Fase: cualquier parte homogénea y diferente físicamente del sistema en estudio, por ejemplo en el caso de tener un cubo de hielo, agua líquida en cualquier proporción y vapor de agua estaríamos hablando de un sistema de tres fases o trifásico. A continuación se presenta un Diagrama de Fases para hidrocarburos con el fin de reflejar un poco mejor la información a mencionar.

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Puntos de Burbujeo: puntos en los cuales existe fase líquida con una parte infinitesimal de gas. Puntos de Roció: puntos en los cuales existe fase gaseosa con una parte infinitesimal de líquido. Presión Cricondenbárica: máxima presión en la cual coexisten equilibradamente la fase líquida y la fase gaseosa.

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Temperatura Cricondentérmica: máxima temperatura en la cual coexisten equilibradamente la fase líquida y la gaseosa. Condensación Retrógrada: puede ser expresada desde dos ópticas, la condensación de líquido durante expansión de gas a temperatura constante o bien la condensación de líquido durante calentamiento de gas a presión constante. Punto Crítico: punto en el cual convergen las curvas de rocío y burbujeo.

Como se puede notar en el diagrama de fases presentado anteriormente existen diversos tipos de yacimientos reflejados en el gráfico, se explicarán a continuación cada uno de ellos con el fin de poder diferenciarlos con mayor facilidad.

1.- YACIMIENTOS DE PETRÓLEO DE BAJO ENCOGIMIENTO Definición De Yacimiento Se entiende por yacimiento una unidad geológica de volumen limitado, poroso y permeable que contiene hidrocarburos en estado líquido y/o gaseoso. Los cinco ingredientes básicos que deben estar presentes para tener un yacimiento de hidrocarburos son: a) Fuente b) Camino migratorio c) Trampa d) Almacenaje/porosidad e) Transmisibilidad/ Permeabilidad El petróleo crudo abarca un amplio rango en propiedades físicas y composiciones químicas, es a menudo importante ser capaces de agruparlos en amplias categorías de petróleos relacionados. En general los petróleos crudos se clasifican en los siguientes tipos:

a) Petróleo negro b) Petróleo crudo de bajo encogimiento c) Petróleo crudo de alto encogimiento (volátil) d) Petróleo crudo cerca al crítico Yacimientos de Petróleo de Baja Volatilidad o "Petróleo Negro" 2

Son reservorios en los cuales la temperatura de yacimiento es mucho menor a la temperatura crítica, existe una proporción considerable (alrededor de 40%) de heptano (C7), la reducción de la presión a temperatura constante no produce grandes cambios en cuando a la relación gas-petróleo de solución, la relación gas-petróleo de producción es inferior a 2000 PCN/BN (Pies Cúbicos Normales sobre Barriles Normales), el factor volumétrico de formación de petróleo es inferior a 1,5 BY/BN (Barriles de Yacimiento sobre Barriles Normales), el color del líquido producido es negro o verde oscuro y la gravedad API que presenta es menor a 40°. Petróleo de Bajo Encogimiento Se llama también petróleo negro por su color oscuro. Caracterizados por contener moléculas largas y pesadas y no volátiles, presenta diagramas de fase grandes que cubren rangos amplios de presión y temperatura. Bajo contenido de C3 a C6. Alto contenido de pesados. El punto crítico esta frecuentemente situado a la derecha del cricondenbar. Presenta curvas de calidad replegadas hacia la curva del punto del roció, lo cual demuestra predominio de la fase liquida; el gas puede estar parcialmente o completamente disuelto en el petroleó. La temperatura de este yacimiento siempre es menor que la del punto crítico. Características: a) Factor volumétrico de formación de petróleo menor a 1.2 bbl/STB b) La fracción del heptano plus es mayor a 0.30 c) RGP menor a 200 scf/STB d) Gravedad del petróleo menor a 35° API e) Negro o coloreado profundamente f) Recuperación de líquido sustancial en condiciones de separador indicado por el punto G de la línea de calidad de 85%.

2.-YACIMIENTOS DE ALTO ENCOGIMIENTO O DE ALTA VOLATILIDAD Yacimientos de Petróleo de Alta Volatilidad o "Cuasi-Crítico" Son reservorios en los cuales la mezcla de hidrocarburos se encuentra inicialmente cerca del punto crítico en estado líquido, la reducción de la presión a temperatura constante origina considerables cambios en la relación gas-petróleo de solución y cuando la presión de yacimiento cae por debajo de la presión de burbuja se produce un agotamiento acelerado 3

del crudo. La temperatura en yacimiento es ligeramente menor a la temperatura crítica, la relación gas petróleo de producción está entre 2000 y 5000 PCN/BN (Pies Cúbicos Normales sobre Barriles Normales), el factor volumétrico de formación de petróleo (Bo) es mayor a 1,5 BY/BN (Barriles de Yacimiento sobre Barriles Normales) y el crudo posee una gravedad API mayor a 40°. Se llaman también de petróleo volátil porque al ser llevados a superficie desprenden cantidades apreciables de vapores y esto ocasiona que el volumen se reduzca considerablemente respecto al que tenía en el subsuelo: su punto crítico está frecuentemente a la derecha del punto cricondenbarico. El diagrama de fases para petróleo crudo de alto encogimiento (volátil). Nótese que las líneas de calidad están juntas y próximas a la curva del punto de burbuja y están más ampliamente espaciadas a presiones bajas, lo cual indica predominio en el contenido de componentes intermedios y bajo contenido de componentes pesados. Este tipo de crudo se caracteriza por un alto encogimiento líquido inmediatamente bajo el punto de burbuja Estos yacimientos están caracterizados porque la temperatura del yacimiento es ligeramente inferior a la temperatura crítica pero se halla muy cercana a esta, además la mezcla de hidrocarburos a condiciones iniciales se encuentra en estado líquido cerca del punto crítico. El equilibrio de fase en estos yacimientos es precario; cualquier pequeño cambio de presión o temperatura modifica los volúmenes de líquido y gas. La producción de líquidos y gases se ve fuertemente influenciada por las condiciones de p y T de separación y el número de etapas, todo dentro la región dos fases del diagrama.

Propiedades Características.

Por su alto contenido de componentes intermedios, el cambio de volumen de condiciones de reservorio a condiciones de superficie es grande; esto se traduce en un valor alto del factor de formación inicial de petróleo, a veces mayor que 2 lb/blus. Estadísticamente la fracción molar del heptano plus se halla entre 0.12 a 0.30

Ø Factor volumétrico de formación de petróleo menor a 2 bbl/STB Ø RGP entre 2,000–3,200 scf/STB (según T. Ahmed) Ø Gravedades del petróleo entre 45–55° API 4

Ø Baja recuperación líquida a condiciones de separador como indica el punto G. Ø Color verduzco a naranja

4.- YACIMIENTOS DE GAS SECO Yacimientos de Gas Seco: son aquellos reservorios en los cuales la mezcla de hidrocarburos se mantiene gaseosa tanto en yacimiento como en superficie, generalmente la composición del hidrocarburo presente en este tipo de yacimientos posee alrededor de 90% de gas metano (C1) y la temperatura en yacimiento excede la temperatura cricondentérmica. En este tipo de yacimientos no se observa condensación retrógrada.

5.- YACIMIENTOS DE GAS HUMEDO

Yacimientos de Gas Húmedo: se definen como todos aquellos reservorios en los cuales la mezcla de hidrocarburos se mantiene gaseosa en el yacimiento pero en superficie entra en la zona bifásica. En este tipo de yacimientos la temperatura presente es superior a la temperatura cricondentérmica, la relación gas-petróleo de producción está entre 60 y 100 MPCN/BN (Millones de Pies Cúbicos Normales sobre Barriles Normales), el líquido producido es incoloro (observado en supercie) y presenta una gravedad API mayor a 60°.

5.- YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO Yacimientos de Gas Condensado: son reservorios en donde la mezcla de hidrocarburos se mantiene gaseosa o en punto de rocío a condiciones iniciales de yacimientos pero luego al entrar en la región bifásica presenta condensación retrógrada durante la reducción de la presión a temperatura constante hasta cierto punto en el cual la saturación de líquido empieza a descender. En este tipo de yacimientos la temperatura presente se encuentra entre la temperatura crítica y la temperatura cricondentérmica, relación gas-petróleo de producción se encuentra entre 5000 y 10000 PCN/BN (Pies Cúbicos Normales sobre Barriles Normales), el líquido producido puede ser incoloro, amarillo o rara vez negro y presenta una gravedad API entre 40° y 60°.

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6.- EXPANCIONES VOLUMETRICAS Cuando la temperatura de una sustancia se incrementa, es porque las moléculas tienen movimiento más rápido y tienden a moverse separadamente. Todas las formas de los materia-les sólidos, líquidos y gases se expanden cuando se calientan y se contraen cuando se enfrían esta propiedad se conoce como expansión térmica4. Ahora bien, cuando este fenómeno físico tiene lugar sobre un cuerpo con masa y densidad, su volumen tiende a contraerse o expandirse. Es en este contexto donde se origina la expansión volumétrica, toda vez que hay una modificación del volumen por factores de temperatura. La mayoría de los líquidos siguen un patrón bastante predecible de aumento gradual del volumen. Todo esto se genera a partir de un aumento de la temperatura, y disminución del volumen, en respuesta a una disminución de la temperatura. En efecto, el coeficiente de expansión de volumen de un líquido generalmente tiende a ser mayor que el de un sólido. El concepto que se tiene de la expansión volumétrica de los combustibles es la variación que existe entre el volumen que entrega el refinador y el volumen que recibe el Distribuidor Mayorista. El Refina-dor entrega un volumen corregido a determinada temperatura (60ºF y 0 psig) y el Mayorista recibe un volumen observado a la temperatura actual al momento de realizar la medida en tanque o en el medidor. En principio, este es el actual proceder de la liquidación del producto. Sin embargo, el Mayorista debe liquidar el producto a la condiciones estándar 60ºF y 0 psig, para determinar la variación (P/G) entre lo entregado y los recibido y observar que esta variación se encuentre dentro de la banda de control establecidas entre las partes. Cuando no se toma en cuenta las condiciones del ambiente para la liquidación del producto, es muy posible que no se realice una correcta liquidación del mismo.

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6.- EMPUJE POR GAS DISUELTO Un tipo de sistema de empuje en el que la energía para el transporte y la producción de los fluidos de yacimiento provienen del gas disuelto en el fluido. A medida que los fluidos de yacimiento ingresan en el pozo, las condiciones cambiantes de presión hacen que el gas se desprenda de la solución para generar un flujo mezclado de gas y líquido que asiste en la producción. Es muy importante conocer y entender los mecanismos de producción de aceite y/o gas que actúan durante la vida de un yacimiento. La caída de presión obliga al aceite a fluir hacia los pozos, pero ese movimiento se realiza solamente si otro material llena el espacio desocupado por el aceite y mantiene la presión requerida para continuar el movimiento de los fluidos. Por lo tanto, el aceite es expulsado mediante un mecanismo de desplazamiento, siendo los principales agentes deslizantes el gas y el agua, con excepción del primero de los mecanismos. Empuje por gas disuelto liberado: Cuando comienza en el yacimiento volumétrico la liberación del gas disuelto en el aceite, al alcanzarse la presión de saturación, el mecanismo de desplazamiento del aceite se deberá principalmente al empuje por gas disuelto liberado; el agua intersticial y la roca continuarán expandiéndose, pero su efecto resultará despreciable, sobre todo a valores grandes de saturación de gas (Sg), debido a que la compresibilidad del gas(cg) es mucho mayor, que la de los otros componentes de la formación, siempre y cuando sea reducida la segregación gravitacional. Más grados API, implican menor densidad y por lo tanto más gas en solución, por lo que el factor de volumen del aceite (Bo) y la relación de solubilidad gas-aceite (RS) son más altas y la viscosidad del aceite (Mo) es más baja. 7

El gas liberado no fluye inicialmente hacia los pozos, sino que se acumula en forma de pequeñas burbujas aisladas, las cuales debido a la declinación de la presión, llegan a formar posteriormente una fase continua, que permitirá el flujo de gas hacia los pozos o hacia la cima de la estructura La saturación de gas mínima para que éste fluya, se denomina saturación de gas crítica (Sgc). Durante la etapa en la que la saturación de gas es menor que la crítica, la RGA producida disminuye ligeramente, ya que el gas disuelto en el aceite, que se libera, queda atrapado en el yacimiento (también puede ocurrir flujo de la fase gaseosa discontinua, por separación parcial del gas encerrado, cuando la presión del gas excede a la del aceite que lo confina").

El gas liberado irá llenando totalmente el espacio desocupado por el aceite producido; la saturación de aceite disminuirá constantemente, a causa de su producción y encogimiento por la liberación del gas disuelto; por lo tanto, mientras que la permeabilidad al aceite disminuye continuamente, la permeabilidad al gas aumenta.

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A medida que se produce el aceite cae la presión y el aceite se expande: 1.- Sí la presión (p) es mayor que la presión de burbujeo (pb), la expansión del aceite remanente en el yacimiento le permite llenar el espacio poroso que deja el aceite producido. 2.- Sí p <>> co, la presión del yacimiento comienza a declinar más lentamente. El gas fluirá con mayor facilidad que el aceite, debido a que es más ligero, menos viscoso y que en su trayectoria se desplaza por la parte central de los poros. Bajo condiciones equivalentes, su movilidad es mucho mayor que la del aceite. De esta manera, la RGA producida en la superficie mostrará un incremento progresivo, hasta que la presión del yacimiento se abata sustancialmente; cuando esto ocurra la RGA medida en la superficie disminuirá debido a que a presiones bajas, los volúmenes de gas en el yacimiento se aproximan a los volúmenes medidos en superficie. Debido a que este mecanismo predomina generalmente en yacimientos volumétricos la producción de agua es muy pequeña o nula. Las recuperaciones por este mecanismo son casi siempre bajas, variando entre 5 y 20 % del aceite contenido a la pb. Cuando este mecanismo de desplazamiento ocurre en yacimientos que no presentan condiciones favorables de segregación gravitacional, la recuperación final es independiente del ritmo de extracción En el caso de yacimientos de gas, el mecanismo de expansión de gas permite obtener recuperaciones muy altas alrededor de 70 a 80 %. La eficiencia del empuje por gas en solución depende de la cantidad inicial de gas disuelto en el aceite.

7.- CASQUETE O EMPUJE DE GAS.

En este tipo de yacimiento, bajo las condiciones originales de presión y temperatura, existe 9

un equilibrio entre el gas libre y el petróleo presente. La presión y la temperatura, bajo las condiciones normales, están relacionadas con la profundidad. Al poner el pozo a producir controladamente, la diferencia entre la presión del yacimiento y la presión el cabezal del pozo (presión de flujo) hacen que el petróleo y el gas disuelto en éste lleguen a la superficie. Por lo general, el control del volumen de flujo en la superficie se hace mediante la instalación de un estrangulador o reductor de diámetro de la tubería de producción en el cabezal del pozo. El estrangulador se emplea para mantener el régimen de producción más eficiente de acuerdo con la energía natural del yacimiento, de manera que la relación gas petróleo lograda durante el periodo de extracción primaria redunde en el más alto porcentaje de petróleo en sitio producido del yacimiento. Para permitir el flujo del petróleo hacia el pozo, la tubería de revestimiento que cubre el estrato productor se cañonea a una profundidad muy por debajo del contacto gas-petróleo. Esto se hace para evitar producir gas libre del casquete de gas. Sin embargo, al correr el tiempo y debido a la extracción de crudo del yacimiento, la presión disminuye paulatinamente y el volumen del casquete de gas aumenta, por lo cual el nivel del contacto gas-petróleo baja. Este descenso del contacto gas-petróleo hace que los pozos ubicados en la parte estructural más alta del yacimiento sean los primeros en producir gas del casquete. Por su mecanismo y características de funcionamiento, el casquete o empuje de gas ofrece la posibilidad de una extracción primaria de petróleo de 15 a 25 %. Por tanto, al terminar la efectividad primaria del mecanismo, debido al abatimiento de la presión y producción del gas, queda todavía por extraerse 75 a 85% del petróleo descubierto. Para lograr la extracción adicional de crudo por flujo natural se recurre entonces a la vigorización del mecanismo mediante la inyección de gas o de gas y agua para restaurar la presión

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Este tipo de mecanismos es característico de yacimientos saturados los cuales por presentar presiones superiores a la presión de burbuja exhiben inicialmente una gran capa o casquete de gas natural o una capa de gas formada a partir del gas disuelto en el petróleo, que en dicho caso se denominan casquete secundario de gas.

Para un mayor comprensión de lo que ocurre en este tipo de yacimientos visualícese el mismo como un sistema cilindro-pistón con gas y fluido en su interior, en el que a causa de la disminución de presión el gas se expande ocupando cada vez mayor espacio en el cilindro haciendo presión a su vez sobre el fluido que se encuentra del otro lado del pistón. Es esto exactamente lo que ocurre en el yacimiento en el que por efectos de la producción se disminuye considerablemente la presión lo cual hace que el gas de la capa de gas se expanda cada vez más desplazando al petróleo de entre el espacio poroso induciéndolo a zonas de menor presión en donde se lleva a cabo la producción del sistema.

Este mecanismo es eficiente, sin embargo ofrece una posibilidad de extracción primaria de entre un 15 y un 25% por lo cual luego de la producción de gas y la decadencia de presión aún queda entre un 75 a 85% por producir. En este caso se puede proceder de distintas maneras: una de ellas es cañonear la tubería de revestimiento que cubre el estrato productor a una profundidad por debajo del contacto gas – petróleo (CGPO) lo cual evita la producción de gas del casquete de gas. No obstante a medida que la presión va decayendo por la producción el gas se expande cada vez más lo cual hace que el contacto gas- petróleo baje y por ende los pozos que se encuentren a un menor profundidad serán los primeros en producir gas del casquete aumentando así la relación gas -petróleo.

Otra forma de proceder es aislar de cierta forma los estratos productores anteriormente cañoneados mediante la cementación de los mismos y una vez hecho esto recatonear a 11

niveles más bajos, sin embargo se llegara a un punto en el que los repetidos cañoneos no servirán de mucho por lo que la mejor opción sería dejar de producirlo es decir cerrarlo a manera de preservarlo con la finalidad de usar su energía para una futura inyección de gas en el mismo yacimiento.

8.-EMPUJE POR AGUA O HIDRAÚLICO

La etapa de producción es aquella que se lleva a cabo una vez que se ha terminado el proceso de perforación del pozo. Dependiendo de la energía del yacimiento, es decir, aquella energía necesaria para que los hidrocarburos sean expulsados desde el yacimiento hacia el pozo productor, él mismo puede ser puesto en funcionamiento por flujo natural.

Uno de los principales tipos de flujo natural es el empuje por agua, el cual es básicamente la fuerza para provocar la expulsión del petróleo del yacimiento con el empuje de agua acumulada debajo de él. Para ello, se debe recordar que en sus condiciones originales la mayoría de los yacimientos de hidrocarburos muestran un contacto con un cuerpo de agua (acuífero), comúnmente llamado CAPO.

El mecanismo consiste en que el la expansión del agua desplaza a los hidrocarburos hacia los pozos que drenan al yacimiento, debido a que el agua acumulada a presión en el acuífero es capaz de expandirse y transmitir parte de esa energía al yacimiento, a lo largo 12

y ancho de la interfase agua-petróleo al reducirse la presión por la producción acumulada de líquidos.

Sin embargo, este tipo de mecanismo requiere que se mantenga una relación muy ajustada entre el régimen de producción de petróleo que se establezca para el yacimiento y el volumen de agua que debe moverse en el yacimiento. El contacto agua-petróleo debe mantenerse unido para que el espacio que va dejando el petróleo producido vaya siendo ocupado uniformemente por el agua. Por otro lado, se debe mantener la presión en el yacimiento a un cierto nivel para evitar el desprendimiento de gas e inducción de un casquete de gas.

La tubería de revestimiento de los pozos se perfora a bala o cañonea muy por encima del contacto agua-petróleo para evitar la producción de agua muy tempranamente. A pesar de esto, llegará un momento en que en los pozos se mostrará un incremento de la producción de agua. La verificación de este acontecimiento puede indicar que el contacto aguapetróleo ya está a nivel de las perforaciones o que en ciertos pozos se está produciendo un cono de agua que impide el flujo del petróleo hacia el pozo.

Algunas características del empuje por agua son: • La presión en el yacimiento permanece alta. • La producción de agua inicia muy temprano e incrementa a cantidades apreciables. • El petróleo fluye hasta que la producción de agua es excesiva. • La recuperación esperada es del 10 al 70%.

Por último, El empuje por agua es considerado el mecanismo natural más eficiente para la extracción del petróleo. Su presencia y actuación efectiva puede lograr que se produzca hasta 60 % y quizás más del petróleo en sitio. Además, hay casos de acuíferos tan activos que rehabilitan y estabilizan la presión del yacimiento sin tener que cerrar la producción. Esto ocurre cuando el caudal de agua que alimenta al acuífero es equivalente al volumen de todos los fluidos que se están produciendo en el yacimiento, como es el caso de algunos yacimientos de la cuenca de barinas.

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BIBLIOGRAFÍA - Essenfeld, M. y Barberii, E.: “Yacimientos de Hidrocarburos”, Fondo Editorial del Centro Internacional de Educación y Desarrollo (FONCIED), Caracas, Sep.2001 - Bookaman, V. y De Abreu, C.: “El Pozo Ilustrado”, Fondo Editorial del Centro Internacional de Educación y Desarrollo (FONCIED), Primera edición en CD-ROM, Caracas, 1998. - http://www.oilproduction.net/01reservorios-mecanismos.htm - Universidad Central de Venezuela, Clases de Introducción a la Ingeniería de Petróleo.Pulpa de madera.

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Concentración de tomate.-

(-dv/dr) 0 5 10 15 20

ᵹ 0 0,58 0,87 1,10 1,30 1.4 1.2 1 0.8 Series1

0.6 0.4 0.2 0 0

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Cemento en agua.(-dv/dr) 0 5 10 15 20

ᵹ 0 53559749809642700,00 1926155880045090000000000,00 50650301294540900000000000000,00 69269861928374500000000000000000,00

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8E+31 6E+31 4E+31 Series1 2E+31 0 0

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-2E+31

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