COMPORTAMIENTO DE FASES DE PETROLEO Y GAS.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 Diagrama de Fases para hidrocarburos con el fin de reflejar un poco mejor la información a mencionar.

ANALISIS PVT DE FLUIDOSLa producción de petróleo y gas natural constituye sin duda el motor de la economía mundial. La creciente actividad de la industria petrolera nos obliga a contar con datos de fluidos representativos para evitar criterios erróneos en la caracterización de los fluidos que pudieran afectar el desarrollo de los campos e incluso la creación de plantas.Los estudios PVT se llevan a cabo con el propósito de analizar los yacimientos, y partiendo de los resultados de estos estudios, determinar los diversos parámetros y metodologías que se desarrollarán para poner a producir el yacimiento. El muestreo de fluidos se realiza al principio de la vida productiva del yacimiento. Existen dos formas de recolectar las muestras de fluidos:- Muestreo de fondo.- Muestreo por recombinación superficial.

Los análisis PVT son absolutamente necesarios para llevar a cabo el diseño de instalaciones de producción, análisis nodales, diversas actividades de la ingeniería de yacimientos; permiten obtener cálculos como el POES del yacimiento, predecir su vida productiva; definir los esquemas óptimos de producción, evaluar métodos de recuperación mejorada y demás propiedades que predicen el comportamiento de los pozos a medida que son explotados. La nuevas herramientas y equipos disponibles de manejo automatizado y computarizado, hacen más factibles la realización de los estudios.

Una vez que se determina el estado del fluido presente en el yacimiento a través de los estudios experimentales para fluidos de yacimiento(PVT), se procede a recopilar y estudiar toda la información acerca del comportamiento de los mismos en función de las variaciones de la presión, temperatura y volumen. Esto pasa a ser de vital importancia para la vida productiva del yacimiento ya que si podemos predecir cómo será el comportamiento del fluido se busca la manera de mantener la energía del pozo obteniendo así una mayor producción. Se puede evitar producir de una manera ineficiente, alargando la vida del yacimiento manteniendo las presiones. Cuando se analizan pruebas PVT existe un porcentaje de esas pruebas que resultan no ser útiles debido a que pudiera haber contaminación de los recipientes donde se toman las muestras, mala toma de la muestra o inestabilidad de la producción a nivel de toma de muestreo, entre otros problemas. Es por ello que en el análisis PVT debemos considerar sumamente importante los datos que se están registrando de modo que éstos sean bastante representativos y de esta manera nos den la seguridad de un desarrollo óptimo del campo petrolífero o gasífero. Para tener la certeza de que el muestreo es representativo, se hace una validación exhaustiva tomando en cuenta todos los parámetros del yacimiento medidos durante la toma de muestras como son:

- Presión estática del yacimiento- Presión fluyendo

- Presión y temperatura a la cabeza del pozo- Presión y temperatura del separador- Gastos de líquido y gas en el separador , así como el líquido en el tanque- Factor de encogimiento del aceite

En el laboratorio: Para realizar los estudios PVT en el laboratorio como ya mencionamos antes es necesario tener una muestra representativa del fluido que se encuentra en el yacimiento, por lo tanto se tiene que obtener la muestra al inicio de la producción de manera que esté a condiciones de temperatura y presión inicial del yacimiento. De no ser así, la muestra dejaría de ser una porción representativa del mismo, por lo que se alterarían las propiedades del fluido y por consiguiente no se obtendrían resultados valederos del comportamiento de fases del fluido en el yacimiento. El análisis de laboratorio consiste de:

- Expansión instantánea de la muestra de fluido para determinar la presión de burbujeo.- Expansión diferencial de la muestra de fluido para determinar Bo y Rs.Expansión instantánea de la muestra de fluido a través de varios separadores para obtener los parámetros que permiten ajustar los datos PVT de laboratorio para cotejar las condiciones del separador de campo.

Por consiguiente se debe:

- Verificar la validez de las muestras- Hacer una comparación de los datos de campo con los datos de laboratorio- Comparar las muestras tomadas en superficie mediante recombinado de las muestras de fondo- Realizar estudios pertinentes al fluido mediante los siguientes experimentos:

a) Agotamiento a volumen constanteb) Agotamiento diferencial(sólo realizado en aceites)c) Agotamiento a composición constanted) Estudio de separadores en etapase) Determinación de propiedades físicas como viscosidad, densidad, entre otras.

INFLUJO DE AGUA (We)

Un acuífero se define como estrato o formación geológica que almacena y transmite agua (permite la circulación de agua a través de sus poros o grietas) permitiendo que pueda ser explotado en cantidades económicamente apreciables.Los acuíferos pueden tener diferentes características, pueden ser acuíferos confinados o cerrados que no tiene contacto con fuente externa alguna, o pueden tener un extenso afloramiento que permite que fuentes externas de agua mantengan inalterable su capacidad de aporte de energía expulsiva.

Un alto porcentaje de los yacimientos de hidrocarburos están asociados a éstos cuerpos de agua (acuífero) y de cualquier manera, estos constituyen una fuente de energía natural para los yacimientos.

En general, se define el límite inicial entre el yacimiento y el acuífero asociado como contacto agua/petróleo. Sin embargo, la naturaleza de la roca/yacimiento y las densidades agua/petróleo pueden generar la existencia de amplias zonas de transición entre ambos fluidos, como resultado del balance entre las fuerzas capilares y las fuerzas gravitacionales.

Se definen como yacimientos volumétricos aquellos que no tienen entrada natural de fluidos. Generalmente, al hablar de influjo natural de fluidos se piensa inmediatamente en agua ya que comúnmente este fluido es el que entra en el volumen control del yacimiento (volumen bruto), que inicialmente está ocupado por la acumulación de hidrocarburos con su agua connata. Sin embargo, hay casos en los cuales una acumulación inicialmente volumétrica puede recibir fluidos de otra acumulación, de manera accidental o no deliverada en este caso se pueden dar mediante la inyección planificada de fluidos.

Fig.1 Acuíferos

La presencia de un acuífero asociado a un yacimiento puede ser detectada de las siguientes maneras:

-Por perfilaje.

-Por producción de agua.

-Por balance de materiales.

Np = Petróleo producido

N= Petróleo original in-situ

Bt=Factor de volumen total de formación.

Bti=Factor de volumen total de formación para un momento i.

Bgi= Factor de volumen de gas de formación para un momento i.

m=Relación entre el volumen inicial de gas libre en el yacimiento y el volumen inicial de petróleo en el yacimiento.

Bg=Factor de volumen de gas de formación.

Wp=Agua acumulada producida.

Bw=Factor de volumen del agua de formación.

Bo = Factor volumétrico de formación del petróleo

We=Influjo acumulado de agua (Intrusión).

Rp=Relación gas-petróleo acumulada.

Rsi=Relación gas-petróleo en solución para un momento i.

Rs=Relación gas-petróleo.

Sw = Saturación de agua, fracción.

Cw, Co, Cg=Compresibilidad del agua, del petróleo y de gas.

Cf=Compresibilidad del volumen poroso

P=Presión estática del yacimiento

ΔP=Pi - P

i=inicial

En la aplicación de balance de materiales, se sugiere un procedimiento para detectar y cuantificar la presencia de un acuífero activo asociado a un yacimiento aunque no necesariamente haya producido agua, el cual se basa en suponer que no existe influjo de agua (We=0) y calcular el volumen de petróleo original en sitio (N), empleando un cálculo repetitivo que utiliza la historia de presión/producción. Si con esta historia se obtiene un valor relativamente constante de N, se puede afirmar que en efecto el yacimiento no está asociado a un acuífero activo; y si de

lo contrario los valores de N son cada vez mayores a medida que avanza en producción, se puede afirmar que el yacimiento está asociado a un acuífero activo. Si el valor de N es confiable, se puede utilizar la EBM para calcular los valores de agua de intrusión (We) a medida que ha pasado el tiempo, partiendo de la historia de presión/producción.

El estudio de la presencia de influjo de agua en un yacimiento puede efectuarse relacionándolo con otros dos parámetros, el estado de agotamiento y el tiempo:

Influjo de agua vs. estado de agotamiento: El concepto de balance de materiales descrito por su ecuación (EBM) contempla la posible entrada progresiva de agua (We) al volumen de control, de manera natural, para esto es necesario que se cumplan dos condiciones:

1. Que la acumulación de hidrocarburos esté en contacto directo con el acuífero.

2. La existencia de un diferencial importante de presión entre el cuerpo de agua y la acumulación de hidrocarburos. Se requiere que a nivel del contacto agua/petróleo se reduzca la presión estática (Pe) de la zona de hidrocarburos para que sólo luego el cuerpo de agua cualquiera que este sea, reaccione con su entorno para esta caída de presión.

El acuífero aporta a la acumulación un volumen de agua (We) que se puede relacionar con cuatro factores:

-El tamaño del acuífero y/o sus características para rellenarse.

-La caída de presión estática en el contacto agua/petróleo (Pi-Pe).

-Las propiedades de la roca, particularmente en el acuífero.

-El tiempo durante el cual se ha aplicado o sostenido la caída de presión en el contacto agua/petróleo.

Influjo de agua vs. tiempo: El influjo de agua (We) depende del tiempo que ha estado activo en el contacto agua/petróleo cada paso o caída de presión. Sin embargo, en la EBM el influjo acumulado de agua a una presión dada (Pe) sólo representa un volumen que se traduce a masa, sin importar como ni cuanto tiempo se ha requerido para alcanzarlo, de esta manera We se expresará en términos de

balance de materiales como función de Pe promedio del yacimiento al cual entra y del cual se produce Wp. Para convertir We vs. Pe a We vs. t, solo se requerirá disponer de Pe vs. t