Propiedades PVT Factores de Volumen

Imagina los hidrocarburos en un yacimiento (reservoir) como un fluido dinámico, que se contrae o se expande a medida que viajan desde las profundidades del subsuelo hasta la superficie. Comprender las propiedades PVT—relaciones de presión, volumen y temperatura—es como tener un plano de cómo se comportan el petróleo, el gas y el agua. En este capítulo, profundizaremos en los factores de volumen ($B_o$, $B_g$, $B_w$), que nos indican cuánto cambian los hidrocarburos en volumen entre las condiciones del yacimiento (reservoir) y la superficie. Estos factores son críticos para calcular las reservas y diseñar las instalaciones de producción. Exploraremos su impacto con ejemplos del mundo real y compararemos valores para crudos ligeros y pesados, dando vida a las matemáticas con conocimientos prácticos.

¿Qué son los factores de volumen?

Los factores de volumen describen cómo cambia el volumen del petróleo ($B_o$), gas ($B_g$) o agua ($B_w$) desde las condiciones del yacimiento (reservoir) (alta presión y temperatura) hasta las condiciones estándar de la superficie (14.7 $psia$, 60$^\circ$F). Piensa en ellos como factores de conversión que ayudan a los ingenieros a traducir lo que está en el subsuelo a lo que está en el tanque.

Definiciones

• Factor de volumen de formación de petróleo ($B_o$): La relación entre el volumen de petróleo en las condiciones del yacimiento (reservoir) y su volumen en condiciones estándar (barriles de tanque de almacenamiento, STB). Unidades: $\text{bbl/STB}$.
• Factor de volumen de formación de gas ($B_g$): La relación entre el volumen de gas en las condiciones del yacimiento (reservoir) y su volumen en condiciones estándar (pies cúbicos estándar, SCF). Unidades: $\text{ft}^3/\text{SCF}$.
• Factor de volumen de formación de agua ($B_w$): La relación entre el volumen de agua en las condiciones del yacimiento (reservoir) y su volumen en condiciones estándar. Unidades: $\text{bbl/STB}$.

¿Por qué son importantes?

• Cálculos de reservas: Los factores de volumen convierten los volúmenes in-situ a volúmenes de superficie, determinando la cantidad de petróleo o gas que es económicamente recuperable.
• Diseño de instalaciones: Ayudan a dimensionar tuberías (pipelines), separadores y tanques de almacenamiento para manejar los volúmenes reales producidos.
• Optimización de la producción: Comprender los cambios de volumen garantiza un flujo eficiente desde el yacimiento (reservoir) hasta la superficie.

Papel en los cálculos de reservas

Los factores de volumen son fundamentales para estimar el Petróleo Original en Sitio (OOIP) y el Gas Original en Sitio (OGIP), que son el total de hidrocarburos en un yacimiento (reservoir) antes de la producción. La ecuación volumétrica básica para el petróleo es:

Donde:

• $N$: Petróleo original en sitio ($\text{STB}$)
• $A$: Área del yacimiento (reservoir) ($\text{acres}$)
• $h$: Espesor del yacimiento (reservoir) ($\text{feet}$)
• $\phi$: Porosidad (fracción)
• $S_o$: Saturación de petróleo (fracción)
• $S_w$: Saturación de agua (fracción)
• $B_o$: Factor de volumen de formación de petróleo ($\text{bbl/STB}$)

Para el gas, la ecuación es similar:

Donde:

• $G$: Gas original en sitio ($\text{SCF}$)
• $S_g$: Saturación de gas (fracción)
• $B_g$: Factor de volumen de formación de gas ($\text{ft}^3/\text{SCF}$)

Ejemplo

En el campo Ghawar (Arabia Saudita), un yacimiento (reservoir) de crudo ligero tiene $B_o = 1.4 \, \text{bbl/STB}$, lo que significa que 1.4 barriles de petróleo en el yacimiento (reservoir) se contraen a 1 barril en la superficie debido a que el gas sale de la solución. Si el yacimiento (reservoir) tiene mil millones de barriles en el sitio (in-place), el petróleo recuperable (después de aplicar $B_o$) es:

Esto demuestra por qué $B_o$ es crucial para estimaciones de reservas realistas.

Papel en el diseño de instalaciones

Los factores de volumen guían el diseño de instalaciones de superficie como separadores, tuberías (pipelines) y tanques de almacenamiento. Por ejemplo:

• Separadores: $B_o$ y $B_g$ determinan la cantidad de gas que se separa del petróleo en las condiciones de la superficie, lo que afecta el tamaño del separador y el diseño de la etapa.
• Tuberías (Pipelines): $B_g$ predice la expansión del gas, asegurando que las tuberías (pipelines) estén dimensionadas para manejar grandes volúmenes de gas sin bloqueos.
• Almacenamiento: $B_w$ ayuda a dimensionar los tanques para el agua producida, lo cual es crítico en campos con altos cortes de agua (water cuts).

Por ejemplo, en la Cuenca Pérmica (EE. UU.), los ingenieros utilizan $B_g$ para diseñar las líneas de flujo (flowlines) para el gas de esquisto (shale gas), donde el gas se expande significativamente a medida que la presión desciende.

Valores típicos para crudos ligeros y pesados

El valor de los factores de volumen depende del tipo de fluido (crudo ligero vs. pesado) y de las condiciones del yacimiento (reservoir). Aquí hay una comparación:

• Crudo ligero (por ejemplo, Brent, Mar del Norte): Mayor $B_o$ debido al gas disuelto, que se expande significativamente en la superficie. $B_g$ es menor porque el gas está menos comprimido en el yacimiento (reservoir).
• Crudo pesado (por ejemplo, Faja del Orinoco, Venezuela): Menor $B_o$ porque el petróleo pesado tiene menos gas disuelto, y $B_g$ es mayor debido a la menor solubilidad del gas.

Conocimiento matemático: Cálculo de $B_g$

El factor de volumen de formación de gas se calcula como:

Donde:

• $B_g$: Factor de volumen de formación de gas ($\text{ft}^3/\text{SCF}$)
• $z$: Factor de compresibilidad del gas (dimensionless)
• $T$: Temperatura en Rankine ($\text{R} = ^\circ\text{F} + 459.67$)
• $P$: Presión (psia)

Para un yacimiento (reservoir) de gas a 3000 psia y 200$^\circ$F ($T = 660 \, \text{R}$) con $z = 0.9$, el $B_g$ es:

Esto significa que 0.01 pies cúbicos de gas en el yacimiento (reservoir) se convierten en 1 $\text{SCF}$ en la superficie, lo que guía el dimensionamiento de la tubería (pipeline).

Poniéndolo en práctica

Imagina que eres un ingeniero de producción en la Cuenca Pérmica. Tu yacimiento (reservoir) tiene un crudo ligero con $B_o = 1.5 \, \text{bbl/STB}$. Calculas el OOIP en 500 millones de barriles, pero después de aplicar $B_o$, el volumen de la superficie es de 333 millones de STB. Con esto, diseñas un separador para manejar el alto contenido de gas (de un bajo $B_g$) y dimensionas los tanques de almacenamiento para el agua producida ($B_w \approx 1.05$). Por el contrario, para un campo de crudo pesado como Orinoco, esperarías un $B_o$ más bajo y diseñarías instalaciones para petróleo viscoso con un mínimo de gas.

Resumen

Los factores de volumen ($B_o$, $B_g$, $B_w$) son propiedades PVT esenciales que traducen los volúmenes del yacimiento (reservoir) a las condiciones de la superficie, impulsando cálculos de reservas precisos y un diseño de instalaciones eficiente. Los crudos ligeros tienen un $B_o$ más alto debido al gas disuelto, mientras que los crudos pesados tienen un $B_o$ más bajo y una mayor viscosidad. Al dominar estos factores, los ingenieros de producción aseguran que las operaciones estén optimizadas, desde los yacimientos (shale plays) de la Cuenca Pérmica hasta los yacimientos (carbonate reservoirs) de Ghawar.

Cuestionario

1. ¿Qué representa el factor de volumen de formación de petróleo ($B_o$)?

a) El volumen de gas en las condiciones del yacimiento (reservoir).
b) La relación entre el volumen de petróleo en las condiciones del yacimiento (reservoir) y las condiciones de la superficie.
c) La compresibilidad del agua en el yacimiento (reservoir).
Respuesta: b) La relación entre el volumen de petróleo en las condiciones del yacimiento (reservoir) y las condiciones de la superficie.

2. ¿Por qué es importante $B_g$ para el diseño de tuberías (pipelines)?

a) Predice cuánto se expande el gas del yacimiento (reservoir) a la superficie.
b) Calcula la porosidad del yacimiento (reservoir).
c) Determina el corte de agua (water cut) en la producción.
Respuesta: a) Predice cuánto se expande el gas del yacimiento (reservoir) a la superficie.

3. ¿Cómo difiere típicamente $B_o$ entre crudos ligeros y pesados?

a) Los crudos ligeros tienen un $B_o$ más bajo que los crudos pesados.
b) Los crudos ligeros tienen un $B_o$ más alto debido a más gas disuelto.
c) Ambos tienen el mismo $B_o$ independientemente del tipo de crudo.
Respuesta: b) Los crudos ligeros tienen un $B_o$ más alto debido a más gas disuelto.

Bibliografía

Fuentes utilizadas

• Danesh, A. (1998). PVT and Phase Behavior of Petroleum Reservoir Fluids. Elsevier. Recurso completo sobre propiedades PVT y factores de volumen.
• Guo, B., Liu, X., & Tan, X. (2016). Petroleum Production Engineering: A Computer-Assisted Approach. Gulf Professional Publishing. Cubre las aplicaciones de los factores de volumen en la producción.
• SPE Paper 19638 (1989). Correlations for Predicting Oil and Gas Properties. Society of Petroleum Engineers. Detalla las correlaciones empíricas para las propiedades PVT.

Lectura recomendada

• McCain, W. D. (2017). The Properties of Petroleum Fluids (3rd ed.). PennWell Books. Guía detallada de las propiedades PVT y sus aplicaciones.
• Economides, M. J., Hill, A. D., Ehlig-Economides, C., & Zhu, D. (2013). Petroleum Production Systems (2nd ed.). Prentice Hall. Información práctica sobre factores de volumen y diseño de instalaciones.

Enlaces directos

• SPE (Society of Petroleum Engineers) – Webinars y documentos sobre propiedades PVT.
• PennWell Books – Fuente para el libro de McCain.
• AAPG Resources – Contenido educativo sobre ingeniería petrolera.