Propiedades PVT (Presión-Volumen-Temperatura)
Estas relaciones describen cómo el volumen de un fluido cambia con la presión y la temperatura. Son esenciales para el diseño de equipos de procesamiento y transporte. Se suelen representar mediante ecuaciones de estado (como la de Peng-Robinson o Soave-Redlich-Kwong) y diagramas de fases.
Entalpía (H)
Representa la energía total de un sistema termodinámico. Es importante para calcular los balances de energía en procesos con cambios de temperatura y fase.
Entropía (S)
Es una medida del desorden molecular de un sistema. Es fundamental para determinar la dirección de los procesos espontáneos y la eficiencia de los ciclos termodinámicos.
Propiedades del Gas Natural
Peso Molecular Aparente
Es una de las principales propiedades del gas y representa la fracción molar de cada componente en una mezcla de gases.
Volumen en Condiciones Normales
Es el volumen ocupado por 1 lb/mol de gas a una presión y temperatura de referencia, que usualmente son 14,7 lpca y 60 °F.
Densidad
Es la relación que existe entre el peso molecular aparente y el volumen que ocupa en condiciones normales una determinada mezcla de gases.
Volumen Específico
Es el volumen ocupado por la unidad de masa del gas.
Gravedad Específica
Es la relación existente entre la densidad del gas y la del aire; ambas densidades se miden y expresan a la misma presión y temperatura.
Factor de Compresibilidad Z
Es un factor de corrección desarrollado con el fin de correlacionar las variables de presión, volumen y temperatura para gases reales a partir de datos experimentales.
Propiedades de los Hidrocarburos Líquidos
- Gravedad del Petróleo: Se define como la relación entre la densidad del petróleo y la densidad del agua, ambas medidas a 60 °F y presión atmosférica.
- Gravedad Específica del Gas en Solución: Se define por el promedio ponderado de las gravedades específicas del gas separado en cada separador.
- Solubilidad del Gas: Se define como el número de pies cúbicos normales de gas que están disueltos en un barril de crudo en condiciones normales.
- Factor Volumétrico del Petróleo en la Formación: Se define como la relación entre el volumen de petróleo más su gas en solución en las condiciones de presión y temperatura prevalentes en el yacimiento y el volumen de petróleo en condiciones normales.
- Densidad: Se define como la masa de una unidad de volumen de crudo a determinada presión y temperatura.
- Tensión Superficial: Se define como una fuerza por unidad de longitud ejercida en las regiones limítrofes entre una fase líquida y una fase de vapor, causada por la diferencia entre las fuerzas moleculares de ambas fases y también por su desbalance en la interfase.
Clasificación de Fluidos por Diagrama de Fases y Tipo de Yacimiento
Gas Seco:
- Siempre permanece en estado gaseoso.
- Produce casi solo metano.
- La trayectoria de producción no entra en la región de dos fases.
Gas Húmedo:
- Puede generar algo de líquido (condensado) en superficie.
- En el tanque vuelve a estado gaseoso.
- La trayectoria entra brevemente en la región de dos fases.
Gas Condensado Retrógrado:
- Se forma líquido dentro del yacimiento al bajar la presión, pero luego se revaporiza.
- Produce gas y líquido en superficie.
- El diagrama muestra región de condensación retrógrada.
Petróleo Volátil:
- Alta cantidad de gas disuelto.
- Al bajar un poco la presión, se libera mucho gas.
- Envolvente de fases estrecha, cercana a la temperatura crítica.
Petróleo Negro:
- Menor cantidad de gas disuelto.
- La liberación de gas es gradual.
- Envolvente de fases amplia y alejada de la temperatura crítica.
Clasificación de Yacimientos por Estado Inicial de Producción
Yacimientos Monofásicos:
Yacimientos de Gas:
La presión inicial del yacimiento es tal que los hidrocarburos se encuentran completamente en fase gaseosa.
Yacimientos de Petróleo Subsaturado:
La presión inicial del yacimiento es superior a la presión de burbuja, por lo que los hidrocarburos se encuentran en una sola fase líquida.
Yacimientos Bifásicos (o Saturados):
La presión inicial del yacimiento es igual o inferior a la presión de burbuja (para petróleos) o a la presión de rocío (para gases), por lo que existen dos fases en equilibrio: líquido y gas.
Métodos de Producción en la Faja Petrolífera del Orinoco
Bombeo Mecánico (BM)
El sistema de bombeo mecánico está constituido por una bomba de subsuelo de acción reciprocante, la cual es abastecida con energía transmitida a través de una sarta de cabillas. La energía proviene de un motor eléctrico o de combustión interna, el cual moviliza una unidad de superficie mediante un sistema de engranajes y correas. Anteriormente, era el método más aplicado en la Faja Petrolífera del Orinoco; actualmente, el Bombeo de Cavidad Progresiva es el predominante.
Bombeo de Cavidad Progresiva (BCP)
La unidad de bombeo de cavidad progresiva está constituida por un rotor interno y un estator, un motor eléctrico y un cabezal de rotación en superficie. La bomba es de desplazamiento positivo; el rotor y el estator no son concéntricos, y el movimiento del rotor da lugar a cavidades progresivas ascendentes, lo que desplaza el fluido desde el fondo del pozo hasta la superficie de forma continua. Este método puede ser utilizado en pozos someros y con bajas o altas tasas de producción.
Bomba Electrosumergible (BES)
Maneja altas tasas de líquido, trabaja a RGL bajas, la profundidad no es limitada (depende del costo del cable), presenta problemas con arena, es adaptable para distintas inclinaciones en los pozos, se necesita una fuente estable de electricidad, el costo de inversión y reparación es relativamente alto (directamente proporcional con la profundidad), la producción de gas disminuye la eficiencia e incrementa los costos.
Bombeo Hidráulico
Maneja rangos medianos de tasas de líquido, trabaja a RGL bajas, aplica a cualquier profundidad, el diseño es complejo, poca tolerancia a la producción de arena, se requiere una fuente de líquido limpio a alta presión, aplicable en costa afuera, medianos costos de inversión.
Gas-lift
El sistema de levantamiento de gas consiste en inyectar gas a alta presión a través del anular, dentro de la tubería de producción a diferentes profundidades, con el propósito de reducir el peso de la columna de fluido y ayudar a la energía del yacimiento en el levantamiento o arrastre de su petróleo y gas hasta la superficie.
Problemas en la Producción de Crudos Pesados y Extrapesados: Curvas de Chang
Las curvas de Chang son una técnica que se usa cuando existen problemas de producción de agua. Estas curvas permiten determinar cuál es el mecanismo o procedencia de la producción de agua. Es necesario el análisis de estas curvas antes de diseñar algún tratamiento para la disminución de la producción de agua, ya que el tratamiento diseñado puede tener una menor efectividad si se desconoce la procedencia de la producción de agua (Fernández, 2019). Las curvas de Chang permiten identificar tres mecanismos principales de producción de agua: la conificación, la canalización y las comunicaciones mecánicas en las cercanías del pozo. Los tres mecanismos se identifican a partir del análisis de las formas de las curvas de Relación Agua-Petróleo (RAP) / (WOR) y su derivada (RAP’) / (WOR’), con respecto al tiempo.
Métodos y Aplicaciones del Flujo Horizontal, Vertical y Radial
Flujo Horizontal
El flujo horizontal ocurre en pozos perforados paralelamente a las capas del yacimiento. Es muy útil en yacimientos delgados y extensos, especialmente aquellos con baja permeabilidad, ya que maximiza el contacto con la formación y aumenta la productividad. También es clave para la explotación de crudos pesados y extrapesados, como en la Faja Petrolífera del Orinoco, al optimizar el drenaje de fluidos de alta viscosidad.
Flujo Vertical
El flujo vertical es la configuración tradicional donde el pozo atraviesa el yacimiento perpendicularmente. Aunque ofrece menos área de contacto, es ideal para yacimientos homogéneos con alta permeabilidad, donde el flujo es principalmente radial. Los pozos verticales son a menudo perforados para obtener datos iniciales del yacimiento y en la fase de desarrollo inicial de reservas.
Flujo Radial
El flujo radial describe el movimiento concéntrico del fluido hacia el pozo desde todas direcciones. Este tipo de flujo puede ocurrir tanto en pozos horizontales como verticales, especialmente en formaciones homogéneas de alta permeabilidad, donde permite un drenaje eficiente. El flujo radial es también un modelo teórico fundamental para el análisis y la simulación del comportamiento del yacimiento.
Regímenes de Flujo en Pozos Horizontales
- Flujo Radial Temprano: Es el primer régimen que se presenta. El fluido se mueve radialmente en el plano vertical, como en un pozo vertical. Este flujo ocurre cuando el pozo empieza a producir y la presión aún no alcanza los límites del yacimiento.
- Flujo Lineal Temprano: Se desarrolla si el pozo horizontal es largo comparado con el espesor del yacimiento. El flujo se dirige de manera lineal y paralela a las fronteras del yacimiento, especialmente si existen fallas sellantes cerca del pozo.
- Flujo Pseudo-Radial: Ocurre en etapas más avanzadas cuando el pozo es corto respecto al tamaño del yacimiento. El flujo se vuelve radial en el plano horizontal y el comportamiento del pozo se parece al de un pozo vertical.
- Flujo Lineal Tardío: Se presenta cuando la presión alcanza los extremos laterales del yacimiento. El flujo vuelve a ser lineal en esa dirección y tiende a estabilizarse. Este régimen depende de la forma y tamaño del yacimiento cerca del pozo horizontal.
La Faja Petrolífera del Orinoco: Características y Producción
Ubicada en la parte sur de la Cuenca Oriental de Venezuela y al norte del río Orinoco. Abarca una extensión de 55.314 km² comprendida entre los estados Guárico, Anzoátegui, Monagas y Delta Amacuro. Los límites de la Faja son las áreas mayores de Temblador, Oficina y Las Mercedes en su parte norte; el río Orinoco al sur; el Delta del Orinoco al este y el extremo oriental de la Cuenca Barinas-Apure al oeste.
La mayoría de los yacimientos son arenas no consolidadas del Oligoceno/Mioceno con porosidades promedio de 30%, llegando en algunos casos a alcanzar valores hasta de 38-40%; la profundidad de los yacimientos del Terciario disminuye hacia el sur, siendo de aproximadamente 660 pies cerca del río Orinoco, mientras que el límite norte presenta 7.000 pies.
Características del Yacimiento y Propiedades del Crudo en la FPO
- Profundidad (pies): 1.000 – 3.500
- Espesor de Arena (pies): 20 – 300
- Porosidad Promedio (%): 30
- Permeabilidad (Darcy): 5 – 20
- Temperatura (°F): 110 – 130
- Gravedad API: 7,8 – 14
- Viscosidad (cP): 1.000 – 7.000
- Vanadio Promedio (ppm): 300 – 500
- Níquel Promedio (ppm): 25 – 120
- Azufre Promedio (% peso): 3,5 – 4,0
Bloques de la Faja Petrolífera del Orinoco
Los estados que conforman la Faja se dividen en Guárico, Anzoátegui, Monagas y Delta Amacuro.
Bloque Boyacá
Se ubica principalmente en el estado Guárico.
Bloque Junín
Se extiende sobre el área sureste de Guárico y suroeste de Anzoátegui.
Bloque Ayacucho
Ubicado al sur de Anzoátegui.
Bloque Carabobo
Ubicado al sureste de Anzoátegui y centro-sur de Monagas.