VARIACIÓN DE LA COMPOSICIÓN DE MEZCLAS DE HIDROCARBUROS CON PROFUNDIDAD.

En 1939 se observo experimentalmente por primera vez la variación de la composición de una mezcla de hidrocarburos. Dicha variación puede ir desde gas condensado a petróleo liviano o volátil, desde el tope a la base de la arena respectivamente; o de petróleo mediano en la cresta hasta crudo pesado en la base de la arena prospecto. Estas variaciones composicionales en los yacimientos se deben fundamentalmente a las fuerzas de gravedad y al gradiente geotérmico.

Es importante evaluar estos cambios al momento de simular yacimientos ya que pueden ocasionar errores de hasta el 20% en el cálculo el POES y GOES.

CAUSAS DE LA VARIACIÓN COMPOSICIONAL.
La gravedad y el gradiente geotérmico son, como anteriormente se menciono, las causas principales de la variación en la composición de los fluidos en los yacimientos con apreciable cambios de profundidad. Es bien conocido que los componentes de una mezcla migran de acuerdo a su masa en un campo gravitacional. Existen dos fenómenos conocidos como “barodifusión” y ”termodifusón” que consisten en la variación de los componentes de una mezcla debido a los cambios de presión y a los cambios de temperatura con la profundidad, respectivamente. Adicionalmente se conocen otras causas como: “convección térmicamente inducida, migración incompleta, equilibrio transitorio, precipitación de asfaltenos durante de la migración, precipitación de parafinas y aromáticos en las fracciones pesadas (C7+), biodegradación, variaciones regionales de C1 y migración diferencial desde varias rocas madres en diferentes unidades de flujo” (Hoier, L. y Whitson, C.H., Compositional Grading Theory and Practice, 2001).

“La baro y termodifusión han sido las causas mas estudiadas y aplican a los yacimientos de gas condensado con zona de petróleo (V/L/M). La segregación gravitacional deposita los componentes mas pesados hacia el fondo y la difusión térmica hace lo contrario a través de un fenómeno de convección/difusión. La combinación de estos dos fenómenos es responsable de la poca variación composicional con profundidad en la zona de gas condensado que presentan yacimientos como Carito y Cusiana. En estos casos los modelos de barodifusión isotérmica no son capaces, por si solos, de simular la variación composicional con profundidad” (Gonzalo Rojas, Ingeniería de Yacimientos de Gas Condensado).

A continuación se muestra una tabla de ejemplo, en donde se muestra se muestra a brevedad la variación en porcentaje del C1 y C7+ con respecto a la profundidad, en un yacimiento del Mar del Norte.

Se ha demostrado experimentalmente que la segregación gravitacional por si sola puede explicar la variación composicional de los fluidos en algunos yacimientos.

En yacimientos de crudos medianos, livianos, gas condensado el gradiente composicional puede ser generado por difusión, debido a que el tiempo de difusión de especies químicas, con pesos moleculares pequeños es compatible con el tiempo probable durante el cual se ejercen las fuerzas. En estos casos el gradiente de velocidad para las moléculas puede ser de hasta 10 cm/año. En los crudos mas pesados, el tiempo de difusión para la formación de agregados de asfáltenos es del orden de los 10 millones de años.

YACIMIENTOS CON MAYOR TENDENCIA A MOSTRAR VARIACIONES COMPOSICIONALES.
Los yacimientos que han mostrados cambios importantes en su composición a causa de la variación de la profundidad posees ciertas características especiales que a continuación se resumen:

I. Yacimientos con gran espesor y/o cambios importantes de profundidad.
II. Yacimientos cuasicríticos, de gas condensado y de petróleo volátil. También se ha observado variaciones composicionales en yacimientos de crudo negro o mediano.
III. Presencia de pequeñas cantidades de hidrocarburos muy pesados y particularmente componentes aromáticos en el gas o en el petróleo.
IV. Presencia de gran cantidad de fracciones intermedias (C2 – C4). Estas fracciones normalmente ponen la mezcla cerca de si composición crítica.

Matemáticamente se ha demostrado que la variación composicional es mayor cuando se esta en condiciones de presión y temperaturas cercanas al punto crítico y cuando uno o mas componentes de la mezcla tiene una densidad muy superior al promedio de la mezcla.

ALGORITMO TERMODINÁMICO DE PREDICCIÓN DE LA BARODIFUSIÓN.
Termodinámicamente se conoce que el cambio de energía libre de Gibbs de un componente dado puede ser relacionado con el logaritmo de la fugacidad del mismo componente a través de la ecuación:

dGi = R * T * Ln(fi)

O

dGi = Mi * g * dh

Con

(i = 1, 2, 3,…, N)

Donde:

R = Constante Universal de los Gases
T = Temperatura
M = Masa molecular
g = Aceleración gravedad
h= Altura o profundidad relativa al datum
f = Fugacidad

Igualando ambas ecuaciones queda que:

R * T * Ln(fi) = Mi * g * dh

Se ha demostrado que esta ecuación expresa la condición de equilibrio termodinámico de los hidrocarburos presentes en una columna multicomponente sometida a un campo gravitacional a temperatura constante. Integrando esta ecuación entre los límites h = 0 → fi = fi0 (nivel de referencia); y h = h → fi = fih (profundidad h) se obtiene:

fih = fi0 * exp (-Mi * g* h / R * T)

Donde:
fih = fugacidad del componente i a una profundidad h
fi0 = fugacidad del componente i a una profundidad de referencia “0”

Esta ecuación solo toma en cuenta los efectos gravitacionales. Las fugacidades de los componentes a P y T se pueden determinar por medio de ecuaciones de estado.

El algoritmo de solución de la última ecuación descrita consiste en un método de iteración propuesto por Schulte A. M. teniendo conocimiento de los valores de P0, T0 y Z0, a una profundidad de referencia en “0” (puede ser el contacto gas-petróleo), se aplica la ecuación a cada uno de los componentes, obteniéndose N ecuaciones que se resuelven simultáneamente para obtener los Zhi que cumplan la condición:

= 1.0

Dichas ecuaciones permiten determinar:

I. Composición de la mezcla de hidrocarburos en un yacimiento a una profundidad determinada.
II. Profundidad de los contactos gas-líquido y líquido-lìquido.
III. Composición de las fases.
IV. Cambios de estado de la mezcla con profundidad.

Un ejemplo de la aplicación de este algoritmo se tiene a continuación en la siguiente tabla:

RESULTADOS DE LA APLICACIÓN DEL ALGORITMO DE SCHULTE A UN YACIMIENTO DEL MAR DEL NORTE. (Tipo de Yacimiento: Gas Condensado - Petróleo Volátil – Espesor: 134 m)

Se nota que la aplicación del algoritmo predice cualitativamente la variación composicional en contraste con la profundidad. Se nota que el porcentaje molar de los componentes livianos (C1 y C3) disminuye con la profundidad y el de los pesados (C7 y C11+) aumenta. Sin embargo, cualitativamente los errores en algunos casos son elevados, entre 40 y 60%.

VARIACIÓN DE LAS PROPIEDADES DE LAS MEZCLA DE HIDROCARBUROS CON PROFUNDIDAD.

1. COMPOSICIÓN.
Un ejemplo típico de la variación composicional con profundidad de los fluidos de yacimientos petrolíferos los muestra la siguiente figura (2-3). En una columna de aproximadamente de 1700 pies se observa disminución en el contenido de CH4 de 6.6% (de 66.6 a 60.0%) y un aumento de C7+ de 3.3% (de 8.4 a 11.7%).

2. RELACIÓN GAS - PETRÓLEO.
Debido a la disminución del contenido de componentes livianos y al aumento de los pesados con profundidad, la relación gas - petróleo disminuye con el incremento de profundidad tal como se muestra en el siguiente gráfico (Campo Anschutz Ranch East) la RGP experimenta una fuerte disminución con la profundidad, 2452 PCN/BN.

3. PRESIÓN DE SATURACIÓN.
En los cambios de composición de una mezcla de hidrocarburos volátiles se pueden presentar dos casos:

a. Presencia del Contacto Gas - Petróleo.
El caso que más se presenta en la práctica muestra un contacto definido gas - petróleo como se ilustra en la siguiente figura. En el contacto, la presión de saturación de la mezcla de hidrocarburos es igual a la presión del yacimiento.

En la zona de gas condensado se observa que la presión de rocío de un gas condensado aumenta con la profundidad a causa del incremento del contenido líquido del gas, su peso molecular y la temperatura del yacimiento. En cambio, la presión de burbujeo disminuye con la profundidad debido a la disminución de la relación gas – petróleo en solución en el crudo. La definición general del contacto gas – petróleo (CGP) en yacimiento de gas condensado es la profundidad a la cual el fluido cambia de una mezcla con punto de burbujeo a una con punto de rocío. Esto ocurre a una condición saturada en la cual el gas del CGP está en equilibrio termodinámico con el petróleo del CGP y la presión del yacimiento es igual a la presión de burbujeo del petróleo y de rocío del gas condensado

b. Ausencia del Contacto definido Gas - Petróleo.
En algunos casos la presión del yacimiento es muy elevada y no se observa un contacto definido gas – petróleo. En este caso se tiene:

Py > Proc ZONA DE GAS CONDENSADO SUBSATURADO.
Py > Pb ZONA DE PETRÓLEO SUBSATURADO.

Representado en el siguiente gráfico:

A una condición subsaturada no se observa CGP sino una zona de transición desde gas condensado a petróleo volátil a una profundidad con una composición crítica, esta mezcla se encuentra a su temperatura crítica pero su presión crítica es menor que la presión del yacimiento y por esta razón se utiliza el término “CGP subsaturado”,. Nuevamente se observa la disminución de la presión de burbujeo del petróleo y aumento de la presión de rocío del gas condensado con profundidad.