DIFERENCIA ENTRE PETROLEO NEGRO Y PETROLEO VOLATIL

No se pueden establecer diferencias 100% exactas que permitan delimitar los crudos negros de los volátiles, es decir, no hay diferenciación completamente exenta de equivocaciones entre los mismos. El hecho de tratar de hacerlo esta ligado inevitablemente a cierta subjetividad, por esa razón al momento de hacer dicho estudio se debe enfocar y prestar especial atención a tópicos como los siguientes:

La definición que caracteriza cada uno de los petróleos a estudiar, los procesos de metodología llevados a cabo en el laboratorio, la interpretación de los resultados de laboratorio dentro del yacimiento y los demás factores que influyen en la diferenciación de ambos crudos viéndolos como un sistema.

Normalmente se suele diferenciar el petróleo negro del petróleo volátil por la relación Gas-petróleo (GOR) que poseen y/o su factor volumétrico de formación de petróleo (Bo), los cuales poseen los siguientes límites para su diferenciación:

Aquellos crudos cuyos límites se encuentran por debajo de los señalados en la tabla se clasifican como petróleos negros, mientras que los que se encuentran por arriba se clasifican como petróleos volátiles.

El autor P.L. Moses escritor de libro Engineering Applications of Phase Behavior of Crude Oil and Condensate Systems denomina estos fluidos de una manera diferente, él les da el nombre de “crudos ordinarios” (ordinary oils) y “crudos cercanos al punto critico” (near critical oils) ya que según su criterio todos los crudos son de alguna forma mas ò menos volátiles en su composición.

Según la compañía INLAB, que presta sus servicios a la industria del petróleo y del gas, la manera mas sencilla de caracterizar los yacimientos de petróleo volátil (un poco complejos en su comportamiento) es la de determinar cuan aplicables son ciertos factores relacionados con la caracterización y evaluación de los yacimientos, por ejemplo el factor volumétrico de formación (Bo).

Cabe destacar que los petróleos volátiles se encuentran clasificados entre los yacimientos de crudo negros y los yacimientos de gas y condensado. Por esa razón es importante conocer las propiedades de estos dos, para luego concluir acerca de los crudos volátiles.

Para la caracterización de los yacimientos de petróleo negro, el factor volumétrico de formación es sumamente importante en un principio, ya que es este el que determina la relación de crudo que se puede extraer a condiciones de yacimiento y el crudo que se extrae a condiciones de superficie. Es simple el poder correlacionar dicho valor de una condición a otra, por ejemplo del yacimiento a la superficie o viceversa.

Sin embargo en los yacimientos de gas y condensado el factor volumétrico de formación no tiene mucha importancia ya que se puede determinar que el crudo en la superficie (dentro del tanque) no viene del crudo presente en el yacimiento. En cambio podemos tomar en cuenta la producción acumulada, expresada como una fracción molar o volumétrica (STD) que se produce en cada fase de la depletacion. De igual manera se puede correlacionar esta propiedad entre las condiciones de superficie y de yacimiento con relativa facilidad.

Lo antes expuesto nos lleva a concluir que el factor volumétrico de formación Bo es muy bueno para llevar a cabo la caracterización de los crudos negros, pero para los volátiles no es de gran ayuda, en este caso es de mayor utilidad la producción acumulada la cual nos sirve para describir su comportamiento y que en el caso de los crudos negros no es de ninguna ayuda pues no tiene sentido hablar de fracciones molares y volúmenes de petróleo y gas ya que estas cantidades son completamente diferentes durante las múltiples fases de la liberación diferencial.

Entonces como los petróleos volátiles se encuentran en el medio de los crudos antes descritos, podemos inferir que ni el Bo ni la producción acumulada nos sirven para caracterizar de la mejor manera este tipo de crudos, y eso debido a que parte del crudo en superficie se obtiene al condensarse aquellos componentes del gas libre en la producción de crudo. Además de eso una cantidad importante de los moles en el crudo al principio de la producción se transforman como gas en la fase de depletacion. Al suceder esto, dicha fase se produce como gas y también se acumula como crudo mediante la condensación a condiciones de superficie.

Se debe tener en cuenta que ocurre un gran cambio en el volumen de crudo que se encuentra en el yacimiento durante la fase de depletacion, y el mismo se ve afectado si este se encuentra en contacto con el gas que se libera. Por este motivo se puede inferir que la liberación diferencial no es la mas adecuada para predecir el comportamiento de los crudos volátiles ni para caracterizarlos.

Es por eso que los sistemas de crudo volátil deben entonces describirse a través del estudio detallado de las curvas de permeabilidad relativa puesto q a una determinada presión de yacimiento se pueden encontrar diferentes cantidades producidas de crudo y gas a través de la relación de gas petróleo alcanzada en pozos productores.