El estudio abordó la recombinación de fluidos petroleros a partir de las composiciones en las etapas de separación.
La recombinación consiste en obtener la composición del fluido original del yacimiento a partir de la mezcla física o matemática. Lo anterior, a ciertas condiciones, de una o más muestras representativas de líquido y gas; involucra un comportamiento físico-químico representado con las ecuaciones de equilibrio y balance de materia.
El trabajo tuvo como objeto desarrollar una herramienta de cómputo para llevar a cabo la recombinación de fluidos petroleros. Conociendo la composición en cada una de las etapas de separación y el tanque de almacenamiento.
Existen distintos métodos en la literatura para llevar a cabo la recombinación y todos dependen de la información disponible. De manera sintetizada McCain (1990), Whitson-Brulé (2000) y Dandekar (2013) realizan la recombinación composicional de dos maneras. La primera, mediante la vaporización flash de una muestra de fondo; mientras la segunda, mediante la información en la etapa de separación de alta presión o en un separador de prueba.
Adicionalmente, el trabajo expone dos procedimientos: Shortway y Longway para realizar la recombinación a partir de las composiciones. Lo anterior en una o más etapas de separación con la opción de usar una muestra de fondo (como se realiza de manera habitual en los reportes PVT).
Igualmente, la herramienta de cómputo desarrollada incluye los métodos antes mencionados en donde el usuario tiene la oportunidad de introducir información y procesar los datos. Para que se muestren los resultados de manera interactiva.
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Para validar el uso de la herramienta se compararon los resultados obtenidos con valores reales de un análisis PVT del campo «N». Teniendo porcentajes de error menores al 5% (sugerido por los autores).
Adicionalmente, se realizó un Quality Check para comprobar la veracidad de la composición (se debe tener una tendencia igual a la teórica); que incluye al gráfico de Hoffman-Crump y los gráficos de distintas propiedades del fluido contra la presión.
Para producir los yacimientos petroleros de manera óptima, se recomienda realizar su caracterización lo más detallada posible. Esto incluye tanto a los fluidos de yacimiento como a los fluidos producidos.
La caracterización de los fluidos del yacimiento hace posible estudiar el comportamiento de flujo de fluidos en medios porosos o en tuberías; definir las estrategias de producción, diseñar instalaciones superficiales idóneas y calcular reservas, por mencionar algunas.
Todas en conjunto forman un papel crucial en la evaluación de los proyectos de Exploración y Producción (E&P) y en el incremento de la producción. Igualmente, la forma en la que se puede caracterizar a los fluidos es por medio de los parámetros presión-volumen-temperatura (PVT). Existen distintos tipos de pruebas a las que se someten los fluidos, dependiendo de la cantidad de información que se quiera obtener.
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El software desarrollado realizó la recombinación de fluidos y obtuvo resultados promedio de menos del 1% y 5% de error absoluto relativo para el caso sintético y caso real, respectivamente.
Adicionalmente, el procedimiento corto presentó mejores resultados en los componentes ligeros y pesados; mientras que el procedimiento largo realizó una mejor caracterización de los componentes intermedios del fluido.
Igualmente, el procedimiento largo requirió 𝐵𝑂 y densidad del aceite en cada etapa de separación, por lo que es recomendable. A diferencia del método corto que depende fuertemente de la densidad de aceite remanente a condiciones atmosféricas o de tanque de almacenamiento; al aumentar dicha densidad, la composición de componentes pesados en el yacimiento aumenta, pero la de los componentes ligeros disminuye.
Asimismo, el equilibrio líquido vapor de una mezcla de hidrocarburos depende de la calidad de las muestras; la caracterización de sus componentes pesados y la cantidad de contaminantes presentes en la misma.
Adicionar los nuevos métodos con ecuaciones de estado no idealizadas para obtener el número de moles de gas y aceite en cada etapa de separación de manera más precisa.
Caracterizar de manera más adecuada a la fracción pesada y contaminantes de la mezcla en más de un componente para disminuir el error asociado. Aplicar un reagrupamiento de los componentes contaminantes, ligeros, medianos y pesados.
Igualmente, aumentar el número de componentes que se pueden introducir. Para que esto se pueda llevar a cabo es necesario que se estimen o calculen las presiones críticas, temperaturas críticas y temperaturas de ebullición.
El trabajo fue presentado por los Ingenieros Adriana Isabel Barrera Martell y Jesús Abraham Mar Rodríguez en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo.
