Presión del punto de burbuja del petróleo

En su estado original, los petróleos de los yacimientos incluyen algo de gas natural en solución. La presión a la que este gas natural comienza a salir de la solución y a formar burbujas se conoce como presión del punto de burbuja. En esta página se analizan los cálculos del punto de burbuja y la relación gas/aceite en solución (GOR).

Correlaciones para calcular el punto de burbuja

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  Tabla 1

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  Tabla 1 cont.

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  Tabla 1 contd.

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  Tabla 1 contd.

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  Tabla 2

  Estas ecuaciones pueden expresarse funcionalmente como:

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  La solución GOR se determina reordenando cualquier ecuación de correlación dada.

  Análisis estadístico de las correlaciones

  Varios estudios proporcionan análisis estadísticos para las correlaciones punto de burbuja-presión y GOR de la solución y proporcionan recomendaciones basadas en sus resultados; sin embargo, ninguna de estas referencias examina el conjunto completo de correlaciones. Al-Shammasi recopiló una base de datos de 1.243 puntos de datos de la literatura. Se complementó con 133 muestras disponibles en una base de datos de GeoMark Research, con lo que el número total de puntos de datos ascendió a 1.376. Estos datos se utilizaron para clasificar las correlaciones de la presión del punto de burbuja. La tabla 3 resume los rangos de datos encontrados en esta compilación y la distribución. La Fig. 1 muestra la distribución de los datos utilizados para preparar las correlaciones PVT.

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    Tabla 3

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    Fig. 1 – Distribución de los datos utilizados para preparar las correlaciones PVT.

  La tabla 4 resume el rendimiento de la correlación. Los resultados están ordenados por error relativo medio absoluto, lo que proporcionó un medio para clasificar los métodos.

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    Tabla 4

  Los datos se agruparon además para examinar el impacto de la gravedad del crudo y el GOR en la consistencia de las correlaciones. Los métodos propuestos por Lasater, Al-Shammasi y Velarde et al. mostraron fiabilidad en una amplia gama de condiciones. El autor ha obtenido buenos resultados con las correlaciones de Standing y Glasø, aunque es posible que no se hayan clasificado muy bien con este conjunto de datos. La Fig. 2 representa estas correlaciones para su comparación.

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    Fig. 2 – Correlaciones seleccionadas de la presión del punto de burbuja.

  Comparación de la correlación para variar la solución GOR

  Fig. 3 resume gráficamente los resultados de las 32 correlaciones de presión de punto de burbuja para variar el GOR, un petróleo crudo de 35°API, una gravedad de gas de hidrocarburo de 0,65 y una temperatura de 150°F. Los métodos individuales no están etiquetados porque lo que interesa es la envolvente y el rango de respuestas. Se puede obtener alguna información sobre las tendencias de correlación a partir de los valores atípicos.

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    Fig. 3 – Relación de la presión del punto de burbuja con el GOR de la solución.

  Impacto de las impurezas en las correlaciones

  El método de Owolabi para los sistemas de petróleo crudo de Alaska Cook Inlet Basin, mostrado en la Fig. 3, ilustra el impacto de las impurezas del gas en la correlación de la presión del punto de burbuja. Este sistema de petróleo crudo se caracteriza por RGPs en el rango de 200 a 300 scf/STB y contenidos de nitrógeno de 5 a 15%. El rango limitado de GORs combinado con el nitrógeno en el gas de superficie resulta en una correlación que predice valores bastante grandes de presión del punto de burbuja cuando se extrapola a GORs más altos. Esto ilustra los escollos de desarrollar una correlación a partir de un conjunto limitado de datos y define aún más la importancia de comprender el rango de aplicabilidad de cualquier correlación dada. El método puede ser perfectamente válido dentro de un rango limitado de condiciones; sin embargo, las ecuaciones que definen el método pueden no ser adecuadas para la extrapolación.

  Este ejemplo también ilustra la importancia de ajustar la presión del punto de burbuja calculada para los efectos de las impurezas del gas. En su mayor parte, las correlaciones punto de burbuja-presión se han establecido con pocas o ninguna impureza en el gas. Owolabi reconoció la importancia de estas impurezas y su impacto en los resultados calculados. Se han desarrollado métodos para ajustar la presión del punto de burbuja calculada para las impurezas del gas y deberían utilizarse.

  Ajustes para tener en cuenta la composición del crudo

  Es instructivo centrarse en la gran dispersión en el rango de correlaciones presentado en la Fig. 3. Las correlaciones forman una envoltura central de resultados que coinciden con las variaciones esperadas debido a la naturaleza química del crudo. Las correlaciones con resultados que residen por encima y por debajo de la envolvente del núcleo se ignoraron, y la diferencia entre los resultados altos y bajos se determinó como se muestra en la Fig. 4.

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    Fig. 4 – Variabilidad definida por las correlaciones de presión del punto de burbuja.

  Las correlaciones que utilizan sólo la gravedad API para definir el componente del crudo no describen adecuadamente la naturaleza química del mismo. El método de Lasater se basa en una relación entre la gravedad del crudo y el peso molecular. La ecuación del factor de caracterización de Watson de Whitson puede utilizarse para examinar esta relación. Lasater informó de que la relación gravedad del petróleo/peso molecular correspondía a un factor de caracterización de Watson de 11,8; sin embargo, si se examina más detenidamente, la correlación es representativa del petróleo parafínico con un factor de caracterización de Watson de aproximadamente 12,2, como muestra la Fig. 5. Whitson y Brulé recomendaron utilizar la relación de Cragoe para determinar el peso molecular a partir de la gravedad API para determinar el peso molecular del crudo.

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  Publicada por primera vez en 1929, esta ecuación se utiliza generalmente con condensados y es aplicable en el rango de 20 a 80°API. No debe utilizarse fuera de este rango. La relación de Cragoe define un factor de caracterización de Watson de 11,8 en el rango de gravedad API de 30 a 40. El trabajo de Whitson con crudos del Mar del Norte que tienen un factor de caracterización de 11,9 apoya esta recomendación. Una recomendación más general es utilizar la ecuación de Whitson para determinar el peso molecular a partir del factor de caracterización de Watson y la gravedad específica del petróleo. Esto añade la dimensión de la naturaleza química del petróleo crudo a la estimación de las propiedades del fluido utilizando correlaciones.

  Lasater desarrolló una correlación entre un factor de presión del punto de burbuja, pbγg/T, y la fracción molar de gas disuelto en el petróleo, que se representa en la Fig. 6. La ecuación ajustada a los datos ha sido modificada para proporcionar un mejor rendimiento de la correlación en condiciones de alto GOR. El método de Lasater se resume en su totalidad en las tablas 1 y 2.

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    Fig. 5 – Peso molecular efectivo relacionado con la gravedad del aceite del tanque.

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    Fig. 6 – Correlación del factor de presión del punto de burbuja con la fracción molar del gas.

  Whitson y Brulé ofrecieron una modificación de la correlación de Glasø para tener en cuenta los cambios en el factor de caracterización. La correlación de Glasø se desarrolló a partir de crudos del Mar del Norte con un factor de caracterización de Watson de 11,9. La modificación propuesta es

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  La Fig. 7 representa el efecto de cambiar el factor de caracterización de Watson en la presión del punto de burbuja para las correlaciones de Lasater y Glasø. El rango en las soluciones de presión de punto de burbuja es comparable al rango exhibido en la Fig. 4. Claramente, la adición del factor de caracterización de Watson a la correlación de la presión del punto de burbuja ofrece una mayor flexibilidad en el uso de una correlación a nivel mundial. Whitson y Brulé presentan gráficos que detallan la relación entre la presión del punto de burbuja y la caracterización que muestran que la presión del punto de burbuja disminuye con un aumento del factor de caracterización. Su procedimiento de análisis también permite cambiar la gravedad API y el GOR. Al permitir que estas dos cantidades varíen, su evaluación muestra lo contrario de la Fig. 7.

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    Fig. 7 – Efecto del factor de caracterización en la presión del punto de burbuja.

  Precauciones en el uso de correlaciones

  Una correlación es una ecuación o método que se ajusta a grupos de datos específicos para proporcionar la relación entre variables dependientes e independientes. Si se definen correctamente, las variables cubren una amplia gama de condiciones, lo que permite que la correlación represente adecuadamente los procesos físicos que se modelan. La formulación de las ecuaciones es importante porque habitualmente se extrapolan fuera del rango utilizado para su desarrollo. Algunas correlaciones se han desarrollado con múltiples ecuaciones para varios rangos de gravedad del crudo. Normalmente, se selecciona 30°API como punto en el que las ecuaciones cambian. Pueden surgir discontinuidades en las relaciones como resultado del uso de múltiples ecuaciones. Otros métodos muestran tendencias no físicas. Se debe tener cuidado en el uso de estos métodos para cálculos de «uso general» en un amplio rango de condiciones.

  Las correlaciones propuestas por Vázquez y Beggs, Al-Najjar et al., Kartoatmodjo y Schmidt, De Ghetto et al., y Elsharkawy y Alikhan utilizan múltiples ecuaciones para cubrir el rango de gravedades API. Estos métodos suelen presentar discontinuidades en los límites. El método de Dokla y Osman no muestra prácticamente ninguna sensibilidad a la gravedad del crudo. La presión del punto de burbuja debería aumentar con el aumento de la temperatura. Los métodos propuestos por Dokla y Osman, Almehaideb, Elsharkawy y Dindoruk y Christman muestran una disminución. La presión del punto de burbuja debería disminuir con el aumento de la gravedad del gas. Los métodos propuestos por Asgarpour et al. (para las formaciones Cardium/Viking y D2/Leduc) y Elsharkawy son insensibles a la gravedad del gas o muestran un aumento de la presión del punto de burbuja con el aumento de la gravedad del gas. La correlación de Omar y Todd muestra una tendencia parabólica que es inexacta para gravedades de gas elevadas. Este método debería evitarse para sistemas de petróleo crudo con gravedades específicas del gas superiores a 1,10. Las Figs. 8 a 10 muestran estos resultados gráficamente.

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    Fig. 8 – Ejemplo de discontinuidades de correlación-gravedad API.

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    Fig. 9 – Correlaciones que muestran tendencias no físicas con la temperatura.

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    Fig. 10 – Correlaciones que muestran tendencias no físicas con la gravedad del gas de la solución.

    Además, se han encontrado otras correlaciones que muestran tendencias no deseables. A la presión atmosférica, donde el GOR de la solución es cero, Petrosky y Farshad determinan un valor de 50 a 100 scf/STB. Dindoruk y Christman proporcionaron ecuaciones separadas para el GOR y la presión del punto de burbuja debido a su complejidad. Ambas ecuaciones proporcionan resultados casi idénticos para sistemas de bajo GOR. Para sistemas con un GOR más alto (por ejemplo, más de 2.000 scf/STB), su ecuación GOR proporciona resultados más realistas; por lo tanto, cuando se utiliza el método de Dindoruk y Christman, se recomienda su ecuación para la solución GOR. Para calcular la presión del punto de burbuja, esta ecuación debe resolverse con métodos numéricos debido a su formulación. Las correlaciones propuestas por Owolabi y Hasan et al. no están definidas a presiones inferiores a 55 psia, mientras que el método de Al-Marhoun, publicado en 1985, tiene un límite de presión superior de 5.348 psia debido a la formulación de las ecuaciones.

    Las correlaciones se incorporan a menudo a programas informáticos en los que pueden utilizarse fácilmente para condiciones fuera del rango previsto para el método. Algunos métodos se comportan bien y proporcionan resultados razonables cuando se extrapolan. Otros métodos sólo deben utilizarse dentro de los límites definidos por los datos utilizados en el desarrollo de la correlación.

    Efectos de los gases no hidrocarburos

    Los gases no hidrocarburos que se encuentran típicamente en los sistemas de petróleo crudo son el nitrógeno, el dióxido de carbono y el sulfuro de hidrógeno. Las correlaciones de presión del punto de burbuja (con la excepción de Owolabi, Al-Marhoun, y Dokla y Osman) se desarrollaron con sistemas de petróleo crudo que no contenían cantidades significativas de impurezas en la fase gaseosa. Los trabajos de Jacobson, Glasø y Owolabi señalan la necesidad de procedimientos para modificar la presión del punto de burbuja calculada para estas impurezas. El nitrógeno no se disuelve fácilmente en el petróleo crudo, lo que provoca un aumento de la presión del punto de burbuja. Por otro lado, el dióxido de carbono y el sulfuro de hidrógeno son más solubles en el petróleo crudo que en el gas natural, lo que tiene el efecto de reducir la presión del punto de burbuja. Jacobson evaluó 110 muestras de PVT de petróleo crudo que contenían hasta un 14% de nitrógeno y descubrió que sólo era necesario un factor de corrección basado en el contenido de nitrógeno del gas y la temperatura de la mezcla. Se desarrolló una ecuación para tener en cuenta los efectos del nitrógeno en la presión del punto de burbuja.

    ………………..(4)

    Glasø examinó los efectos del nitrógeno, el dióxido de carbono y el sulfuro de hidrógeno en la presión del punto de burbuja y desarrolló correcciones para cada impureza. La corrección para el contenido de nitrógeno es una función del contenido de nitrógeno en el gas, la temperatura y la gravedad del petróleo crudo.

    ………………..(5)

    La corrección para el dióxido de carbono es una función del contenido de dióxido de carbono y la temperatura,

    ………………..(6)

    Mientras que la corrección para el sulfuro de hidrógeno es una función del contenido de sulfuro de hidrógeno en el gas de superficie y de la gravedad del petróleo crudo.

    ………………..(7)

    Las figuras 1 a 3 muestran estas correcciones. Owolabi encontró que el método de Jacobson era superior para corregir la presión del punto de burbuja calculada para el contenido de nitrógeno en los sistemas de petróleo crudo de Cook Inlet. El método de Jacobson se derivó de datos medidos que contenían menos de 14% de nitrógeno, mientras que los datos de Glasø cubrían sistemas con casi 20% de nitrógeno. Los factores de corrección de Glasø para el dióxido de carbono y el sulfuro de hidrógeno utilizaron datos medidos que contenían impurezas de 20 y 40%, respectivamente.

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      Fig. 1 – Factor de correlación de la presión del punto de burbuja del nitrógeno.

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      Fig. 2 – Factor de corrección de la presión del punto de burbuja del dióxido de carbono.

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      Fig. 3 – Factor de corrección de la presión del punto de burbuja del sulfuro de hidrógeno.

    Nomenclatura

    Mo	=	peso molecular del aceite, m, lbm/lbm mol
    T	=	temperatura, T, °F
    pb	=	presión del punto de burbuja, m/Lt2, psia
    γoc	=	gravedad específica del aceite «corregida»
    γom	=	gravedad específica del petróleo medida
    	=	presión del punto de burbuja del petróleo con CO2 presente en el gas de superficie, m/Lt2, psia
    	=	presión del punto de burbuja del petróleo con H2S presente en el gas de superficie, m/Lt2, psia
    	=	presión del punto de burbuja del petróleo con N2 presente en el gas de superficie, m/Lt2, psia
    pbh	=	presión del punto de burbuja del petróleo sin no hidrocarburos m/Lt2, psia
    γAPI	=	gravedad API del petróleo
    Kw	=	factor de caracterización de Watson, °R1/3

    Documentos dignos de mención en OnePetro

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    Ver también

    Propiedades de los fluidos del petróleo

    Caracterización del petróleo crudo

    PEH:Correlaciones_Sistema_Petróleo