Parámetros PVT

Introducción

Los análisis PVT son necesarios para conocer las propiedades de los fluidos presentes en el yacimiento. El muestreo se realiza al principio de la vida productiva del yacimiento, estos estudios son netamente necesarios para llevar a cabo actividades de la ingeniería de yacimientos, análisis nodales y diseño de instalaciones para la producción.

En este tema nos basaremos en mencionar y definir algunos parámetros que se obtienen en esta prueba, los cuales mencionaremos a continuación.

Relación gas en solución – petróleo (Rs)

Esta representa los pies cúbicos normales (PCN) de gas en solución o disueltos en un barril normal (BN) de crudo a condiciones de P y T determinadas.

Factor volumétrico de formación de petróleo (Bo)

Representa el volumen en barriles que ocupa un barril normal de petróleo mas su gas disuelto a (14,7 lpca y 60 ºF), en el yacimiento con sus determinadas condiciones de P y T.

Factor volumétrico de formación de gas (Bg)

Representa la relación que existe entre el volumen de gas a condiciones (P y T) del yacimiento y el volumen de esa misma masa de gas en superficie a condiciones normales (14.7 lpca y 60°F).

Factor volumétrico de formación total (Bt)

Representa el volumen en barriles ocupado por un barril normal de petróleo junto con su volumen de gas disuelto inicial a cualquier condición (P y T).

Relación gas – petróleo de producción (Rp)

Representa los pies cúbicos normales (PCN) de gas que se producen entre los barriles normales (BN) de crudo producidos.

El análisis PVT se basa en un conjunto de pruebas que se realizan en un laboratorio a diferentes presiones, volúmenes y temperaturas para determinar propiedades de los fluidos en un yacimiento petrolífero. Es por ello que mencionaremos a continuación dos tipos de pruebas muy usadas para este análisis.

Prueba de liberación instantánea o flash

Consiste en ir disminuyendo gradualmente la presión al sistema (a temperatura constante) manteniendo su composición total, es decir, el gas que se va liberando posterior a la presión de burbuja (Pb) permanece en contacto intimo con el liquido.

Los resultados que se obtienen de esta prueba son los siguientes:

1) Presión de Burbuja (Pb): Es la presión a la cual aparece la primera burbuja de gas disuelto en el liquido (Petróleo).

2) Volumen Relativo en Función de la Presión, (V/Vb): Donde Vb es el volumen correspondiente a la Pb.

3) Compresibilidad del Petróleo.

4) Función “Y”

Prueba de Liberación Diferencial

Consiste al igual que la prueba anterior en disminuir gradualmente la presión del sistema (a temperatura constante). Pero a diferencia de la prueba anterior, el gas que se va liberando posterior a su respectiva presión de burbuja (Pb) se extrae del sistema, para luego tener únicamente liquido y posteriormente se vuelve a disminuir la presión (hasta una inferior a la nueva presión de burbuja) y se vuelve a repetir el proceso (se extrae el gas del sistema).

Los resultados que se obtienen de esta prueba son los siguientes:

1) Factor de Compresibilidad del gas (Z)
2) Relación Gas Petróleo en solución (Rs)
3) Factor Volumétrico del Petróleo (Bo)
4) Factor Volumétrico del Gas (Bg)
5) Factor Volumétrico Total (Bt)
6) Densidad del Petróleo
7) Gravedad Específica del Gas
8) Gravedad API del crudo residual (°API)

Diagrama de fases para fluidos en el yacimiento

En el siguiente diagrama puede observarse algunos tipos de yacimientos de acuerdo a sus condiciones de P y T.

Punto Crítico: Es el punto donde se unen las curvas de burbujeo y rocío.

Punto de Burbujeo: Es el punto en el cual aparece la primera burbuja de gas en el liquido.

Punto de Rocío: Es el punto en el cual aparece la primera partícula de liquido en el gas.

Punto de temperatura cricondentérmica: Es la máxima temperatura donde hay un equilibrio entre el vapor y líquido.

Tipos de Yacimientos

Yacimientos de Gas Seco: Presenta una temperatura superior a la temperatura cricondentérmica y se mantiene en fase gaseosa tanto en el yacimiento como en la superficie.

Yacimientos de Gas Húmedo: Presenta una temperatura superior a la temperatura cricondentérmica pero a diferencia del anterior este de fase seca en el yacimientos pasa a superficie a una fase bifásica (gas mas liquido).

Yacimientos de Gas Condensado: Presenta una temperatura entre la crítica y la cricondentérmica, este a condiciones de yacimiento puede definirse en una fase gaseosa o en el punto de rocío pasando a la superficie a una zona bifásica (gas con liquido disuelto).

Yacimientos de Petróleo de Alta Volatilidad: Presenta una temperatura ligeramente inferior a la critica. La mezcla de hidrocarburos a condiciones iniciales, se encuentra en estado líquido cerca del punto crítico. El crudo presenta un alto encogimiento cuando la presión de yacimiento cae por debajo de la Pb.

Yacimientos de Petróleo Negro (Baja Volatilidad): Presenta bajo encogimiento.