lunes, 5 de octubre de 2009

Parámetros PVT

Las propiedades de los fluidos (agua, petróleo y gas) presentes en un yacimento son variables dependientes de la presión y temperatura, es por ello, que el estudio PVT tiene como objetivo analizar las diversas características que los componen y así determinar parámetros que predicen el comportamiento de un reservorio. Aunado a lo anterior, dichas pruebas proporcionan análisis nodales, cálculo como POES y esquemas para implementar óptimas tecnologías de producción en pozos a medida que son explotados.

En particular, es de notoria relevancia conocer el régimen de flujo que prevalece en el yacimiento, para establecer el tipo de hidrocarburo predominante bajo condiciones específicas. A fín, de caracterizar el tipo de crudo presente en un reservorio se emplea los diagramas de fases, en los cuales, se puede observar los diversos cambios de estado en las mezclas de hidrocarburos sometidos a una presión y temperatura determinada.

En el gráfico anterior, se muestra dos regiones principales que catalogan la composición del fluido que predomina en el yacimiento, dichas áreas se conocen como monofásica y bifásica (petróleo-gas). La frontera que las delimita se desigan con el nombre de "envolvente de saturación", la cual refleja diversas características como:

  • neas de Isocalidad: son líneas que unifican puntos de igual porcentaje volumétrico de líquido en la mezcla bifásica dentro de la envolvente.
  • Curva del punto de rocío: es la curva en la cual, existe la fase gaseosa con una parte infinitesimal de líquido (se libera la primera gota de líquido).
  • Curva del punto de burbujeo: es la curva en la cual, existe la fase líquida con una parte infinitesimal de gas (se libera la primera burbuja de gas).
  • Punto Crítico: es el punto donde convergen la curva de rocío con la curva de burbujeo, en el cual, las propiedades intensivas de la fase líquida y la fase gaseosa son iguales.
  • Temperatura Cricondentérmica: es la máxima temperatura en la que coexisten en equilibrio la fase líquida y vapor.
  • Presión Cricondembárica: es la máxima presión en la que coexisten la fase líquida y la fase de vapor en equilibrio.

Es notorio acotar, que para crudos el punto cricondembárico se encuentra a la izquierda del punto crítico, en contraste, para gas y gas condensado se halla a la derecha. Esta diferencia se debe a la composición del sistema, la cual permanece constante en el tiempo mientras que no se altere por medio de la inyección o extración de algún tipo de fluido en el yacimiento. Asimismo, se hace referencia que para mezclas con componentes livianos y volátiles la presión de burbujeo y de rocío son elevadas.

Por otra parte, en base al comportamiento de los fluidos los yacimientos se clasifican en:

  • Yacimientos de Gas Seco: son aquellos reservorios en los cuales, la mezcla de hidrocarburo se mantienen en fase gaseosa tanto en el yacimiento como en superficie. La Tyac > Tcdt, posee una composición de 96 % metano y sólo se puede obtener líquidos mediante la aplicación de procesos criogénicos. Su relación gas-líquido es mayor a 100.000 (PCN/BN).
  • Yacimientos de Gas Húmedo: son aquellos en la que la mezcla de hidrocarburos se mantiene en fase gaseosa en el yacimientos pero en superficie se presenta en fase bifásica. La Tyac>Tcd, su gravedad API >60 grados. Presenta componentes intermedios y el líquido es incoloro. Su relación gas-petróleo es mayor a 15.00o y permanece constante a lo largo desu vida productiva.

  • Yacimiento de Gas Condensado: son reservorios donde la composición de la mezcla gaseosa se mantiene constante antes de la curva de rocío a condiciones iniciales de yacimiento, una vez que se entra a la región bifásica presenta una condensación retrógrada durante la caída de presión isotérmica, hasta alcanzar la saturació crítica del líquido. La temperatura se encuentra entre los valores de temperatura crítica y temperatura cricondentérmica. Los condesados presentan una gravedad API entre 40-60 grados, su contenido de metano es mayor o igual a 60% y su color varía desde incoloro hasta amarrillo claro.

Condensación Retrógrada: este proceso se origina entre crítica y la temperatura cricondentérmica donde coinciden todas las lineas de isocalidad. En este punto, las moléculas más livianas se separan de los componentes más pesados bajo una caída de presión, quedando atrapados en el yacimiento hasta alcanzar un fase continúa. Se genera una condensación por lo cual, no es rentable la producción en esta zona del yacimiento debido a que, el líquido condensado queda adherido a las paredes del reservorio, permaneciendo inmovil, y por ello el gas producido en superficie poseerá menor líquido y la razón gas-petróleo aumentará.

  • Yacimiento de Petróleo Volátil: es un hidrocarburo cuya temperatura inicial es menor a la temperatura del punto crítico y se encuentra en estado líquido, posee un alto encogimento lo que quiere decir que a medida que se disminuye la presión se produce un agotamiento acelerado del crudo. Contiene altos componentes livianos, su gravedad API es superior a los 40 grados, mientras que su relación petróleo-gas oscilan entre 2000-500 PCN/BN.
  • Yacimientos de Petróleo Negro: es un reservorio en los cuales la Tyac<>baja volátilidad debido a que presenta poco encogimiento lo que quiere decir, a medida que se disminuye la presión el volumen de hidrocarburo no varía considerablemente. en este sentido, su RPG <2000,>

SOLUBILIDAD DEL GAS: consiste en la capacidad del fluido gaseoso para estar en contacto con el crudo. Depende de la presión, temperatura y conposión gas-petróleo, puesto que a medida que se incrementa la presión la cantidad de solución de gas aumenta, en contraste cuando la temperatura se eleva la solubilidad del gas disminuye. El presente concepto clasifica a los yacimientos en:

  • Yacimientos Subsaturados: no se libera gas durante la caída de presión, por lo tanto, el gas siempre se encuentra en contacto con el crudo, por lo cual, no se genera capa de gas.
  • Yacimiento Saturado: son aquellos reservorios dond eel petróleo no acepta más gas en solución bajo condiciones de presión y temperatura de yacimiento, en tanto comienza a decaer la presión hasta llegar a la presión de burbujeo se libera gas de la mezcla. Pude exitir o no capa de gas en contacto con el crudo.


    Propiedades de los Fluidos:
  • Factor Volumétrico de Formación del Gas (Bg): se define como el volumen de gas a condiciones de presión y temperatura de yacimiento con relación al volumen de gas encontrado a condiones estándar.

A medida que se disminuye la presión el gas se expande y al llegar al punto de burbuja comienza la liberación de gas, por lo que el volumen de gas liberado aumenta con refer¡encia al líquido en el reservorio.

  • Factor Volumétrico de Formación del Petróleo (Bo) : se define como el volumen de crudo mas gas en solución para determiadas condiciones de yacimiento, por unidad volumétrica de petróleo a condiciones estádar.


Con la caída de presión el petróleo tiende a expandirse y aumenta su volumen en el yacimiento, una vez alcanzada la presión de burbuja se comienza a liberar gas y por ende el volumen de petróleo tiende a disminuir.

  • Factor Volumétrico Total(Bt): se define como el volumen en barriles normales que ocupa el petróleo conjunto con el volumen de gas disuelto, tomando en cuenta la cantidad de hidrocarburo permanente en el reservorio y el gas liberado.

  • Relación Gas-Petróleo en solución (Rs): se denota como el volumen de pies cúbicos estádar de gas, que se disuelven en un barril normal de petróleo.


En la presión inicial de yacimiento, por encima d ela presión de burbujeo nigún gas se libera sel petróleo por lo que, la solubilidad del gas permanece constante con su valor máximo Rs. En la presión de saturación(Pb), el gas en solución comienza a ser liberado y por consiguiente el valor de Rs disminuye con el descenso de la presión.

  • Relación Gas-Petróleo Producido (Rp): se define como el volumen en pies cúbicos de gas producido a condiones normales con relación al volumen de peteróleo producido a condiones estándar.

Para la presión inicial a condiciones de yacimiento la relación de gas-petróleo prevalece constante debido a que, no se ha comenzado a producir o liberar gas en el sistema, una vez alcanzada la presión de burbuja, la Rp presenta una caída gracias a que el gas liberado no logra una fase continúa, por lo cual yace en el reservorio hasta obtener su saturación crítica a una presión de abando por debajo a la Pb, en este momento el gas comienza a expandirse y la relación gas-petróleo producido aumenta.

Pruebas para los Análisis PVT

Prueba de Liberación Diferencial: la separación diferencial es aquella donde la composición del sistema varía durante el agotamiento de presión. En este sentido, la Ti=Tyac, la Pi>Pb, a medida que se disminuye la presión se generá espacio en la celda para el fluido, aunado a lo anterior, simultáneamente se libera gas del sistema, el cual es extraído constantemente hasta alcanzar la presión atmosférica. Los resutados de esta prueba son el factor de compresibilidad dela gas (Z); Bo, Bg, Bt, Rs, la gravedad específica del gas, la gravedad API y densidad del petróleo.




Prueba de Liberación Intantánea: en la separación instantánea el gas siempre permanece en contacto con el crudo, por ende la composición del sistema no varía durante todo el agotamiento de presión. En este caso, la Ti=Tyac y la Pi debe ser mayor a la Pb, el proceso se lleva acabo bajo condiciones isotérmicas y una vez alcanzada la Pb se continua minimizando la presión mientras que el crudo se expande y el gas liberado permanece en contacto con él. De este tipo de liberación se obtiene el valor de la presión de burbujeo, la función Y, la compresibilidad del petróleo, y el volumen relativo de hidrocarburo referente a la presión.

1 comentario: