Clase N° 1: Parámetros PVT

Solubilidad del gas

Es la medida que muestra la máxima cantidad de gas que puede disolverse en un volumen determinado de petróleo. Depende de parámetros como la presión, la temperatura y la composición de gas y petróleo.

Yacimientos saturados

En este tipo de yacimientos el petróleo se encuentra saturado de gas a cualquier presión y temperatura si al reducir un poco la presión se libera gas de la solución.

Yacimientos subsaturados

Un yacimiento se encuentra subsaturado con gas a cualquier presión y temperatura si al reducir un poco la presión no se libera gas de la solución, lo que implica que no existe gas libre en contacto con el petróleo.

Parámetros PVT

Los parámetros PVT se obtienen mediante un análisis a distintas presiones, volúmenes y temperaturas para establecer las propiedades de los fluidos de un determinado yacimiento de petróleo.

Tipos de liberación de gas

Liberación instantánea o Flash

Se comienza con una presión mucho mayor a la presión de burbujeo con una temperatura igual a la temperatura del yacimiento. Luego se expande el petróleo (Aumenta el volumen) a la misma temperatura hasta alcanzar la presión de burbujeo. Se continúa la expansión para presiones menores a la de burbujeo, lo que implica liberación de gas, el cual se mantiene en contacto con el petróleo, esto indica que la compasión no varía durante el proceso.

Con esta prueba obtendremos la presión de burbujeo, el volumen relativo en función de la presión y la compresibilidad de petróleo.

Liberación Diferencial

Inicialmente la presión es igual a la presión de burbujeo con una temperatura igual a la temperatura del yacimiento. Después se aumenta el volumen para disminuir la presión, lo que lleva a la liberación del gas, el cual es removido de la celda. Este proceso se repite varias veces hasta llegar a la presión atmosférica.

Aplicando dicha prueba se obtiene el factor de compresibilidad del gas, densidad del petróleo, gravedad específica del gas, gravedad API, Rs, Bo, Bg y Bt.

Factor Volumétrico de Formación del Petróleo (Bo)

Es la relación que existe entre el volumen de petróleo más gas disuelto a condiciones de yacimiento necesario para producir un barril de petróleo a 14.7 lpca y 60°F (Condiciones de superficie).

A medida que el petróleo va hacia la superficie, va disminuyendo la presión y temperatura por lo que el petróleo se va expandiendo hasta que se llega a la presión de burbujeo, el gas comienza a liberarse y el volumen de petróleo comienza a disminuir, es decir, el Bo va aumentando a medida que la presión y la temperatura van disminuyendo antes de llegar a la presión de burbujeo, y después de que se alcanzar la presión de burbujeo comienza a disminuir por causa del gas liberado que anteriormente se encontraba disuelto en solución.

Factor Volumétrico de Formación del Gas (Bg)

Es la relación que existe entre un volumen de gas a condiciones de yacimiento y el mismo volumen de gas a condiciones de superficie. Esta aumenta considerablemente después de alcanzar la presión de burbujeo.

Factor Volumétrico de formación Total (Bt)

Es el volumen que ocupa un barril fiscal de petróleo junto con su volumen inicial de gas disuelto a cualquier presión y temperatura.

A medida que disminuye la temperatura y la presión, antes de llegar a la presión de burbujeo, el Bt va aumentando por la expansión del volumen de petróleo más gas disuelto, después de que se alcanza el puno de burbujeo, el Bt crece rápidamente por la liberación del gas.

Relación Gas en Solución-Petróleo (Rs)

Es la relación que existe entre el volumen de gas expresado en pies cúbicos normales (PCN) y el volumen de petróleo expresado en barriles normales (BN) en el que se puede disolver dicha cantidad de gas a condiciones de presión y temperatura del yacimiento.

Esta relación se mantiene constante antes de alcanzar la presión de burbujeo encontrándose en una región monofásica, luego comienza a decaer junto con la presión y temperatura encontrándose en una región bifásica.

Relación Gas-Petróleo en Producción (Rp)

Esta dada por el volumen de gas producido expresado en pies cúbicos normales (PCN) entre el volumen de petróleo producido expresado en barriles normales (BN).

El Rp se mantiene constante para presiones mayores que la presión de burbujeo, al alcanzar dicha presión existe una pequeña disminución ya que parte del gas se queda atrapado en las paredes de la roca que contiene al fluido, para después comenzar a crecer rápidamente por la liberación del gas, hasta cierto punto donde empieza a decaer levemente ya que el gas que se encontraba disuelto en el petróleo se a liberado.

Caracterización de Yacimientos

Clasificación de yacimientos en base a la mezcla de hidrocarburos

Yacimientos de Gas
Gas seco: Se encuentra a temperaturas mayores que la temperatura cricondentérmica, la mezcla se mantiene en gas tanto en el yacimiento como en la superficie. Generalmente es gas metano y solo puede extraerse por métodos criogénicos. En este tipo de yacimientos no se presenta la condensación retrógrada.
Gas Húmedo: Se presenta a temperaturas mayores a la temperatura cricondentérmica, el hidrocarburo que se encuentra en región monofásica (Gas) con características incoloras y gravedad API mayor a los 60° a condiciones de yacimiento, cambiando a región bifásica en la superficie.
Gas condensado: La temperatura de este tipo de yacimiento esta entre la temperatura crítica y la cricondentérmica. A medida que disminuye la presión isotérmicamente el gas (Gas con líquido disuelto) presenta una condensación retrógrada, pasando así a una región bifásica en la superficie con gravedad API oscilante entre los 40° y 60°, presentándose incoloro-amarillo.

Yacimientos de Petróleo
De alta volatilidad: Este tipo de yacimientos se encuentra con una temperatura poco menor que la temperatura cricondentérmica, cerca del punto crítico a condiciones de yacimiento el hidrocarburo se encuentra en fase líquida, después del punto de burbujeo el gas comienza a liberarse rápidamente del petróleo, y este comienza a disminuir su volumen, a condiciones de superficie se presenta con un color amarillo oscuro-negro con una gravedad mayor a 40° API y un Factor Volumétrico de Formación del Petróleo (Bo) mayor a 1.5 BY/BN.
De baja volatilidad: Se presenta una temperatura mucho menor que la temperatura crítica. Este tipo de hidrocarburo presenta un alto contenido de heptano plus. A condiciones fiscales el se encuentra a una gravedad menor a los 40° API con un color negro o verde oscuro y un Bo menor al 1.5 BY/BN.

Referencia: Clase N° 1, Prof. Ángel Da Silva.