Parámetros y Pruebas PVT en 9:18

Parámetros PVT

Los parámetros PVT son un conjunto de valores que permiten relacionar los volúmenes de hidrocarburos presentes en el reservorio a las condiciones de presión y temperatura del mismo con los volúmenes de la misma masa a condiciones normales de presión y temperatura(14,7 lpca y 60°F). Estos parámetros son:

1.- Factor Volumétrico de Formación de Petróleo (βo): Se establece como el volumen de petróleo en barriles a condiciones de presión y temperatura del yacimiento ocupado por un barril de petróleo y su gas en solución a condiciones normales.

Gráfico βo vs. Presión

2.- Factor Volumétrico de Formación de Gas (βg): Se establece como la relación entre el volumen de cierta masa de gas a condiciones de yacimiento entre el volumen de esa masa a condiciones normales.

Gráfico βg vs. Presión

3.- Factor Volumétrico de Formación Total (βt): Es el volumen en barriles a condiciones normales ocupado por un barril normal de petróleo mas su volumen de gas disuelto a una presión y temperatura cualquiera.

Gráfico βt vs. Presión

4.- Relación Gas en solución-Petróleo (Rs): Este parámetro se puede definir como el volumen de gas (en pies cúbicos) a condiciones normales que pueden disolverse en un barril de petróleo a las mismas condiciones, pero a una determinada presión y temperatura.

Gráfico Rs vs. Presión

5.- Relación Gas Petróleo en Producción (Rp): En este caso se define como el volumen de gas (en pies cúbicos)a condiciones normales producidos entre el volumen de petróleo también a condiciones normales producidos.

Gráfico Rp vs. Presión (En este caso la presión disminuye de izquierda a derecha)

Las gráficas anteriores corresponden a yacimientos de petróleo y se observa en todas un cambio en el comportamiento de la misma despues del punto de burbujeo, ya que es a partir de este punto (a una determinada presión y temperatura que depende de la composición del hidrocarburo) donde se comienza a liberar el gas que está disuelto en el petróleo modificando el comportamiento de las gráficas y generando lo que se llamaría un punto de inflexión en el trazado.

Pruebas PVT

Las pruebas PVT se realizan con la finalidad de conocer las caracteristicas del yacimiento para así poder escoger el método más apropiado de producción y asi como también identificar otros parámetros importantes para la cuantificación y cálculo del volumen de hidrocarburos en el reservorio, existen 2 tipos de pruebas PVT:

a.- Liberación Instantánea o Flash:
En este tipo de prueba la composición total del sistema de estudio permanece constante a lo largo del proceso de disminución de presión.

b.- Liberación Diferencial:
Para este caso la cantidad total de materia va variando a medida que se disminuye la presión, es decir a medida que se va liberando gas dentro del cilindro este se va extrayendo.

Diagrama de Fases de Fluidos en el Yacimiento

Al momento de realizar alguna de las pruebas PVT explicadas anteriormente se puede obtener un diagrama Presión-Temperatura para el yacimiento donde es posible observar de manera mas facil y precisa el comportamiento de los fluidos que allí se encuentran, además de conocer ciertos parámetros que aplicando las tecnicas mas apropiadas de producción permiten obtener el mayor factor de recobro del reservorio.
Un diagrama de fases típico es el que se muestra a continuación:

De allí se pueden observar varios elementos importantes para el estudio de los yacimientos tales como:

a.- Curva de Burbujeo: Conjunto de puntos antes del punto critico que corresponden a valores de presión y temperatura en donde se libera la primera burbuja de gas en el yacimiento (básicamente en yacimientos de petróleo negro).

b.- Curva de Rocío: Conjunto de puntos ubicados despues del punto critico que corresponde a valores de presión y temperatura en donde aparece la primera gota de líquido en el yacimiento donde originalmente era solo gas.

c.- Punto Crítico: Punto donde se unen las curvas de rocío y burbujeo.

d.- Punto Cricondenbárico: Es el punto de máxima presión a la cual existe en equilibrio la fase líquida con la fase gaseosa.

e.- Punto Cricondentérmico: Es el punto de máxima temperatura donde existe equilibrio entre la fase líquida y la fase gaseosa.

f.- Curvas de Isocalidad: Curvas donde existe un porcentaje de líquido constante.

Bajo estas premisas y dependiendo de las caracteristicas de los fluidos presentes en el yacimiento, este se puede clasificar en varios tipos:

1.- Yacimientos de Petróleo:

a.- Yacimientos de Petróleo Negro.(Bajo encogimiento, por lo general Bo<1,5)
b.- Yacimientos de Petróleo Volátil. (Alto Encogimiento, por lo general Bo>1,5)

2.- Yacimientos de Gas:

a.- Yacimientos de Gas Seco.( Temperatura del yacimiento mayor que la temp. cricondentérmica y no hay presencia de petróleo).
b.- Yacimientos de Gas Húmedo.(Temperatura del yacimiento mayor que la temp. cricondentérmica y hay presencia de petróleo).
c.- Yacimientos de Gas Condensado. (Temperatura del yacimiento mayor a la temperatura crítica y menor que la temperatura cricondentermica).

Fuentes:

Clases de Ingeniería de Yacimientos I e Ingeniería de Yacimientos II, Escuela de Ingeniería de Petróleo, Universidad Central de Venezuela

Imágenes tomadas de diversos blogs pertencientes a:

http://www.lacomunidadpetrolera.com
http://3.bp.blogspot.com/_toZVzSIvdZM/SSjxLgn2ZTI/AAAAAAAAAMc/AF3U2eEptQo/s400/Bo2.jpg
http://3.bp.blogspot.com/_VZS47hCFeyM/SbwLCV13P_I/AAAAAAAAABs/FmLXX63IO38/s400/Imagen+2.png
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http://1.bp.blogspot.com/_cEVJDZrq_58/SbTgkIACjgI/AAAAAAAAAE8/F4NdRhvXg3A/s400/Blog+2.+Imagen+1.jpg
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http://1.bp.blogspot.com/_QoyhOIqFQCs/SPFfk12Gp_I/AAAAAAAAABE/SSvosu3wxWk/s400/escanear0009.jpg
http://4.bp.blogspot.com/_sGuL6WHPHg4/SOFfstBmaSI/AAAAAAAAACQ/8L-rV-HYTxA/s400/liberacion+d.JPG
http://2.bp.blogspot.com/_LoAsy_U93d4/SbxWcmb9E6I/AAAAAAAAABA/Taqwj9UAelA/s320/Dibujo1.jpg