Parámetros PVT
Los pruebas PVT consisten en un grupo de análisis realizados en laboratorio a diferentes condiciones de presión, volumen y temperatura que nos ayudan a determinar las propiedades de los fluidos de un yacimiento petrolífero.
A continuación veremos algunos conceptos básicos relacionados con el comportamiento de los fluidos a condiciones determinadas, los cuales tendremos que tener en cuenta a la hora de los análisis.
Yacimientos Saturados: es cuando al disminuir levemente la presión en un yacimiento el petróleo libera gas de su solución.
Yacimientos Sub-saturados: es cuando al disminuir levemente la presión en un yacimiento el petróleo no libera gas de su solución, esto implica que no hay gas libre en contacto con el petróleo.
Factor Volumétrico de Formación de Petróleo (Bo)
Es la relación que existe entre el volumen de petróleo mas el gas disuelto a condiciones de yacimiento con el volumen de petróleo a condiciones normales (14,7 lpca y 60 °F).
Los pruebas PVT consisten en un grupo de análisis realizados en laboratorio a diferentes condiciones de presión, volumen y temperatura que nos ayudan a determinar las propiedades de los fluidos de un yacimiento petrolífero.
A continuación veremos algunos conceptos básicos relacionados con el comportamiento de los fluidos a condiciones determinadas, los cuales tendremos que tener en cuenta a la hora de los análisis.
Yacimientos Saturados: es cuando al disminuir levemente la presión en un yacimiento el petróleo libera gas de su solución.
Yacimientos Sub-saturados: es cuando al disminuir levemente la presión en un yacimiento el petróleo no libera gas de su solución, esto implica que no hay gas libre en contacto con el petróleo.
Factor Volumétrico de Formación de Petróleo (Bo)
Es la relación que existe entre el volumen de petróleo mas el gas disuelto a condiciones de yacimiento con el volumen de petróleo a condiciones normales (14,7 lpca y 60 °F).
Es la relación que existe entre el volumen de gas a condiciones de yacimiento (P y T) y el volumen de gas a condiciones normales (14,7 lpca y 60 °F).
Relación de gas en solución-petróleo (Rs)
Es la relación que existe entre el volumen de gas que resulta de la separación en la superficie en condiciones normales y el volumen de petróleo que resulta también de esa separación en las mismas condiciones.
Factor Volumétrico de Formación Total (Bt)
Es el volumen que ocupa un barril normal de petróleo junto con su volumen inicial de gas disuelto a cualquier presión y temperatura de yacimiento.
Relación Gas-Petróleo de Producción (Rp)
Esta relación esta dada por los pies cúbicos normales de gas (PCN) producidos entre los barriles normales (BN) de crudo producidos.
Liberación Instantánea o Flash
Composición total del sistema permanece constante durante el agotamiento de presión.
Todos los gases liberados de la fase líquida durante una reducción de presión permanecen en contacto íntimo y en equilibrio con la fase líquida de la que se liberaron.
Liberación Diferencial
Composición total del sistema varía durante el agotamiento de presión.
El gas liberado durante una reducción de presión es removido parcial o totalmente del contacto con el petróleo.
Diagrama de Fases
Como se puede notar en el diagrama de fases presentado anteriormente existen diversos tipos de yacimientos reflejados en el gráfico, se explicarán a continuación cada uno de ellos con el fin de poder diferenciarlos con mayor facilidad.
a) Yacimientos de Gas:
a) Yacimientos de Gas:
Yacimientos de Gas Seco: son aquellos reservorios en los cuales la mezcla de hidrocarburos se mantiene gaseosa tanto en yacimiento como en superficie, la temperatura en yacimiento excede la temperatura cricondentérmica. En este tipo de yacimientos no se observa condensación retrógrada.
Yacimientos de Gas Húmedo: se definen como todos aquellos reservorios en los cuales la mezcla de hidrocarburos se mantiene gaseosa en el yacimiento pero en superficie entra en la zona bifásica. En este tipo de yacimientos la temperatura presente es superior a la temperatura cricondentérmica.
Yacimientos de Gas Condensado: son reservorios en donde la mezcla de hidrocarburos se mantiene gaseosa o en punto de rocío a condiciones iniciales de yacimientos pero luego al entrar en la región bifásica presenta condensación retrógrada durante la reducción de la presión a temperatura constante hasta cierto punto en el cual la saturación de líquido empieza a descender. En este tipo de yacimientos la temperatura presente se encuentra entre la temperatura crítica y la temperatura cricondentérmica.
b) Yacimientos de Petróleo:
b) Yacimientos de Petróleo:
Yacimientos de Petróleo de Alta Volatilidad o "Cuasi-Crítico": son reservorios en los cuales la mezcla de hidrocarburos se encuentra inicialmente cerca del punto crítico en estado líquido, la reducción de la presión a temperatura constante origina considerables cambios en la relación gas-petróleo de solución y cuando la presión de yacimiento cae por debajo de la presión de burbuja se produce un agotamiento acelerado del crudo. La temperatura en yacimiento es ligeramente menor a la temperatura crítica
Yacimientos de Petróleo de Baja Volatilidad o "Petróleo Negro": son reservorios en los cuales la temperatura de yacimiento es mucho menor a la temperatura crítica, la reducción de la presión a temperatura constante no produce grandes cambios en cuando a la relación gas-petróleo de solución.
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