PARAMETROS PVT
La solubilidad del gas en el petróleo va a depender de: la presión, temperatura y de la composición del gas y del petróleo. De acuerdo a la solubilidad se puede clasificar los yacimientos en saturados y subsaturados.
Se dice que el petróleo de un yacimiento está saturado con gas a cualquier P y T cuando al disminuir un poco la presión se libera gas de la solución; mientras que, el petróleo de un yacimiento subsaturado con gas es aquel que a cualquier P y T al reducir ligeramente la presión no se libera gas de la solución, esto muestra que no hay gas libre en contacto con el petróleo.
Los parámetros PVT son los siguientes:
• Factor Volumétrico de Formación de Petróleo (Bo): Es el volumen de barriles que ocupa en el yacimiento un barril normal de petróleo (14.7 lpca y 60 °F), junto con el gas disuelto que puede retener el petróleo a las condiciones del yacimiento.
Gráfica Bo vs P
Se observa de la grafica que a medida que disminuye la presión en el yacimiento ocurre un aumento en el Bo, esto se debe a una expansión del petróleo; una vez q se alcanza la presión de burbuja y a presiones por debajo de la misma, comienza a decaer el Bo, ya que comienza a liberarse el gas que se encuentra disuelto en el petróleo.
• Relación Gas en Solución – Petróleo (Rs): Número de pies cúbicos normales (PCN) de gas que pueden disolverse en un barril normal (BN) de petróleo cuando ambos son llevados a las condiciones de presión y temperatura prevaleciente en el yacimiento.
Gráfica Rs vs P
Al disminuir la presión en el yacimiento el Rs permanece constante ya que no existe gas libre en el yacimiento, esto ocurre hasta que se alcanza el punto de burbuja, momento en el cual comienza a disminuir el Rs debido a la disminución de presión en el yacimiento.
• Factor Volumétrico de Formación de Gas (Bg): Es un factor que relaciona el volumen de gas en el yacimiento (a P y T) con el volumen de la misma masa de gas en superficie a condiciones normales (14,7 lpca y 60 °F).
Gráfica Bg vs P
A medida que disminuye la presión en el yacimiento el Bg aumenta desde la presión de burbuja hasta alcanzar las condiciones de superficie, se debe a la liberación de gas por el cambio de presión en el yacimiento.
• 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 de yacimiento.
Gráfica Bt vs P
A medida que disminuye la presión en el yacimiento el Bt aumenta debido a que el petróleo se expande; al alcanzar el punto de burbuja y seguir la disminución de la presión el Bt aumenta ya que empieza a liberarse gas, lo que produce un aumento de volumen sin importar la disminución de petróleo.
• Relación Gas – Petróleo de Producción (Rp): Está dada por los pies cúbicos normales de gas (PCN) producidos entre los barriles normales (BN) de crudo producidos.
Gráfica Rp vs P
Al disminuir la presión en el yacimiento el Rp se mantiene constante ya que no se está produciendo gas, pero al alcanzar la presión de burbuja ocurre una disminución del Rp debido a que el gas liberado se encuentra aislado. Se sigue disminuyendo la presión en el yacimiento y las burbujas de gas se unen ocasionando mayor energía en su desplazamiento fuera del yacimiento, lo que produce un aumento del Rp.
Fuentes:
Universidad Central de Venezuela, Clases de Ingeniería de Yacimientos I (Prof. Gustavo Prato)
Universidad Central de Venezuela, Clases de Ingeniería de Yacimientos II (Prof. Angel Da Silva)
