ColumnaPetrolera: Parametros PVT

Parámetros PVT:

Para hablar de parámetros PVT es importante hablar primero de Pruebas PVT. Las pruebas PVT son ensayos de muestras de fluidos tomados a diferentes Presiones, Volúmenes y Temperaturas; Estos ensayos son llamados Análisis PVT los cuales pueden ser recopilados directamente del fondo de un pozo o mediante Recombinación Artificial que no es mas que la simulación en laboratorio de las condiciones a las que se encuentran los fluidos en el fondo del pozo.

Las pruebas PVT se realizan básicamente para conocer las características del yacimiento para así decidir el método de producción más eficiente.

Pruebas PVT:

1. Liberación Instantánea o Flash: En esta prueba la composición total del sistema permanece constante a lo largo del proceso de disminución de presión.

2. Liberación diferencial: A diferencia de la prueba Flash y tal como su nombre lo indica, en la prueba de Liberación Diferencial la cantidad de materia va variando durante la disminución de presión ya que se va extrayendo del cilindro de pruebas el Gas liberado.

Para realizar las pruebas PVT antes descritas es importante tener un diagrama presión vs Temperatura para el yacimiento en estudio ya que ayuda a predecir el comportamiento de los fluidos a lo largo del agotamiento isotérmico de presión.

Existe un diagrama presión vs Temperatura para cada tipo de yacimiento por lo que es necesario saber previamente con que tipo de yacimiento se esta trabajando para hacer un modelado preciso del mismo.

Los yacimientos se clasifican según los tipos de fluidos que contienen tal como siguen:

Yacimientos de Petróleo:

1. Yacimientos de petróleo Negro (Bajo encogimiento).
2. Yacimientos de petróleo Volátil (Alto encogimiento).

Yacimientos de Gas:

1. Yacimientos de Gas seco (No contiene Petróleo).
2. Yacimientos de Gas Húmedo (Hay presencia de Petróleo).
3. Yacimientos de Gas Condensado.

Parámetros PVT:

1. Factor Volumétrico de Formación (Bo).
2. Relación Gas en solución Petróleo (Rs).
3. Factor volumétrico de Formación de Gas (Bg).
4. Factor de Compresibilidad (Z).
5. Factor volumétrico de Formación Total (Bt).
6. Relación Gas Petróleo de producción (Rp).

1. Factor Volumétrico de formación (Bo): El Factor Volumétrico de Formación es una relación entre el volumen que ocupa un barril de Petróleo cuando es medida a condiciones de Yacimiento con respecto al mismo Barril medido a condiciones de superficie ( 14.7 lpca y 60 F). Las diferencias existen porque cambian los parámetros de presión y Temperatura por lo tanto también cambia el Volumen que a condiciones de superficie es ocupado por el petróleo mas el gas en solución que queda en el.

2. Relación Gas en solución Petróleo (Rs): Esta relación se refiere a la solubilidad del gas en un crudo y esta dada por los Pies Cúbicos Normales de Gas que se encuentran en solución en un Barril Normal de Crudo a determinadas condiciones de presión y Temperatura.

3. Factor Volumétrico de Formación de Gas (Bg): El Factor Volumétrico de Formación de Gas es la relación que existe entre el Volumen de Gas a presión y Temperatura de Yacimiento y el Volumen de la misma masa de Gas medida en superficie a condiciones de presión y Temperatura Normales.

4. Factor de Compresibilidad (z): El factor de compresibilidad es un factor introducido a la ecuación de estado de los Gases Ideales para adaptar la ecuación a los gases reales. Este valor puede ser obtenido experimentalmente dividiendo el volumen real de n moles de gas a ciertas P y T entre el volumen ideal ocupado por la misma cantidad de gas a las mismas condiciones de presión y Temperatura.

5. Factor Volumétrico de Formación Total (Bt): El facto Volumétrico de Formación total se define como el Volumen (medido en Barriles) que ocupa un Barril Normal de Petróleo con su Volumen inicial de Gas disuelto a cualquier condición de presión y Temperatura.

6. Relación Gas Petróleo de Producción: Es una relación entre los Pies Cúbicos Normales de Gas producidos y los Barriles Normales de Crudo producidos.