Los parámetros de presión, volumen y temperatura (PVT), no son más que una serie de análisis que se realizan en laboratorio para determinar las propiedades de los fluidos de un yacimiento.
A través del análisis de estos tres parámetros se pueden identificar cuáles son los mecanismos más adecuados para mantener una taza de producción constante e identificar el petróleo originalmente en sitio (POES), entre otros elementos, para así iniciar la producción del yacimiento. Para estos análisis se requieren muestras representativas.
• Factor volumétrico de formación del petróleo (βo).
Se define como el volumen en barriles de petróleo a las condiciones del yacimiento ocupado por un barril normal de petróleo más su gas en solución.
Gráfico βo vs. Presión
Del grafico se observa que a presiones mayores a la presión de burbuja (Pb) existe una región monofásica (únicamente petróleo). A medida que va disminuyendo la presión el petróleo se va expandiendo (mayor volumen de petróleo), hasta que alcanza la Pb que es cuando aparece la primera burbuja de gas y pasa a ser una región bifásica. Al seguir la disminución de la presión el petróleo continua expandiéndose al igual que el gas que se libera de él, pero este se expande a una proporción menor que a la liberación del gas, es decir, después que la presión es menor que la Pb el volumen de petróleo va disminuyendo debido a su comprensibilidad.
• Factor volumétrico de formación del gas (βg).
Se define como la relación del volumen de una masa de gas a las condiciones del yacimiento entre el volumen de esa misma masa de gas a condiciones normales.
Para que pueda existir un βg se tiene que estar en presencia de un yacimiento de gas (existe únicamente gas) o en un yacimiento de petróleo cuya presión es inferior a la presión de burbuja.
- Relación gas en solución – petróleo (Rs)
Se define como el volumen de gas en solución en pies cubicos normales que pueden disolverse en un barril normal de petróleo a determinada condición de presión y temperatura.
Del grafico se observa que el Rs permanece contante antes de la presión de burbujeo debido a que el gas todavía no se ha liberado. Una vez que alcanza la presión de burbujeo el gas en solución comienza a liberarse, por lo que el gas en solución comienza a disminucion resultando una disminución del Rs.
- Factor volumétrico de formación total (Bt).
Es el volumen en barriles normales que ocupa un barril de petróleo más el volumen de gas que se encuentra disuelto inicialmente a cualquier presión y temperatura.
Del grafico se observa que a medida que se va disminuyendo la presión el volumen de petróleo se va expandiendo; al llegar a la presión de burbuja se comienza a liberar gas, por lo que ahora no solo se toma en cuenta la disminución del volumen de petróleo debido al aumento del gas libre, sino que tambié se toma en cuenta el volumen de gas formado, por lo que se puede decir que después de pasar la presión de burbuja se toma el volumen total de ambos fluidos.
- Relación gas – petróleo de producción (Rp)
Este parámetro se define como el volumen en pies cúbicos normales de gas producidos entre los barriles normales de petróleo producidos.
Del grafico se observa que la relación gas-petróleo de producción permanece contante hasta que llega al punto de burbujeo, al llegar a la presión de burbujeo se comienza a liberar gas pero este se queda atrapado en el yacimiento ya que su saturación es menor que la saturación critica, por lo que solo se está produciendo petróleo con gas en solución (pequeña disminución del volumen de producción) por eso se observa una peque disminución del Rp después del punto de burbuja, al gas alcanzar la saturación critica comienza a producirse junto con petróleo con gas en solución (aumento del Rp) formando una fase continua, hasta que el gas disminuye.
Tipos de Liberación de Gas
- Liberación instantánea o flash
En esta prueba la composición total del sistema permanece constante durante la disminución de presión.
- Liberación Diferencial
Para esta prueba la composición total del sistema va variando durante el proceso de disminución de presion, esto debido a que el gas liberado va siendo extraido totalmente o parcialmente del contacto con el petróleo.
Clasificación de los yacimientos en función a la mezcla de hidrocarburos que contienen.
- Yacimiento de Gas
a) Yacimientos Gas Seco: Los componentes del gas suelen ser livianos, principalmente metano. En este no hay presencia de petróleo.
b) Yacimientos de Gas Húmedo: Los componentes de este gas suelen ser un poco más pesados que los del gas seco. En este solo hay gas con un porcentaje pequeño de líquido o gas seco.
c) Yacimientos de Gas Condensado: Los componentes de este gas suelen ser los más pesados. En este solo hay gas con un alto porcentaje de liquido.
- Yacimientos de Petróleo:
b.- Yacimientos de Petróleo Volátil: Están formados por los compuestos más livianos. Este es de Alto Encogimiento.
Fuentes:
Clases de Ingeniería de Yacimientos II Ing. Angel Dasilva, Guia de Ingeniería de Yacimientos I Ing. gustavo Prato, Escuela de Ingeniería de Petróleo, Universidad Central de Venezuela
http://ingenieria-de-yacimientos.blogspot.com/2009/03/factores-volumetricos-de-formacion.html, http://industria-petrolera.blogspot.com/2008/10/relacin-gas-petrleo-de-produccin-rp.html, http://yacimientos-de-gas-condensado.blogspot.com/2008/09/parmetros-pvt-de-yacimientos-de-gas-y.html, http://ingenieria-de-yacimientos.blogspot.com/search?q=Liberaci%C3%B3n+instant%C3%A1nea+o+flash,http://1.bp.blogspot.com/_FFZDkOgIfnY/SPImMNfIXuI/AAAAAAAAACA/XgRfUvQRGy8/s320/Imagen+4+del+blog+4.bmp
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