Yacimiento

Parámetros y Pruebas PVT

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

Condiciones normales.

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

ECUACION DE BALANCE DE MATERIALES (EBM)

La ecuación de balance de materiales (EBM) se deriva como el balance volumétrico que iguala la producción acumulada de fluidos, expresada como un vaciamiento, y la expansión de los fluidos como resultado de una caída de presión en el yacimiento.

Se basa en la ley de conservación de la materia, que establece que la masa de un sistema cerrado permanece siempre constante

La forma general de la EBM fue desarrollada inicialmente por Schilthuis en 1941. La EBM establece que la diferencia entre la cantidad de fluidos iniciales en el yacimiento y la cantidad de fluidos remanentes en el yacimiento es igual a la cantidad de fluidos producidos.

Para la aplicación del balance de materiales se toman en cuenta algunas consideraciones importantes, tales como:

1. Volumen poroso constante. No existe compactación ni subsidencia.

2. El PVT es representativo del yacimiento

3. Proceso isotérmico

4. Cw y Cf son despreciables

5. Se considera equilibrio termodinámico entre el gas y el petróleo a presión y temperatura de yacimiento

6. Dimensión cero.

Entre las aplicaciones principales de este método tenemos la Determinar hidrocarburos iniciales en el yacimiento, Evaluar We conociendo N o G, Predecir el comportamiento y recobro final de yacimientos especialmente los que producen por gas en solución o depleción y Evaluar factores de recobro

Yacimientos de hidrocarburos

Se puede definir como cuerpo de roca que tiene suficiente porosidad y permeabilidad para almacenar y transmitir fuidos.Su clasificación en base a los hidrocarburos que que contiene se puede mostrar de la siguiente forma.

Yacimientos de gas:

Gas seco : Su pricipal característica es que la temperatura del yacimiento es mayor que ta cricondertérmica . La mezcla de hidrocarburos se mantiene en fase gaseosa tanto en el yacimiento como en superficie y se compone mayoritariamente de metano. Si se necesita extraer líquidos; sólo se pueden obtener por procesos criogénicos.

Gas húmedo: La mezcla de hidrocarburos permanece en estado gaseoso en el yacimiento pero al llegar a la superficie cae en la región bifásica. Es decir tenemos gas y líquido ; este líquido producido es incoloro y de ºAPI mayor a 60.

Gas Condensado: La temperatura critica es menor que la del yacimiento y esta a su vez menor que la temperatura cricondertérmica. Se puede definir como un líquido con gas disuelto en donde la mezcla de hidrocarburos se encuentra en fase gaseosa o en el punto de rocío a condiciones iniciales del yacimiento. Si se reduce la presión y la temperatura en el sistema de produción se entra en la región bifásica y origina en la superficie un condensado incoloro o amarillo y ºAPI (40-60).

Yacimientos de Petróleo:

Petróleo de alta Volatilidad : también conocido como cuasicrítico ; la temperatura del yacimiento es ligeramente inferior a la temperatura crítica. Se obtiene una mezcla de hidrocarburos a condiciones iniciales en estado líquido cerca del punto crítico. Es muy dificil el equilibrio de fase en estos yacimientos . ºAPI mayor a 40.

Petróleo Negro: o de baja volatilidad; la temperatura del yacimiento es mucho mayor que la temperatura crítica. el líquido producido es de color negro o verde oscuro. ºAPI menor 40 y el factor volumétrico de formación de petróleo es menor de 1.5.

Parámetros PVT y Tipos de Yacimientos de Hidrocarburos

Petróleo, gas y agua son los fluidos que se pueden hallar en un yacimiento y cuya disposición va a depender de la densidad. Sus acumulaciones generalmente ocurren en trampas subterráneas formadas por características estructurales, estratigráficas o ambas. Es por ello, que es de potencial importancia que el objetivo principal de un Ingeniero de Petróleo sea determinar el comportamiento de dichos fluidos, solos o en combinación, bajo condiciones estáticas o de movimiento en la roca donde se almacenan y en las tuberías, ya en el proceso de producción, con cambios de temperatura y presión. De estos dos últimos parámetros el que gobierna el estado físico de los fluidos en el yacimiento es la presión, ya que la temperatura es esencialmente constante. En la mayoría de los casos el estado físico de los fluidos en el subsuelo no está relacionado con el estado del fluido producido en la superficie.

Bajo las condiciones iniciales en el yacimiento, los hidrocarburos se encuentran bien sea en estado monofásico o en estado bifásico. En el primer caso, puede ser líquido, situación en la cual todo el gas presente está disuelto en el petróleo, o puede ser gaseoso. En el segundo caso, cuando existe la acumulación bifásica, al estado de vapor de denomina capa de gas y al estado líquido subyacente, zona de petróleo. Sin embargo, el petróleo crudo puede estar saturado o subsaturado.

El petróleo se encuentra saturado con gas a cualquier presión y temperatura si al reducir ligeramente la presión, cierta cantidad de gas en solución es liberada. En contraste, el petróleo subsaturado, no la liberará con un leve cambio de presión.

...