CLASE 01

PARAMETROS PVT

Conceptos básicos: yacimiento, presión, temperatura, saturación, condiciones normales, gradiente de presión, gradiente geotérmico, presión de burbuja, presión de rocío.

Las pruebas PVT tienen el objetivo de ofrecernos los datos necesarios para realizar un balance de materiales en el yacimiento.

Para obtener los datos del análisis realizamos pruebas con muestras del yacimiento. Una manera sencilla de entender cómo se realizan las pruebas es pensar en una botella de refresco. Al principio, cuando la botella está cerrada solo observamos una fase, la líquida, todo el gas que contiene la bebida esta disuelto en ella. Pero ¿qué ocurre si abrimos la botella? Observamos que se comienza a liberar gas y en el líquido se pueden ver pequeñas burbujas que se mueven hacia la superficie y se liberan, ¿por qué sucede esto? Bien, al destapar el refresco, que tenía una cierta presión en el interior mayor a la del ambiente, generamos un diferencial de presión y el gas que saturaba por completo la solución se libera porque la bebida a esa presión y temperatura ya no lo disuelve en ella por completo.

Esto mismo pasa en un yacimiento cuando lo alteramos, en general con la perforación de un pozo. En el subsuelo el petróleo se encuentra mezclado con el gas en una solución a cierta presión que depende del gradiente de presión, la profundidad y a una temperatura que a su vez depende del gradiente geotérmico, al abrir un pozo, producimos un diferencial de presión y los compuestos, desde los más ligeros al principio, hasta los más pesados, migran hacia las zonas de menor presión (el pozo y posteriormente la superficie).

Para que encontremos petróleo con gas en solución es importante considerar una propiedad fundamental del último, la solubilidad, que es la facilidad que tiene el gas para disolverse en el petróleo crudo y está íntimamente ligada a la presión, temperatura y composición tanto del hidrocarburo crudo como el gaseoso.

Dependiendo de la cantidad de gas disuelto y de la presión a la que nos encontremos, pueden existir diferentes tipos de yacimientos. Una de las clasificaciones más generales es yacimientos saturados o yacimientos subsaturados. Los yacimientos saturados son aquellos donde con un pequeño diferencial de presión puedo notar la liberación de gas. Los yacimientos subsaturados son aquellos donde al reducir la presión no observamos liberación de gas. Es muy importante conocer el tipo de yacimiento tenemos, ya que esto determina el mecanismo de producción que pondremos en marcha.

Retomando el concepto de las pruebas PVT, esta nos arrojan ciertos parámetros como factores volumétricos de formación, relaciones entre cantidad de gas y petróleo crudo y características de los hidrocarburos gaseosos. A continuación explicaremos algunos de los más importantes:

Relación gas en solución – petróleo (Rs)

Está ligada con la solubilidad del gas y se puede entender como la razón entre el volumen de un pie cúbico normal (medido a condiciones estándar) en solución y el volumen de un barril normal de petróleo, a cierta condición de presión y temperatura.

Se representa de la siguiente manera en un gráfico de Rs vs. Presión. Desde una presión inicial P > Pb, hasta la presión de burbuja, la gráfica presenta un comportamiento lineal constante, porque todo el gas posible esta disuelto en el líquido; al alcanzar la Pb se libera la primera gota de gas y progresivamente se continua liberando gas, es decir que la cantidad de gas disuelto disminuye, por lo tanto también Rs, y lo hace de forma lineal. Las flechas indican la dirección de incremento de los parámetros.

Cuando hablamos de Rsi, es la Rs correspondiente a presiones mayores a Pb y cuando hablamos de Rs, es la Rs a una presión menor a Pb.

Factor volumétrico de Formación del Petróleo (βo)

Este parámetro relaciona el volumen de petróleo con su correspondiente volumen de gas disuelto a condiciones de yacimiento entre su correspondiente volumen en superficie.


Mientras nos encontramos en la región monofásica, el valor de βo aumenta debido a que el petróleo se va expandiendo a medida que reducimos la presión. Al llegar a la presión de burbuja, este parámetro disminuye porque ahora el volumen de petróleo va a ir perdiendo progresivamente el gas disuelto que se libera.

Factor volumétrico de Formación del Gas (βg)

Considera el mismo concepto del βo solo que en este caso es la relación entre el volumen de gas en yacimiento y su correspondiente volumen en superficie.

Considerando que las condiciones del gas que tenemos en yacimiento lo podemos modelar a través de la ecuación de gas ideal (PV = ZηRT). De esta manera vamos a encontrar valores de P, V Z, η, R y T en condiciones de yacimiento y en condiciones de superficie. Si despejamos el volumen de la ecuación de gas ideal y lo sustituimos en la ecuación de βg, podemos obtener:


En el yacimiento la temperatura y el factor de compresibilidad Z son constantes, lo que varía es la presión del yacimiento, entonces la gráfica representa una función f(x) = , como es lógico solo se toma la parte positiva de la gráfica, resultando lo siguiente.

Factor Volumétrico de Formación Total (βt)

Es el volumen que ocupa un barril de petróleo junto con su gas disuelto inicialmente a cualquier condición de presión y temperatura.

Βt = βo + βg (Rsi – Rs)

La gráfica nos muestra como tanto antes como después de la presión de burbuja el βt va aumentando, esto es debido a la expansión del gas y de petróleo.

Relación gas - petróleo de producción (Rp)

El concepto es similar al Rs solo que esta vez, la relación es entre los pies cúbicos de gas producidos y los pies cúbicos de crudo producido. La grafica siguiente muestra el comportamiento de este valor.

Para obtener esos parámetros es necesario someter las muestras de yacimiento a ciertas pruebas. Generalmente tomamos la muestra y la introducimos en una celda a la que podemos variarle el volumen y le vamos aplicando diferenciales de presión, partiendo del valor de presión que puede ser mayor o igual a Pb. Existen dos formas de realizar las pruebas, una es la liberación flash y la otra es la liberación instantánea.

En la liberación flash partimos de un P > Pb y vamos variando la presión hasta llegar a Patm. El gas que se libera siempre va estar en contacto con el petróleo. La masa de la muestra permanece constante y al medir el volumen considero el gas y el petróleo juntos. De esta prueba podemos obtener principalmente Pb y βt.

Etapas de la liberación flash o instatánea

La liberación diferencial comienza desde P = Pb y en este caso con cada diferencial de presión, el gas que se libera se retira de la muestra hasta que igualmente llegamos a Patm. Con ella podemos conseguir Z, βt, βo, βg, γg, ρo y Rs.

Etapas de la liberación instantánea



Liberación del Gas en Superficie y Yacimiento

En el yacimiento, para lograr una liberación flash del gas es necesario que la saturación de gas sea menor que la crítica para que el gas no se mueva y siempre este en contacto con el petroleo.Si la saturación de gas es mayor a la crítica, entonces se mueve y ocurre la liberación diferencial.En superficie siempre estamos en presencia de la liberación instantanea si el gas producción, lineas de flujo y separadores se mantiene en contacto con el petróleo.

Diagrama de Fases para Fluidos en Yacimiento

Este tipo de diagramas nos permiten evaluar la compósición de un sistema para luego clasificarlo de acuerdo ciertos criterios que escojamos. En forma general, el diagrama de fases para un yacimiento tiene la siguiente forma:

La envolvente está compuesta por la curva de burbuja que nos indica la línea de saturación para el líquido, la línea de rocío que nos muestra la línea de saturación para el gas. Dentro de ella se pueden observar las líneas de isocalidad que representan el porcentaje de líquido de la muestra y disminuyen de izquierda a derecha. El punto crítico que es el punto donde la fase líquida y gaseosa se encuentran en equilibrio. El punto cricondenbárico representa el punto de mayor presión donde están en equilibrio el líquido y el gas, el punto cricondentérmico representa la máxima temperatura a la que están en equilibrio el líquido y el gas. Por último observamos las zonas donde podemos encontrar solo crudo, solo gas y una mezcla de ambos.

De acuerdo a este diagrama, dependiendo de las condiciones del yacimiento y de la perforación podemos encontrar los siguientes tipos de yacimientos:

Yacimientos de gas seco

Obtengo en superficie solamente gas seco. Las líneas punteadas en azul representan la trayectoria desde el yacimiento a superficie. Siempre la temperatura inicial es mayor a la temperatura cricondentérmica. Los componentes de este gas suelen ser livianos, principalmente metano. Para poder obtener líquido de esta producción tendríamos que someterla a procesos criogénicos.

Yacimientos de Gas Húmedo

En este caso podemos obtener solo gas seco o gas con un porcentaje mínimo de líquido. Siguiendo la trayectoria 1-2 siempre obtendremos gas seco en superficie. A través de la trayectoria 1-2´podemos obtener un porcentaje mínimo de líquido que se produce en la tubería. La temperatura es mayor a la temperatura cricondertérmica y esta formado por compuestos un poco más pesados que los del gas seco.

Yacimientos de gas condensado

La producción se realiza a una temperatura que está entre la cricondentérmica y la crítica. La trayectoria de producción parte en la zona de solo gas y entra en la envolvente. La temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura cricondentérmica y el punto crítico.

La zona de condensación retrógrada: si a medida que se produce, entramos en la parte de la envolvente que se encuentra entre el punto crítico y la temperatura cricondentérmica, se va a ir condensando líquido, de muy buena calidad pero que no puedo alcanzar su saturación crítica, por lo tanto no se mueve y no lo podemos recuperar. Por esta razón tratamos de evitar entrar en esa zona de dos maneras, o no permitimos llegar hasta la presión de rocío o reducimos la presión. Por lo general elegimos la primera opción inyectando gas.

Yacimientos de petróleo volátil

Formado por los componentes más livianos, se encuentra en la zona más cercana al punto crítico y con un cambio de presión menor es posible llegar más rápido a las condiciones de saturación. Cuando estoy dentro de la envolvente pequeños cambios de presión me producen grandes cambios de calidad. La temperatura del yacimiento se va a ubicar cercana a la del punto crítico, pero ligeramente inferior.

Yacimientos de petróleo crudo

En estos yacimientos nos encontramos muy alejados del punto crítico. Cuando aplicamos pequeños diferenciales de presión la calidad no varía mucho. Están formados por los compuestos más pesados. El principal beneficio que encontramos de este petróleo es que nos sirve para los análisis PVT porque su composición no varía significativamente. Las temperaturas del yacimiento son mucho menores a las del punto crítico.

Los diagramas de fases pueden cambiar a medida que producimos el petróleo porque las condiciones de presión varían y los puntos importantes como el punto crítico, temperatura cricondentérmica y la presión cricondenbárica cambian su valor. Entonces presiones de burbuja y rocío también pueden variar. Un punto importante a señalar es que en los yacimientos siempre consideramos la temperatura como constante, a menos que tengamos espesores muy grandes donde el gradiente geotérmico entre en juego.