Parámetros PVT

PARÁMETROS PVT

Las pruebas PVT consisten en realizar ensayos en muestras de fluidos a diferentes presiones, temperaturas y volúmenes, los cuales se les denominan Análisis PVT. Estas muestras se pueden obtener del fondo de los pozos o por medio de recombinación superficial. En el yacimiento es muy importante la temperatura y la presión a la que estén sometidos los fluidos, ya que las propiedades de estos fluidos van a depender de estos factores. Los parámetros PVT son los siguientes:

* El Factor volumétrico del petróleo en la formación (Bo)
* Relación gas en solución – petróleo (Rs)
* El Factor volumétrico de formación del gas (Bg)
* El Factor de compresibilidad (Z)
* El Factor volumétrico de formación total (Bt)
* Relación gas-petróleo de producción (Rp)



1. El Factor volumétrico del petróleo en la formación (Bo), es un parámetro que representa el volumen, y las condiciones originales de presión y temperatura del yacimiento. Cuando ese mismo barril de petróleo llega a la superficie significa que su volumen de líquido se ha reducido, ha liberado gas y su presión y temperatura han cambiado. Asimismo este factor se define como el volumen en barriles ocupado por un barril normal de petróleo más su gas en solución.

2. Relación gas en solución – petróleo (Rs), esta relación viene dada por los pies cúbicos normales de gas en solución en un barril normal de crudo a determinadas condiciones de P y T.


3. El Factor volumétrico de formación del gas (Bg), relaciona el volumen de gas en el yacimiento con el volumen de la misma masa de gas en superficie a condiciones normales.


4. El Factor de compresibilidad (Z), es un factor de corrección introducido en la ecuación general de los gases y puede ser obtenido experimentalmente dividiendo el volumen real de n moles de un gas a P y T por el volumen ideal ocupado por la misma masa de gas a iguales condiciones de P y T.


5. El Factor volumétrico de formación total (Bt), se define como el volumen de barriles que ocupa un barril normal de petróleo junto con su volumen inicial de gas disuelto a cualquier P y T.

Nota: Rsb=Rsi

6. Relación gas-petróleo de producción (Rp), esta relación viene dada por los pies cúbicos normales de gas producidos entre los barriles normales de crudo producidos.


Bibliografía:

1. Barberii E, Essenfeld M.;Yacimentos de Hidrocarburos
CIED PDVSA, 1998.
2. Clases del Prof. Ángel Da Silva.
3. Clases de la Prof. Evelin Azuaje.

Entradas populares de este blog

Producción Simultánea

Se define como "producción simultánea" a la práctica de producir dos o más yacimientos, arenas o estratos (pozo-zonas) simultáneamente por un mismo entubado de producción; a diferencia de la práctica de “producción secuencial” en que las pozo-zonas son producidas separadamente, uno después de la otra. Siempre y cuando la presión (dígase el potencial) de producción de fondo del pozo se mantenga por debajo de las presiones de los yacimiento de cada uno de los pozo-zonas, estos aportarán fluidos al pozo. Solamente durante los lapsos de cierre del pozo, es cuando se podrían presentar flujos cruzados entre los pozo-zonas, en función de los diferenciales de presión (potencial) entre ellas. Pero, así como un pozo-zona podría tomar fluidos durante el lapso del cierre, igualmente restituiría al pozo el volumen tomado, una vez reiniciada la producción del pozo. Es importante señalar la condición de que exista la compatibilidad de los fluidos provenientes del pozo-zona, lo cual constitu
Leer más

COMPORTAMIENTO RETRÓGRADO DE MEZCLAS DE HIDROCARBUROS

Imagen
Algunas mezclas de hidrocarburos existen naturalmente a una temperatura entre la crítica y la cricondertérmica como se observa en la fig. 1 (isoterma ABD). A la presión del punto A, la mezcla se encuentra en fase gaseosa y al disminuir la presión isotérmicamente se alcanza el punto de rocío. Dentro del área rayada la disminución de presión produce condensación en parte de la mezcla. A este fenómeno se le llama CONDENSACIÓN RETROGRADA ISOTÉRMICA , para diferenciarlo del fenómeno normal donde la condensación ocurre por compresión del gas. La zona de condensación retrógrada está delimitada por los puntos de máxima temperatura de las líneas de isocalidad. Por debajo de la zona retrógrada, la disminución de presión produce vaporización del condensado retrógrado hasta que se alcanza nuevamente la curva de rocío. A temperaturas entre la crítica y la cricondertérmica se observan (fig. 1) dos presiones de rocío: Retrógrada y Normal. Siguiendo la línea de agotamiento de la presión ABD, a la PRES
Leer más

CLASIFICACIÓN DE ACUERDO AL ESTADO DE LOS FLUIDOS

Imagen
1.Petróleo negro . Consiste de una amplia variedad de especies químicas que incluyen moléculas grandes, pesadas y no volátiles. El punto crítico está localizado hacia la pendiente de la curva. Las líneas (iso-v olumétricas o de calidad) están uniformemente espaciadas y tienen un rango de temperatura amplio. Los primeros crudos de este tipo fueron de color negro, de allí su nombre. También se le llama crudo de bajo encogimiento o crudo ordinario. Estos crudos tienen GOR ≤ 1000 pcs/STB, el cual se incrementa por debajo del punto de burbuja. Bo ≤ 2 y API ≤ 45 y el contenido de C 7+ mayor o igual a 30 %. Las temperaturas del yacimiento son menores de 250 ° F. La gravedad decrece lentamente con el tiempo hasta bien avanzada la vida del yacimiento donde vuelve a incrementarse ligeramente. Este crudo es normalmente negro (compuestos pesados) aunque pude ser marrón o verduzco. Fig. 1.1 Fig. 1.1 Diagrama de fases para el petróleo negro 2.Petróleo volátil . El rango de tem
Leer más