Los parámetros de presión, volumen y temperatura de yacimientos coadyuvan a la determinación del comportamiento de los mismos, a través de pruebas de laboratorio que se basan en simular el decaimiento de la presión de un yacimiento a temperatura constante, las cuales serán eficientes si la composición del sistema es aproximadamente constante ante la depleción. Esto, con el fin de obtener información suficiente para determinar mecanismos de recobro, flujo a los pozos, y producción, entre otros. Para estos análisis son necesarias muestras representativas y de prácticas de acondicionamiento de los pozos para su obtención.
FACTORES VOLUMÉTRICOS DE FORMACIÓN
1.- Bo: Se define como el volumen en barriles (a P y T del yacimiento) ocupado por un barril normal de petróleo más su gas en solución (a condiciones estandar).
De la grafica se nota que antes del Pb, el lÍquido se expande. Pero una vez liberada la primera burbuja de gas ante la depleción de la presión el gas seguira expandiendose y el líquido también pero en menores proporciones, lo que ocasiona que el volumen neto de líquido sea menor, producto de la compresibilidad del gas que origina que se libere mayor volumen de gas y reduzca el volumen final de crudo.
2.- Bg: Relaciona el volumen de gas en el yacimiento (a P y T en el yacimiento) requerido para producir un pie cúbico de gas medido a condiciones de superficie (14.7 lpca y 60 °F).
3.- Rs: Número de pies cúbicos normales de gas que pueden disolverse en un barril un barril normal de petróleo cuando ambos son llevados a condiciones de P y T prevalecientes en el yacimiento. La linea del Rs es horizontal hasta la Pb, después de la presión de burbujeo la cantidad de gas disuelto en el líquido disminuye, y en consecuencia disminuye el Rs.
4.-Bt: Volumen que ocupa un barril fiscal del petróleo junto con con su volumen inicial de gas disuelto a cualquier presión y temperatura del yacimiento.
.- Prueba de Liberación Diferencial : Durante esta prueba el gas liberado es removido del contacto con el líquido, los que implica que la composición del sistema varía. Simulando varias veces el procedimiento hasta Patm. Se inicia a partir de presiones mayores o iguales a la Pb. A partir de esta prueba se pueden obtener factores volumétricos, compresibilidad, API, densidad y otros. En condiciones de yacimiento y a nivel de producción ocurre mayormente este tipo de liberación donde el gas se encuentra en continuo movimiento hacia los pozos, abandonando el reservorio.
.- Liberación instantánea: Dado que el gas permanece en contacto continuo con el líquido, la composición total de sistema se mantiene. Dándose pie, las condiciones adecuadas para que tal prueba ocurra en tuberías de producción y separadores. Ocurriendo así mayor condensación de gas a la disminución de la presión.
Estas pruebas se realizan para obtener el comportamiento PVT, a fin de simular el verdadero comportamiento en el yacimiento de tales parámetros. Paso siguiente se realizaran los análisis y cálculos pertinentes a la aplicación de los mismos y su posterior validación a fin de corroborar la no existencia de errores a partir de la revisión de la muestra.
DIAGRAMA DE FASES DE FLUIDOS DEL YACIMIENTO
Adicional al marco de descubrimiento de un yacimiento el paso siguiente es clasificar la mezcla de hidrocarburos que se han encontrado, basándonos en aspectos fundamentales de la termodinámica, que permitan estimar y/o determinar los parámetros necesarios para realizar una correcta y adecuada caracterización del reservorio. La mejor manera de conocer el comportamiento de las fases de la mezcla de hidrocarburos es a través de un diagrama de fases, que, cabe destacar,depende directamente de la composición del sistema, de la acción de factores tales como presión, atracción, energía cinetica y repulsión molecular. Y la ubicación de acuerdo con la región bifásica de la mezcla, lo que implica directamente la diferenciación entre yacimientos.
Dentro de un diagrama de fases se pueden distinguir puntos clave y fundamentales para caracterizar los yacimientos. Entre los que se encuentran
.- Curva de puntos de burbujeo ( a la derecha del punto crítico)
.-Curva de puntos de rocio (a la izquierda del punto crítico)
.- Punto Crítico (propiedades intensivas del gas y líquido son iguales)
.- Lineas de isocalidad (igual % volumétrico)
.-Punto de Presión Cricondenbárica ( Máx. presión de equilibrio entre el líquito y el vapor)
.- Punto de Temperatura crincondentérmica (Máx. temperatura de equilibrio entre el líquito y el vapor)
Estos dos últimos se encuentran a la derecha del punto crítico (para gases y condensado) y a la izquierda del punto crítico (para crudo). De acuerdo con la composición de la mezcla de hidrocarburos en el reservorio, y el comportamiento de la misma ante la depleción en el yacimiento, estos se pueden clasificar como:
-- Yacimientos de Gas Seco, donde las condiciones de temperatura están muy por encima de la temperatura de equilibrio entre las fases, y, de manera que al haber una declinación de la presión tanto isotérmica como la variación de las condiciones de temperatura se continua existiendo una mezcla de gases a las condiciones del yacimiento. Las fracciones molares en la composición de los fluidos conlleva a estimar un mayor número de compuestos livianos.
-- Yacimientos d Gas Humedo, las condiciones de temperatura en el yacimiento superan las del punto cricondentérmico. A diferencia de los yacimientos de gas seco, en este sistema, al haber una caída de presión y disminución de temperatura se entra en la región bifásica. Dentro de sus componentes se encuentran mayormente intermedios y no se observa condensación retrograda.
-- Yacimientos de Gas Condensado, a las condiciones iniciales del yacimiento se encuntra en fase gaseosa o saturado a líquido. Si declina la presión en el yacimiento se entra en la zona de condensación retrógrada, quedando de esta manera, menos liquido disuelto en el gas, pero donde, a su vez, el líquido condensado se adhiere a las paredes de la roca donde permanecerá inmóvil hasta que logre alcanzar la fase continua., y el gas producido poseerá un mayor RGC. Donde mientra mayor sea la cantidad de componentes pesados, menor será el RGC y la gravedad API del condensado.
-- Yacimiento de Petroleo Volatil, a cambios pequeños de presión y temperatura ocurre una drástica variación en la saturación de la mezcla. Los niveles iniciales de P y T se encuentran muy cercanos a los del punto crítico. Se les conoce como de Alto encogimiento. Presentan FVF > 1,5 BY/BN
-- Yacimiento de Petroleo Negro, en este tipo de yacimientos la composición del sistema no varía mucho ante los cambio de presión y temperatura. Se le conocen también como de Bajo encogimiento. Presentan FVF <1,5
Bibliografia.
- Villa José. "Balance de Materiales en Yacimientos de Petróleo con Gas Disuelto" Universidad Central de Venezuela Versión 2003-2007
