INTRODUCCIÓN

Cuando hablamos de un yacimiento deberíamos tratar de pensar en una botella de refresco, ¿Por qué? pues debido a que tienden a comportase de una manera similar, Nuestra botella de refresco se encuentra a una presión interna mayor a la presión atmosférica (medio ambiente), lo que pasa al destapar nuestro refresco es que éste líquido que tiene la botella posee gas disuelto y cuando ocurre la perturbación (destapar la botella), el gas disuelto en el refresco comienza a liberarse por diferencias de presión. Pensando en yacimientos podemos imaginar (salvo excepciones)que se encuentra con petróleo y gas disuelto, y al perforar (destapar la botella) y comenzar la producción de fluidos generamos una reducción de la presión, que a su vez ( si nos encontramos en yacimientos sub-saturados) si alcanzamos la presión de burbuja comenzara a liberarse el gas disuelto en nuestro petróleo.

Al ser perforado un pozo se van realizando una serie de estudios y registros del yacimiento para comprobar si los volúmenes, y el tipo de hidrocarburo que se encuentran allí son económicamente rentables producirlos, en pocas palabras cubran tanta los gastos operacionales y que además generen ganancias.

Dependiendo del tipo de hidrocarburo que encontramos vamos a poder definir diferentes tipos de yacimiento con sus propiedades y características PVT, como: βo, βg, βt, Rs, Rp.

FACTOR VOLUMÉTRICO DE FORMACIÓN DEL PETRÓLEO (βo)

Se define como el volumen de petróleo saturado con gas a la presión y temperatura de yacimiento por unidad volumétrica de petróleo a condiciones normales (14,7 Lpca y 60ºF)

En el gráfico podemos observar que a medida que disminuye la presión por causa de la producción, el volumen de petróleo aumenta, esto ocurre debido a que en yacimiento el gas disuelto en el petróleo se comienza a expandir por disminución de la presión, y continúa hasta que alcanzamos la presión de burbujeo. Al alcanzar la presión de burbujeo el gas comienza a liberarse y el volumen de petróleo comienza a disminuir al ser comprimido por gas liberado, con el tiempo seguimos disminuyendo la presión y el volumen de petróleo se reduce cada vez más al ser comprimido por el volumen de gas y obviamente por ser producido también disminuye. Si trazamos una recta por el centro de cada unos de los cilindros verdes (que representa el volumen de petróleo) obtenemos la gráfica de βo.

En pocas palabras si tomamos un barril de petróleo con su gas disuelto y lo sometemos a condiciones de yacimientos y ese volumen lo dividimos entre el mismo barril a condiciones normales obtenemos βo.

FACTOR VOLUMÉTRICO DE FORMACIÓN DEL GAS (βg)

Es el factor que relaciona el volumen de gas en el yacimiento a presión y temperatura del yacimiento, con el volumen de la misma masa de gas en superficie a condiciones normales.

Estas dos ecuaciones se obtienen con la ecuación de estado de los gases, solo que agregándole el factor Z, un factor que relaciona el volumen de gas que ocupa ” n” moles de gas, con el volumen teórico que deberían ocupar. Este factor depende de la presión y la temperatura a la que se encuentra nuestro gas

Ecuación de estado de los gases

Donde:

Z= 1 a condiciones de superficies, Gas ideal

P = Preston del gas, psia (Pounds per Square Inch Absolute)

V = Volumen que ocupa el gas, ft³ (foot cubic)

n = número de moles, lbmol libras-mol

T=Temperatura ºR (Rankine degrees)

R = Constante Universal de los gases, 10.73 psia*ft3/(lbmol*ºR)

Z la podemos determinar con la temperatura y `presión del yacimiento, lalas propiedades reducida de los gases utilizando la grafica Standing y Katztomando encuenta que el gas con el que tratamos no se encuentra en estado puro sino que es una mezcla de varios componentes hidrocarburos que hay que tomar encuentra a la hora del cálculo de z.

La ecuación de Bg se llega de la siguiente forma

La gráfica representa el factor volumétrico del gas,en el Grafico de βo se aprecia que mientras disminuye la presión en el yacimiento nos acercamos al punto de burbuja una vez allí comienza la liberación de gas y es cuando se genera nuestra gráfica de βg, si seguimos disminuyendo la presión por debajo del punto de burbuja, mayor va a ser la cantidad de gas liberada por el petróleo, este gas ocupara un volumen mucho menor en el yacimiento ya

que por comprensibilidad de los gases al encontrase a una mayor presión menor va a ser el espacio ocupado por este. Este gráfico describe la unión de los centros de los cilindros rojos del grafico βo.

FACTOR VOLUMÉTRICO DE FORMACIÓN TOTAL (βt)

βt Es el volumen en barriles que ocupa un barril normal de petróleo junto con su volumen inicial de gas disuelto a cualquier presión y temperatura.

Este factor volumétrico toma en cuenta el volumen total de petróleo(con gas disuelto) más el volumen total de gas liberado. En la presión inicial y hasta alcanzar el punto de burbujeo el factor volumétrico de formación total será igual al factor volumétrico de formación del petróleo, esto se debe a que nos encontramos por encima del punto de burbuejo y no se ha liberado todavia el gas, después del punto de burbujeo el gas comienza a formar una fase continua y empieza a expandirse y reducir el volumen de petroleo por efectos de

compresibilidad y se considera ahora tanto el volumen del gas como el volumen de petróleo.

RELACIÓN GAS PETRÓLEO EN SOLUCIÓN (Rs)

Está dado por los pies cúbicos normales de gas (PCN) en solución, en un barril normal (Bn) de crudo a determinadas condiciones de presión y temperatura.

Cuando comienza a disminuir la presión en el yacimiento estando todavía por encima del punto de burbuja la relación gas-petróleo en solución (dentro del yacimiento) es constante debido a que todavía no se ha liberado el gas que se encuentra en el petróleo, al llegar al punto de burbuja comienza la liberación y la disminución de la relación gas-petróleo en solución, recordando que este parámetro, a pesar de que se expresa en unidades de superficie, está relacionada con los volúmenes dentro del yacimiento, el gas disuelto en el petróleo se comienza a liberar por lo que es ahora una cantidad menor la que se encuentra en el petróleo.

RELACIÓN GAS PETRÓLEO EN PRODUCCIÓN (Rp)

Esta dada por los pies cúbicos normales de gas (pcn) producidos entre los barriles normales de crudo producidos

Esta gráfica, de relación gas-petróleo en producción contra presión (ojo presión aumenta hacia la izquierda) expresa los volúmenes de gas y de petróleo comparados en superficie, observamos que cuando tenemos una presión inicial y estamos por arriba del punto de burbuja, se mantiene en un valor de Rp constante, a pesar de que disminuye la presión en el yacimiento, esto es debido a que todavía no hemos llegado al punto de burbuja y no se ha comenzado a liberar el gas disuelto en nuestro petróleo, este valor es constante y diferente de cero ya que puede pasar que por propiedades del petróleo y por un cambio de presión en la tubería a medida que éste asciendo el petróleo por la tubería, éste libere el gas que se encuentra disuelto, por lo general es separado y usado en otros procesos o es venteado, este valor de Rp es constante hasta que alcanzamos el punto de burbujeo es allí cuando observamos una pequeña disminución, a pesar de que se ha liberado gas en el yacimiento éste no alcanza todavía una fase continua y no se puede desplazar por el medio poroso, entonces en superficie notamos una disminución de la cantidad de gas producido, al seguir

disminuyendo la presión el gas alcanza una fase continua y el valor se produce una mayor cantidad de gas, por esta razón observamos en la grafica después de alcanzar una fase continua crece exponencialmente, en su punto máximo observamos una merma del Rp debido a que ya se ha liberado todo el gas que se encontraba disuelto en el petróleo y de ese punto en adelante el valor de Rp comienza a disminuir.

Bibliografía consultada:

Clases de Ingeniería de yacimientos I. Prof. Gustavo Prato.

Clases de Ingeniería de yacimientos II Prof. Ángel Da Silva.

Craft,B.C.; Hawkins, M.F. “Ingeniería aplicada de yacimientos petrolíferos” 1ra Edición.