sedimentacion

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 unIngeniero 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 esesencialmente 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 elpetróleo, 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 esliberada. En contraste, el petróleo subsaturado, no la liberará con un leve cambio de presión. Dicho estado tiene un par de implicaciones, la primera; que existe una deficiencia de gas, la segunda; no existe gas libre en contacto con el petróleo, es decir, no hay capa de gas. En este caso, parece conveniente hacer algunas definiciones claves, como qué significa punto de burbujeo, presión deburbuja, saturación de gas crítica. Llamaremos punto de burbujeo al estado en equilibrio de un sistema compuesto de petróleo crudo y gas, en el cual el petróleo ocupa prácticamente todo el sistema, excepto en una cantidad infinitesimal de gas, es entonces la presión de burbujeo la presión en la que cual se libera la primera cantidad infinitesimal de gas del sistema. Aclarado esto, la saturación críticade gas es la saturación de gas máxima alcanzada en el yacimiento, al disminuir la presión por debajo del punto de burbujeo, antes de que la permeabilidad relativa al gas tenga un valor definido, en otras palabras, antes de que el gas libre del reservorio comience a fluir a través de los canales de la roca. De tal manera, que en presencia de yacimientos saturados o subsaturados los volúmenes degas y/o petróleo se pueden cuantificar y relacionar mediante los parámetros PVT: Relación gas en solución-petróleo (Rs), factor volumétrico de formación de petróleo (βo), factor volumétrico de formación de gas (βg), factor volumétrico de formación total (βt) y relación gas- petróleo de producción (Rp).

Solubilidad del gas o Relación gas en solución-petróleo
La solubilidad del gas en petróleodepende de:
La presión
La temperatura
Composiciones del gas y del petróleo
Para un mismo gas y petróleo a una temperatura constante, la cantidad de gas en solución aumenta con presión; y a una presión constante, la cantidad de gas en solución disminuye a medida que aumenta la temperatura.
La solubilidad del gas se determina por los pies cúbicos normales de gas (PCN) en solución en un barrilnormal de crudo (BN) a determinadas condiciones de presión y temperatura.
Factor volumétrico de formación de Petróleo
También llamado factor volumétrico del fluido de la formación, abreviado FVF y se le conoce con el símbolo βo. Es el volumen en barriles (bbl), que un barril en condiciones estándares (P = 14.7 lpca, T = 60°F) ocupa en la formación, es decir, a la presión y temperatura del...