Yacimiento

La presión, volumen y temperatura (PVT) son parámetros que controlan el comportamiento de producción de un yacimiento de gas condensado volumétrico.

Los análisis PVT son un conjunto de pruebas que se hacen en el laboratorio a diferentes presiones, volúmenes y temperaturas para determinar las propiedades de los fluidos de un yacimiento petrolífero.

Las técnicas usadas en el laboratoriodeben simular los tipos de separación gas-liquido durante la producción de gas condensado desde el yacimiento hasta los separadores.

Existen dos tipos de liberación: Diferencial e Instantánea o Flash.
Liberación diferencial

Es aquella donde la composición total del sistema varia durante el proceso., es decir, el gas liberado es removido total o parcialmente del contacto con el condensadoretrogrado.

Inicialmente, la celda contiene una cantidad de gas condensado a una presión mayor o igual a la de burbuja (P1 ≥ Pb) y a una temperatura T. El gas se expande hasta llegar a una presión P2 (P2<P1), luego el gas es retirado por el tope a P2 constante hasta lograr el volumen inicial. Cuando P2 por debajo de la presión de rocío, ocurre la condensación retrograda, en la parte inferiorse forma liquido. La presión sigue disminuyendo a volumen constante hasta llegar a una presiónde abandono.
1. Factor de compresibilidad del gas (Z)
2. Relación Gas-Petróleo en solución (Rs)
3. Factor volumétrico del petróleo (Bo)
4. Factor volumétrico del gas (Bg)
5. Factor volumétrico total (Bt)
6. Densidad del petróleo (ρo)
7. Gravedad especifica del gas (γg)
8. Gravedad API del crudoresidual (ºAPI)

Liberación Instantánea o Flash

En este tipo de separación todo el gas permanece en contacto con el liquido, es decir, la composición total del sistema permanece constante durante el agotamiento de presión. La disminución de presión se obtiene retirando el pistón de la celda.

Inicialmente, la presión inicial del petróleo es mayor que la presión de burbujeo (P1 > Pb) y latemperatura inicial es igual a la temperatura del yacimiento. El petróleo es expandido isotermicamente en varias etapas hasta alcanzar la presión de burbujeo. Luego isotermicamente el petróleo se expande en varias etapas por debajo de la presión de burbuja y el gas liberado se mantiene dentro de la celda en contacto con el líquido.

1. Presión de burbuja
2. Volumen relativo en función de lapresión, (V / Vb)
3. Compresibilidad del petróleo 4. Función Y
Donde,
Pb= Presión de burbujeo, lpca
P= Presión inferior a Pb, lpca
V= Volumen bifásico a P, cc
Vb= Volumen a Pb, cc
Sistemas compuestos básicamente por hidrocarburos muestran una relación lineal de "Y" con presión. Cerca del punto de burbuja se observa dispersión debido a errores de medición. La presencia de componentes nohidrocarburos (CO2, agua, etc) aleja el comportamiento lineal de la función Y.
Factor volumétrico de formación del gas
El gas natural es una mezcla homogénea de hidrocarburos, en su mayoría livianos como el metano y etano y en menores proporciones propano butano y otros hidrocarburos más pesados. Además contiene impurezas como el H2S, N2, CO2, He y vapor de agua.

El factor volumétrico deformación del gas, Bg, es un parámetro que relaciona el volumen que ocupa un gas condiciones de presión y temperatura de yacimiento con el volumen que ocupa la misma masa de gas en superficie a condiciones estándar (14,7 psia y 60ºF). Se puede expresar:

Debemos recordar que el comportamiento de los gases está determinado por la ecuación de estado de los gases. Sin embargo, esta ecuación hacedistinción entre los denominados gases ideales y gases reales.
Un gas ideal es aquel modelo en el cual:

* el volumen que ocupan las moléculas es insignificante con respecto al volumen ocupado por el gas,
* se desprecian las fuerzas de atracción y repulsión entre las moléculas o entre las moléculas y las paredes del recipiente que las contiene, y
* se consideran perfectamente elásticos...