Analisis Pvt

Análisis PVT de crudo de Petróleo: Los análisis PVT son requisito indispensable para contar con las propiedades de los fluidos. El muestreo se realiza al principio de la vida productiva del yacimiento, estos estudios son absolutamente necesarios para llevar a cabo actividades de ingeniería de yacimientos, análisis nodales y diseño de instalaciones de producción.
Para tener la certeza de queel muestreo es representativo, se hace una validación exhaustiva tomando en cuenta todos los parámetros del yacimiento medidos durante la toma de muestras como son:
• Presión estática del yacimiento.
• Presión fluyendo
• Presión y temperatura a la cabeza del pozo
• Presión y temperatura del separador
• Gastos de líquido y gas en el separador, así como el líquido en el tanque
• Factorde encogimiento del aceite

Rs Solubilidad del Gas en el Petroleo: es la cantidad de gas que se desprenderá del petróleo a medida que la presión sea reducida hasta la atmosférica, partiendo de algún valor superior. Habitualmente se expresa en unidades de m3 de gas STD/ m3 de Petróleo de Tanque STD. El gas recibe frecuentemente la denominación de Gas Disuelto.)
Relación Gas Petróleo: Es larelación entre el gas producido y el petróleo producido por cada una de las fuentes en un mismo periodo de tiempo y es conocido como GOR (Gas Oil Ratio), donde sus unidades vienen dadas en scf/STB, que son pies cúbicos estándar y barriles de fluido medidos también a condiciones estándar, es decir, las medidas son tomadas a una presión de 14.7 psia y 60oF.
Grados API: Es una medida de lacalidad del petróleo que ha sido normalizada por la American Petroleum Institute (API). A mayor medida de grados API, el petróleo será más liviano y a menor medida de grados API, el petróleo será más pesado. Como se aprecia en la fórmula esta medida es función de la gravedad específica del petróleo (SG).

Debido a que algunas correlaciones no soportan caracterizaciones de crudo menores que 18oAPI(Lasater), para valores menores a éste, se cambió el valor dado por los reportes de producción y se les asignó un nuevo valor de 18oAPI para lograr la convergencia de los modelos, lo que sin duda va a contribuir a la propagación de error en los resultados finales. Para este caso en particular el menor valor registrado es de 16oAPI, los pozos o fuentes que se encuentran en el rango entre 16 y 18oAPIrepresentan el 14.29% del total de los pozos productores que forman parte de la red CPF y el 26.56% del total de los pozos productores de la red EPF.

Presión de Burbujeo: Se define como la presión a la cual se forma la primera burbuja de gas al pasar un sistema del estado líquido al estado de dos fases (líquido-gas), donde la fase líquida está en equilibrio con una cantidad infinitesimal degas libre. A presiones por debajo del punto de burbujeo se forman dos fases en
equilibrio: Líquida (crudo con gas en solución) y gaseosa (gas natural).

Factor Volumétrico del Petróleo (Bo): Volumen de petróleo (más su gas en solución) en el yacimiento, requerido para producir un barril de petróleo medido a condiciones de superficie. ßo será mayor de la unidad debido al gas que entra ensolución. De otro modo, al pasar el petróleo de yacimiento a superficie sufre disminución en presión y temperatura y ocurre liberación de gas presente en el líquido (petróleo). Este proceso conduce a una merma del volumen de petróleo del yacimiento al pasar a superficie. El ßo se calcula en función de Rs, API, γg y temperatura.
Z Factor de Gas (adm): El factor de compresibilidad Z es un factor quecompensa la falta de idealidad del gas, así que la ley de los gases ideales se convierte en una ecuación de estado generalizada.
Una forma de pensar en z es como un factor que convierte la ecuación en una igualdad. Si sé grafica el factor de compresibilidad para una temperatura dada contra la presión para diferentes gases, se obtienen curvas. En cambio, si la compresibilidad se grafica contra...