Interpretación de Reservas


Análisis PVT: Pruebas de Laboratorio




Liberación Diferencial: básicamente la composición total del sistema varía durante el proceso, el gas liberado se separa total o parcialmente del contacto con el condensado retrogrado. En la siguiente figura se ilustra este tipo de liberación:
P1 > P2 > P3

Este proceso se puede resumir en tres pasos:
La presión inicial del petróleo es mayoro igual a la presión de burbujeo (presión en la cual la mezcla de hidrocarburos en fase líquida está en equilibrio con una cantidad infinitesimal de gas, burbuja), para que se pueda liberar gas.

Se disminuye la presión causando la liberación de gas, luego éste gas es removido de la celda manteniendo la presión constante.

Se repite el procedimiento hasta alcanzar la presión atmosférica.De este tipo de liberación se obtienen los siguientes datos: factor de compresibilidad del gas (Z), relación gas petróleo en solución (Rs), factor volumétrico del petróleo (Bo), factor volumétrico del gas (Bg), factor volumétrico total (Bt), densidad del petróleo, gravedad específica del gas y la gravedad API de crudo residual.

Liberación Instantánea: significa que el gas liberado permanece encontacto con el líquido, es decir, la composición total del sistema permanece constante durante el agotamiento de presión. En la siguiente figura se ilustra este tipo de liberación:

P1 > P2 > P3 > P4 > P5
La liberación de gas instantánea se puede simplificar de los siguientes pasos:

- La presión inicial del petróleo es mayor que la presión de burbujeo y la temperatura inicial es igual a latemperatura del yacimiento.
- El petróleo se expande en varias etapas hasta alcanzar la presión de burbujeo a temperatura constante.
- Luego se repite el paso anterior, pero la presión es menor a la de burbujeo, sin retirar de la celda el gas liberado, permaneciendo así en contacto con el líquido.

De este tipo de liberación se obtienen los siguientes resultados: presión de burbujeo, volumenrelativo en función de la presión (V/Vb), la compresibilidad del petróleo y una función ‘y’:

Y= Pb – P

P(V/Vb - 1)


Pb: presión de burbujeo, lpca.
P: presión inferior a Pb, lpca.
V: volumen bifásico a P, cc.
Vb: volumen a Pb, cc.

Al graficar la función Y vs. P el comportamiento es lineal cuando los sistemas se encuentran básicamente compuestos por hidrocarburos, por otro lado, lapresencia de componentes no hidrocarburos o cuando se está cerca del punto de burbujeo aleja el comportamiento lineal de la función.
En la liberación instantánea se condensa más líquido que en la diferencial porque en la separación instantánea permanece mayor cantidad de gas en el sistema del cual más y más componentes pesados se pueden condensar al disminuir la presión.

Los equipos delaboratorio usados para el análisis PVT de condensado son diferentes a los usados para el petróleo negro porque en casi todos los yacimientos de gas condensado la presión de rocío no se determina por un cambio violento en la relación presión - volumen del sistema y además la fase líquida representa un pequeña parte del volumen total de la celda donde se realiza el estudio. Por esta razón es preciso tenermétodos más exactos para medir pequeñas cantidades de líquido, como por ejemplo las pruebas CCE, CVD y la de separador.

Prueba de Separadores: en pocas palabras son pruebas de liberación instantánea realizadas en un separador para cuantificar efecto de las condiciones de separación (presión y temperatura) en superficie sobre las propiedades del crudo. El proceso de esta prueba consiste en pasar através de un separador para luego expandir a presión atmosférica la muestra de crudo saturado a la temperatura del yacimiento y presión de burbujeo.
Cuando cambia la presión en el separador es posible obtenerse una presión tal que se produzca mayor cantidad de líquido, mayor gravedad API del crudo y menor factor volumétrico de formación del petróleo; esta presión es denominada presión óptima...