Propiedades Pvt

PROPIEDADES PVT
Consiste en determinar en el laboratorio una serie de propiedades físicas de un fluido en el yacimiento (petróleo, agua o gas) que relacionan presión, volumen y temperatura. Un paso previo a un buen análisis PVT, consiste en la obtención de una muestra representativa del yacimiento que esté a las condiciones de presión y temperatura del mismo. A éste respecto existen normas muydetalladas y compañías especializadas para tomarlas de acuerdo al tipo de fluido que se debe muestrear.
Un análisis PVT es costoso y muchas veces se trata de yacimientos viejos que no poseen ésta información o muy nuevos que todavía no han sido evaluados. Por éstas razones se han desarrollado una serie de ecuaciones o Correlaciónes empíricas que permitan determinar las propiedades de los fluidosdel yacimiento. A continuación se presentan las principales características del gas y el petróleo y las Correlaciónes más usadas en su determinación. En general, el PVT se refiere al conjunto de propiedades de volumen medidas a una presión y temperatura determinada. Estas propiedades son factor volumétrico de formación del petróleo, que es función de la presión del yacimiento, del factorvolumétrico y de la compresibilidad del crudo, factores volumétricos del gas y el agua., gas disuelto en crudo que es función de la gravedad del crudo, temperatura, presión y gravedad del gas. La viscosidad del crudo es función de la Temperatura, presión y gas disuelto. El factor volumétrico bifásico, β t = β o + (Rsi − Rs ) β g . La compresibilidad del crudo es función de P, API, T y γg. La compresibilidaddel agua es función del gas disuelto en agua y la concentración de cloruro de sodio dado en parte por millón, ppm.
NOTA: En los gráficos que se presentan a continuación, los puntos de arranque de cada curva son muy diferentes y no se ven reflejados allí.
Β= Volumen en yacimiento
Volumen en superficie
De acuerdo con la ley de los gases: V= znRTP


Fig. 3.1. PVT para el aceite


Fig. 3.2. PVT para el gas y agua

3.2. LIBERACIÓN INSTANTÁNEA
Es utilizada para determinar el punto de burbujeo. Se eleva la Presión mayor a la presión del punto de burbuja y se miden los volúmenes de fluido. El factor volumétrico sobre el punto de burbuja se calcula mediante:

La compresibilidad delpetróleo juega un papel importante entre Pb y P > Pb, de modo que:
Integrando resulta:
; Puesto que existe una relación de volúmenes, se pueden reemplazar éstos por los factores volumétricos, Por lo tanto:

Para calcular el factor de desviación del gas, Z:

Con estos valores se va a la gráfica de Standing y Katz y se lee el valor de Z.

3.3. LIBERACIÓN DIFERENCIAL
Es un proceso similaral anterior, la diferencia radica en que a medida que miden los volúmenes, el gas es retirado de la muestra en cada decremento de presión.

3.4. CORRELACIÓNES PARA SISTEMAS DE PETRÓLEO

3.4.1. Presión del punto de burbuja: Se denota como Pb. Es la presión a la cual la primera burbuja de gas comienza a liberarse del petróleo. También es llamada presión de saturación. Cada yacimiento tiene supresión de burbuja particular. La presión del punto de burbuja se determina en función de la temperatura, la gravedad específica del gas, γg, la gravedad específica del petróleo, γ o, y la cantidad de gas disuelto en el crudo, Rs. La correlación de Standing1, 2,3 fue obtenida en 105 experimentos, utilizando petróleos de California. El promedio de error de la correlación fue aplicado a los datosusados para desarrollar el método y resultó ser 4,8 % a una presión de 106 psi. El rango de datos utilizados para desarrollar el método se da en la tabla 3.1. Los gases involucrados en el desarrollo del método no contenían Hidrógeno ni Sulfuro de Hidrógeno. Alguno de los gases contenía Dióxido de Carbono en cantidades insignificantes. La correlación podrá aplicarse a otros petróleos teniendo en...