06 octubre 2008

Gas Natural y Parámetros PVT
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El gas natural es una mezcla de hidrocarburos que contiene en mayor parte metano y etano y, en menor proporción propano, butano e hidrocarburos mas pesados, sin mencionar las impurezas que generalmente contienen como CO2, N2, H2S y He.

Las condiciones de flujo que presentas estos gases a través de las tuberías es de alta presión (50-5000lpc) y moderadas temperaturas (80-250ºF) por lo que su comportamiento no es ideal sino real y, por ende, se tiene que tomar en cuenta el volumen que ocupan las partículas al igual que la fuerza de atracción y repulsión que existe entre ellas.

En cuanto a la solubilidad del gas podemos decir que básicamente depende de: presión, temperatura y composición de gas y petróleo. De acuerdo a esto podemos clasificar los yacimientos en saturados y subsaturados, donde los saturados son aquellos que al disminuir un poco la presión se libera gas (a cualquier P y T) y los subsaturados son aquellos en los que, a cualquier P y T, al disminuir levemente la presión no liberan gas, ya que el hecho de que sea subsaturado indica que no puede existir gas libre en contacto con el petróleo.

PARÁMETROS PVT
  • RELACIÓN GAS EN SOLUCIÓN-PETRÓLEO (Rs):
Son los pies cúbicos normales de gas (PCN) en solución en un barril normal (BN) de crudo a determinadas condiciones de P y T.

La gráfica nos expone que mientras la presión del yacimiento se ubique por encima de la presión de burbuja, el Rs se mantendrá constante, ya que no se ha liberado el gas que se tiene disuelto en el petróleo.


  • FACTOR VOLUMÉTRICO DE FORMACIÓN DE PETRÓLEO (Bo):

Es el volumen en barriles a condiciones de yacimiento, ocupado por un barril normal de petróleo más su gas en solución a condiciones de superficie (14,7 lpc y 60ºF).

Cuando va disminuyendo la presión hasta llegar al punto de burbuja hay un aumento en el Bo, es decir, el petróleo se va expandiendo a medida que disminuimos la presión, pero luego del punto de burbuja se empieza a liberar gas, lo que ocasiona que el Bo empiece a disminuir en la misma proporción que se libera el gas.


  • FACTOR VOLUMÉTRICO DE FORMACIÓN DE GAS (Bg):
Es la relación que existe entre el volumen de gas en el yacimiento con el volumen de la misma masa de gas en superficie a condiciones normales.

Observarmos en la grafica como el volumen de gas va aumentando a medida que vamos disminuyendo la presión desde el punto de burbuja hasta llegar a condiciones de superficie.



  • FACTOR VOLUMÉTRICO DE FORMACIÓN TOTAL (Bt):
Es el volumen en barriles que ocupa un barril normal de petróleo junto con su volumen inicial de gas disuelto a cualquier P y T.

A medida que vamos disminuyendo la presión desde las condiciones de yacimiento hasta las de superficie, aumenta el volumen de hidrocarburo, ya que, antes de llegar a la presión de burbuja, el petróleo empieza a expandirse, y luego de llegar a la presión de burbuja empieza a liberarse el gas lo que produce un aumento considerable de volumen a pesar de la disminución de petroleo.


  • RELACIÓN GAS-PETRÓLEO PRODUCIDO (Rp):
Es la relación que hay entre los pies cúbicos normales de gas producidos y los barriles normales de crudo producidos.

Si la presión se mantiene por encima del punto de burbuja la relación gas-petróleo producido será constante, ya que no se esta produciendo gas en el yacimiento, pero luego de disminuir la presión por debajo del punto de burbuja esta relación empieza a aumentar.

La caída que se observa justo después de estar por debajo del punto de burbuja es debido a que en principio el gas disuelto se encuentra presente en burbujas aisladas, pero luego forman una fase continua y es cuando se desplazan hacia el pozo.



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