Solubilidad del Gas.

La solubilidad del gas en el petróleo crudo depende de:
· Presión
· Temperatura
· Composiciones de gas y petróleo

Para un mismo gas y petróleo a una temperatura constante, la cantidad de gas en solución aumenta con presión; y a una presión constante, la cantidad de gas en solución disminuye a medida que la temperatura aumenta. Para determinadas presión y temperatura, la cantidad de gas en solución aumenta a medida que las composiciones del gas y del petróleo se asemejan, es decir, es mayor en gases de alta y en petróleos de baja gravedad especifica, o sea, en petróleos de alta gravedad API. De manera distinta a la solubilidad, por ejemplo, de cloruro de sodio en agua, el gas es infinitamente soluble en petróleo, la cantidad de gas esta solo limitada por la presión o por la cantidad de gas disponible.

Se dice que un petróleo crudo está saturado con gas a cualquier presión y temperatura si al reducir ligeramente la presión se libera gas de la solución. Inversamente, si no se libera gas de la solución, se dice que el petróleo esta subsaturado (o no saturado), a esa presión. El estado subsaturado implica que existe una deficiencia de gas y que si hubiera existido suficiente gas, el petróleo se encontraría en un estado saturado a esa presión. Más aun, el estado subsaturado implica que no existe gas libre en contacto con el petróleo, es decir, no hay capa de gas.

La solubilidad de gas a condiciones isotérmicas generalmente se expresa en función del aumento en gas en solución por unidad de petróleo por aumento en la unidad de presión, es decir, PCS/bl/lpc, o dr/dp.

Aunque en muchos yacimientos esta solubilidad es aproximadamente invariable sobre un intervalo considerable de presiones, en cálculos precisos de estudios de yacimiento la solubilidad se expresa en términos del gas total en solución a cualquier presión, o sea, PCS/bl o Rs. En la siguiente sección se verá que el volumen de petróleo crudo aumenta considerablemente debido al gas en solución y, por esta razón, la cantidad de gas en solución se refiere por lo general a una unidad de petróleo fiscal, y la razón gas disuelto – petróleo, Rs. SE EXPRESA EN PCS/ BF. En la figura publicada anteriormente se muestra la variación de gas en solución con la presión para el fluido del yacimiento Big Sandy, Ohio, a la temperatura de yacimiento, 160F. a la presión inicial del yacimiento 3500 lpca, el gas en solución es 567 PCS/BF.

El grafico ilustra que no se desprende gas de la solución al reducir la presión inicial hasta 2500 lpca. Por consiguiente, el petróleo esta subsaturado en esta región y no existe fase gas libre en el yacimiento. La presión de 2500 lpca se denomina presión del punto de burbujeo, ya que a esta presión aparece la primera burbuja de gas. A 1200 lpca, la solubilidad del gas es de 337 PCS/BF, y la solubilidad promedia entre 2500 lpca y 1200 lpca es:

Solubilidad promedio= 567-337/2500-1200 = 0.177PCS/BF/lpc

Estos datos se obtienen mediante estudios de laboratorio de PVT realizado con una muestra de fluido obtenida del fondo de un pozo del yacimiento Big Sandy, usando el proceso de liberación instantánea.Cuando no se dispone de análisis de laboratorio para los fluidos del yacimiento, a menudo puede estimarse con suficiente exactitud la razón de gas disuelto-petróleo. Standing ofrece un método de correlación donde la razón puede obtenerse si se conoce la presión y temperatura del yacimiento, la gravedad API del petróleo fiscal y la gravedad especifica del gas producido. También, en muchos casos, la razón inicial del gas disuelto-petróleo se aproxima a la razón gas-petróleo de producción al comienzo de las operaciones de producción.