Presión de burbuja: definición, cálculo e impacto en yacimientos petroleros

Descubre qué es la presión de burbuja en ingeniería de yacimientos: definición técnica, métodos de cálculo, aplicaciones críticas en producción petrolera, ejemplos prácticos con ecuaciones, impacto en la recuperación de hidrocarburos y software especializado. Incluye clasificación y preguntas frecuentes.

Presión de burbuja: definición, cálculo e impacto en yacimientos petroleros

¿Qué es la Presión de Burbuja?

La presión de burbuja (Pb) es la presión crítica a una temperatura específica donde aparece la primera burbuja de gas en un petróleo subsaturado. Marca el punto de transición entre el estado monofásico (petróleo líquido) y bifásico (petróleo + gas libre), determinando el comportamiento de los fluidos en el yacimiento. Se mide en pruebas PVT (Presión-Volumen-Temperatura) y es fundamental para clasificar reservorios y diseñar estrategias de producción.

Aplicación práctica en campo

En el yacimiento Aguarague (Argentina), con petróleo de 28°API, la presión de burbuja (Pb = 2,100 psi) definió la estrategia de producción:

  • Fase subsaturada (P > Pb): Se mantuvo presión mediante inyección de agua para evitar liberación prematura de gas.

  • Fase saturada (P < Pb): Se implementó gas-lift artificial al formarse gas libre, optimizando la recuperación.
    El monitoreo continuo evitó caídas bruscas de presión que hubieran reducido la recuperación final en un 15%.

Cálculo y fórmula explicada

Ecuación de standing (método empírico):

Pb=18.2(Rs0.8310(0.00091T0.0125API)γg0.91)Donde:

Ejemplo numérico:
Para un crudo de 30°API, con Rs=500 scf/STB, T=180°F, γg=0.65:

Pb=18.2(5000.8310(0.000911800.012530)0.650.91)=2,372psiaSi la presión del yacimiento cae bajo 2,372 psia, se libera gas disuelto.

Clasificación de yacimientos por Pb

Tipo de YacimientoRelación Presión vs. PbComportamiento
SubsaturadoPinicial>PbSin gas libre; alta eficiencia
SaturadoPinicial=PbGas libre inicial; requiere gestión
Bajo-saturado críticoPinicial<PbLiberación inmediata de gas

Impacto e importancia

  • Recuperación mejorada: Mantener P > Pb maximiza la producción (evita bloqueo por gas).

  • Diseño de instalaciones: Define necesidad de separadores gas-petróleo.

  • Riesgos operativos: Caídas bruscas bajo Pb generan slugging y corrosión.

  • Economía: Yacimientos subsaturados tienen 20-30% mayor recuperación.

Relación con otros términos técnicos

  1. Prueba PVT

  2. Relación Gas-Petróleo (Rs)

  3. Factor Volumétrico del Petróleo (Bo)

  4. Presión de Saturación

  5. Gravedad API

Software especializado

HerramientaAplicación Principal
PVTSimSimulación avanzada de propiedades PVT
EclipseModelado de yacimientos con liberación de gas
CMG (IMEX)Optimización de producción bajo Pb
PIPESIMDiseño de redes de flujo bifásico

Preguntas frecuentes

1. ¿Cómo se mide Pb en laboratorio?

Mediante pruebas Constant Composition Expansion (CCE): Se reduce presión en celda PVT hasta observar burbujeo.

2. ¿Qué pasa si Pb es mayor que la presión inicial?

Indica un yacimiento sobresaturado con gas libre inicial, requiriendo manejo especial del casquete.

3. ¿Por qué varía Pb con la temperatura?

Al aumentar la temperatura, el gas se libera a mayores presiones (Pb ↑). La ecuación de Standing captura este efecto.

Conclusión:

La presión de burbuja es el termómetro financiero de un yacimiento: determina eficiencia, costos y estrategia de producción. Su cálculo preciso mediante ecuaciones empíricas o software (PVTSim/Eclipse) es crucial para maximizar la recuperación de hidrocarburos y minimizar riesgos operativos. En la era de los campos maduros, dominar este concepto separa proyectos rentables de pozos marginales.

🔍 Dato clave: Errores del 5% en Pb pueden reducir la recuperación final hasta un 12% (SPE Journal, 2022).


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