domingo, 28 de septiembre de 2008

Factores volumétricos de formación
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Factor volumétrico de formación de petróleo (βo)

Se define como el volumen en barriles ocupado por un barril normal de petróleo más su gas en solución.



Al reducir la presión el petróleo se va expandiendo, lo cual indica que el volumen de petróleo aumenta, en un momento en que se reduzca la presión se va alcanzar la presión de burbujeo, en ese punto se sigue disminuyendo la presión, lo cual se va a formar la primera burbuja de gas a esa presión y a medida que se reduzca mas la presión va formarse cada vez más gas. Al mismo tiempo, que se pasa por debajo de la presión de burbujeo, el petróleo sigue expandiéndose, es decir, que en teoría el petróleo debería seguir aumentado su volumen, pero adicionalmente va haber una cantidad de gas que se va a estar liberando de ese petróleo y como el gas es más comprensible que el petróleo, este ocupa más volumen. Además, cuando se va reduciendo la presión, el efecto de ese aumento de volumen es menor que el efecto de la reducción de ese mismo volumen debido al gas que se está liberando, esto significa que si se considerara ese volumen de petróleo y ese volumen de gas; la curva seguiría subiendo y ahí estaríamos hablando de un factor volumétrico de formación total. Pero en este caso, al llegar a la presión de burbujeo, la presión sigue disminuyendo y el petróleo sigue expandiéndose; pero se sigue liberando gas. El gas que se libera es en mayor proporción que el efecto que está siendo producido por la expansión en volumen debido a la compresibilidad del petróleo. Finalmente, el volumen de petróleo como tal que queda a ese valor de presión es menor, por lo tanto, después de la presión de burbujeo el factor volumétrico de formación de petróleo disminuye.

Factor volumétrico de formación de gas (βg)

Primero, el sistema tiene que tener una presión inferior a la presión de burbujeo, para que exista gas y así tener un factor volumétrico de formación del gas; al contrario no tendría sentido de hablar de un βg, es decir, se va a obtener el factor volumétrico de formación, en dos caso:

1) en un yacimiento de gas, que se supone que lo que tengo es gas y
2) en un yacimiento de petróleo, con una presión inferior a la presión de burbujeo, porque por encima de la presión de burbujeo no voy a tener gas.


Entonces, el factor volumétrico de formación de gas, es un factor que relaciona el volumen de gas en el yacimiento (a una determinada presión y temperatura) con el volumen de la misma masa de gas a condiciones de superficie, es decir, es una masa de gas en yacimiento a unas condiciones de presión y temperatura con la misma masa de gas en superficie a unas condiciones de presión y temperatura diferentes; por lo tanto el factor volumétrico es una relación entre ambos volúmenes de esa dos masas.




Tenemos, que el volumen que ocupa el gas en condiciones de yacimiento, es:

Vyac = (Zyac nyac Ryac Tyac)/Pyac

El término de la presión de yacimiento (Pyac), es un término que va ir variando a lo largo de la producción y va a estar medido en una función de tiempo. A medida que avanza la producción, la presión del yacimiento va disminuyendo y su volumen debería aumentar, siendo el caso, de no estar sometido a un proceso de inyección que tiende hacer un mantenimiento de la presión en el yacimiento. En el caso de superficie, el volumen no varía; porque siempre a condiciones de superficie es constante. Pero al ver un volumen variando, el factor volumétrico de formación de gas va a variar a las condiciones de superficie.

Tenemos, que el volumen que ocupa el gas en condiciones de yacimiento, es:

Vsup = (Zsup nsup Rsup Tsup)/Psup

El factor volumétrico de formación de gas es una relación entre esos dos volúmenes, es decir:

βg = Vyac/Vsup

Sustituyendo Vyac y Vsup, en βg. Obtenemos la siguiente expresión:

βg = (Zyac Tyac Psup)/(Zsup Tsup Pyac )

Sustituyendo Zsup = 1, Tsup = 520 R y Psup = 14.7 lpca en βg. Obtenemos la siguiente expresión:

βg = 0.02827 (Zyac Tyac)/Pyac [PCY/PCN]

Este factor volumétrico de formación de gas esta medido en pies cúbicos de yacimiento sobre pies cúbicos normales, este se puede transformar a barriles de yacimiento sobre pies cúbicos normales introduciendo el factor de conversión, que es 1 barril = 5.615 pies cúbicos. Una de las particularidades de los factores volumétricos es que es una relación de volúmenes, que significa que las unidades están relacionadas o son directas; por ejemplo, es lo mismo decir pies cúbicos de yacimiento sobre pies cúbicos normales, que barriles de yacimiento sobre barriles normales; esto es exactamente lo mismo, porque si multiplico por 5.615 y divido por 5.615 me va dar una relación uno (1). Lo contrario, sería si yo lo quisiera en barriles de yacimiento sobre pies cúbicos normales, porque en este caso nada más lo que hago es multiplicar por 5.615. Y, a medida que disminuye la presión va aumentando el volumen de gas.

Factor volumétrico de formación total (βt)

Se define como el volumen en barriles que ocupa un barril normal de petróleo junto con su volumen inicial de gas disuelto, este factor volumétrico de formación toma en cuenta no solo el volumen permanente de petróleo que se está quedando, sino también toma en cuenta el volumen de gas que se está separando, lo que se va a dividir es el termino completo del volumen entre el volumen inicial.




El factor volumétrico de formación total a las condiciones iniciales es igual al factor volumétrico de formación de petróleo a las mismas condiciones iniciales, si se reduce la presión sin tener liberación de gas, porque no se ha alcanzado la presión de burbujeo, el petróleo va a seguir expandiéndose, como venía pasando antes y a medida que va aumentando este volumen voy obteniendo los factor volumétrico de formación. Al llegue a la presión de burbujeo, se liberó gas, el comportamiento del gráfico sigue exactamente igual como estaba antes, solo que ahora va considerando el volumen de petróleo y el volumen de gas, es decir que se considera el volumen total, por consiguiente el volumen aumenta, por lo tanto el factor volumétrico de formación después del burbujeo sigue aumentando, lo que va a variar es la pendiente o el grado de aumento; porque, por encima de la presión de burbujeo tiene una pendiente que va venir determinada por la compresibilidad del petróleo y por debajo de burbujeo no solamente la compresibilidad es la que influye, sino también la liberación de gas, que el efecto de la liberación de gas es mayor al efecto de la compresibilidad; por lo tanto está pendiente debería ser mayor por debajo de burbujeo. Entonces, viendo el gráfico de manera general, si se analiza solo el comportamiento del petróleo obtengo el factor volumétrico de formación de petróleo, si se analiza solo el comportamiento del gas obtengo el factor volumétrico de formación de gas y finalmente se analiza el comportamiento del petróleo y del gas al mismo tiempo obtengo el factor volumétrico de formación total.

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