Presion-Volumen-Temperatura (Parte III)
Uno y otro procedimiento de adquisición de muestras se complementan entre si y sirven para verificar y/o corregir discrepancias de presión, volumen y temperatura y las propiedades medidas a esos valores. Siempre es beneficioso correlacionar datos de pruebas de yacimientos obtenidos durante la perforación del pozo descubridor y los primeros pozos de desarrollo del campo, especialmente si los aspectos geológico y estructurales del subsuelo son complicados. Siempre es conveniente saber tempranamente que mecanismo de producción prevalece en el yacimiento.
Factor volumétrico del petróleo en la formacion
Este parámetro (Bo) representa el volumen y las condiciones de presión y temperatura originales del barril de petróleo en el yacimiento. Luego, cuando ese mismo barril de petróleo llega a la superficie significa que su volumen de liquido se ha reducido, que ha liberado gas, que su presión y temperatura han cambiado.
Por lo tanto, cuando ese mismo barril de petróleo en la superficie, a codiciones estándar de presión y temperatura, debe ser restablecido a las codiciones originales que tenia en el yacimiento, entonces hay que restituirle el volumen de gas en solución que libero, lo cual conlleva a aumentar la temperatura y la presión a niveles originales.
La relación volumétrica del barril de petróleo en el yacimiento con su correspondiente gas en solución y en la superficie frió y sin gas es importante por el valor numérico aplicable en los cálculos de petróleo in situ y petróleo fiscalizado en el tanque. Esta apreciación se extiende al volumen de gas disuelto en el petróleo en el yacimiento y al volumen liberado y medido a condiciones estándar en la superficie. También abarca el gas natural libre en el yacimiento y el mismo volumen de gas en la superficie a condiciones estándar. De igual manera se aplica al agua. En la practica normalmente, el factor volumétrico de formacion para el petróleo (Bo) esta entre 1,1 y 2,0. El factor correspondiente al gas (Bg) puede alcanzar a 200 pcn/pcy, segu la composición y presión. Para el agua (Bw) puede estar entre 0,99 y a,07 by/bna.
Referencia:
Yacimientos de hidrocarburos. Efrain E. Barberii; Martin Essenfeld.
Factor volumétrico del petróleo en la formacion
Este parámetro (Bo) representa el volumen y las condiciones de presión y temperatura originales del barril de petróleo en el yacimiento. Luego, cuando ese mismo barril de petróleo llega a la superficie significa que su volumen de liquido se ha reducido, que ha liberado gas, que su presión y temperatura han cambiado.
Por lo tanto, cuando ese mismo barril de petróleo en la superficie, a codiciones estándar de presión y temperatura, debe ser restablecido a las codiciones originales que tenia en el yacimiento, entonces hay que restituirle el volumen de gas en solución que libero, lo cual conlleva a aumentar la temperatura y la presión a niveles originales.
La relación volumétrica del barril de petróleo en el yacimiento con su correspondiente gas en solución y en la superficie frió y sin gas es importante por el valor numérico aplicable en los cálculos de petróleo in situ y petróleo fiscalizado en el tanque. Esta apreciación se extiende al volumen de gas disuelto en el petróleo en el yacimiento y al volumen liberado y medido a condiciones estándar en la superficie. También abarca el gas natural libre en el yacimiento y el mismo volumen de gas en la superficie a condiciones estándar. De igual manera se aplica al agua. En la practica normalmente, el factor volumétrico de formacion para el petróleo (Bo) esta entre 1,1 y 2,0. El factor correspondiente al gas (Bg) puede alcanzar a 200 pcn/pcy, segu la composición y presión. Para el agua (Bw) puede estar entre 0,99 y a,07 by/bna.
Referencia:
Yacimientos de hidrocarburos. Efrain E. Barberii; Martin Essenfeld.
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