Análisis PVT (parte IV)

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Ecuación 2.1

Y por ende, la extracción total de hidrocarburos asociados con la producción de un barril normal de petróleo es.

(Extracción debajo de la superficie)/stb = Bo + (R − Rs) Bg (rb/stb) (2.2)

La relación anterior muestra, porque el factor volumétrico de formación de gas, tiene más bien las lamentables unidades de rb/PCN. Esto es simplemente para convertir las relaciones gas petróleo medidas en PCN/BN directamente a rb/BN para ser compatible con las unidades de βo. Mientras βg se usa mas exclusivamente para ingeniería de yacimientos de petróleo su equivalente en ingeniería de yacimientos de gas es E, el factor de expansión del gas, el cual se introdujo en capítulos previos, y tiene las unidades de PCN/PCY. La relación entre βg y E es por consecuencia.


Ecuación 2.3

Así βg tendrá siempre valores más pequeños, para un valor típico de E de 150 pcn/pcy, el valor de Bg podría ser .00119 BY/PCN.


Fig. 2.5 parámetros PVT (Bo, Rs y Bg), como función de la presión del análisis presentado en la tabla 2.4, Pb= 3330 Lpca.

La forma de las curvas de Bo y Rs, debajo del punto de burbuja, mostrado en la figura 2.5 son fácilmente explícitos. Cuando la presión baja por debajo del punto de burbuja, mas y mas gas se libera del petróleo saturado y así Rs, la cual representa las cantidades de gas disuelto en un barril normal de petróleo a las presiones del yacimiento, decrece continuamente. Similarmente tal volumen de petróleo del reservorio, contiene una cada vez mas pequeña cantidad de gas disuelto que cuando la presión declina, un barril normal de petróleo se obtendrá progresivamente de volúmenes más pequeños de petróleo de yacimiento y Bo disminuye de manera constante con el descenso de la presión.

Fuente: L.P. Dake. Fundamentals of Reservoir Engineering