martes, 6 de octubre de 2009

Clase 1. Parámetros PVT

La solubilidad del gas en el petróleo depende de: Presión, Temperatura, Composición del gas y del petróleo.

Casos:

* A una T cte.: La cantidad de gas en solución aumenta conforme se incrementa la presión.
* A una P cte.: La cantidad de gas en solución disminuye a medida que la temperatura aumenta.
* A una P y T determinadas: La cantidad de gas en solución aumenta a medida que la composición del gas y del petróleo se asemejan.


Estado del Petróleo en Yacimiento:

* El petróleo de un yacimiento está saturado con gas a cualquier P y T si al reducir ligeramente la P se libera gas de la solución. Puede o no existir capa de gas.
* El petróleo de un yacimiento está sub-saturado con gas a cualquier P y T si al reducir ligeramente la P no se libera gas de la solución. El estado sub-saturado implica que no existe gas libre en contacto con el petróleo.


Factores Volumétricos para Yacimientos Sub-Saturados:

* Factor Volumétrico de Formación del Petróleo (βo): Se define como el volumen en Barriles (A condiciones de P y T del Yacimiento) ocupado por un Barril Normal de petróleo mas su gas en solución. Es un factor monográfico, ya que en el yacimiento se encuentra en una sola fase líquida, y en la superficie es petróleo y gas.

βo = (Volumen de Petróleo + Gas Disuelto) / (Volumen de Petróleo) [BY / BN]




Partiendo de una Pi, comienza la disminución progresiva de P por lo cual el liquido se expande. Luego llega al Pb donde ocurre la liberación de la primera burbuja de gas. A medida que disminuye la P, hay liberación de gas por lo que disminuye el volumen del líquido.



* Factor Volumétrico de Formación del Gas (Bg): Parámetro que relaciona el volumen que ocupa un gas condiciones de P y T de yacimiento con el volumen que ocupa la misma masa de gas en superficie a condiciones estándar.

βg = Volumen de Gas /Volumen de Gas [Cond. Yac. / Cond. Standar]
βg = 0.02827 (Zyac.Tyac /Pyac ) [PCY / PCN]
βg = 0.00504 (Zyac.Tyac / Pyac) [BY / PCN]



Partiendo de una Pi, comienza la disminución progresiva de P, aumenta la liberación del gas en el yacimiento. Llega al Pb por lo que hay mas Volumen de gas a medida que la P sigue cayendo




* Relación Gas disuelto-Petróleo (Rs): Cantidad de gas que puede disolverse en un BN de petróleo, cuando son llevados a condiciones de presión y temperatura del yacimiento.

Rs = Volumen de Gas /Volumen de Petróleo [PCN / BN]



Partiendo de una Pi, no hay liberación de gas por lo que no varía el volumen de líquido con la disminución de P. En el Pb se libera gas y el Volumen de gas disuelto disminuye a medida que la P cae.



* Factor Volumétrico de Formación Total (Bt): Volumen que ocupa un Barril Fiscal de Petróleo junto con su volumen inicial de gas disuelto a cualquier condición P y T del yacimiento

βt = βo + βg(Rsb - Rs) [BY / BN]





Partiendo de una Pi, aumenta el volumen de Petróleo y Gas, a medida que disminuye la P. En el Pb El Volumen total contenido es el Volumen de Petróleo. Luego disminuye el Volumen de Petróleo, aumenta el Volumen de Gas, mientras cae la P.




* Relación Gas –Petróleo de Producción (Rp): Volumen de gas producido (En PCN) por cada Barril Normal de Petróleo producidos.

Rp = q (Gas Disuelto + Gas Liberado)/q petróleo [PCN / BN]




Partiendo de una Pi, el Volumen de Petróleo Producido es igual al Volumen de Gas Producido; en el yacimiento el gas se expande pero se libera en superficie. En el Pb mientras el gas no llegue Sgcritica no se mueve. Continúa cayendo la P y aumenta el Volumen de Gas Producido.


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