Comunp
Páginas: 5 (1178 palabras)
Publicado: 15 de noviembre de 2012
Ingeniería de Yacimientos II
Parámetros PVT
Angel Da Silva
Escuela de Ingeniería de Petróleo, UCV 2010 – 2011
Ingeniería de Yacimientos II - Parámetros PVT Prof. Angel Da Silva
Pi –> P
Semestre 2010-2011
1
Yacimientos II - Prof. Angel Da Silva
Ingeniería de Yacimientos II - Parámetros PVT Prof. Angel Da Silva
PVT: Bo, Bg, Rs, ZBo (BY/BN) Rs (PCN/BN) P (lpc)
P (lpc)
Bg (PCY/PCN)
P (lpc)
Z
P (lpc)
Ingeniería de Yacimientos II - Parámetros PVT Prof. Angel Da Silva
Solubilidad del Gas
La solubilidad del gas en el petróleo depende de: - Presión. - Temperatura. - Composición del gas y del petróleo.
Yacimientos saturados y subsaturados
El petróleo de un yacimiento está saturado con gas a cualquier P yT si al reducir ligeramente la P se libera gas de la solución. El petróleo de un yacimiento está subsaturado con gas a cualquier P y T si al reducir ligeramente la P no se libera gas de la solución. El estado subsaturado implica que no existe gas libre en contacto con el petróleo.
Semestre 2010-2011
2
Yacimientos II - Prof. Angel Da Silva
Ingeniería de Yacimientos II - Parámetros PVTProf. Angel Da Silva
Relación gas en solución – petróleo (Rs)
La solubilidad del gas en un crudo o relación gas en solución – petróleo (Rs) está dada por los pies cúbicos normales de gas (PCN) en solución en un barril normal (BN) de crudo a determinadas condiciones de P y T.
Rs
Presión Inicial
Presión de Burbujeo Presión
Ingeniería de Yacimientos II - Parámetros PVT Prof. Angel DaSilva
Factor volumétrico de formación de petróleo (Bo)
Se define como el volumen en barriles (a condiciones de P y T del yacimiento) ocupado por un barril normal de petróleo más su gas en solución (a 14,7 lpca y 60 °F).
Bo
Presión Inicial Presión de Burbujeo
Presión
Semestre 2010-2011
3
Yacimientos II - Prof. Angel Da Silva
Ingeniería de Yacimientos II - Parámetros PVTProf. Angel Da Silva
Factor volumétrico de formación de gas (Bg)
Es un factor que relaciona el volumen de gas en el yacimiento (a P y T) con el volumen de la misma masa de gas en superficie a condiciones normales (14.7 lpca y 60 °F).
Vsup, nsup, Rsup Psup = 14.7 lpca Tsup = 60 °F = 520 R Zsup ≈ 1
Superficie
Vyac, nyac, Ryac Pyac, Tyac, Zyac
Yacimiento
A condiciones de Yacimiento:Vyac = Z yac nyac Ryac Tyac Pyac
A condiciones de Superficie:
Vsup = Z sup nsup RsupTsup Psup
Ingeniería de Yacimientos II - Parámetros PVT Prof. Angel Da Silva
Factor volumétrico de formación de gas (Bg)
βg =
Vyac Vsup
β g = 0.02827
ZyacTyac PCY PCN Pyac
βg
Presión
Semestre 2010-2011
4
Yacimientos II - Prof. Angel Da Silva
Ingeniería de YacimientosII - Parámetros PVT Prof. Angel Da Silva
Factor volumétrico de formación total (Bt)
Se define como el volumen en barriles que ocupa un barril normal de petróleo junto con su volumen inicial de gas disuelto a cualquier P y T.
β t = β o + β g (Rsi − Rs )
Bt
Presión Inicial
Presión de Burbujeo
Presión
Ingeniería de Yacimientos II - Parámetros PVT Prof. Angel Da Silva
Relación gas– petróleo de producción (Rp)
La relación gas – petróleo de producción (Rp) está dada por los pies cúbicos normales de gas (PCN) producidos entre los barriles normales (BN) de crudo producidos.
Rp
Presión de Burbujeo
Presión Inicial
Presión
Semestre 2010-2011
5
Yacimientos II - Prof. Angel Da Silva
Ingeniería de Yacimientos II - Parámetros PVT Prof. Angel Da SilvaLiberación instantánea o flash
Composición total del sistema permanece constante durante el agotamiento de presión. Todos los gases liberados de la fase líquida durante una reducción de presión permanecen en contacto íntimo y en equilibrio con la fase líquida de la que se liberaron.
Liberación diferencial
Composición total del sistema varía durante el agotamiento de presión. El gas liberado...
Leer documento completo
Regístrate para leer el documento completo.