FACTOR VOLUMETRICO DEL PETROLEO BoEl factor volumétrico del petróleo o factor volumétrico del fluido de la formación, abreviado FVF y símbolo Bo, puede definirse, a cualquier presión, como el volumen en barriles que un barril en condiciones estándar ocupa en la formación (yacimiento), es decir, a la temperatura del yacimiento y con el gas disuelto que puede retener el petróleo a esa presión. Debido a que la temperatura y el gas disuelto aumentan el volumen del petróleo fiscal, este factor será siempre mayor que la unidad. Cuando todo el gas presente esta disuelto en el petroelo, es decir, a la presión del punto de burbujeo, un aumento adicional en la presión reduce el volumen en proporción de la comprensibilidad del líquido.

P> Pb la celda es liquido (petróleo).

P< Pb el volumen se expande.

FACTOR VOLUMETRICO EN EL PUNTO DE BURBUJAA medida que se disminuye la presión por debajo de la presión de burbujeo (Pb) aparece la primera burbuja de gas lo que implica que el volumen de hidrocarburos disminuye con respecto al aumento de gas que se libera.Para presiones por encima de la presión de burbujeo el volumen de petróleo se va aumentando hasta alcanzar la presión del burbujeoCuando la presión de fondo fluyente es lo suficientemente elevada para vencer el peso de la columna hidrostática, y perdidas por fricción este pozo fluye solo.

Como ya se mención anteriormente, los factores volumétricos dependen del proceso de liberación del gas, el cual será estudiado en el tema de datos PVT.

Factor volumétrico total, de dos fases o bifásico, Bt, definido como el volumen en barriles que ocupa un barril fiscal junto con su volumen inicial de gas disuelto a cualquier presión y temperatura. En otras palabras, incluye el volumen liquido Bo, mas el volumen de la diferencia entre la razón gas petróleo inicial, Rsi, y la razón gas petróleo a la presión especificada, Rs. Si el factor volumétrico del gas es Bg en barriles por pie cúbicos estándar de gas en solución, el factor volumétrico total será:

Bt =Bo + Bg (Rsi-Rs)por encima de la presión de punto de burbujeo tenemos que Rsi=Rs, el factor volumétrico total o bifásico es igual al factor volumétrico monofásico (Bo) del petróleo.Por debajo del punto de burbujeo, a medida que la presión disminuye el factor volumétrico total aumenta debido a la liberación de gas de la solución y a la continua expansión del gas liberado de la misma.

FACTOR VOLUMETRICO DEL GASSe denota como Bg o ßg. Es un factor que relaciona el número de barriles de gas que se necesitan en el yacimiento para producir un pie cúbico de gas a condiciones normales (pcn). Las ecuaciones para determinar ßg se presentaron anteriormente. 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 y2) 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)/PyacEl 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)/PsupEl factor volumétrico de formación de gas es una relación entre esos dos volúmenes, es decir:βg = Vyac/VsupSustituyendo 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.

POROSIDAD La porosidad se define como la relación entre el volumen poroso y el volumen total de la roca (la propiedad inversa a la porosidad es la compacidad). Matemáticamente: φ = Vp

Vt

Vp = volumen poroso Vt = volumen total

De acuerdo a la interconexión del volumen poroso, la porosidad se define en porosidades absoluta, efectiva y no efectiva. Clasificacion de Ingenieria de la porosidad Durante el proceso de sedimentación y mitificación, algunos de los poros que se desarrollaron inicialmente pudieron sufrir aislamiento debido a varios procesos diagenéticos o catagénicos tales como cementación y compactación. Por ende, existirán poros interconectados y otros aislados. Esto conlleva a clasificar la porosidad en absoluta y efectiva dependiendo de que espacios porales se miden durante la determinación del volumen de estos espacios porosos. Porosidad absoluta. Es aquella porosidad que considera el volumen poroso de la roca esté o no interconectado. Esta propiedad es la que normalmente miden los porosímetros comerciales. Una roca puede tener una porosidad absoluta

considerable y no tener conductividad de fluidos debido a la carencia de interconexión poral. La lava es un ejemplo típico de esto. Porosidad efectiva. Es la relación del volumen poroso interconectado con el volumen bruto de roca. Esta porosidad es una indicación de la habilidad de la roca para conducir fluidos, sin embargo esta porosidad no mide la capacidad de flujo de una roca. La porosidad efectiva es afectada por un número de factores litológicos como tipo, contenido e hidratación de arcillas presentes en la roca, entre otros. Porosidad no efectiva. Es la diferencia que existe entre las porosidad absoluta y efectiva. Clasificacion Geologica de la porosidad A medida que los sedimentos se depositaron en los mares antiguos, el agua fue el primer fluido que llenó el espacio poroso. Esta agua se le denomina agua connata. Un método común de clasificación de la porosidad se basa en la condición si porosidad se formó inicialmente o si fue producto de una diagénesis subsiguiente (dolomitización), catagénesis, campo de esfuerzos o percolación de agua. Porosidad primaria o intergranular. La cual se desarrolló al mismo tiempo que los sedimentos fueron depositados. Rocas sedimentarias con este tipo de porosidad son: areniscas (detríticas o clásticas) y calizas (no detríticas). La porosidad primaria a su vez se clasifica en: Porosidad intercristalina. Se refiere a los espacios existentes entre los planos de un cristal o espacios vacíos entre cristales. Muchos de éstos poros son sub-capilares, v.g. poros menores de 0.002 mm de diámetro. La porosidad que se encuentra entre cristales o partículas tamano lodo se llama comúnmente “microporosidad”. Porosidad Integranular. Es función del espacio vacío entre granos, es decir, de los espacios intersticiales de toda clase en todo tipo de roca. Esta porosidad comprende tamano sub-capilar a super-capilar. Generalmente, los espacios tienen un diámetro mayor de 0.5 mm. Planos estratificados. Existe concentración de espacios vacíos de diferentes variedades paralelos a los planos de estratificación. Las geometrías mayores de muchos yacimientos petroleros están controladas por este tipo de porosidad. Entre las causas de espacios vacíos en los planos estratificados se cuentan: diferencias de los sedimentos depositados, tamano de partículas y arreglo de depositación y ambientes de depositación. Espacios Sedimentarios Miscelaneos. Esto se debe a: (1) espacios vacíos resultantes de la depositación de fragmentos detríticos de fósiles, (2) espacios vacíos resultantes del empaquetamiento de oolitas, (3) espacios cavernosos de tamano irregular y variable formados durante el tiempo de depositación, y (4) espacios creados por organismos vivos en el momento de la depositación. Porosidad secundaria, inducida o vugular. Ocurre por un proceso geológico o artificial subsiguiente a la depositación de sedimentos. Puede ser debida a la solución o fractura (artificial o natural) o cuando una roca se convierte en otra (caliza a dolomita). La porosidad secundaria es el resultado de un proceso geológico (diagénesis y catagénesis) que tomó lugar después de la depositación de los sedimentos. La magnitud, forma, tamano e interconexión de los poros podría no tener relación directa de la forma de las partículas sedimentarias originales. La porosidad secundaria se clasifica en:

Porosidad de disolucion. Integrada por canales resultantes de la disolución del material rocoso por acción de soluciones calientes o tibias que circulan o percolan a través de la roca. Las aperturas causadas por meteorización (juntas alargadas y cavernas) y espacios vacíos causados por organismos vivientes pueden sufrir alargamiento debido a dilución.