FACTOR DE VOLUMEN DE FORMACION – RESERVAS DE PETROLEO

Traducción del Capítulo 25 del Libro de Charles E. Webber – Manual de Exploración de Petróleo.

Crudo de petróleo en el reservorio, los cuales dependen de un grado considerable sobre la temperatura del subsuelo, la presión y la gravedad del petróleo, contienen gas disuelto. Produciendo este petróleo en el suelo permite que mucho de este gas se escape, por ende reduce el volumen del petróleo restante. El petróleo cuyo rendimiento es de un productor, es el petróleo en el tanque de stock, y se ha vuelto habitual hablar de reservas de petróleo para referirse al petróleo del tanque de stock. La relación del volumen del reservorio original de petróleo y el volumen reducido de petróleo del tanque de stock es llamado factor de volumen de formación (FVF-Bo). Si el petróleo del reservorio tiene una muy baja gravedad y esta a profundidades someras las cuales no permiten altas presiones de subsuelo, el factor de volumen de formación excede la unidad por una pequeña cantidad. Los petróleos muy volátiles bajo grandes presiones en el reservorio se pueden comprimir al llegar al suelo y al tanque de stock a menos de la mitad del volumen original y, en casos raros, aun más. Entonces el factor del volumen de formación puede ser tan alto como 2 o aun mas.
El factor del volumen de formación puede ser determinado con mucha precisión desde una investigación de laboratorio de una muestra actual de petróleo del subsuelo. En la ausencia de una muestra de subsuelo actual, una muestra de subsuelo sintético puede ser preparada obteniendo muestras de separador de petróleo y gas en el pozo y combinando las proporciones adecuados de cada uno en un bomba o celda en el laboratorio. Tales muestras sintéticas son denominadas “muestras recombinadas”. Este tipo de investigación de laboratorio es hecha en un contenedor de presión alta conocido como celda de presión volumen y temperatura (celda PVT) en el cual la presión es reducida a una temperatura apropiada y el volumen de cada fase, gas y liquido, es medida. Muy frecuentemente sin embargo, este trabajo de laboratorio no es completado y la predicción del FVF debe ser hecha desde otra información la cual ha sido tomada durante la evaluación de la producción inicial y del flujo del pozo.

Una predicción razonable de FVF puede ser hecha desde la razón de efluente del pozo gas/petróleo. Donde hay una garantía razonable de que las razones determinadas son razones de soluciones de gas (sin incluir grandes cantidades de gas libre desde la capa de gas), las siguientes tabulaciones nos dan una aproximación suficiente para su uso.


Razón Gas/Petróleo (cu pies por barriles — FVF
100 –1.10
200 — 1.15
300 — 1.20
400 — 1.26
500 — 1.31
600 — 1.36
700 — 1.42
800 — 1.47
900 — 1.52
1000 — 1.59
1500 — 1.85
2000 — 2.00

Tabla 25-1

Frecuentemente usado para estimaciones cercanas, es una correlación de FVF con razón de gas/petróleo, gravedad especifica del gas, gravedad API del petróleo, y la temperatura del reservorio.

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