Ciencias

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.

Calcular el petróleo inicial en u yacimiento volumétrico subsaturado

Datos:

Datos de los factores volumétricos relativos de la tabla 3.6. =1,391 bl/BF a la presión del punto de burbujeo

Saturación del agua connota=20.00 ppm

Porosidad promedia= 9,0 por ciento

Presión inicial del yacimiento= 5000 Ipcr

Producción cumulativa de petróleo= 1,25 MM BF

Producción cumulativa de agua=32.000 BF

Instrucción de agua=0

Temperatura del yacimiento= 220ºF

Solución: De las fig. 3,14 y 3.15, , promedio entre 500 Ipcr y 3600 Ipcr

De la tabla 3.7, =1,04 a 3600 Ipcr.

De la figura 3.6, = por ciento

De la tabla 3.6

Sustituyendo en la Ec. (3.30)

La comprensibilidad prometida del petróleo en el yacimiento se obtiene de la Ec. (3.25), y es

Luego el petróleo inicial en el yacimiento de la Ec. (3.35) es

Si no se consideran las compresibilidades de la roca y del agua en la ec. (3.34), en el petróleo inicial en el yacimiento resultante es,

Figura 3.7

yacimiento subsaturado:

Son yacimientos que se encuentran en condiciones de presión y temperatura por encima del punto de burbujeo, donde no existe capa de gas inicial y el acuífero es relativamente pequeño en volumen, por lo que el influjo de agua es despreciable. Por encima del punto de burbujeo se tiene que la relación gas-petróleo producido será igual a la relación gas petróleo inicial, dado que todo el gas producido en la superficie debió haber estado disuelto en el yacimiento. Bajo estas suposiciones las "fuerzas" responsables del movimiento de hidrocarburos están formadas por la "expansión de los fluidos" y la "reducción del volumen poroso". Debido a que los depósitos de hidrocarburos se encuentran a profundidades del orden de los miles de pies, la presión de sobrecarga de los sedimentos comprime los fluidos

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