Presion De Gas

La presión de fondo es la presión que se puede genera en el fondo del pozo y esta va en contraposición a la presión de yacimiento de gas .En caso de existir esta presión, la misma va a dificultar el movimiento del fluido del yacimiento hacia el pozo. Esta presión es generada por el yacimiento de gas y ofrece resistencia ya que no permite fluir con facilidad. La presión de fondo fluyente. Es la presión que se encuentra en el fondo del pozo y debería de ser menor a la del yacimiento para que los fluidos puedan ascender de forma más fácil. Sin embargo cuando el flujo es abierto absoluto (AOF), puede que algunas delas presiones conjugadas no ejerza ningún efecto, es decir prácticamente no existen.

Condición óptimas para la separación petróleo-gas

Ahora hay dos fases de hidrocarburos en el yacimiento, gas saturado, petróleo y gas liberado. Durante la producción en la superficie el gas liberado va a ser envuelto por la fase liquida y el gas total de producción en la superficie, tendrá dos componentes; el gas el cual estuvo libre en el yacimiento, y el gas liberado del petróleo durante la producción. Estos componentes separados son indistinguibles en la superficie y el problema es, por ende, como dividir la producción del gas en la superficie observada, en volúmenes de gas liberado y gas disuelto a condiciones del yacimiento. Debajo del punto de presión de burbuja hay una complicación adicional en que la solución de gas liberada viaja a una diferente velocidad que el petróleo líquido cuando ambos están sujetos a la misma presión diferencial. Como se mostrará la velocidad de flujo de un fluido en un medio poroso es inversamente proporcional a la viscosidad del fluido. Típicamente la viscosidad del gas en el yacimiento es alrededor de cincuenta veces más pequeña que el petróleo líquido y consecuentemente, el gas fluye a velocidades mucho más grandes. Como un resultado, es normal, cuando la producción de un yacimiento en el cual hay una saturación de gas libre, que el gas se producirá en cantidades desproporciónales en comparación al petróleo. Esto es un barril de petróleo puede ser producido junto con un volumen de gas que exceda grandemente el volumen originalmente disuelto por barril de petróleo sobre la presión del punto de burbuja. Control en la relación de volúmenes de producción en la superficie al retirado del subsuelo. Se gana por la definición de los siguientes tres parámetros PVT, los cuales pueden ser medidos por experimentos de laboratorio realizados en muestras de petróleo del yacimiento mas ese originalmente gas disuelto Rs: la relación gas petróleo de solución, el cual es el numero de pies cúbicos estándar de gas el cual puede ser disuelto en un barril estándar de petróleo cuando ambos son llevados a las condiciones prevalecientes en el yacimiento de presión y temperatura.

βo: el factor volumétrico de formación de petróleo, es el volumen en barriles ocupados en el yacimiento a la presión y temperatura prevaleciente, por un barril estándar de petróleo más el gas disueltoβg: el factor volumétrico de formación del gas, el cual es el volumen en barriles que un pie cúbico estándar de gas puede ocupar como gas libre en yacimiento alas condiciones prevalecientes en el yacimiento de presión y temperatura. Ambos el pie cúbico estándar, y el barril estándar, referente a las definiciones de arriba, están definidos a las condiciones estándar, las cuales en este texto son tomadas como 60 F a una atmosfera (14.7 lpca). Se debería también notar que el Rs y Bo son ambos medidos relativamente a un barril estándar de petróleo, la cuales la unidad básica de volumen usado en el campo. Todos los tres parámetros son funciones estrictamente de la presión, como se muestra, asumiendo que la temperatura de yacimiento permanece constante durante el agotamiento

RESERVAS

DEFINICION

•Un reservorio de gas

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