18.5: Factores Volumétricos (Bo y Bg)

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Michael Adewumi
Pennsylvania State University via John A. Dutton: e-Education Institute

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Debido a las condiciones dramáticamente diferentes que prevalecen en el yacimiento en comparación con las condiciones en la superficie, no esperamos que 1 barril de fluido en condiciones de yacimiento pueda contener la misma cantidad de materia que 1 barril de fluido en condiciones superficiales. Se introdujeron factores volumétricos en los cálculos de petróleo y gas natural para relacionar fácilmente el volumen de fluidos que se obtienen en la superficie (tanque de almacenamiento) con el volumen que el fluido realmente ocupó cuando se comprimió en el yacimiento.

Por ejemplo, el volumen que ocupa un petróleo vivo en el embalse es mayor que el volumen de petróleo que sale del tanque de almacenamiento en la superficie. Esto puede ser contrario a la intuición. Sin embargo, esto es resultado de la evolución del gas del petróleo a medida que la presión disminuye de la presión del yacimiento a la presión superficial. Si un petróleo no tuviera gas en solución (es decir, un petróleo muerto), el volumen que ocuparía en condiciones de yacimiento es menor que el volumen que ocupa en la superficie. En este caso, solo la compresibilidad del líquido juega un papel en el cambio de volumen.

El factor de volumen de formación de un gas natural (\(B_g\)) relaciona el volumen de 1 lbmol de gas en condiciones de yacimiento con el volumen del mismo lbmol de gas en condiciones estándar, de la siguiente manera:

\[B_{g}=\frac{\text { Volume of } 1 \text { lbmol of gas at reservoir conditions, RCF }}{\text { Volume of } 11 \text { bmol gas at standard conditions, SCF }} \label{18.5}\]

Esos volúmenes son, evidentemente, los volúmenes molares específicos del gas en las condiciones dadas. El recíproco del volumen molar específico es la densidad molar, y así, la Ecuación\ ref {18.5} podría escribirse:

\[B_{g}=\frac{\bar{v}_{g} / res}{\bar{v}_{g} /sc}=\frac{\bar{\rho}_{g} / s c}{\bar{\rho}_{g} / r e s}=\frac{\left.\left(\rho_{g} / M W_{g}\right)\right|_{sc}}{\left.\left(\rho_{g} / M W_{g}\right)\right|_{r e s}} \label{18.6)}\]

Introduciendo la definición de densidades en términos de factor de compresibilidad,

\[B_{g}=\frac{\frac{P_{s c}}{R T_{s c} Z_{s c}}}{\frac{P}{R T Z}} \label{18.7}\]

Por lo tanto, recordando que\(Z_{s c} \approx 1\),

\[B_{g}=\frac{P_{s c}}{T_{s c}} \frac{Z T}{P}=0.005035 \frac{Z T}{P}_{[R C F / S C F]} \label{18.8}\]

Los factores de volumen de formación de gas también se pueden expresar en términos de [RB/SCF]. En tal caso, 1 RB = 5.615 RCF y escribimos:

\[B_{g}=0.005035 \frac{Z T}{P}_{[R C F / S C F]} \label{18.9}\]

El factor de volumen de formación de un aceite o condensado (B _o) relaciona el volumen de 1 lbmol de líquido en condiciones de depósito con el volumen de ese líquido una vez que ha pasado por la instalación de separación superficial.

\[B_{o}=\frac{\text { Volume of lbmol of liquid at reservoir conditions, RB }}{\text { Volume of that lbmol after going through seperation, STB }} \label{18.10}\]

El volumen total ocupado por 1 lbmol de líquido en condiciones de depósito (V _o) _res se puede calcular a través del factor de compresibilidad de ese líquido, de la siguiente manera:

\[\left(V_{o}\right)_{r e s}=\left(\frac{n Z_{o} R T}{P}\right)_{r e s} \label{18.11}\]

donde\(n = 1 \,lbmol\).

Tras la separación, algo de gas va a ser sacado de la corriente líquida que alimenta la instalación de superficie. Llamemos “n _st” a los moles de líquido que sale del tanque de almacenamiento por mol de alimento que ingresa a la instalación de separación. El volumen que va a ocupar 1 lbmol de líquido reservorio después de pasar por la instalación de separación viene dado por:

\[\left(V_{o}\right)_{r e s}=\left(\frac{n_{s t} Z_{o} R T}{P}\right)_{s c} \label{18.12}\]

donde\(n = 1 \,lbmol\).

Aquí asumimos que la última etapa de separación, el tanque de almacenamiento, opera en condiciones estándar. Introduciendo las Ecuaciones\ ref {18.12} y\ ref {18.11} en\ ref {18.10}, terminamos con:

\[B_{o}=\frac{\left(\frac{n Z_{o} R T}{P}\right)_{r e s}}{\left(\frac{n_{s t} Z_{0} R T}{P}\right)_{s c}} \label{18.13}\]

\[B_{o}=\frac{1}{n_{s t}} \frac{\left(Z_{o}\right)_{r e s}}{\left(Z_{o}\right)_{s c}} \frac{T}{P} \frac{P_{s c}}{T_{s c}} \label{18.14}\]

Tenga en cuenta que\((Z_o)_{sc}\), a diferencia\(Z_{sc}\) de un gas, nunca es igual a uno. El factor de volumen de formación de petróleo también se puede ver como el volumen de fluido del reservorio requerido para producir un barril de petróleo en el tanque de almacenamiento.

Colaboradores y Atribuciones

Michael Adewumi (The Pennsylvania State University) Vice Provost for Global Program, Professor of Petroleum and Natural Gas Engineering