Factor_volumetrico_de_formacion_de_petro

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Factor volumétrico de formación de petróleo (βo)
Se define como el volumen en barriles ocupado por un barril normal de petróleo más su gas en solución.
Al reducir la presión el petróleo se va expandiendo, lo cual indica que el volumen de petróleo aumenta, en un momento en que se reduzca la presión se va alcanzar la presión de burbujeo, en ese punto se sigue disminuyendo la presión, lo cual se va a formar la primera burbuja de gas a esa presión y a medida que se reduzca más la presión va formarse cada vez más gas. Al mismo tiempo, que se pasa por debajo de la presión de burbujeo, el petróleo sigue expandiéndose, es decir, que en teoría el petróleo debería seguir aumentado su volumen, pero adicionalmente va haber una cantidad de gas que se va a estar liberando de ese petróleo y como el gas es más comprensible que el petróleo, este ocupa más volumen. Además, cuando se va reduciendo la presión, el efecto de ese aumento de volumen es menor que el efecto de la reducción de ese mismo volumen debido al gas que se está liberando, esto significa que si se considerara ese volumen de petróleo y ese volumen de gas; la curva seguiría subiendo y ahí estaríamos hablando de un factor volumétrico de formación total. Pero en este caso, al llegar a la presión de burbujeo, la presión sigue disminuyendo y el petróleo sigue expandiéndose; pero se sigue liberando gas. El gas que se libera es en mayor proporción que el efecto que está siendo producido por la expansión en volumen debido a la compresibilidad del petróleo. Finalmente, el volumen de petróleo como tal que queda a ese valor de presión es menor, por lo tanto, después de la presión de burbujeo el factor volumétrico de formación de petróleo disminuye.
Factor volumétrico de formación de gas (βg)
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 casos:
1) en un yacimiento de gas, que se supone que lo que tengo es gas y
2) 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.
El 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.
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 el 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.
FACTOR VOLUMETRICO DEL AGUA
Conforme la presión del yacimiento se reduce desde la presión inicial, pi , hasta la presión de burbuja, pb , se presenta un incremento en el Bw debido a la expansión del agua en el yacimiento. Una reducción en la py por debajo de la pb da lugar a la liberación del gas desde el agua de formación hacia el espacio poroso del yacimiento. 
Como consecuencia de la reducción de la presión del yacimiento, py , se obtiene una pérdida del volumen de líquido debido a la liberación del gas, pero también un aumento en su volumen por la expansión del agua. Por lo que, el Bw continúa incrementándose conforme la presión se reduce.
VISCOSIDAD
Las viscosidades del petróleo muerto (petróleo libre de gas en condiciones atmosféricas) son mucho más altas que las condiciones del yacimiento. Presiones más altas al punto de burbujeo representan el aumento del gas disuelto en el petróleo crudo, lo que causa una reducción de la viscosidad, pues el gas en solución tiene el efecto de reducir al fluido, y causa ,además , la expansión del petróleo reducido su densidad. Por lo tanto, a mayor cantidad de gas en solución en el petróleo, mayor será la reducción de la viscosidad, alcanzándose la viscosidad mínima al puno de burbujeo. Por encima de esta presión, ya no hay disponibilidad de gas libre para entrar en solución y, por lo tanto, la viscosidad aumenta y las moléculas de líquido están forzadas a permanecer juntas. 
COMPRESIBILIDAD
Para un sistema estable, la compresibilidad es un número positivo, lo que significa que cuando se aumenta la presión sobre el sistema, este disminuye su volumen. El caso contrario se puede observar en sistemas inestables por ejemplo en un sistema químico cuando la presión inicia una explosión. Los sólidos a nivel molecular son muy difíciles de comprimir, ya que las moléculas que tienen los sólidos están muy pegadas y existe poco espacio libre entre ellas como para acercarlas sin que aparezcan fuerzas de repulsión fuertes. Esta situación contrasta con la de los gases los cuales tienen sus moléculas muy separadas y que en general son altamente compresibles bajo condiciones de presión y temperatura normales. Los líquidos bajo condiciones de temperatura y presión normales son también bastante difíciles de comprimir, aunque presenta una pequeña compresibilidad mayor que la de los sólidos.
SOLUBILIDAD DEL GAS
Para un mismo gas y petróleo a una temperatura constante la cantidad de gas en solución aumenta proporcionalmente con la presión; y a una presión constante, la cantidad de gas en solución disminuye a medida que la temperaturaaumenta. Cuando tenemos una presión por debajo de la presión de burbujeo el gas comienza a liberarse y por ende la relación Rs va a disminuir. La cantidad de gas que existe en el petróleo va hacer siempre la misma a menos que se inyecte gas.
RELACION GAS - PETROLEO
Del grafico se observa que la relación gas-petróleo de producción permanece contante hasta que llega al punto de burbujeo, al llegar a la presión de burbujeo se comienza a liberar gas pero este se queda atrapado en el yacimiento ya que su saturación es menor que la saturación critica, por lo que solo se está produciendo petróleo con gas en solución (pequeña disminución del volumen de producción) por eso se observa una peque disminución del Rp después del punto de burbuja, al gas alcanzar la saturación critica comienza a producirse junto con petróleo con gas en solución (aumento del Rp) formando una fase continua, hasta que el gas disminuye.
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