ANALISIS PVT

Análisis PVT QUE ES UNA PRUEBA PVT Es una prueba de presión, volumen y temperatura y su función es determinas las propiedades físicas de los fluidos en un yacimiento IMPORTANCIA DE REALIZAR UN PRUEBA PVT Es importante realizar esta porque se determina las propiedades de los fluidos en un yacimiento ya que prueba nos dice la presión, volumen y temperatura

la

cual

por

esto

dicha

muestra

debe

ser

original

del

yacimiento. TÉCNICAS `PERMITEN A NIVEL DE LABORATORIO OBTENER

LOS

PARÁMETROS PVT Cuando se analizan pruebas PVT existe un porcentaje de esas pruebas que resultan no ser útiles debido a que pudiera haber contaminación de los recipientes donde se toman las muestras, mala toma de la muestra o inestabilidad de la producción a nivel de toma de muestreo, entre otros problemas. Es por ello que en el análisis PVT debemos considerar sumamente importante los datos que se están registrando de modo que éstos sean bastante representativos y de esta manera nos den la seguridad de un desarrollo óptimo de l campo petrolífero o gasífero. Para tener la certeza de que el muestreo es representativo, se hace una validación exhaustiva tomando en cuenta todos los parámetros del yacimiento medidos durante la toma de muestras como son: - Presión estática del yacimiento - Presión fluyendo - Presión y temperatura a la cabeza del pozo - Presión y temperatura del separador - Gastos de líquido y gas en el separador , así como el líquido en el tanque - Factor de encogimiento del aceite

Análisis PVT

ANALISIS PVT La producción de petróleo y gas natural constituye sin duda el motor de la economía mundial. La creciente actividad de la industria petrolera nos obliga a contar con datos de fluidos representativos para evitar criterios erróneos en la caracterización de los fluidos que pudieran afectar el desarrollo de los campos e incluso la creación de plantas. PARA QUE SE UTILIZAN Los estudios PVT se llevan a cabo con el propósito de analizar los yacimientos, y partiendo de los resultados de estos estudios, determinar los diversos parámetros y metodologías que se desarrollarán para poner a producir el yacimiento. El muestreo de fluidos se realiza al principio de la vida productiva del yacimiento. Existen dos formas de recolectar las muestras de fluidos: - Muestreo de fondo. - Muestreo por recombinación superficial.

Análisis PVT Los análisis PVT son absolutamente necesarios para llevar a cabo el diseño de instalaciones de producción, análisis nodales, diversas actividades de la ingeniería de yacimientos; permiten obtener cálculos como el POES del yacimiento, predecir su vida productiva; definir los esquemas óptimos de producción, evaluar métodos de recuperación mejorada y demás propiedades que predicen el comportamiento de los pozos a medida que son explotados. La nuevas herramientas y equipos disponibles de manejo automatizado y computarizado, hacen más factibles la realización de los estudios. Una vez que se determina el estado del fluido presente en el yacimiento a través de los estudios experimentales para fluidos de yacimiento(PVT), se procede a recopilar y estudiar toda la información acerca del comportamiento de los mismos en función de las variaciones de la presión, temperatura y volumen. Esto pasa a ser de vital importancia para la vida productiva del yacimiento ya que si podemos predecir cómo será el comportamiento del fluido se busca la manera de mantener la energía del pozo obteniendo así una mayor producción. Se puede evitar producir de una manera ineficiente, alargando la vida del yacimiento manteniendo las presiones. Cuando se analizan pruebas PVT existe un porcentaje de esas pruebas que resultan no ser útiles debido a que pudiera haber contaminación de los recipientes donde se toman las muestras, mala toma de la muestra o inestabilidad de la producción a nivel de toma de muestreo, entre otros problemas. Es por ello que en el análisis PVT debemos considerar sumamente importante los datos que se están registrando de modo que éstos sean bastante representativos y de esta manera nos den la seguridad de un desarrollo óptimo del campo petrolífero o gasífero. Para tener la certeza de que el muestreo es representativo, se hace una validación exhaustiva tomando en cuenta todos los parámetros del yacimiento medidos durante la toma de muestras como son:

Análisis PVT - Presión estática del yacimiento - Presión fluyendo - Presión y temperatura a la cabeza del pozo - Presión y temperatura del separador - Gastos de líquido y gas en el separador , así como el líquido en el tanque - Factor de encogimiento del aceite En el laboratorio: Para realizar los estudios PVT en el laboratorio como ya mencionamos antes es necesario tener una muestra representativa del fluido que se encuentra en el yacimiento, por lo tanto se tiene que obtener la muestra al inicio de la producción de manera que esté a condiciones de temperatura y presión inicial del yacimiento. De no ser así, la muestra dejaría de ser una porción representativa del mismo, por lo que se alterarían las propiedades del fluido y por consiguiente no se obtendrían resultados valederos del comportamiento de fases del fluido en el yacimiento. El análisis de laboratorio consiste de: - Expansión instantánea de la muestra de fluido para determinar la presión de burbujeo. - Expansión diferencial de la muestra de fluido para determinar Bo y Rs.Expansión instantánea de la muestra de fluido a través de varios separadores para obtener los parámetros que permiten ajustar los datos PVT de laboratorio para cotejar las condiciones del separador de campo. Por consiguiente se debe: - Verificar la validez de las muestras - Hacer una comparación de los datos de campo con los datos de laboratorio - Comparar las muestras tomadas en superficie mediante recombinado de las muestras de fondo - Realizar estudios pertinentes al fluido mediante los siguientes experimentos:

Análisis PVT a) Agotamiento a volumen constante b) Agotamiento diferencial(sólo realizado en aceites) c) Agotamiento a composición constante d) Estudio de separadores en etapas e) Determinación de propiedades físicas como viscosidad, densidad, entre otras. Análisis experimental La técnica de separación de agotamiento a volumen constante se realiza para la caracterización de los fluidos que muestran intercambio másico entre los diferentes componentes. Esta técnica es de gran utilidad para estudiar los yacimientos de aceite volátil, de gas y condensados. Existen básicamente dos métodos (Bashbush, 1981), (Hoffman, 1960), para realizar la validación de un análisis PVT. El primero consiste en checar las constantes de equilibrio o valores K, esto se hace al graficar en papel semilogarítmico las constantes K contra la presión y observar que no existan posibles cruces entre las diferentes curvas de los componentes, además deben de mostrar una tendencia suave. El segundo es basado en la gráfica de Hoffman-Crump que relaciona el logaritmo de K*P con un factor de caracterización B; en este caso los diferentes componentes deben de mostrar un comportamiento de líneas rectas paralelas entre sí. El ingeniero petrolero a partir de la toma de data PVT, enfatizando por supuesto la validez de las técnicas de muestreo ya sea proveniente del análisis composicional detallado en el laboratorio o data limitada de producción, evalúa su calidad y procesa esta data para que pueda ser usada en alguna de las muchas herramientas de simulación actualmente en uso en la industria. Una comprensión experta de las propiedades de presión-volumen-temperatura (PVT) es esencial para una correcta ingeniería de los análisis de prueba de pozo, diseño de levantamiento artificial, volumetría de reservorio, movimiento de fluidos en

Análisis PVT reservorio, análisis de registro de producción y relaciones de desempeño de influjo. Ejemplos de curvas PVT

Esta figura muestra el comportamiento de propiedades PVT (T=190°F, Rsi=725 MSCF/STB, Gravedad Específica=0.7, Gravedad =30° API, pi= 4000 psia) TIPOS DE MUESTREO MUESTREO DE FONDO La finalidad es obtener muestras del fluido original del yacimiento. Pudiendo obtenerse antes de que el yacimiento sea explotado, o cuando ya ha

Análisis PVT sido puesto en producción, siempre y cuando el fluido contenido en el pozo se encuentre lo más parecido al original, misma composición y características. El muestreo de fondo es importante ya que la información obtenida del análisis PVT de las muestras de fondo, se utiliza para realizar cálculos de mucha trascendencia tanto de timpo técnico como económico, como son: 1. El desarrollo del yacimiento. 2. Las condiciones óptimas de separación 3. El comportamiento del yacimiento 4. El cálculo de las reservas de aceite y gas 5. Los métodos para la recuperación secundaria y mejorada MUESTREO DE SUPERFICIE El muestreo de superficie puede ser considerado como el método universal, con el cual se muestrean los pozos de gas, gas y condensado y pozos de aceite. Puntos mas importantes en el muestreo de superficie Los puntos más importantes que deben ser considerados en la técnica del muestreo de superficie, para los análisis PVT son los siguientes: •

Estabilidad del pozo.- El pozo deberá estabilizarse por uno o dos días, teniendo todos los controles del separador y equipo de medición funcionando para la roma de las muestras. Es importante mantener un gasto de producción fijo suficiente para que el pozo se mantenga produciendo bajo condiciones prácticamente estabilizadas.

•

Datos del pozo en el fondo y en la cabeza.- Las presiones estáticas y fluyendo en el fondo, así como las temperaturas deben ser medidas, también los datos de la presión en la cabeza son muy útiles para el comportamiento, pero no son requeridos para los estudios PVT.

•

Datos de equilibrio separador-tanque.- Es necesario tener todas las presiones y temperaturas con las cuales se realizará la separación. Se

Análisis PVT debe contar con un regulador de presión de mas o menos 1/2 Psig. de sensibilidad; el termómetro debe ser puesto lo más cerca posible para obtener la temperatura de liberación gas-liquido en la superficie del separador y medir la temperatura de la corriente en el tanque. También es bueno tomar las presiones en el tanque. •

Exactitud en las medidas de volumen.- La exactitud de medición se puede considerar excelente si tiene mas o menos 1% de error; para tener una mayor exactitud en las medidas de gas liberado del separador, éstas deberán ser hechas a la temperatura y densidad del gas que tiene dicho medidor.

Las tomas de aceite y gas se realizan en los muestreros correspondientes manteniendo la presión constante; para lograr lo anterior se desplaza cierta cantidad de agua del cilindro de muestra. VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LOS DIFERENTES TIPOS DE MUESTREO: Existen varios tipos de muestreo cuando se está en presencia de un yacimiento de gas condensado, cada uno varía del otro en cuanto a su procedimiento y a lo eficiente o deficiente que será su aplicación. A continuación se presentan algunos aspectos tanto beneficiosos como no beneficiosos en la aplicación de 3 tipos de muestreo. VENTAJAS: 1. Muestreo de superficie: • La muestra no se contamina con fluidos acumulados en el pozo. • Menor riesgo y costo que el muestreo de fondo. • Permite tomar muestras de gran volumen.

Análisis PVT

• Las muestras son de fácil manejo en el campo y en la superficie. 2. Muestreo de cabezal: • Rápido y de bajo costo. • No se requiere de mediciones de tasas de flujo. 3. Muestreo de fondo: • No se requiere de mediciones de tasas de flujo. • No es afectados por problemas de separación gas – líquido en el separador. • Excelente para el muestreo de gases condensados subsaturados siempre y cuando la muestra no se contamine en el fondo de pozo. DESVENTAJAS: 1. Muestreo de superficie: • Los resultados dependen de la exactitud de la medición de las tasa de flujo. • Resultados erróneos cuando se tiene separación gas – liquido deficiente. • Pequeños errores de medición de tasas de flujo y recombinación generan muestras no representativas. 2. Muestreo de cabezal:

Análisis PVT • No se debe usar si la presión de cabezal es menor que la de rocío. • Es difícil tomar una muestra representativa por la agitación de los fluidos que ocurre durante el muestreo. 3. Muestreo de fondo: • No se pueden tomar muestras representativas cuando la presión de fondo fluyente es menor que la de rocío. • No es recomendable cuando el pozo tiene una columna de líquido en el fondo. • Volumen de muestras pequeñas. • Pueden ocurrir fugas durante la sacada del muestreador a superficie. • Posible pescado por rotura de guaya. • Peligro de accidentes en el manejo de la muestra a alta presión. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE YACIMIENTO Los análisis PVT son pruebas que se hacen en un laboratorio para determinar las propiedades de los fluidos que se encuentra en un determinado yacimiento, modificando la presión, volumen y temperatura. Entre las propiedades de los fluidos, tenemos: *Gravedad Específica de Gas (Ɣg). * Gravedad Específica del Petróleo (Ɣo). * Densidad de Gas (ρg).

Análisis PVT * Factor de Compresibilidad (Z). * Factor Volumétrico de Formación del Gas (βg). * Factor Volumétrico de Formación del Petróleo (βo). * Factor Volumétrico de Formación Total o Bifásico (βt). * Compresibilidad del Gas (Cg). * Compresibilidad del Petróleo (Co). * °API * Relación Gas-Petróleo (Rs). * Relación Gas-Petróleo de Producción (Rp). SOLUBILIDAD DEL PETROLEO Y EL GAS La solubilidad del gas en el petróleo crudo depende de: · Presión · Temperatura · Composiciones de gas y petróleo

Para un mismo gas y petróleo a una temperatura constante, la cantidad de gas en solución aumenta con presión; y a una presión constante, la cantidad de gas en solución disminuye a medida que la temperatura aumenta. Para determinadas presión y temperatura, la cantidad de gas en solución aumenta a medida que las composiciones del gas y del petróleo se asemejan, es decir, es mayor en gases de alta y en petróleos de baja gravedad especifica, o sea, en petróleos de alta gravedad API. De manera distinta a la solubilidad, por ejemplo, de cloruro de sodio en agua, el gas es infinitamente soluble en petróleo, la cantidad de gas esta solo limitada por la presión o por la cantidad de gas disponible.

Análisis PVT Se dice que un petróleo crudo está saturado con gas a cualquier presión y temperatura si al reducir ligeramente la presión se libera gas de la solución. Inversamente, si no se libera gas de la solución, se dice que el petróleo esta subsaturado (o no saturado), a esa presión. El estado subsaturado implica que existe una deficiencia de gas y que si hubiera existido suficiente gas, el petróleo se encontraría en un estado saturado a esa presión. Más aun, el estado subsaturado implica que no existe gas libre en contacto con el petróleo, es decir, no hay capa de gas.

La solubilidad de gas a condiciones isotérmicas generalmente se expresa en función del aumento en gas en solución por unidad de petróleo por aumento en la unidad de presión, es decir, PCS/bl/lpc, o dr/dp. Aunque en muchos yacimientos esta solubilidad es aproximadamente invariable sobre un intervalo considerable de presiones, en cálculos precisos de estudios de yacimiento la solubilidad se expresa en términos del gas total en solución a cualquier presión, o sea, PCS/bl o Rs. En la siguiente sección se verá

Análisis PVT que el volumen de petróleo crudo aumenta considerablemente debido al gas en solución y, por esta razón, la cantidad de gas en solución se refiere por lo general a una unidad de petróleo fiscal, y la razón gas disuelto – petróleo, Rs. SE EXPRESA EN PCS/ BF. En la figura publicada anteriormente se muestra la variación de gas en solución con la presión para el fluido del yacimiento Big Sandy, Ohio, a la temperatura de yacimiento, 160F. a la presión inicial del yacimiento 3500 lpca, el gas en solución es 567 PCS/BF. El grafico ilustra que no se desprende gas de la solución al reducir la presión inicial hasta 2500 lpca. Por consiguiente, el petróleo esta subsaturado en esta región y no existe fase gas libre en el yacimiento. La presión de 2500 lpca se denomina presión del punto de burbujeo, ya que a esta presión aparece la primera burbuja de gas. A 1200 lpca, la solubilidad del gas es de 337 PCS/BF, y la solubilidad promedia entre 2500 lpca y 1200 lpca es:

Solubilidad promedio= 567-337/2500-1200 = 0.177PCS/BF/lpc

Estos datos se obtienen mediante estudios de laboratorio de PVT realizado con una muestra de fluido obtenida del fondo de un pozo del yacimiento Big Sandy, usando el proceso de liberación instantánea.Cuando no se dispone de análisis de laboratorio para los fluidos del yacimiento, a menudo puede estimarse con suficiente exactitud la razón de gas disuelto-petróleo. Standing ofrece un método de correlación donde la razón puede obtenerse si se conoce la presión y temperatura del yacimiento, la gravedad API del petróleo fiscal y la gravedad especifica del gas producido. También, en muchos casos, la razón inicial del gas disuelto-petróleo se aproxima a la razón gas-petróleo de producción al comienzo de las operaciones de producción. VISCOSIDAD DEL PETROLEO Y DEL GAS

Análisis PVT La viscosidad es una medida de la resistencia interna al flujo, resultante de los efectos combinados de la cohesión y la adherencia. ; también puede definirse como la oposición de un fluido a las deformaciones tangenciales. Un fluido que no tiene viscosidad se llama fluido ideal, en realidad todos los fluidos conocidos presentan algo de viscosidad, siendo el modelo de viscosidad nula una aproximación bastante buena para ciertas aplicaciones. La viscosidad es una característica de todos los fluidos, tanto líquidos como gases, si bien, en este último caso su efecto suele ser despreciable, están más cerca de ser fluidos ideales. Cabe señalar que la viscosidad sólo se manifiesta en fluidos en movimiento, ya que cuando el fluido está en reposo adopta una forma tal en la que no actúan las fuerzas tangenciales que no puede resistir. La unidad en el sistema cgs para la viscosidad dinámica es el poise (p), cuyo nombre homenajea a Jean Louis Marie Poiseuille. Se suele usar más su submúltiplo el centipoise (cp). El centipoise es más usado debido a que el agua tiene una viscosidad de 1,0020 cp a 20 °C. El poise o centipoise (0,01 poise) se define como la fuerza requerida en dinas para mover un plano de un centímetro cuadrado de área, sobre otro de igual área y separado un centímetro de distancia entre sí y con el espacio relleno del líquido investigado, para obtener un desplazamiento de un centímetro en un segundo. 1 poise = 100 centipoise = 1 g/(cm·s) = 0,1 Pa·s. 1 centipoise = 1 LmPa·s. La viscosidad de los crudos en el yacimiento puede tener 0,2 hasta más de 1.000 centipoise. La viscosidad es una de las características más importantes de los hidrocarburos en

los

aspectos

operacionales

de

producción,

transporte,

refinación

y

Análisis PVT petroquímica. La viscosidad, se obtiene por varios métodos y se le designa por varios valores de medición. Es muy importante el efecto de la temperatura sobre la viscosidad de los crudos, en el yacimiento o en la superficie, especialmente concerniente a crudos pesados y extrapesados. •

Efecto de la temperatura sobre la viscosidad: el efecto de la temperatura sobre la viscosidad de un líquido es notablemente diferente del efecto sobre un gas; en el caso de los gases la viscosidad aumenta con la temperatura, mientras que en caso de los líquidos, esta disminuye invariablemente de manera marcada al elevarse la temperatura. Al aumentar la temperatura del crudo se disminuye su viscosidad debido al incremento de la velocidad de las moléculas y, por ende, tanto la disminucion de su fuerza de cohesión como también la disminución de la resistencia molecular enterna al desplazamiento.

•

Efecto de la presion sobre la viscosidad: el efecto de la presión mecánica aumenta la viscosidad. Si el incremento de presión se efectúa por medios mecánicos, sin adición de gas, el aumento de presión resulta en un aumento de la viscosidad. Este comportamiento obedece a que está disminuyendo la distancia entre moléculas y, en consecuencia, se está aumentando la resistencia de las moléculas a desplazarse.

Se puede mencionar las siguientes viscosidades: •

Viscosidad aparente: viscosidad que puede tener una sustancia en un momento dado, la cual se mide por medio de un instrumento que determina la tas de cizallamiento. Es una función de la viscosidad plástica con respacto al punto cedente.

•

Viscosidad cinemática: viscosidad en centipoise dividida por la densidad a la misma temperatura y se designa en unidades Stokes o centiStokes.

•

Viscosidad Universal Saybolt (SSU): representa el tiempo en segundos para que un flujo de 60 centímetros cúbicos salga de un recipiente tubular

Análisis PVT por medio de un orificio, debidamente calibrado y dispuesto en el fondo del recipiente, el cual se ha mantenido a temperatura constante. •

Viscosidad relativa: relación de la viscosidad de un fluido con respecto a la del agua.

•

Viscosidad Engler: medida de viscosidad que expresa el tiempo de flujo de un volumen dado a través de un viscosímetro de Engler en relación con el tiempo requerido para el flujo del mismo volumen de agua, en cuyo caso la relación se expresa en grado Engler.

•

Viscosidad Furol Saybolt (SSF): tiempo en segundos que tarda en fluir 60 cc de muestra a través de un orificio mayor que el Universal, calibrado en condiciones especificadas, utilizando un viscosímetro Saybolt.

•

Viscosidad Redwood: Método de ensayo británico para determinar la viscosidad. Se expresa como el número de segundos necesarios para que 50 cc de la muestra fluyan en un viscosímetro Redwood, bajo condiciones específicas de ensayo.

DENSIDAD DEL GAS

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CORRELACIONES PARA DETERMINAR LAS PROPIEDADES PVT DE LOS FLUIDOS DEL YACIMIENTO: En el análisis del comportamiento de yacimientos, cálculos de reservas y diseño de equipos, se requiere el conocimiento de las propiedades físicas de los fluidos. Estas propiedades normalmente se determinan en el laboratorio mediante el análisis de muestras de fluidos tomadas en el fondo de los pozos o mediante una apropiada recombinación de muestras tomadas en superficie. El conjunto de pruebas necesarias para determinar estas propiedades se denomina análisis Presión-Volumen-Temperatura, P.V.T, como comúnmente se

Análisis PVT denomina, y consiste en determinar las relaciones entre presión, volumen y temperatura para una mezcla de hidrocarburos (liquido-gas) en particular.

AGUAS DE FORMACIÓN Una vez que se tiene el producto del pozo en la superficie se realizan algunas operaciones ya que el mismo puede ser una mezcla de gases, hidrocarburos líquidos y agua con sales. Esas operaciones son las de separación del gas en recipientes verticales enviando el líquido a tanques donde se procede a la separación del agua aprovechando la diferencia de densidades en primera instancia. Luego se pasa a tanques lavadores donde se agrega agua para lavar las sales y se lo separa por dispositivos eléctricos el crudo del agua y las sales. Esta actividad se desarrolla en las llamadas baterías que reciben lo producido por varios pozos cercanos. De ellas se manda a playas de tanques más grandes que concentran la producción de todo un yacimiento.

Análisis PVT De estas, sea por cañerías, por trenes o buques, se lo despacha a las refinerías, llamadas antes destilerías, donde se hace la primera parte del procesamiento. USOS DE LAS AGUAS DE FORMACIÓN Una de las principales razones del mayor consumo de agua de reemplazo en las instalaciones industriales es el alto costo de la tubería que requería instalar en una planta compleja para recircular el vapor condensado. Un caso típico de estas industrias son las refinerías de petróleo, en donde parte del vapor de agua se envía a tanques externos para calentar los petróleos pesados y viscosos a fin de conservarlos en condiciones adecuadas para el bombeo. Además de ser costoso tener una doble tubería para la recirculación del vapor condensado, la recuperación es poco conveniente debido a la posibilidades de ser contaminado con petróleo. Es posible que en el futuro, se exija que se recupere gran parte del vapor de agua condensado de las industrias que forma a temperaturas elevadas. En la planta generadora, el vapor de agua se expande a través de una turbina hasta una presión por debajo de la atmosférica y luego se condensa en un equipo provisto de un sistema que está sólo unos cuantos grados por encima de la temperatura que el agua de enfriamiento. El vapor de agua condensado que vuelve al sistema tiene unos cuantos grados más de temperatura que el agua de enfriamiento descargada. En la planta industrial, el condensador es el equipo de proceso que por lo general opera a una presión mayor a la atmosférica. Por lo tanto, la temperatura del condensado que se recircula se encuentra entre 150 y 250 ºF, en comparación con la temperatura de 100 a 120 ºF en la estación de la termoeléctrica. La planta industrial generadora de vapor de agua puede utilizarlo para accionar la maquinaria que se utiliza para la producción de electricidad o electricidad y vapor

Análisis PVT de agua. Como ejemplo de este tipo de industrias se pueden citar las fábricas de papel que generan vapor a 900 lb/pulg2. El vapor de agua se puede utilizar en algunas turbinas aprovechando la energía obtenida para accionar las bombas, generadores, compresoras, máquinas para fabricar el papel y otro equipo auxiliar. Parte del vapor de agua pasa a la línea del vapor a 25 lb/pulg2. Otros rodillos secadores utilizan vapor a 60 lb/pulg2. El vapor de baja presión se usa en la elaboración de pulpa, procesando astillas de madera en un digestor. En algunas turbinas, al igual que en las estaciones generadoras termoeléctricas, el vapor de agua se expande y la presión disminuye hasta anularse, obteniéndose una eficiencia máxima. El lavado por extracción se utiliza en muchas industrias y en la mayoría de las refinerías de petróleo para eliminar la sal del petróleo crudo, evitando de esta manera la corrosión en las columnas de destilación. Se bombea agua al petróleo crudo en una proporción de cerca del 4 % del flujo del petróleo, y la eficiencia de la extracción de la sal depende de que tan perfectamente sea el mezclado. A continuación, se agregan compuestos químicos para romper la emulsión, antes de que el petróleo pase a un recipiente, en donde por medio de electrodos se desaloja el agua del petróleo, permitiendo su separación por gravedad. Como el costo de la explotación y desarrollo de los pozos petroleros es cada vez mayor, esto ha obligado a la industria a realizar una recuperación secundaria y terciaria de los residuos de petróleo de los antiguos campos petroleros mediante la inyección de agua y vapor de agua. Se utiliza el agua especialmente tratada como salmuera o una mezcla de agua y vapor de agua que se bombea bajo tierra con el propósito de desplazar al petróleo de las áreas de donde no se hizo la extracción por los métodos primarios. El agua que se emplea recibe tratamientos muy complejos, a fin de que la formación subterránea no se tapone con los desechos. El agua es un material relativamente barato y adecuado para diferentes procesos industriales de la más

Análisis PVT diversa índole. Se utiliza como material sellador en los prensa-estopas de las bombas centrífugas y en recipientes almacenadores de gases. También, en procesos de enfriamiento y de disminución de fricción. DENSIDAD O GRAVEDAD ESPECÍFICA Existen correlaciones que proporcionan la densidad del agua de formación, a las condiciones estándar, como una función de los sólidos totales disueltos. La densidad a condiciones de yacimiento puede aproximarse dividiendo la densidad del agua a condiciones estándar entre el factor de volumen del agua de formación. FACTOR VOLUMETRICO DEL AGUA Este es la relación que existe entre el volumen que ocupa el agua a condiciones determinadas de presión y temperatura con respecto al volumen que ocupa el agua más su gas en solución acondiciones normales. Este factor depende de la temperatura, la presión, y salinidad del agua. Se escribe comúnmente como Bw.

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