INTRODUCCIÓN……………………………………………………………………………………………....1 OBJETIVOS………………………………………………………………………………….….…….....……….2 DESARROLLO
Propiedades Físicas del Petróleo…………………………………………………..……...…………3 a.
Presión de Burbuja (Pb)……………………………………………………………..………….3
b.
Relación Gas en Solución – Petróleo (GOR)…………………………….…………….4
c.
Relación Gas en Solución – Petróleo, @ P < Pb (Rs)………….............…….....5
d.
Factor Volumétrico del Petróleo (Bo)……………………………........……………….5
e.
Compresibilidad del Petróleo (Co)………………………………................………….6
f.
Viscosidad del Petróleo (o)………………………………………….................……….6
g.
Densidad del Petróleo (o)………………………………………….............…………….7
h.
Gravedad Específica del Aceite (SGo)………………………....................…….…..9
i.
Gravedad API (ºAPI)…………………………………………………………...................…9
Propiedades Físicas del Gas…………………………………………………………..........……….10 a.
Ecuación de Estado para Gases………………………………………….............……11
b.
Factor de Desviación de los Gases (Z)………………………………………...………11
c.
Factor Volumétrico del Gas (Bg)………………………………………............………12
d.
Densidad del Gas (g)…………………………………............................……………12
e.
Compresibilidad del Gas (Cg)………………………………..…………..............……13
f.
Viscosidad del Gas (g)……………………………......................………...…………13
g.
Gravedad específica del gas (SGg)…………………………….......……………….…14
Propiedades Físicas del Agua. ……………………………………….......................…….…14 a.
Composición Química del Agua de Formación……………...……………………15
b.
Relación Gas en Solución – Agua(Rsw)………………………………….………………15
c.
Factor Volumétrico del Agua (Bw)………………………………………………...…….15
d.
Compresibilidad del Agua (Cw)………………………………………………….....…….16
e.
Viscosidad del Agua (w)…………………………………………...........………………..16
f.
Densidad del Agua (w)……………………………………....…………………...……….17
g.
Tensión interfacial para sistemas agua-hidrocarburo (σwh)………….………17
h.
Resistividad de agua de formación………………………………………..……………18
RECOMENDACIONES………………………………………………………………………………...…..18 COCLUSIONES…………………………………………………………………………………….............19 BIBLIOGRAFIA..................................................................................................19
INTRODUCCIÓN
Para el estudio de un yacimiento de hidrocarburos se necesitan conocer muchas características del mismo entre ellas se encuentran las propiedades físicas, las cuales son diferentes para los distintos fluidos que contiene ya sea petróleo o gas y es necesario conocer hasta del agua que siempre se encuentra presente en los reservorios. Además estas varían para cada reservorio ya que las presiones y temperaturas varían de acuerdo a las grandes profundidades en los que se encuentran los diferentes yacimientos y que afectan a cada una de las propiedades del fluido y de la roca reservorio. Los diferentes tipos de yacimientos se diferencian según los fluidos que contengan y estos pueden distinguirse según sean de gas o de petróleo que varían según parámetros dados para cada uno, que se encuentran diferenciados por las siguientes propiedades de los fluidos:
En el caso del gas: Peso molecular, gravedad específica, factor de compresibilidad Z, densidad del gas, compresibilidad isotérmica del gas, factor volumétrico del gas, factor de expansión del gas y viscosidad del gas. En el caso del petróleo: Densidad, Gravedad específica, Relación solubilidad del gas y petróleo, Factor volumétrico del petróleo, factor de merma del petróleo, viscosidad del petróleo y expansión térmica del petróleo. En el caso del agua: Relación gas en solución-Agua, Factor volumétrico del agua, Compresibilidad del agua, Viscosidad del agua.
También influyen dentro de las propiedades físicas del yacimiento las propiedades de la roca reservorio como ser: Porosidad, permeabilidad, presión capilar, entre otras. Todas estas propiedades nos ayudan a caracterizar nuestro yacimiento y hacer los estudios correspondientes para tomar las medidas necesarias durante su perforación y la óptima recuperación de estos recursos. La caracterización de un yacimiento es un proceso de amplia base científica en el cual son aplicados diversos conocimientos de ingeniería para luego ser interpretados por herramientas y técnicas modernas, además de procesos de simulación, que nos otorgan las características geológicas, petrofísicas y dinámicas que controlan la capacidad de almacenamiento y de producción, así como la cuantificación de volúmenes de hidrocarburos, que nos permitirán definir las estrategias y proyecciones para desarrollo de nuestro reservorio y su explotación.
Este tipo de análisis de las diferentes propiedades se realizan en laboratorios a través de muestras obtenidas del reservorio además de ser necesario simular las condiciones hostiles que son sometidas las muestras obtenidas para obtener cada uno de estos datos.
OBJETIVOS • Identificar las propiedades físicas de los fluidos que interactúan en un yacimiento. • Analizar cómo afecta cada uno de las propiedades físicas de los fluidos al yacimiento y su producción
Desarrollo Propiedades Físicas del Petróleo El petróleo (crudo) es una mezcla compleja consistente predominantemente de hidrocarburos que adicionalmente puede contener azufre, nitrógeno y oxígeno en cantidades menores. Las propiedades físicas y químicas varían considerablemente dependiendo de la oncentración de hidrocarburos y otros constituyentes menores presentes. La precisa descripción de las propiedades físicas del petróleo, es muy importante para resolver los problemas aplicados a los reservorios. Presión de Burbuja: Es la presión donde aparece la primera burbuja de gas en el petróleo que esta líquido en el yacimiento. A esta presión se dice que el líquido está saturado. Presión de Rocío: A diferencia de la presión de burbuja, la presión de rocío es la presión donde aparece la primera gota de líquido a una temperatura dada. El petróleo está como gas en el yacimiento y en este punto comienza a condensarse. Presión crítica: Es el punto donde convergen la fase líquida y la fase gaseosa. En este punto no se puede diferenciar el líquido del gas.
Razón de solubilidad del gas
Es la cantidad de gas que se desprenderá del petróleo a medida que la presión sea reducida hasta la atmosférica, partiendo de algún valor superior. El gas recibe frecuentemente la denominación de Gas Disuelto. Para cierta presión y temperatura, se define como el volumen de gas@cs disuelto en un barril de petró
[email protected] conoce también como gas disuelto en petróleo o relación gas petróleo RGP. La solubilidad del gas natural en el petróleo depende de la presión, temperatura y la composición de del gas y el petróleo.
A temperatura constante, la solubilidad incrementa con el aumento de presión. A presión constante, la solubilidad disminuye con el aumento de la temperatura. A mayor aproximación entre la composición entre el petróleo y el gas la solubilidad incrementa. A mayor API del petróleo la solubilidad incrementa. La solubilidad del gas en petróleo es infinita, solo está limitada por la presión y la cantidad de gas disponible.
Se define la solubilidad de gas como la cantidad de gas que se encuentra en solución en petróleo crudo a determinada condiciones de presión y temperatura. Generalmente
se expresa por los pies cúbicos de gas a condiciones normales (PCN) disueltos en un barril de petróleo, también a condiciones normales (BN) y se denomina Rs = PCN/BN.
La solubilidad de gas en petróleo crudo depende de: a) Presión. b) Temperatura. c) Composiciones de gas y de petróleo. 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 temperatura aumenta. 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.
Factor volumétrico del petróleo
Se define como un factor que representa el volumen de petróleo saturado con gas, a la presión y temperatura del yacimiento, por unidad volumétrica de petróleo a condiciones normales. También se le denomina factor monográfico, ya que en el yacimiento, lo que en la superficie sería petróleo y gas, se encuentra en una sola fase líquida. Se exprese generalmente en barriles en el yacimiento (BY) por barril a condiciones normales (BN).
P> Pb la celda es liquido (petróleo). P< Pb el volumen se expande. A medida que se disminuye la presión por debajo de la presión de burbujeo (Pb) aparece la primera burbuja de gas lo que implica que el volumen de hidrocarburos disminuye con respecto al aumento de gas que se libera. Para presiones por encima de la presión de burbujeo el volumen de petróleo se va aumentando hasta alcanzar la presión del burbujeo. Cuando la presión de fondo fluyente es lo suficientemente elevada para vencer el peso de la columna hidrostática, y perdidas por fricción este pozo fluye solo. Se define como el volumen de petróleo + gas disuelto a condiciones de reservorio, requerido para obtener un barril de petróleo@ condiciones de superficie.
Factor de compresibilidad del petróleo
Se denota como co. Cuando la presión es mayor que la presión del punto de burbuja, el petróleo en el yacimiento tiene todo el gas en solución. Cuando se aplica presión en exceso a éste sistema, el líquido sufre una disminución no lineal en su volumen que depende de la temperatura y composición del petróleo. Esa pequeña variación en el volumen es lo que se conoce como factor de compresibilidad del petróleo, que es muy significativa en cálculos de Ingeniería de Yacimientos aunque en las demás ciencias se desprecia tal factor debido a la poca compresibilidad (en algunos casos ninguna) de los líquidos. La compresibilidad o coeficiente isotérmico de compresibilidad de un fluido, Co (Psi -1), se define como el cambio fraccional en volumen cuando la presión es cambiada a temperatura constante. El volumen para un petróleo subsaturado (petróleo que está por encima de la presión de burbuja) disminuye a medida que la presión aumenta., esto quiere decir que la presión y el volumen son inversamente proporcionales, de ahí las unidades de la compresibilidad (Psi-1).
Co
1 Voil
Voil Poil
T
Viscosidad del petróleo
Es la medida de la tendencia a fluir, siendo de gran importancia en los aceites lubricantes y fuel-oil. Es usualmente el tiempo necesario para que un volumen dado de aceite, a una temperatura definida, fluya a través de un pequeño orificio. Se mide con viscosímetro. Todos emplean en general el mismo principio. Se controla la temperatura dentro de la taza y en el baño cuidadosamente, y cuando se ha alcanzado la temperatura deseada, se abre el orificio y se deja fluir el líquido a un frasco de capacidad conocida. El tiempo necesario para llenar el frasco es la viscosidad requerida (Saybolt Universal y Saybolt Furol). En el Engler se toma con respecto al agua. Los petróleos crudos tienen diferentes viscosidades; algunos son muy fluidos y otros muy viscosos. Los aceites compuestos de hidrocarburos de las series CnH2n-2 y CnH2n-4 son viscosos. Los petróleos pesados en general están compuestos por gran cantidad de estos hidrocarburos. La viscosidad aumenta con el peso específico. La viscosidad de los aceites del mismo
peso específico pero de diferente origen, no es la misma. Esto se debe a su diferente composición química. De esta propiedad depende la calidad de los aceites lubricantes que contiene. Factores que afectan a la viscosidad: >>API, la viscosidad disminuye. >>Temperatura, la viscosidad disminuye. >>Gas disuelto, la viscosidad disminuye. En función de la presión: Por encima de la Pb; a mayor P > viscosidad Por debajo de la Pb; a mayor P < viscosidad
Densidad del petróleo
La densidad del petróleo se define como la masa de petróleo contenida en una unidad de volumen a una determinada presión y temperatura. ρ=m/V La unidad de medida en el S.I. de Unidades es kg/m3, también se utiliza frecuentemente la unidad g/cm3, pero en la industria petrolera se suele determinar la densidad en lb-m/ft3 o lb-m/gl (ppg).
Gravedad Específica del aceite (SGoil)
Se suele designar como SG y se define como la relación de la densidad del fluido entre la densidad del fluido base, para líquidos como el petróleo, el fluido base es el agua. Normalmente esa temperatura es 4 ºC (39.2 ºF), ya que a esta temperatura la densidad del agua es 1 g/cm3 (62.43 lb/ft3), pero para los fluidos producidos en un pozo se debe hacer la corrección de esta propiedad por temperatura, llevándola a la temperatura estándar petrolera (60 ºF).
Gravedad API del petróleo
La gravedad API, de sus siglas en inglés American Petroleum Institute, es una medida de densidad que describe que tan pesado o liviano es el petróleo comparándolo con el agua. Es usada como el valor estándar para la medición y reportes de mediciones.
El Petróleo es clasificado en liviano, pesado y extrapesado, de acuerdo a su medición de gravedad API.
Crudo liviano gravedad API mayor a 31.1 ° API Crudo Pesado gravedad API entre 10 y 31.1 °API. Crudos extrapesados gravedad API menor a 10 ° API
Propiedades Físicas del gas
La ecuación de estado para gases ideales
Se expresa de la siguiente forma:
Donde:
P = presión del gas, psia
V = volumen que ocupa el gas, ft3
n = número de moles, lbmol
R = constante universal, 10.73 psia*ft3/(lbmol*ºR)
T = tempratura del gas, ºR
Sin embargo a condiciones de yacimiento, como son altas temperaturas y presiones, esta ecuación no describe correctamente el comportamiento de los gases. Se dice entonces que el gas tiene un comportamiento real, y hay q considerar las fuerzas de
atracción y repulsión entre moléculas así como el volumen q éstas ocupan, a diferencia del modelo ideal en el cual eran despreciados. Existen distintas ecuaciones que introducen factores y parámetros para corregir este comportamiento, una de las más sencillas es la que utilizan el factor de compresibilidad de los gases Z.
El factor Z es un factor calculado experimentalmente comparando el volumen real que ocupan n moles de gas a ciertas condiciones de presión y temperatura con el volumen ideal o teórico que debería ocupar la misma masa de gas a dichas condiciones; y para cada gas, el factor Z tiene distintos valores al variar las condiciones de P y T. Sin embargo todos los gases tiene el mismo factor de compresibilidad cuando se encuentran a iguales condiciones de presión reducida y temperatura reducida, por la tanto Z es una función de las propiedades reducidas de los gases.
Donde: P, T : presión y temperatura a la cual queremos determinar Z Pc, Tc : presión y temperatura crítica del gas puro Standing y Katz desarrollaron una gráfica que permite determinar el Z a partir de las propiedades reducidas.
El gas natural es una mezcla de varios componentes gaseosos, por lo cual no se puede tener valores d propiedades críticas para todas las mezclas existentes; pero es posible determinar parámetros que describan a la mezcla, considerando sus componentes y las proporciones de ellos. Hablamos entonces de propiedades pseudoreducidas y pseudocríticas
Para el gas natural: Y entramos a la gráfica de Standing y Katz con las propiedades pseudoreducidas de la mezcla de gases. El gas natural está compuesto además de hidrocarburos gaseosos livianos de una serie de componentes hidrocarburos más pesados y en menores proporciones, por lo que se ven agrupados y denominados heptano plus (C7 +). Como se trata de otra
mezcla gaseosa particular para cada caso, sus propiedades críticas no son fijas, sino que dependen de la mezcla, principalmente del peso molecular y de la gravedad específica. Los siguientes gráficos nos permiten hallar tanto la presión como la temperatura crítica para el heptano plus.
Debemos tener en cuenta que el gas natural frecuentemente tiene en su composición una serie de elementos no hidrocarburos o contaminantes, y es necesario corregir el efecto que éstos tienen en el cálculo de las propiedades pseudocríticas. La presencia de nitrógeno no afecta sustancialmente el valor de Z, pero el sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono causan grandes errores que pueden ser remediados corrigiendo previamente la temperatura y presión pseudocríticas calculadas antes.
El factor de ajuste de componentes no hidrocarburos є es determinado a partir de las concentraciones de H2S y CO2 en la mezcla con el gráfico de Wichert y Aziz.
Con todo lo anterior podemos calcular el factor de compresibilidad Z del gas natural a partir del conocimiento de su composición, a cualquier condición de presión y temperatura. Entonces, volvamos al cálculo del factor volumétrico de formación Bg considerando el gas natural como un gas real:
A condiciones de superficie, el factor de compresibilidad es aproximadamente 1, y son conocidas la presión y temperatura.
El comportamiento del FVF de gas Bg, con respecto a la presión en el yacimiento está expresado en el siguiente gráfico. Nunca tiene el valor de cero, sino que es asintótico a cero para elevadas presiones.
Factor de compresibilidad Z
El factor de compresibilidad Z, es un factor de corrección, que se introduce en la ecuación de estado de gas ideal para modelar el comportamiento de los gases reales, los cuales se pueden comportar como gases ideales para condiciones de baja presión y alta temperatura, tomando como referencia los valores del punto crítico, es decir, si la temperatura es mucho más alta que la del punto crítico, el gas puede tomarse como ideal, y si la presión es mucho más baja que la del punto crítico el gas también se
puede tomar como ideal. La desviación de un gas respecto de su comportamiento ideal se hace mayor cerca del punto crítico. Remitiéndonos a la sección de Gases Ideales tenemos: Introduciendo el factor de corrección Z:
Por lo tanto:
El factor Z también se puede entender como:
Donde vactual: volumen específico que se tiene del gas. videal: volumen específico del gas tomado de la ec. de gas ideal.
Significado del valor de Z Si el valor de Z es igual a 1 esto indica que el gas se comporta como ideal. Si el valor de Z es mayor o menor que 1 el gas se comporta como un gas real. Mientras mas grande sea la desviación del valor de Z con respecto a 1, mayor es la desviación del comportamiento respecto al comportamiento ideal del gas. Normalización de la temperatura y la presión Los gases se comportan de forma similar a temperaturas y presiones normalizadas respecto a sus temperaturas y presiones críticas. Es decir, Z es aproximadamente igual a la misma presión y temperatura reducidas para todos los gases.
Presión Reducida
Temperatura Reducida
Volumen
específico Pseudorreducido Donde R=Rp: es decir, la constante particular del gas. La carta o gráfica de compresibilidad generalizada de Nelson-Obert Esta grafica es sumamente útil para determinar las propiedades de los gases bajo condiciones no ideales. Relaciona los valores de Z, Pr (presión reducida), Tr (temperatura reducida) y vr (volumen específico pseudorreducido).
Factor volumétrico del gas
El gas natural es una mezcla homogénea de hidrocarburos, en su mayoría livianos como el metano y etano y en menores proporciones propano butano y otros hidrocarburos más pesados. Además contiene impurezas como el H2S, N2, CO2, He y vapor de agua. El factor volumétrico de formación del gas, Bg, es un parámetro que relaciona el volumen que ocupa un gas condiciones de presión y temperatura de yacimiento con el volumen que ocupa la misma masa de gas en superficie a condiciones estándar (14,7 psia y 60ºF). Se puede expresar:
Debemos recordar que el comportamiento de los gases está determinado por la ecuación de estado de los gases. Sin embargo, esta ecuación hace distinción entre los denominados gases ideales y gases reales. Un gas ideal es aquel modelo en el cual:
el volumen que ocupan las moléculas es insignificante con respecto al volumen ocupado por el gas,
se desprecian las fuerzas de atracción y repulsión entre las moléculas o entre las moléculas y las paredes del recipiente que las contiene, y
se consideran perfectamente elásticos los choques de las moléculas que lo componen. •
Densidad del Gas
La densidad del gas se puede definir como la cantidad de gas (masa) que se tendría por cada unidad de volumen del mismo, pero retomando el concepto de factor volumétrico del gas (Bg), se debe tener en cuenta la expansión o liberación de gas, por efecto de la disminución de presión al pasar el fluido de yacimiento hasta superficie. De este modo, la densidad del gas, g, puede determinarse aplicando la ley general de los gases reales, teniendo finalmente que la densidad en función del peso molecular es:
g
P * MW Z * R *T
= Densidad del Gas, lbm/ft3 P = Presión Absoluta, Psia T = Temperatura Absoluta, ºR MW = Peso Molecular del Gas, lb-m/lbmol Z = Factor de Compresibilidad del Gas R = Constante Universal de los Gases, 10.732 (Psia-ft3)/(lbmol-ºR) Donde, el Bg es el factor volumétrico del gas (BY/PCS) a la presión y temperatura a la cual g(lb/ft3) es deseada. La densidad del gas a condiciones estándar, g,CS, está dada por;
g ,CS 0.0763 * g Donde la densidad a condiciones de superficie, g,CS está dado en lbm/ft3 a condiciones de superficie, ya que a estas condiciones es que es vital determinar dicha propiedad para de este modo conocer la calidad de dicho gas producido.
Viscosidad del gas
Se denota como μg. Es una propiedad importante para determinar la resistencia al flujo que presenta el gas durante su producción y transporte. Generalmente, la viscosidad del gas aumenta con los incrementos de presión. A presiones bajas la viscosidad del gas (al contrario que los líquidos) se incrementa con la temperatura. Sus unidades son los centipoises, cp. La viscosidad del gas también se determina por medio de Correlaciónes empíricas con un margen de error inferior al 2 % •
Compresibilidad del Gas, Cg
La compresibilidad isotérmica del gas, al igual que la del líquido, se define como el cambio fraccional en volumen cuando la presión es cambiada a temperatura constante. Además, el término compresibilidad de un gas o Cg, no debe confundirse con el término factor de compresibilidad del gas o factor Z, como comúnmente se le denomina al factor de desviación de los gases.
Características de los gases combustibles
Densidad absoluta. Masa que tiene una unidad de volumen de la sustancia. Densidad relativa. Relación entre la densidad absoluta del gas y la densidad del aire GAS METANO ETANO PROPANO BUTANO G.N (Argelia).
Densidad relativa (aire =13) 0,5539 1,0382 1,5224 2,0067 0,5983
El gas natural es menos denso que el aire al contrario de lo que le sucede al Propano y al Butano.
En la gravedad específica del gas Es la relación existente entre la densidad absoluta de una sustancia y la densidad de una sustancia de referencia que sería la del aire. La gravedad específica de un gas, se define como la relación entre su densidad y la densidad del aire. En el campo ésta propiedad se mide fácilmente en la cabeza del pozo, por lo tanto, es usada como una indicación de la composición del gas. Formula de la Gravedad Especifica del gas
Propiedades Físicas del Agua
Composición Química del Agua de Formación
El agua de formación o agua de producción esta asociada con el petróleo existente en los yacimientos y sale a la superficie junto con el gas y el petróleo. Esta agua se caracteriza por: -Usualmente es caliente y con un alto contenido de sales. -Puede contener metales pesados altos niveles de sales y fracciones de crudo en emulsión o dilución. -Puede ser radioactiva. -Debe ser reinyectada o tratada apropiadamente para evitar daños ambientales y a la salud. -Puede contaminar el agua subterránea de consumo humano. Propiedades Químicas: La mayoría de los datos de análisis químicos de aguas, preparados por laboratorios comerciales de aguas, se presentan en forma gráfica, sin embargo existen varios métodos analíticos para determinar propiedades químicas de las aguas de formación. • •
Relación Gas en Solución-Agua (Rsw)
La relación gas en solución-agua ó solubilidad del gas natural en agua, se designa por símbolo, Rsw, y se expresa generalmente en PCS de gas por BS de agua, (PCSgas/Bsagua)
•
La solubilidad del gas natural en el agua es pequeña, comparada con la solubilidad en un crudo a la misma presión y temperatura. •
Factor Volumétrico del Agua (Bw)
•
En forma similar al petróleo, se define como el volumen que ocupa en el yacimiento la unidad volumétrica de agua a condiciones estándar más su gas en solución, Rsw.
•
Se expresa generalmente en BY/ BS. El valor de Bw depende lógicamente de la temperatura y presión, así como también de la salinidad del agua que afecta la solubilidad. •
Compresibilidad del Agua (Cw)
•
La compresibilidad del agua, Cw (psi-1), se define de manera similar a la compresibilidad del petróleo, es decir como como la variación fraccional en volumen cuando la presión es cambiada a temperatura constante.
•
Esta propiedad es afectada por presión, temperatura y solubilidad del gas en el agua, la cual a su vez es afectada por la salinidad.
•
Así, un aumento en presión, causa una reducción en la compresibilidad, mientras que un aumento en temperatura produce un aumento en esta propiedad. •
Viscosidad del Agua (w)
•
Pocos trabajos han sido publicados sobre la viscosidad del agua pura y de formación, sin embargo, puede decirse que la viscosidad disminuye con la temperatura. Por ejemplo, a 32 ‘F tiene un valor de 1.79 Cp y a 321 ‘F tiene un valor de 0.174 Cp.
•
Un aumento en la presión a igual temperatura aumenta la viscosidad del agua. Por ejemplo, a 86 ‘F, la viscosidad cambia de 0.871 Cp a 0.921 Cp, para un aumento de 14.2 psia a 14.7 psia. •
•
Densidad del Agua (w)
A veces es necesario hacer cálculos donde se requiere la densidad del agua de formación. Esta propiedad puede ser determinada dividiendo la densidad del agua a condiciones estándar, wst (lb/PC), por el factor volumétrico del agua, Bw, a condiciones de yacimiento. Esto es: w wst Bw
•
Este cálculo es estrictamente correcto si la salmuera está saturada con gas natural a las condiciones de yacimiento. •
Tensión interfacial para sistemas agua-hidrocarburo, (σwh)
La tensión interfacial puede definirse como la fuerza que actúa sobre la frontera existente entre la fase agua y la fase hidrocarburo, la cual se encarga de no permitir la miscibilidad entre los dos fluidos. La variación de la tensión interfacial para sistemas agua-hidrocarburo es aproximadamente de 72 dinas/cm para sistemas salmuera-gas a condiciones de superficie y de 20 a 30 dinas/cm salmuera-petróleo de tanque a condiciones de superficie.
•
Resistividad del agua de formación
•
Para la interpretación de perfiles eléctricos se requiere un conocimiento fidedigno de las resistividades de las aguas de formación.
•
Las aguas de formación conducen electricidad debido a las sales ionizadas que contienen en solución, debido a esta electricidad se puede determinar si una roca está saturada con fluidos resistivos o conductivos, y de este modo determinar zonas saturadas con hidrocarburos o agua.
RECOMENDACIONES • Realizar una investigación seria y comprometida con la materia ya que son temas básicos para comprender lo que es producción. • Sugerimos leer anteriormente la información para comprender la explicación sobre el tema. • Recomendamos para mayor información sobre el tema de exposición añadir a su bibliografía libros para obtener así un mayor apoyo en su investigación.
CONCLUSIONES Las propiedades físicas de los fluidos y las propiedades petrofísicas de la roca son vitales conocerlas en el yacimiento que se va a trabajar ya que esto nos permitirá realizar un análisis adecuado y una planificación óptima para explotar el yacimiento o no explotarlo en caso que nuestra relación costo beneficio sea muy bajo o negativo. Otro aspecto a tomar en cuenta es que los conceptos y definiciones impartidas en el tema deben ser de conocimiento obligatorio para todo ingeniero petrolero ya que estos regirán el comportamiento del yacimiento y de esta manera no caer en confusiones producto de no tener conceptos básicos bien definidos.
BIBLIOGRAFIA Fundamentos de Ingenieria de Yacimientos de Freddy Humberto Escobar http://molten.latinclicks.info/ten_interfacial.htm http://www.lacomunidadpetrolera.com/showthread.php/625-Gravedad-espec%C3%ADfica-deuna-mezcla-de-gases http://es.scribd.com/doc/60586885/En-la-gravedad-especifica-del-gas http://www.angeldasilva.com/wp-content/uploads/2010/10/Clase1.pdf http://www.slideshare.net/daviddesing/propiedades-de-los-fluidos-1997575 http://industria-petrolera.lacomunidadpetrolera.com/2010/03/tension-interfacial.html
