Objetivo
Conocer las necesidades de proceso de fluidos de acuerdo con sus características.
Muestreo de fluidos.
Métodos de análisis de fluidos.
Análisis PVT PVT..
Requerimiento de procesamiento de acuerdo con el fluido.
Objetivo
Conocer las necesidades de proceso de fluidos de acuerdo con sus características.
Muestreo de fluidos.
Métodos de análisis de fluidos.
Análisis PVT PVT..
Requerimiento de procesamiento de acuerdo con el fluido.
Introducción
Los fluidos de los yacimientos petroleros están constituidos por una mezcla compleja de compuestos hidrocarburos, así como de otras sustancias, tanto orgánicas (resinas y asfáltenos) como inorgánicas (H 2S, CO2, N2 y trazas de algunos elementos metálicos).
Puede contener ciertos de compuestos orgánicos debido a la capacidad de los átomos de carbono de combinarse consigo mismos y formar una gran gama de moléculas junto con el hidrógeno.
Los compuestos hidrocarburos pueden encontrarse en fase gas, líquida o sólida a condiciones de presión y temperatura atmosféricas, dependiendo del número y arreglo de los átomos de carbono en las moléculas.
Introducción
Los compuestos hidrocarburos con hasta 4 átomos de carbono son gaseosos; aquéllos con 20 o más, son sólidos; y aquellos en el rango intermedio son líquidos.
En el caso de los fluido petroleros, éstos pueden presentarse en fase líquida, en fase gaseosa o en ambas, e incluso en fase sólida (parafinas, resinas, asfáltenos), dependiendo de su composición química y de las condiciones de presión y temperatura.
Debido a que experimentan cambios de presión y temperatura en su trayecto desde el yacimiento hasta las instalaciones superficiales, esto puede originar el flujo simultáneo de dos o más fases en el sistema de producción.
Introducción
Ahora bien, ya que la caída de presión en cada uno de los elementos que conforman el sistema de producción dependen de las propiedades fisicoquímicas y gasto de cada una de las fases presentes, en primera instancia es
necesario
contar
con
métodos
que
permitan
predecir
el
comportamiento de fases de los fluidos producidos, así como métodos para la caracterización de cada una de ellas.
Origen del Petróleo Existen 2 teorías básicamente : Orgánicas e Inorgánicas : Las Teorías Orgánicas : Suponen que el petróleo se formó de la descomposición de organismos vegetales y animales que vivieron durante eras geológicas anteriores a la actual. Las Teorías Inorgánicas : Explican la formación de petróleo a partir de reacciones químicas entre el agua, CO2, y varias sustancias inorgánicas tal como carburos y carbonatos en la tierra La teoría inorgánica nos es aceptada porque aunque es posible producir hidrocarburos en el laboratorio por reacciones de material inorgánico, estos materiales de acuerdo a las evidencias geológicas, no existen en la tierra en cantidad suficiente para producir acumulaciones de hidrocarburos importantes. Como se demuestra por evidencias geológicas, la teoría orgánica es la más aceptada, debido a que existen acumulaciones de hidrocarburos en rocas sedimentarias cercanas a rocas con grandes cantidades de material orgánico, a la que se llama roca generadora. A la roca de los yacimientos se le denomina
Teorías que explican el origen del Petróleo NOMBRE DE LA TEORÍA
TEORIAS INORGÁNICAS
EVIDENCIAS
El petróleo es formado por un proceso de putrefacción de animales. El nitrógeno es eliminado y la materia residual es convertida por efecto de presión y temperatura en petróleo. La actividad de bacterias anaerobicas juegan un papel muy importante en las reacciones.
Aceites semejantes al petróleo pueden ser destilados de sedimentos que contienen restos de peces. Muchos depósitos asociados con sedimentos marinos contienen restos de foramíniferos.
TEORÍA DE ORIGEN VEGETAL DE HOFER
El petróleo es generado por descomposición de desecho de vegetales acumulados bajo condiciones los cuales previenen la oxidación y la evaporización de los productos líquidos formados.
Depósitos de petróleo acumulados en asociación cercana a depósitos sedimentarios contienen algas marinas turbas lignita, carbón y aceite en arcillas de origen vegetal. Petróleos semejantes al aceite pueden ser destilados de estas substancias.
HIDROGENACIÓN DE CARBÓN
Materiales orgánicos sólidos son convertidos a hidrocarburos líquidos por combinación con hidrógeno a altas presiones y temperaturas.
Hidrogenación de carbón en el laboratorio y en plantas comerciales. La ceniza de algunos petróleos es principalmente níquel. Sin embargo la existencia de hidrógeno libre en la roca no esta demostrada.
TEORÍA DE ORIGEN ANIMAL DE ENGLER
Composición del aceite crudo El petróleo es una mezcla de hidrocarburos los cuales pueden existir en estado sólido líquido o gaseoso, dependiendo de las condiciones de presión y temperatura a la cual se encuentren los yacimientos petroleros. El petróleo consiste aproximadamente 11 - 13% peso de hidrogeno y de 84 a 87% peso de carbón, si el petróleo contiene moléculas de tamaño pequeño se encontrará a condiciones de yacimiento en fase gaseosa y los fluidos se comportaran como gas seco , gas y condensado ó gas húmedo. Si la mezcla de hidrocarburos contiene moléculas grandes se encontrará como líquido a condiciones de yacimiento y se comportara como aceite negro ó aceite volátil dependiendo del contenido de moléculas intermedias (C2 - C5) que existan en la mezcla. Un petróleo típico contiene varios cientos de diferentes compuestos químicos por lo cual es impráctico tratar de separar todos los componentes, comúnmente se separan los componentes del petróleo en fracciones de acuerdo al rango de puntos de ebullición de los componentes de cada fracción.
Componentes no hidrocarburos
También existen otros elementos en las mezclas de hidrocarburos y son las siguientes: Gases no Hidrocarburos
Acido sulfhídrico Nitrógeno Oxígeno Bióxido de carbono Helio
Metales :
Helio Vanadio Nickel
Enlaces Químicos
Química Orgánica Se denomina química orgánica a los elementos que tienen su origen en el material producido por organismos vivos. El carbón forma fuertes enlaces carbón-carbón permaneciendo fuertes aunque el carbón este unido con otros elementos, estos enlaces son fuertes y poco reactivos químicamente.
Teoría Estructural La teoría estructural esta relacionada con la forma como se unen los átomos para formar moléculas. Las moléculas de similar estructura presentan similares propiedades físicas y químicas por lo cual se pueden agrupar en familias, llamadas series homologas.
Enlace Químico Se denomina enlace químico a las fuerzas que mantiene unidos a los átomos en una molécula.
Enlaces Químicos Existen 2 tipos de enlaces químicos: iónico y covalente. Es importante recordar que cada átomo consiste de un núcleo cargado positivamente rodeado de electrones en orbitas cargados negativamente. Existen un máximo de electrones que pueden ser cargados en cada órbita, 2 en la primera, 8 en la segunda, 8 o 18 en la tercera etc. La mayor estabilidad proviene cuando la órbita externa esta llena de electrones como por ejemplo el Helio, el cual es no reactivo por que tiene 2 electrones en la órbita externa. Los enlaces iónico y covalente surgen de la tendencia de los átomos de buscar su configuración estable de electrones. El enlace iónico resulta de la transferencia de una molécula de un átomo a otro por ejemplo el fluoruro de litio. El litio tiene 2 electrones en su órbita interna y un electrón en su órbita externa.
Enlaces Iónico
La perdida de un electrón de su órbita externa puede dejar al litio con solo 2 electrones en su órbita interna. Por otro lado el flúor tiene 2 electrones en su órbita interna y 7 electrones en su órbita externa, la ganancia de un electrón dejara al flúor con 8 electrones en su órbita externa. El fluoruro de litio se forma por la transferencia de un electrón del litio al fluoruro, de lo cual resulta de que ambos átomos tengan su órbita externa completa con los electrones, lo que proporciona a cada átomo una configuración estable de electrones. La transferencia de electrones proporciona al litio una carga positiva y al fluoruro una carga negativa lo que proporciona una atracción electrostática entre los iones con cargas opuestas lo cual los mantiene unidos.
Enlace Iónico del Fluoruro de Litio
+ Li
Perdida de e -
Li+ + e-
Li
Li
FF
Ganancia de e -
F
F + e-
Enlace Covalente
Este tipo de enlace resulta cuando los átomos comparten electrones, como en el caso de la molécula de hidrógeno, por ejemplo cada átomo de hidrógeno tiene un electrón pero compartiendo un par de electrones completan su órbita con 2 electrones. El flúor tiene 7 electrones en su órbita externa y puede completar su órbita externa compartiendo un par de electrones. En el enlace covalente la atracción es entre los electrones y el núcleo de los átomos que forman el compuesto. Por ejemplo:
H + H
H H
F
F
F
F
Enlace Covalente
De manera similar para el agua y el metano tenemos: agua: H H + H + O H O metano: H +
H
+ H
+ H
+
C
H H C H H
Salvo pocas excepciones los compuestos de carbón se pueden formar con 4 enlaces covalentes de carbón. Cuando existen enlaces en los cuales se comparten 2 electrones como en el caso del metano se le denomina enlace simple. El átomo de carbón es capaz de tener cuatro enlaces simples.
Enlaces Químicos Existen algunos compuestos como el etileno en el cual 2 electrones de cada átomo de carbón son compartido mutuamente de tal manera que producen un enlace con 4 electrones, a este se le llama enlace doble. Existen otro tipo de compuestos como el acetileno en los cuales tres electrones de cada átomo de carbón son compartidos ocasionando un enlace con 6 electrones al cual se le llama enlace triple. En el caso de los enlaces dobles o triples cada átomo de carbón termina con su órbita externa completa con 8 electrones. También el carbón puede compartir 2 o 3 electrones con átomos diferentes que el carbón como el bióxido de carbón o el cianuro de hidrogeno.
O C
O
O
C
O
H C
N
H
C
N
Componentes hidrocarburos El Carbono (C) tiene cuatro electrones de enlace HIDROCARBUROS
Enlace sencillo
Enlace doble
Enlace triple
Las moléculas que tienen estructuras similares, exhiben propiedades físicas y químicas parecidas; así, los compuestos orgánicos se pueden agrupar en familias, llamadas series homólogas, en las que las estructuras moleculares son similares y, en consecuencia, sus propiedades físicas y químicas.
Clasificación de los hidrocarburos
HIDROCARBUROS
Parafinas
Alcanos
Alquenos
Aromáticos
Alquinos
Cicloparafinas
Alcanos o hidrocarburos parafínicos La formula general de las parafinas es Cn H 2n+2. Los cuatro primeros términos (C1 - C4) son gaseosos, del C5 al C16 son líquidos y los términos superiores son sólidos. Son los elementos más abundantes de los sistemas de hidrocarburos. El elemento más simple es el etano (CH4), seguido por el etano(C2 H6), propano (C3 H8) y el butano (C4 H10). Todos los elementos presentan cadenas lineales y se les llama elementos normales. EL carbón siempre presenta una valencia de 4 por lo tanto todos los enlaces son únicos. A partir del butano C4 H10 existen isómeros de los compuestos, es decir son compuestos que presentan la misma formula y peso molecular que los componentes normales pero diferentes propiedades físicas es decir (punto de ebullición, densidad y propiedades críticas), y estas variaciones pueden impactar el comportamiento de fase.
Alcanos o hidrocarburos parafínicos La posibilidad de cadenas ramificadas o isómeros aumenta rápidamente con el número de carbonos y así por ejemplo pueden existir 2 butanos, 3 pentanos, 5 hexanos, 9 heptanos, 75 decanos , ( C 10 H22), 355 dodecanos (C12 H26), 366 319 eicosanos (C20 H 42) y 4 mil millones de tricontanos (C30 H62). A bajos valores del número de carbón (n) es posible distinguir los isómeros por cromatografía de gases, ya que en este caso es más grande la diferencia entre las propiedades físicas de los isómeros. Para valores grandes del número de carbón las diferencias en las propiedades físicas entre los componentes normales y los isómeros no es tan grande por lo cual es más difícil distinguirlos. El petróleo con cantidades altas de componentes parafínicos de alto peso molecular puede ser ceroso y depositar cera a medida que disminuye la temperatura.
Alcanos o hidrocarburos parafínicos Átomos de Carbono
Prefijo
Nombre de Alcanos
Fórmula Química
Fórmula Estructural
1
Met
Metano
CH 4
CH4
2
Et
Etano
C2H6
CH3CH3
3
Prop
Propano
C3H8
CH3CH2CH3
4
But
Butano
C4H10
CH3CH2CH2CH3
5
Pent
Pentano
C5H12
CH3CH2CH2CH2 CH3
6
Hex
Hexano
C6H14
...
7
Hept
Heptano
C7H16
8
Oct
Octano
C8H18
9
Non
Nonano
C9H20
10
Dec
Decano
C10H22
20
Eic
Eicosano
C20H42
30
Tria
Triacontano
C30H62
Propiedades físicas de n-alcanos No.
NOMBRE
PUNTO EBULLICION ºF.
PUNTO FUSION ºF.
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 15 20 30
METANO ETANO PROPANO BUTANO PENTANO HEXANO HEPTANO OCTANO NONANO DECANO UNDECANO DODECANO PENTADECANO EICOSANO TRIACONTANO
-258.7 -127.5 -43.7 31.1 96.9 155.7 209.2 258.2 303.4 345.5 384.6 421.3 519.1 648.9 835.5
-296.5 -297.9 -305.8 -217.0 -201.5 -139.6 -131.1 -70.2 -64.3 -21.4 -15 14 50 99 151
GRAVEDAD ESPECIFICA 60º/60º
0.508 0.584 0.631 0.664 0.688 0.707 0.722 0.734 0.740 0.749
Isómeros Los isómeros son moléculas que tienen la misma fórmula química, pero diferentes fórmulas estructurales.
C6H14
hexano
Iso-hexano
Propiedades de los isómeros del hexano ISOMERO ESTRUCTURA
N-HEXANO
PUNTO DE PUNTO DE EBULLICION ºF
CH3(CH2)4CH3
GRAVEDAD FUSION ºF
ESPECIFICA 60º/60º
155.7
- 139.6
0.664
145.9
- 180.4
0.669
140.5
- 244.6
0.658
136.4
- 199.4
0.666
121.5
- 147.8
0.654
CH3 3-METILPENTANO
CH3CH2CHCH2CH3 CH3
2-METILPENTANO (ISOHEXANO)
CH3CHCH2CH2CH3 CH3
2,3- DIMETILBUTANO
CH3
CH3CH – CHCH3 CH3
2,2- DIMETILBUTANO (NEOHEXANO)
CH3CCH2CH2
Alquenos hidrocarburos no saturados Esta familia de hidrocarburos se les denomina hidrocarburos no saturados y ocasionalmente olefinas. La formula general de los Alquenos es Cn H2n.
Enlace doble La característica distintiva de los Alquenos es un doble enlace carbóncarbón. Las propiedades físicas de los Alquenos son muy parecidas a los Alcanos. La temperatura de ebullición se eleva de 20 a 30 °C por cada carbón adicional en la estructura. Los dobles enlaces no son tan estables y son muy susceptibles de ser atacados por otros químicos, siendo por lo general más reactivos que los Alcanos. Las reacciones comunes de los Alquenos involucran la eliminación del enlace doble y la formación de 2 fuertes enlaces simples.
Estructura de los Alquenos
ETENO (ETILENO)
PROPENO (PROPILENO)
H
H
C
C
H
H
H
H
H
H
C
C
C
H
PROPENO (PROPILENO)
H
H
H
H
H
H
1 - BUTENO
C
C
C
C
CH3 CH2 CH CH2
H
H
H
H
Propiedades físicas de los alquenos
Nombre
Formula
Etileno CH2 = CH2 Propileno CH2=CH CH3 Buteno CH2 = CH (CH2) CH3 Penteno CH2 = CH ( CH2 )2 CH3 Hexeno CH2 =CH ( CH2 )3 CH3 Hepteno CH2 = CH ( CH 2 )4 CH3 Octeno CH2 = CH ( CH2 )5 CH3 Noneno CH2 = CH ( CH2 )6 CH3 Deceno CH2 = CH ( CH2 )7 CH3
Punto Ebullición (oF)
Punto Fusión (oF)
-154.6 -53.9 20.7 86 146 199 252 295 340
-272.5 -301.4 -301.6 -265.4 -216 -182 -155
Densidad (60o /60o)
0.601 0.646 0.675 0.698 0.716 0.731 0.743
Alquinos La característica distintiva de los Alquinos es que tienen un triple enlace carbón-carbón, en el cual dos átomos de carbón comparten tres pares de electrones. La formula general es Cn H2n-2.
Enlace triple Al compuesto más simple se le llama acetileno y tiene la forma general C 2 H2 Las propiedades físicas de los Alquinos son muy semejantes a las de los Alquenos y Alcanos, estos compuestos son reactivos en un grado menor que los Alquenos. Las reacciones que sufren los Alquinos involucra la eliminación del enlace triple por un enlace doble o un enlace simple, en caso de que continúen las reacciones el doble enlace se transforma de dos enlaces simples más.
Estructura de los Alquinos
ACETILENO (ETINO)
CH
CH
CH3 3,3 DIMETIL - 1 BUTINO
CH
C
C CH3
CH3
Propiedades físicas de los Alquinos
NOMBRE Acetileno Propino 1-Butino 48 1-Pentino 1-Exino 1-Heptino 1-Octino 259 1-Nonino 1- Decino 2-Butino 81 2- Pentino 3-Metil 1-Butino 2-Hexino 3-Hexino 3,3 Dimetil, 1 Butino 100
PUNTO EBULLICION (oF) -119 -9 104 162 212 304 360 131 84 183 178 100
PUNTO FUSION (oF) -114 -151 -188 -144 -191 -112 -94 -85 -33 -11 -150 -134 -60 -114
DENSIDAD (60/60)
0.695 0.719 0.733 0.747 0.763 0.770 0.694 0.714 0.665 0.730 0.725 0.669
Cicloalcanos, cicloalquenos
Cicloalcanos Son hidrocarburos saturados de cadena cerrada de formula CnH2n, también se denominan compuestos alicíclicos y naftenos.
ciclo-hexano
Los cicloalcanos son cadenas de estructuras de parafinas que tienen forma de anillos. Los cicloalcanos de bajo número de carbón son mucho menos estables que los componentes parafínicos equivalentes y generalmente existen en el petróleo en bajas cantidades. A medida que se incrementa el peso molecular de las cicloparafinas, estos forman grupos de anillos contiguos de cinco o seis carbonos por anillo lo que
Cicloalcanos, cicloalquenos
Cicloalquenos Los compuestos orgánicos en los cuales los compuestos de carbón están unidos para formar anillos con uno o dos enlaces dobles presentes en el anillo se conocen como cicloalquenos y cicloalcadienos. Estos hidrocarburos son nombrados anteponiendo el prefijo ciclo a los nombres de los hidrocarburos de cadena abierta correspondientes teniendo el mismo número de átomos de carbono y el mismo número de dobles enlaces. Químicamente estos compuestos son tan reactivos como los compuestos análogos de cadena abierta. Estos compuestos son tan reactivos como los compuestos análogos de cadena abierta. Los cicloalquenos pueden experimentar reacciones en las cuales el doble enlace es eliminado y también pueden experimentar reacciones de partición en las cuales la estructura del anillo es abierta en una cadena.
Propiedades físicas de cicloalcanos, cicloalquenos NOMBRE Ciclopropano Ciclobutano Ciclopentano Ciclohexano Cicloheptano Ciclooctano Metilciclopentano 161 cis 1-2Dimetilciclopen. trans-1,2 -dimetilciclo pentano metilciclohexano 214 Ciclopenteno 1,3 ciclopentadieno Ciclohexeno 1,3 Ciclohexadieno 1,4 ciclohexadieno 189
PUNTO EBULLICION (oF) -27 55 121 177 244 300 210
PUNTO FUSION (oF) -197 -112 -137 44 10 57 -224 -80
DENSIDAD (60/60) 0.750 0.783 0.810 0.830 0.754 0.772
198
-184 -196
0.750 0.774
115 108 181 177
-135 -121 -155 -144 -56
0.774 0.798 0.810 0.840 0.847
Estructura de cicloalcanos, cicloalquenos
CICLOPROPANO
CH 2
CH2 CH2
CICLOBUTANO
CICLOPENTANO
CH2
CH2
CH2
CH2
CH2
CH2
CH2
CH2 CH2
Aromáticos Los compuestos orgánicos incluyen benceno y algunos otros compuestos de estructuras semejantes como Tolueno, Xileno etc. Los hidrocarburos aromáticos tienen al benceno como estructura básica, esto significa que están formados por uno o más anillos de benceno. El benceno está formado por 3 enlaces dobles siendo en realidad no saturado, por lo tanto es más reactivo que las cadenas de parafinas con estructuras similares. El anillo básico de benceno se puede unir a cadenas de parafinas básicas siendo los derivados más comunes tolueno y xileno. Los anillos básicos de benceno se pueden unir en múltiples estructuras conforme aumenta el peso molecular, sin afectar la estructura del anillo. El contenido de aromáticos de un mezcla de hidrocarburos tienen un importante efecto en el comportamiento de fases. Se les denominan aromáticos por que tienen un olor agradable sin embargo
Propiedades físicas de los hidrocarburos aromáticos
NOMBRE Benzeno Tolueno O-xileno M-xileno P-xileno Hemimelliteno Pseudocumeno Mesitileno Preniteno Isodureno Dureno Pentametilbenzeno Hexametilbenzeno Etilbenzeno
(oF) 176 231 292 282 281 349 336 331 401 387 383 448 507 277
PUNTO PUNTO EBULLICION (oF) 42 -139 -13 -54 56 -13 -47 -49 20 -11 176 127 329 -139
DENSIDAD FUSION (60/60) 0.885 0.872 0.885 0.869 0.866 0.895 0.876 0.864 0.902
0.872
Estructura de los aromáticos
BENZENO
CH HC
CH
HC
CH CH
TOLUENO
CH3 CH HC
CH
HC
CH CH
Otros componentes del petróleo Los hidrocarburos los cuales se especificaron anteriormente son moléculas con combinaciones de átomos de carbón y de hidrógeno, a parte de estos existen otras familias de compuestos cuyas moléculas contienen otros átomos diferentes al carbón y al hidrógeno. Las moléculas de plantas y animales consisten básicamente de complejas moléculas orgánicas que contienen cantidades apreciables de oxígeno y nitrógeno (proteínas), a estas moléculas les falta estabilidad a largo plazo y relativamente pocas compuestos conteniendo oxígeno y nitrógeno sobreviven a la formación del petróleo. Estos compuestos son principalmente alcoholes aromáticos, aldehídos y acido carboxílico. también esta presentes compuestos de azufre, los cuales se forman por la acción de H2S sobre moléculas orgánicas El H2S tiene un origen biológico por la acción de bacterias reductoras de sulfato ó por reacciones inorgánicas que involucran sulfuros de metal.
Otros componentes del petróleo El H2S es un gas sin color con punto de ebullición de -59.6 °C. Generalmente, el gas natural tiene pequeñas cantidades de H2S y presentan olor desagradable por la presencia de este gas, este es venenoso y su presencia en el gas ocasiona problemas en los catalizadores metálicos usados en las refinerías. El H2S es removido del gas natural por lo general por absorción con etanolaminas. los componentes más comunes organo-sulfuroso en los hidrocarburos son los mercaptanos los cuales pueden ser obtenidos como productos del ácido sulfúrico. Los mercaptanos son muy reactivos e influyen fuertemente el comportamiento de fases cuando se encuentran presentes aún en pequeñas proporciones. Los componentes componentes órgano-metálicos órgano-metálicos no tienen un efecto importante sobre sobre el diagrama de fase, por que por lo general están presentes en muy pequeñas cantidades en el petróleo. Su importancia principal radica en los afectos adversos que pueden tener en las refinerías, por lo cual se efectúan a menudo análisis composicionales
Clasificación de los compuestos orgánicos de acuerdo a sus grupos funcionales CLASE Alkeno Alkino Alcohol
FORMULA CH3CH2CH CH2 CH3C CH OH
Eter Halide Aldehido
CH3OCH2CH3 Cl (F,Cl,Br, I) CH3CH2CHO O CH3CCH2CH3 CH3CH2CH2CH2COOH
Ketona Acido carboxiclico Amina CH3NH2 Nitro CH3CH2CH3 Componente NO2 Nitrilo CH3CN Organo-metálicoCH 3CH2CH2CH2Li
NOMBRE 1-Buteno Metilacetileno Ciclobutanol Metil ethil eter Ciclopentil cloruro Propionaldehido 2-Butanona Acido pentanoico Metilamina 2-nitropropano Acetonitrileno n-butilitio
Componentes típicos del gas Los componentes típicos del gas natural son fundamentalmente C1, C2, C3, C4, C5, C6, C7+, generalmente son moléculas de tamaño pequeño las cuales pueden ser gases a condiciones normales de presión y temperatura. De los componentes del gas el más común es el C 1 que generalmente varía su porcentaje entre 70 al 98 % Mol, seguido del C2 entre 1 al 10 % y los que presentan menos porcentajes es el C6 (trazas a 0.5 %) y el C7+ que generalmente presentan trazas. Los componentes no hidrocarburos son los siguientes: N2, CO2, H2S y Helio. Existen algunos yacimientos los cuales son fundamentalmente H2S, CO2 y en algunas ocasiones se encuentran yacimientos con porcentaje significativo de N2.
Componentes no hidrocarburos COMPONENTE
(% MOL)
METANO ETANO PROPANO BUTANO PENTANO HEXANO HEPTANO
70 – 98 % 1 – 10 % TRAZAS - 5 % TRAZAS - 2 % TRAZAS - 1 % TRAZAS - 0.5 % TRAZAS ó GENERALMENTE NADA
NO HIDROCARBURO NITROGENO BIOXIDO DE CARBONO ACIDO SULFIDRICO HELIO
TRAZAS - 15 % TRAZAS - 2 % TRAZAS - 2 % HASTA 5 %, GENERALMENTE TRAZAS O NO EXISTE
EN OCASIONES EXISTEN YACIMIENTOS QUE CONTIENEN FUNDAMENTALMENTE CO2 ó H2S.
Composición típica de gases producidos con el aceite
COMPONENTE METANO ETANO PROPANO BUTANO PENTANOS HEXANOS HEPTANOS +
(% MOL) 50 – 92 % 5 – 15 % 2 – 14 % 1 – 10 % TRAZAS - 5 % TRAZAS - 3 % NADA - 1.5 %
NO HIDROCARBUROS NITROGENO BIOXIDO DE CARBONO ACIDO SULFIDRICO HELIO
GENERALMENTE TRAZAS - 10 % TRAZAS - 4 % NADA – TRAZAS 6 % NADA
Composición del Aceite VA RIACION DE LA COMPOS ICION DE DIFERE NTES TIPOS DE FLUIDOS ACEITE NEGRO
ACE ITE LIGERO
ACEITE VOLATIL
GAS Y CONDENSADO
CO2 H2S N2 C1 C2 C3 IC4 NC4 IC5 NC5 C6 C7+ TOTAL PESO MOL C7+
COMPOSICION (% MOL) 0.00 1.972 1.57 0.00 0.635 2.14 0.34 0.337 0.37 35.65 37.997 49.21 6.22 13.001 10.38 5.30 7.311 5.94 0.79 1.201 1.20 2.84 3.369 2.83 1.15 1.003 1.21 1.48 1.645 1.70 3.59 2.949 2.46 42.64 28.580 20.99 100.00 100.00 100.00 416.0 222 203.0
DENSIDAD C7+
0.9529
0.8582
0.8440
0.83
Pb/Pr (kg/cm 2) Ty (oC) RGA (m 3/m 3) r o ( o AP I)
173.7 90.0 60.4 18.4
235 138.0 214.0 31.6
306.8 158.9 302.8 41.5
450.40 130.00 1098.00 47.00
6.37 1.79 0.35 69.50 7.36 3.11 0.68 1.27 0.54 0.71 1.00 7.32 100.00 186.00
Clasificación del aceite crudo Las series más comúnmente encontradas en el petróleo son : Parafinas, Olefinas, Polimetilenos, Acetilenos, Turpenos y Bencenos. El gas natural esta formado fundamentalmente de hidrocarburos de bajo peso molecular de la serie parafinica. Los aceites crudos son clasificados de acuerdo a su base como base parafinica, aromática ó nafténica, dependiendo si el mayor porcentaje de moléculas en la mezcla de hidrocarburos son clasificadas como parafinicas, aromáticas o nafténicas, y sus características generales son las siguientes : a) Base Parafínica : Esta formado mayormente por series de hidrocarburos denominados alkanos (metano, etano, propano etc.) y tienen la forma general (Cn H 2n+2). b) Base Aromática : Esta formado principalmente por series de hidrocarburos denominados aromáticos (benceno, tolueno, xileno) y su forma general es (C6 H6). c) Base Nafténica ó Asfalténica : Esta formado principalmente por series de hidrocarburos de cadena cerrada (ciclopropano, ciclobutano, ciclopentano etc.) y con forma general (Cn H2n).
Componentes no hidrocarburos Para clasificar el crudo de los yacimientos se utiliza el factor de caracterización de Watson, el cual se define como la relación de la raíz cúbica del punto de ebullición promedio, entre la densidad del aceite a 15.5° C:
=
/
Donde: Tb = punto promedio de ebullición (°K, °R) = densidad del aceite (gr/cc) A = factor de conversión (°K=1.22, °R=1.0) La temperatura de ebullición promedio se determina cuando el volumen de destilación es del 50 % del volumen inicial de la muestra. Aún cuando esta forma de evaluación no es la mas exacta, da una muy buena aproximación. El rango de valores del factor de caracterización son los siguientes: Clase Parafínica pura mas de 12. Clase Intermedia (parafínico-nafténico) de 11 a 12. Clase Nafténica de 10.5 a 11. Clase Aromática menor de 10.5.
Los crudos se pueden clasificar según lo señalado anteriormente en: Tipo Químico Preponderante
Factor Kuop
A. Parafínicos Normales e Iso
13
B: Mixtos Puros o Aromáticos Ligeramente sustituidos
12
C. Nafténicos puros o Aromáticos ligeramente sustituidos
11
D. Aromáticos puros
10
Al desarrollar una relación entre el peso molecular, la densidad relativa y el factor de Watson, Whitson obtiene:
K W 4.5579 M
0.15178
0.84573
Ejemplo del Factor de Whatson CAMPO XSE POZO
Paso 1 Determinar el peso molecular del aceite.
SEN 5
PM Aceite
% Mol * PM Componente
Componente
% Mol
Peso M.
N2
0.0000
28.01
CO2
0.2100
44.01
H2S
0.0000
34.08
C1=
0.3100
16.04
C2=
0.1900
30.07
C3=
1.0500
44.1
Paso 3 Sustituyendo en la ecuación:
I - C4=
0.4000
58.12
N - C4=
1.4000
58.12
K W 4.5579 M 0.15178 0.84573
I - C5=
1.3500
72.15
N - C5=
2.1600
72.15
C6=
6.4800
86.184
C7+=
86.4500
259.9
Total
100.0000
100
Paso 2 Obtener la densidad del aceite en [gr/cm 3]. Densidad =
K W
gr/cm3
0.813
4.5579234.51
0.813 0.84573
0.15178
K W
12.43
CrudoBaseP arafínico
Tarea 1 Obtener el factor de caracterización de Whatson y clasificar el tipo de crudo Teb
Maceite
(° F)
o (gr/cc)
1
285
0.83
227.5
2
269
0.81
207.9
Muestra
3
268
0.83
Teb
Maceite
(° F)
o (gr/cc)
gr/grmol
10
248
0.81
193.8
11
230
0.82
183.9
12
260
0.83
199.5
13
260
0.82
207.8
14
264
0.83
202.8
15
262
0.83
200.6
16
238
0.82
182.9
Muestra
gr/grmol
206.2
4
270
5
275
6
266
0.82
201.7
7
274
0.83
210.8
17
246
0.83
194.1
8
245
0.82
189.5
18
240
0.81
187.9
9
260
0.8
203.1
19
262
0.83
200.8
10
248
0.81
193.8
20
264
0.83
202.8
0.83 0.83
207.35 207.4
Comportamiento de fases •
El comportamiento de fases se refiere a las condiciones de presión y temperatura en que existen y coexisten en equilibrio las diferentes fases de una sustancia.
•
El comportamiento de fases depende de fuerzas intermoleculares de atracción-repulsión, de la presión y de la temperatura.
Comportamiento de fases
Sustancias puras Mezclas (2 componentes) Sistemas multicomponentes
Diagramas de fase Sustancias Puras. Con los diagramas de fase podemos explicar como los cambios de presión y temperatura afectan el comportamiento de los hidrocarburos. Existen 3 factores importantes en el comportamiento molecular de un componente puro o de mezclas de hidrocarburos. a).-Presión.- Es un reflejo del numero de moléculas de un gas que están golpeando las paredes de un recipiente, a medida que las moléculas están más cercanas la presión se incrementa. b).-Temperatura.- Es un reflejo de la energía cinética de las moléculas. La temperatura es un promedio de la energía cinética de las moléculas del material. El incremento en la temperatura ocasiona un incremento en la energía cinética, ocasionando que las moléculas incrementen su movimiento y tiendan a separarse.
Diagramas de fase c).- Fuerzas de atracción y repulsión molecular. Estas fuerzas cambian con las distancias entre moléculas: las fuerzas atractivas aumentan conforme la distancia entre las moléculas decrece hasta que llega un momento en que están tan juntas que se generan fuerzas de repulsión como en el caso del líquido en el cual las moléculas están tan juntas que las fuerzas de repulsión tienden a aumentar la resistencia del material a la compresión. Definición de Fase. Se define como cualquier parte de un sistema homogéneo y físicamente distinto de otra parte del mismo sistema y que están separadas por fronteras definidas, por ejemplo el agua, el hielo y el vapor de agua. Los sistemas de un solo componente se comportan de manera muy diferente de los sistemas con varios componentes, por lo cual es necesario primeramente estudiar su comportamiento presión, volumen , y temperatura.
Diagrama de fase de sustancias puras Un componente es el número molecular o especies atómicas que se encuentran presentes en una sustancia. Un sistema de un solo componente está formado totalmente de una clase de átomos o moléculas.
C
p c
) . s b a
SÓLIDO
2
g p / b l ( , p , n ó i s e r P
LÍQUIDO
GAS
T
Temperatura,
T, (°R)
T
c
Diagrama presión-volumen para un solo componente
T1 PUNTO CRITICO T2
N Ó I S E R P
LIQUIDO VAPOR- LIQUIDO GAS
PRESION DE BURBUJA PRESION DE ROCIO
0 VOLUMEN
Diagrama de fase de presión – volumen específico para una sustancia pura
Diagrama de fase de sustancias puras El comportamiento de fase para dos componentes no es tan simple como el comportamiento de fase de un solo componente en lugar de una sola línea que representa la presión de vapor existe un amplio rango de presiones en las cuales dos fases coexisten. La región de 2 fases es rodeada por un lado por la línea de puntos de burbuja y por otro lado por la línea de puntos de rocío y estas 2 líneas se unen en el punto crítico. Presión de burbuja.- se define como la presión a la cual se forma la primera burbuja de gas. Presión de rocío.- se define como la presión a la cual se forma la primera gota de líquido.
Diagramas de fase etano - heptano
1200
PUNTO CRITICO
1100
CURVA PUNTO DE ROCIO
CURVA PUNTO DE BURBUJA
1000
1200 1100 1000
900
900
I S 800 P , N 700 Ó I S E 600 R P 500
800
) I S P ( 700 , N O 600 I S E R 500 P
LIQUIDO ZONA 2 FASES
400 300 200
VAPOR
400 300
100 0 -100
100
200
300
TEMPERATURA (°F)
200 100 0
0
-100
0
100
200
300
400
400
500
600
Diagrama de fase para mezclas multicomponentes Los componentes del petróleo tienen un amplio número de componentes por lo cual el diagrama de fase depende de la composición de la mezcla así como de las propiedades de los componentes de la mezcla. Los más importantes conceptos físicos relacionados con un diagrama de fase para una mezcla de hidrocarburos son: a).-Punto crítico.- Es la presión a la cual las propiedades intensivas de cada fase son las mismas. b).-Temperatura crítica.- La temperatura del punto crítico. c).-Presión crítica.- La presión del punto crítico. d).-Propiedades intensivas.- Las propiedades que son independientes de la cantidad de material considerado. e).-Propiedades Extensivas.- Las propiedades directamente proporcionales a la cantidad de material considerado.
Diagrama de fase para mezclas multicomponentes f).-Curva de puntos de burbuja.- La línea de puntos que une las presiones a las cuales aparece la primera burbuja de gas. g).-Curva de puntos de rocío.- La línea de puntos que une las presiones a las cuales aparece la primera burbuja de líquido. h).- Región de dos fases.- La región en la cual coexisten gas y líquido en equilibrio. i).-Cricondenterma.- La máxima temperatura a la cual coexisten vapor y líquido en equilibrio. j).-Cricondenbara- La máxima presión a la cual coexisten vapor y líquido en equilibrio. k).- Zona de condensación retrógrada.- La región en la cual el líquido se condensa bajando la presión a temperatura constante. l).-Zona de vaporización retrógrada.- La región en la cual se forma vapor decreciendo la temperatura a presión constante.
Diagrama de fase para mezclas multicomponentes REGIÓN DE FASE LIQUIDA
REGIÓN FASE DE VAPOR
Pb
CT
LIQUIDO PC
Pb PRESIÓN DE BURBUJA DE LA TEMPERATURA X1 Pc PUNTO CRITICO CT CRICONDENTERMA Cp CRICONDEMBARA Cr ZONA DE CONDENSACION RETROGRADA Ce VAPOROZACION RETROGRADA
% LIQUIDO 100 REGIÓN DE DOS FASES 75
50 25 20 15 10 5 0
GAS X1 TEMPERATURA
Clasificación de los yacimiento yacimientoss Los fluidos de los yacimientos petroleros pueden clasificarse con base en su diagrama en fase y la posición del punto crítico con respecto a las condiciones de presión y temperatura del yacimiento en:
a) Yacimientos Yacimientos de bajo encogimiento encogimiento (aceite negro) b) Yacimientos Yacimientos de alto encogimiento (aceite volátil) c) Yacimientos de gas y condensado d) Yacimientos de gas húmedo e) Yacimientos de gas seco
Clasificación de los yacimiento yacimientoss
Diagrama de fase característico de los yacimient yacimientos os de gas seco
N Ó I S E R P
Py,Ty
A
LIQUIDO
B
Pc
RGA < 200 m3 /m3 3 o >0.85 gr/cm Bo < 2.0 m3 /m3 CONTENIDO C7+ ≥ 20 %
GAS 75
Ps
C
50 25 0
D
Diagrama de fase de los yacimientos de alto encogimiento
A
Py, Ty
LIQUIDO B
Pc
C N Ó I S E R P
GAS
Ps D
E Ts
RGA 200-600 m3/m3 ro 0.78-0.87 gr/cm3 Bo > 2.0 m3/m3 %Mol C7+12.5 - 20 TEMPERATURA
TEMPERATURA
Diagrama de fase de los yacimientos de gas y condensado RGA 500-15,000 m3/ m3 ro 0.75-0.82 gr/cm3 %C7+ 3 - 12.5% LIQUIDO
A
Py, Ty
Pc N Ó I S E R P
B
75
GAS
C
50 Ps 35 5
D
0 Ts
TEMPERATURA
Ty
Diagrama de fase de los yacimientos de gas húmedo N Ó I S E R P
A Pc
LIQUIDO
Py, Ty
Ps GAS 75 100
50
RGA 10,000-20,000 m3 /m3 3 o 0.75-0.80 gr/cm %C7+ 1 - 3%
25 5
0
B
Ts
Ty
TEMPERATURA
Diagrama de fase de los yacimientos de gas seco
A Py, Ty N LIQUIDO Ó I S E R P
Pc GAS
Ps
B
Ts
RGA >20,000 m3 /m3 3 o < 0.70 gr/cm %C7+ <1%
B
Ty
TEMPERATURA
pVT
Un estudio pVT consiste en una serie de procedimientos de laboratorio diseñados para caracterizar el comportamiento volumétrico del aceite y gas en función de la presión y temperatura, así como para determinar la composición y viscosidad de ambas fases. En el caso de los fluidos del tipo aceite negro, hay cinco procedimientos básicos en un estudio pVT.
Resultados de un estudio pVT
1. Composiciones total del gas y del aceite. 2. Propiedades del gas y del aceite en función de la presión a temperatura de yacimiento: Gas : z, B g , C g ,
g ,
g
Aceite: P b , B o , R s , C o , R o ,
o
3. Propiedades del gas y del aceite en el separador y en el tanque.
Experimentos de Laboratorio
Experimentos Convencionales
Composición original. Expansión a composición constante Separación diferencial Agotamiento a volumen constante (separación diferencial a volumen constante Viscosidad
Experimentos para inyección de gases
Prueba de hinchamiento Prueba de contacto múltiple Presión mínima de miscibilidad
Experimentos de Laboratorio
Tipo de fluido
Composición original
Expansión a composición constante
Aceite negro Aceite volátil Gas y Condensado Gas húmedo Gas Seco
* Separación diferencial a volumen constante
Separación diferencial
Agotamiento a volumen constante *
Separación en etapas en superficie
Viscosidad
Análisis composicional de fluidos
Básicamente existen 2 técnicas para analizar la composición de muestras de hidrocarburos, cromatografía y destilación.
La cromatografía es básicamente utilizada para analizar muestras de gases. En este método el gas es transportado a través de una columna absorbente por un gas inerte, la columna absorbente retarda selectivamente los componentes de la muestra de acuerdo con su coeficiente de solubilidad, hasta formar en la columna bandas de los diferentes componentes en el gas portador.
En el análisis por destilación fraccionada, se separan los componentes hidrocarburos, vaporizando la mezcla y condensado los vapores de acuerdo a sus diferentes temperaturas de ebullición.
Tarea 2: Productos obtenidos de las plantas de absorción y criogénicas
Composición del fluido original COMPOSICION DEL FLUIDO ORIGINAL COMPONENTE
CONC. PESO (% Mol) (gr/cm3) MOL Nitrógeno 0.386 Bióxido de carbono 1.587 Acido sulfhídrico 0.602 Metano 40.448 Etano 12.710 Propano 7.208 Iso-butano 1.237 Butano normal 3.323 Iso-pentano 0.960 Pentano normal 1.025 Hexanos 2.653 Heptanos 3.312 0.7280 97 Octanos 3.010 0.7492 111 Nonanos 2.689 0.7681 124 Decanos 2.427 0.7881 139 Undecanos+ 16.423 0.8918 281 Total 100.000 Características de la Fracción de C 7+ 27.861
0.8516
212
Validación de la composición
Esto quiere decir que el limite de repetición es de alrededor de 0.5% mol para una concentración de un componente cercana al 100 % y 0.01% para una concentración cercana a 0.01%.
Para el nitrógeno se tiene un limite de detección de alrededor de 0.3% mol.
Por otro lado es necesario verificar la concentración de N2 y H2S con algunos datos reportados en el campo es posible efectuar una gráfica de Hoffman-Crump, y calcular el factor de caracterización de Watson para la fracción más pesada.
Separación flash (expansión a composición constante)
Este experimento se realiza para todos los tipos de fluidos.
Consiste básicamente en llevar la celda PVT a una presión mayor que la presión inicial del yacimiento, y reducir la presión en una serie de etapas sin extraer gas de la celda PVT.
Esta prueba tiene como objetivo determinar la presión de saturación a temperatura del yacimiento, y determinar las propiedades PVT del gas y del aceite a presiones mayores que la presión de saturación.
V 1
ACEITE
V 2
ACEITE
V 3
ACEITE
V 4
GAS
Datos medidos:
V 5
ACEITE GAS
MERCURIO
MERCURIO
MERCURIO
MERCURIO
ACEITE
MERCURIO P1>>Pb
P2>Pb
P3= Pb
P4
P5 < < Pb
Presión de saturación. Volumen relativo. Factor z del gas (gas y condensado). Saturación de liquido. Viscosidad. Densidad Compresibilidad de fluidos arriba de P SAT.
Separación diferencial convencional (aceite negro)
Este experimento se realiza para todos los aceites negros.
Consiste básicamente en que a partir de la presión de saturación y a una temperatura de yacimiento constante, se depresiona la celda PVT en una serie de etapas y en cada una de ellas se extrae todo el gas, el cual se mide y se determina su composición y sus propiedades.
Esta prueba tiene como objetivo determinar las propiedades del gas y del aceite a presiones debajo de su presión de saturación. GAS
GAS GAS
ACEITE
Datos medidos: GAS
ACEITE
ACEITE
ACEITE
ACEITE ACEITE MERCURIO
MERCURIO
MERCURIO
MERCURIO
MERCURIO
MERCURIO P1=Pb
P2 < P1 DESPUES EQUILIBRIO
P2 < P1 GAS EXTRAIDO P2 CONSTANTE
P2 < Pb SE SACA TODO EL GAS
P3 < P < P2 SE DEPRESIONA LA CELDA
P3 < P2 GAS EXTRAIDO A < P3 CONSTANTE
Factor de volumen de aceite. Relación gas disuelto - aceite. Densidad del aceite. Factor z del gas. Densidad del gas. Viscosidad del aceite Viscosidad del gas calculada.
Agotamiento a volumen constante (separación diferencial a volumen cte)
Este experimento se realiza para todos los yacimientos de tipo volátil y de gas y condensado.
Consiste básicamente en que a partir de la presión de saturación y a una temperatura de yacimiento constante, se depresiona la celda PVT en una serie de etapas y en cada una de ellas se extrae solamente una parte del gas, tomando como referencia el volumen de hidrocarburos que se tiene a la presión de saturación.
Esta prueba tiene como objetivo determinar las propiedades del gas y del aceite a presiones debajo de su presión de saturación. GAS
ACEITE
GAS
GAS ACEITE
ACEITE MERCURIO
ACEITE
ACEITE MERCURIO MERCURIO
MERCURIO P1=Pb
GAS
P2 < P1 DESPUES EQUILIBRIO
P2 < P1 EXTRAE GAS A P2 CONSTANTE
P3 < P2
MERCURIO P3 < P2 < P1 EXTRAE GAS A P3 CONSTANTE
Datos medidos: Presión de burbuja o de rocío. Por ciento de mol extraído. Factor z de gas extraído. Saturación de liquido. Composición de gas extraído
etapa. Viscosidades de gas y liquido. Densidad de liquido
en cada
Experimento de separación en etapas
Este experimento se realiza para todos los tipos de yacimientos.
Consiste básicamente en que a partir de la presión de saturación y a una temperatura de yacimiento constante, se envía una muestra de hidrocarburos de una celda PVT a un equipo que reproduce las condiciones de presión y de temperatura que se tiene en las baterías de separación.
Esta prueba tiene como objetivo determinar las propiedades del gas y del aceite que se tienen a las condiciones de separación en el campo.
Experimento de separación en etapas GAS DE SEPARADOR SEPARADOR
GAS DE TANQUE
CONTROL DE PRESION
EFLUENTE DEL POZO
TANQUE
CONTROL DE NIVEL
GAS DE TANQUE
SEPARADOR ETAPA 1
CONTROL DE PRESION
GAS DE ETAPA 2 SEPARADOR ETAPA 2
CONTROL DE PRESION
GAS DE ETAPA 2
EFLUENTE DEL POZO
CONTROL DE NIVEL
Datos Medidos RGA Factor encogimiento Densidad del aceite Densidad relativa del gas Gas producido acumulado
CONTROL DE NIVEL
Datos para Ajuste RGA en cada etapa Densidad del aceite residual Densidad relativa del gas
TANQUE
Comentarios Dar más peso a la RGA y a la densidad del aceite residual
Datos medidos durante la prueba de separador
Resultados de la pruebas de separador 1. Relación gas-aceite en cada etapa de separación, referida al volumen de líquido a las condiciones de la etapa. 2. Relación gas-aceite en cada etapa de separación, referida al volumen de líquido en el tanque a condiciones estándar. 3. Relación de solubilidad en el punto de burbuja, RsSb. 4. Factor de volumen del aceite en el punto de burbuja, BoSb. 5. Factor de volumen del aceite a condiciones del separador. 6. Densidad relativa del aceite en el tanque, en °API. 7. Densidad relativa del gas del separador y del tanque; en algunas ocasiones se determina la composición del gas del separador.
Datos procesados de la prueba de separador
Prueba de Viscosidad del aceite
La prueba de viscosidad del aceite se realiza a presiones por arriba y por debajo de la presión de saturación en un viscosímetro de tipo canica, el cual ha sido calibrado previamente.
Los valores de viscosidad a presiones por arriba y por debajo de la presión de saturación deben de ser las mismas que se tiene en el experimento de separación diferencial o de agotamiento a volumen constante.
En este equipo solo se mide la viscosidad del aceite, la viscosidad del gas es calculada mediante correlaciones.
Planeación de la toma de muestras Los fluidos de los yacimientos encontrados en los yacimientos en el mundo varían grandemente en composición, los yacimientos pueden variar desde yacimientos de gas seco hasta yacimientos de aceite negro, y en algunos yacimientos coexiste una zona de gas y un zona de aceite. Las rocas de los yacimientos que contienen los fluidos varían en características físicas, y en propiedades de flujo, lo cual debe de ser considerado en el programa de muestreo. Deben de considerarse las siguientes propiedades de un yacimiento para la toma de muestras: Área productora Altura de la columna de hidrocarburos. Si el pozo del yacimiento fue fracturado o acidificado. Si se tiene producción de agua o gas libre. Si un yacimiento es pequeño una muestra de un solo pozo puede ser representativa del fluido del yacimiento. En cambio para yacimientos muy grandes o complejos, será necesario tomar muestras en varios pozos y a diferentes profundidades serán requeridas. Se han detectado variaciones de composición con la profundidad en yacimientos de alto relieve estructural, de gran extensión areal o que han estado sujetos a recientes disturbios tectónicos. Es posible que se tomen muestras de fluidos durante la vida productiva de un yacimiento, debido a que se requieran muestras adicionales debido a la complejidad del yacimiento, o a que se requieren muestras PVT para inyección de gases.
Planeación de la toma de muestras
Gas
Pozo “C”
RGA 178
m3 /m3
Pozo “B”
RGA 178 m3 /m3
Pozo “A”
Gas
Gas Condensado
Aceite
Agua
Gas Seco
Gas Húmedo Aceite Agua
Gas Seco
Acondicionamiento del pozo
El acondicionamiento del pozo se utiliza para muestreo de fondo y muestreo de superficie y es un medio de obtener información relevante para definir la calidad de las muestras obtenidas. Para el muestreo de fondo del pozo, la presión de fondo fluyendo del pozo deberá ser mayor que la presión de saturación, esto ocasionará que se tome el pozo en una sola fase. Debe de definirse la profundidad adecuada del muestreo para lo cual debe de tomarse un registro de fondo de pozo por estaciones para definir el gradiente (densidad). La muestra debe de tomarse lo más cercano a la zona de disparos para que se tome una muestra representativa de los fluidos del yacimiento. Debe de realizarse una prueba de producción para tomar información relevante del pozo por varios estranguladores de mayor a menor, tomando la siguiente información: Gasto de aceite, Gasto de gas, Gasto de agua, presión en la cabeza, presión de fondo fluyendo, densidad del aceite, composición del gas y del aceite. La información recolectada durante el muestreo debe de enviarse al laboratorio e incluirse dentro del reporte PVT. Una vez que se reciba el reporte del laboratorio debe de verificarse la calidad de la muestra obtenida, comparando la información del laboratorio con la reportada en el campo como por ejemplo: la densidad del aceite residual, la relación gas aceite, la densidad del aceite a condiciones de yacimiento etc.
Métodos de muestreo de fluidos para análisis PVT Básicamente existen 3 métodos para toma de fluidos de yacimientos petroleros: a).-Muestras de fondo a pozo cerrado o fluyendo b).-Muestras de fluidos de separador c).-Muestras de fluidos con partición de corriente (split stream)
a) Muestreo de Fondo. El pozo seleccionado para muestreo deberá ser cuidadosamente preparado antes de tomar la muestra de fluidos. El pozo deberá tener una alta productividad con objeto de mantener la presión tan alta como sea posible tanto en el pozo como en una área del yacimiento cercana al pozo. Antes del muestreo deberá efectuarse una serie de pruebas de productividad en el pozo con objeto de cuantificar la presión de fondo fluyendo a varios gastos de flujo, lo anterior permitirá seleccionar el pozo con mayor presión de fondo fluyendo a gasto estabilizado.
Muestreo de fondo Si un pozo exhibe un rápido incremento en la relación gas-aceite probablemente se presente una alta saturación alrededor del pozo por lo cual será difícil tomar una muestra representativa. Es conveniente que el muestreo de fluidos se efectúe en el pozo lo más pronto posible con objeto de evitar la formación de una fase gaseosa, en caso de que el único pozo disponible produzca agua deberá tenerse mucho cuidado para seleccionar la profundidad de muestreo. El tiempo de estabilización del pozo dependerá del tiempo de producción, de su productividad y de la diferencia entre la presión de saturación y la presión del yacimiento. en caso de que el yacimiento presente un casquete original asociado, la presión de saturación coincidirá con la presión del gas del casquete y deberán tomarse precauciones adicionales para tomar una muestra representativa. El pozo deberá producir a un gasto estabilizado tan bajo como sea posible con objeto de reducir la saturación de gas a un estado inmóvil por solución y compresión.
Muestreo de fondo Se recomienda tomar un registro de presión por estaciones para verificar los niveles de los fluidos y una prueba de presión para determinar las propiedades dinámicas de la formación. Una vez que es seleccionada la profundidad de muestreo, se deberá introducir el muestrero con el pozo cerrado. existen varios tipos de muestreros, los muestreos convencionales, tienen diferentes mecanismos para atrapar la muestra, generalmente el muestrero entra al pozo con las 2 válvulas abiertas y el cierre del mecanismo es de 3 diferentes maneras: rompiendo un perno, utilizando un reloj, ó por señales superficiales en caso de que se use una señal eléctrica. Actualmente existen muestreros bajo presión preservada con objeto de evitar en lo posible cambios de fase en el muestrero y fugas durante el transporte. Las muestras generalmente son transferidas a botellas especiales y transportadas al laboratorio.
Muestreo de fondo
La muestra se obtiene llevando un muestrero al fondo de un pozo dentro del yacimiento para tomar la muestra a condiciones originales. Es necesario que la presión del yacimiento se encuentre arriba de la presión de saturación. Se requiere que el muestrero no pierda fluidos al viajar del fondo a la superficie y posteriormente al laboratorio
Celda Recole ctora PI P Pw f R w
R e
Muestras de superficie
Para hacer el análisis PVT utilizando muestras de superficie se recolectan muestras de aceite y gas de separador y estas muestras son recombinadas en el laboratorio en las proporciones adecuadas de acuerdo a las características de producción (RGA, g, etc.) determinadas en la medición de fluidos en el separador de medición.
El pozo debe ser seleccionado para el muestreo siguiendo las mismas recomendaciones para muestras de fondo y también deberá efectuarse un acondicionamiento del pozo anterior al muestreo. las muestras deberán tomarse bajo condiciones de flujo estabilizado y el pozo deberá de haber fluido por un tiempo suficientemente largo. la relación gas – aceite deberá ser verificada por lo menos 3 veces antes del muestreo a rangos iguales de tiempo (3, 8, 12 hrs etc.)
Por lo general se necesita una mayor cantidad de gas que de aceite debido a que el gas es muy compresible, se recomienda tomar la siguiente información con el muestreo de superficie.
Muestras de superficie a) El volumen de aceite en el separador comparado con el aceite en tanque (para calcular el factor de encogimiento). b) Temperatura y presión del separador c) Temperatura y presión en tanque generalmente condiciones estándar de 20ºc y atm. d) La relación gas – aceite e) La densidad del gas de separador obtenida en campo o en el laboratorio. f) Presión de fondo fluyendo y temperatura del yacimiento. g) Presión de fondo cerrado y temperatura del yacimiento. Con esta información es posible obtener una muestra representativa del fluido del yacimiento, recombinando apropiadamente los fluidos. Es conveniente mencionar que con este método se pueden obtener muestras representativas del fluido del yacimiento, similares a las obtenidas con el muestreo de fondo del pozo siempre y cuando la presión de fondo fluyendo exceda la presión de burbuja o de rocío de los fluidos.
Muestras de superficie Si la presión de fondo fluyendo es mayor a la presión de burbuja o de rocío, se pueden obtener mayores valores de la presión de saturación debido a que existe una mayor producción de gas libre en el yacimiento. Este método es particularmente recomendable para gas y condensado debido a que con el muestreo de fondo existe un continuo enriquecimiento del fluido de fondo del pozo por la segregación del condensado y caída de presión que ocurre en las cercanías de los disparos, por otro lado no es posible probar las muestras de gas y condensado con el método presión – volumen para detectar la presión de saturación ya que no se presenta él quiebre característico que ocurre en los yacimientos de aceite. Los problemas que pueden surgir durante un muestreo de superficie son los siguientes:
Muestras de superficie a) Caídas de presión.-la caída de presión no deberá ser tan alta por que ocasionaría la formación de condensado en las cercanías de los disparos. por otro lado baja caída de presión induce un bajo gasto y consecuentemente resbalamiento de condensado en la tubería de producción. b) Flujo estable.- las mediciones de flujo en el separador no son instantáneas si no que refleja un promedio en la composición en intervalos de tiempo. por lo tanto es deseable evitar disturbios en el flujo como el que ocurre en los cierres de los pozos. c) Capacidad del separador.- si el separador no es de la capacidad adecuada se tendrán significativos errores de medición. d) Contaminación de las muestras.- existen ocasiones en que se utilizan aditivos para suprimir la formación de hidratos o para evitar espumas en el separador.
Muestras de superficie Si el aceite produce con BN el gas del separador estará contaminado con el gas de BN y será necesario corregir la composición del gas con la cual se va a realizar el recombinado.
En yacimientos con presiones bajas de separación se requieren de grandes volúmenes de gas para realizar el recombinado, siendo un poco problemático la recombinación en el laboratorio.
En yacimientos con alto relieve estructural se recomienda la toma de muestras con pozo fluyente, a pozo estabilizado.
GAS DE TANQUE GAS DE SEPARADOR
SEPARADOR
CONTROL DE PRESION
EFLUENTE DEL POZO
TANQUE
Muestras de partición de corriente (split stream) Este método es utilizado básicamente para muestreo de gas y condensado y se debe seguir el mismo procedimiento para seleccionar un pozo para muestreo que se utilizan con el muestreo de fondo y el muestreo superficial. Se toma básicamente la misma información que para el caso de muestras superficiales, salvo que es necesario incluir la presión y temperatura a la cual la muestra es tomada en el punto de muestreo. Este método no es recomendado para fluidos con altas relaciones gas – aceite o con un gran potencial debido a las limitaciones del separador de prueba. En yacimientos con fluidos con alta relación gas – aceite, mucho del aceite producido se pega a las paredes debido a la fricción, los fluidos recuperados pueden ser del orden del 50 % del que existe realmente asociado a los fluidos del yacimiento.
Condiciones estándar
Presión estándar:
14.7 psia
Temperatura estándar: 1 atm = 14.7 psia 1 psi = 1
1 lbf = 32.2 lbm – pie / seg2 T (°C) = T(°F) – 32 *
T (K) = T (°C) + 273.15 T (R) = T (°F) + 459.67
60 °F
Propiedades del Gas
Densidad del gas,
g
Se define como el cociente de la masa de gas entre el volumen que ocupa bajo ciertas condiciones de presión y temperatura. @ , =
@ ,
La densidad del gas a ciertas condiciones de presión y temperatura puede expresarse en términos de su densidad en condiciones estándar y el factor de volumen correspondiente a las condiciones de interés: @ , =
r g
@ .. @ ,
pM zRT
Propiedades del Gas
Densidad relativa del gas,
g
Relación de la densidad del gas con respecto a la del aire seco, ambas medidas a las mismas condiciones de presión y temperatura (generalmente, las condiciones estándar). =
Donde: aire seco @ c.e. =
@ .. @ ..
0.0764 lbm / pie3
Considerando que a condiciones estándar el gas y el aire seco se comportan como gases ideales de los pesos moleculares del gas y del aire seco, como: =
Donde:
Propiedades del Gas
Ecuación de estado de los gases ideales y de los gases reales
Propiedades del Gas
Factor de compresibilidad, z Relación del volumen real que ocupa cierta masa de gas, con respecto al que ocuparía un comportamiento de gas ideal bajo las mismas condiciones de presión y temperatura. =
@ , @ ,.
Usualmente 0.7 < z < 1.2
Si el gas se comporta de manera ideal, z = 1
Propiedades del Gas
Ley de los estados correspondientes Establece que todos los gases monocomponentes exhiben el mismo factor de compresibilidad bajo las mismas condiciones de presión y temperatura reducidas, definidas respectivamente como: = = P r : p resión redu cida, abs T r : tem peratura reduc ida, abs P c : p res ión c rític a, abs T tic a, abs c : t em per atu ra c rí P : presión, abs T : temp eratura abs
Propiedades del Gas
Propiedades pseudo-reducidas Extendiendo la ley de los estados correspondientes, el factor de compresibilidad de gases multicomponentes ha sido correlacionado con dos parámetros adimensionales, la presión y temperatura pseudo-reducidas, definidas respectivamente como: =
= P p r : presión pseud o-redu cida, abs T p r : temp eratura pseud o-redu cida, abs P p c : pr esi ón p seu d o -crític a, ab s T p c : tem peratu ra p seu do -crítica, abs P : presión, abs T : temp eratura abs
Propiedades del Gas
Factor de compresibilidad para gases naturales
Propiedades del Gas
Ley de los estados correspondientes Establece que todos los gases monocomponentes exhiben el mismo factor de compresibilidad bajo las mismas condiciones de presión y temperatura reducidas, definidas respectivamente como: = = P r : p resión redu cida, abs T r : tem peratura reduc ida, abs P c : p res ión c rític a, abs T tic a, abs c : t em per atu ra c rí P : presión, abs T : temp eratura abs
Propiedades del Gas
Factor de volumen del gas, Bg Relación del volumen que ocupa una misma masa de gas bajo ciertas condiciones de presión y temperatura, con respecto al que ocupa en condiciones estándar. @ , =
@ , @ ..
Observar que: ≤
Considerando que el gas se comporta de manera ideal bajo condiciones estándar, el factor de volumen del gas puede expresarse como: @ , =
..
Propiedades del Gas Peso molecular aparente de una mezcla de gases El peso molecular para una mezcla con n-componentes (n c o m ) p se denomina el peso molecular promedio molar ó aparente de la mezcla y se determina con: j ncomp
M a
y M j
j
j 1
Dónde: M a es el peso molecular aparente de la mezcla de gases en l b m / l b m - m o l th M j es el peso molecular del componente j de la mezcla de gas en l b m / l b m - m o l th y j es la fracción mol de la fase de gas del componente j en fracción
Propiedades del Gas Densidad específica de un gas (densidad relativa). g
Gas seco:
r g r aire
Gas húmedo: g
pM a g
RT pM aire RT
M a M aire
M m
M a M aire
m g mo m g
mo
M g M o
Propiedades del Gas
Factor de volumen del gas de formación, B g El factor de volumen de formación del gas, se calcula con el factor de compresibilidad z medido con los gases removidos de la celda en cada paso de presión durante la separación diferencial
B g
V g @ c. y. V g @ c s ..
z y T y p y
p @ c.e. z y T y z @ c . e . T @ c . e . p y
p @ c.e. T @ c . e .
) . s . c @ 3 t f / . y . c @ 3 t f ( g B
Condiciones estándares:
Presión del yacimiento, p y, (lb/pg 2 abs)
0.1 MPa, 288K
4
B g 3.47 x10 Z p T
14.7 psia, (459.67 +60) °R
T
B g 0.0283 Z p
Propiedades del Gas
Coeficiente de compresibilidad isotérmico del gas, c g
cl
C l
C r
1 V V p
C g
,
r l cl r l p 1
T
r
C g p pc
r g
r g T
c g
cr
pM zRT
z p z p T 1
1
p p r
1
z z p p r T 1
p r
Propiedades del Gas
Coeficiente de compresibilidad isotérmico del gas, c g .
c g
1
1 z
p z p T
) . s b a 2
g p / b l / 1 ( g c
Presión del yacimiento, p y, (lb/pg 2 abs)
Propiedades del Gas
Viscosidad del gas Se muestra la forma de la viscosidad del gas como una función de la presión del yacimiento para tres temperaturas diferentes de yacimiento. Se observa que a presiones bajas la viscosidad del gas se incrementa conforme la temperatura se incrementa. Sin embargo, a presiones altas la viscosidad del gas decrece conforme la temperatura incrementa
g
m
, s a g l e d d a d i s o c s i V
Incremento de Temperatura, T
Presión del yacimiento, p
Propiedades del Gas
Viscosidad de una mezcla de gases. Cuando la composición de una mezcla de gases se conoce y cuando las viscosidades de cada componente se conocen a una presión y temperatura de interés, entonces la viscosidad de la mezcla se puede calcular con:
n
m g
12
m gj y j M j
j 1
n
12
y j M j
j 1
Propiedades del Gas
Viscosidad de una mezcla de gases. Calcular la viscosidad de la mezcla de gases que se presenta en la Tabla a las condiciones de presión y temperatura de 14.7 lb/pg2abs (presión atmosférica) y 200 °F, respectivamente.
Componente
Composición (fracción mol)
Metano, C 1 H 4 Etano, C 2 H 6
0.850 0.090
Propano, C 3 H 8 Butano, n-C 4 H 10
0.040 0.020
Total
1.000
Propiedades del Gas 0.024
Se determinan las viscosidades de los gases individuales a 200 ° F y a una atmósfera.
0.022
o H e l i A i r e
e n o r ó g t i N
0.020
o n o a r b C d e i d o x ó D i o g e n ó r H i d d e o r f l u S u
0.018
=0.0130 c p g c 2 =0.0112 c p g c 3 =0.0098 c p c p g n - c 4=0.0091 g c 1
e s i o p i t n e c ,
0.016
0.014
o t a n M e l e n o
d a d i s o c s 0.012 i V
E t i
o E t a n t a n o n - B u
a n o P r o p t a n o i - B u
0.010
o n t a n n - P e a n o x n - H e e p t a n o n - H
0.008
t a n o n - O c n a n o o N n c a n o n - D e
0.006
0.004 50
100
150
200
250
300
350
400
Propiedades del Gas Componente
y ĵ (fracción mol)
M ĵ (lbm/lbm-mol)
M ĵ 1/2 (lbm/lbm-mol)1/2
y ĵ M ĵ 1/2 (lbm/lbm-mol)1/2
(cp)
cp(lbm/lbm-mol)1/2
Metano, C 1 H 4
0.85
16.04
4.0059
3.4042
0.0130
0.04426
Etano, C 2 H 6
0.09
30.07
5.48361
0.4935
0.0112
0.00553
Propano, C 3 H 8
0.04
44.1
6.64078
0.2656
0.0098
0.00260
Butano, n-C 4 H 10
0.02
58.12
7.62364
0.1525
0.0091
0.00139
m gĵ
1/2 m gĵ y ĵ M ĵ
y ĵ M ĵ 1/2=4.3159
n
m y M g j
m g
12 j
j
ˆ
ˆ
ˆ
j 1
n
y j M j1 2
j 1 ˆ
ˆ
ˆ
0.05377 4.316
0.01247cp
m ĵ y ĵ M ĵ 1/2=0.05377
Propiedades del Gas Viscosidad de una mezcla de gases. Emplear la figura para calcular la viscosidad de la mezcla de gases proporcionado en la tabla a 200 F y a presión atmosférica. °
Componente
Composición (fracción m ol)
Metano, C 1 H 4 Etano, C 2 H 6 Propano, C 3 H 8 Butano, n -C 4 H 10 Total
0.850 0.090 0.040 0.020 1.000
Propiedades del Gas Calculo de el peso molecular aparente de la mezcla de gases, M a , j ncomp
M a
y M
j
j
j 1
Componente
y ĵ (fracción m ol)
Metano, C 1 H 4 Etano, C 2 H 6 Propano, C 3 H 8 Butano, n -
0.85 0.09 0.04
16.04 30.07 44.10
13.634 2.706 1.764
0.02
58.12
1.162
C 4 H 10
M ĵ (l b m / l b m - m o l )
y ĵ M ĵ (lbm/lbm-mol
M a =19.267
Calculo de la densidad de la mezcla de gases, g
Ma 28.96
19.26 28.96
0.664
Propiedades del Gas
de la figura se obtiene:
l a p n c o , i c d a i d d a i s n o c ó s i i c c V e r r r a o a C p
% mol H 2S
μ g = 0.0125 c p a 200 ° F
% mol N 2
% mol
CO2
Densidad relativa del gas 1.0
0.5
1.5
2.0
.016 .015
p c
.014
, 1 .013 g
μ
, a r e f s ó m t a 1 a d a d i s o c s i V
.012 - 400°F .011 - 300°F .010 - 200°F
.009 .008
- 100°F
.007 .006 .005 .004 10
20
30
40
50
Peso molecular, ( lbm/lbm-mol )
60
Propiedades del Aceite El factor de volumen de formación del aceite se calcula como:
BoSb
volumen de líquido extraido de la celda volumen de líquido entrando en el tan que de almacenami ento
El subíndice S indica que estos resultados fueron obtenidos en las pruebas del separador, y el subíndice b implica que las condiciones son en el punto de burbujeo a condiciones de yacimiento. El volumen de líquido extraído de la celda se mide a condiciones de burbujeo y el volumen del tanque de almacenamiento es medido a condiciones estándar.
Propiedades del Aceite La relación de solubilidad se calcula como:
R sSb
Volumen de gas en el separador volumen d e gas en el tan que Volumen de líquido e n el tan que
con todos los volúmenes ajustados a condiciones estándar.
Propiedades del Aceite
Factor de volumen de formación del aceite, B o . El factor de volumen de formación es calculado con una combinación de los datos de la separación flash y los datos obtenidos de las pruebas del separador
p pb
Liberación de gas en el espacio poroso del yacimiento (el líquido remanente @c.y. tiene menos gas en solución).
V t Bo BoSb V b F
Expansión de líquido en el yacimiento.
Bo
Bo
Bls aceite gas disuleto@ c. y. Bls aceite@ c s ..
Bls de aceite a c. y. Bls de aceite a p b Bls aceite a c. y. Bls de ace ite a p Bls de aceite a c .t. Bls de aceite a c.t. b p b
Presión del yacimiento,p y, (lb/pg 2 abs)
Propiedades del Aceite
Factor de volumen de formación del aceite, B o . El factor de volumen de aceite se calcula con la combinación de datos de la separación diferencial y los datos obtenidos de las pruebas del separador.
p pb
Liberación de gas en el espacio poroso del yacimiento (el líquido remanente @c.y. tiene menos gas en solución).
B Bo BoD oS b BoDb
Expansión del líquido en el yacimiento.
Bo
Bo
Bls aceite gas disuleto@ c. y. Bls aceite@ c s ..
Bls de aceite a p b Bls de aceite a c.t.
Bls de aceite a c .y. Bls aceite a pb Bls de aceite res idual por sep. dif. Bls aceite residual por sep. d if. Bo
Bls de aceite a c.y. Bls de aceite a c.t.
p b
Presión del yacimiento,p y, (lb/pg 2 abs)
Propiedades del Aceite
Relación gas en solución-aceite, RGA , o relación de solubilidad p pb La relación de solubilidad, Rs , a presiones por arriba de la presión de burbuja, es una constante igual a la relación de solubilidad en el punto de burbujeo Volumen de gas liberado @ c.y. (cantidad de gas en solución a p b
R sb
R s
R sSb
(R si - R sb )
) o t l e u . s s i . d c s a @ g e i + t e e c t i a e s c l a / B s . l y . B ( c s
= gas liberado en el yacimiento (gas libre)
(R sb - R s )
@
R
p b 2
Propiedades del Aceite
Relación gas en solución-aceite, RGA , o relación de solubilidad p pb La relación de solubilidad a presiones por debajo de la presión de burbujeo es una combinación de los datos de la separación diferencial y pruebas del separador.
Volumen de gas liberado @ c.y. (cantidad de gas en solución a p b
R sb
R s
R sSb ( R sDb R sD )
BoS b
BoDb
(R si - R sb )
) o t l e u . s s i . d c s a g @ e t + i e e c t i a e s c l a B s / . l y . B ( c @ s R
= gas liberado en el yacimiento (gas libre)
(R sb - R s )
p b
Propiedades del Aceite
Factor de volumen total de la formación o factor d e la fase mixta , B t
Bt Bo B g R sb R s a ) s a g s l B + n ó i c u l o s n . e y . s c a g y e t i e c a s l B (
) . e . c a e t i e c a s l B (
B B B ( R R ) t o g si s
t B B o p b
2 abs) Presión del yacimiento, p, (lb/pg
Propiedades del Aceite Densidad relativa del aceite, γo. La densidad específica o relativa de un aceite, γo, se define como la relación de densidad del líquido a la densidad del agua, a las mismas condiciones de presión y temperatura, es decir:
o
r o
En el sistema Inglés de unidades se tiene, la se expresa en lbm agua/ft 3 agua .
r w se expresa en lbm aceite/ft 3 aceite y la
o
w
As im ism o, la dens idad relativa del aceite, γ o , se puede expresar como la densidad relativa 60° /60°, lo que significa que las densidades del líquido y del agua se midieron a 60 ° F a la presión atmosférica. En la industria petrolera se emplea la densidad en grados A PI que se define como:
API
141.5
131.5
O
Dónde: γo, es
la densidad relativa del aceite a 60 /60 . °
°
Propiedades del Aceite Coeficiente de compresibilidad isotérmica del aceite (compresibilidad del aceite) Co .
30
Para P > Pb La co (aceite negro) es virtualmente constante con excepción de presiones cercanas a la pb. Los valores de co raramente exceden 35 x 10 -6 (lb/pg 2 abs) -1
1 -
1 v co v p T
) s b a
2
g p / b l ( o
c
0 pb Presión del yacimiento, p, (lb/pg 2 abs)
Propiedades del Aceite Coeficiente de compresibilidad isotérmica del aceite (compresibilidad del aceite) Co .
Para P < Pb co
Bo R s B g co Bo p T p T 1
Bo R B g s Bo p T p T
1
1 )
s b a 2 g p / b l ( c o co
pb
Presión del yacimiento, p y, (lb/pg 2 )
Bo Bo p T
1
Propiedades del Aceite
Viscosidad del aceite, μ o . Existe un cambio de composición en el líquido (moléculas más complejas)
) p c (
Si p decrece la µo decrece (las moléculas del fluido se separan y se mueven una respecto a otra con mayor facilidad)
o
m
pb Presión del yacimiento, p y, (lb/pg 2 )
Las viscosidades del aceite y del gas que se reportan en el estudio de fluidos del yacimiento se pueden utilizar directamente. No se requiere ningún cálculo, adicional.
Propiedades del Aceite
. La viscosidad del aceite generalmente se expresa en centipoise
La viscosidad del aceite es afectada por la presión y la temperatura
Un incremento en la temperatura provoca un decremento en la viscosidad
Una disminución en la presión provoca una disminución en la viscosidad
Un decremento en la cantidad de gas en solución en el líquido provoca un incremento en la viscosidad
Aplicación de las propiedades de los fluidos
El flujo de fluidos en medios porosos requiere del conocimiento de algunas propiedades PVT tal como viscosidad, factor de volumen compresibilidad, etc. Los cálculos de balance de materia requieren del conocimiento de los propiedades PVT como relación de solubilidad, factor de volumen, densidad del aceite, viscosidad del aceite, compresibilidad del aceite gas, agua etc., en función de la presión del yacimiento con el tiempo de explotación. Los cálculos de balance de materia son muy útiles para estimar el volumen original de aceite o gas, actividad del acuífero y hacer predicciones iniciales en la vida de un yacimiento. Los estudios de simulación composicional de yacimientos deben tener una ecuación de estado debidamente calibrada con experimentos de laboratorio para poder realizar ajustes de la historia de yacimientos y predicciones del comportamiento del yacimiento que incluyan aplicación de procesos de recuperación mejorada.
Aplicación de las propiedades de los fluidos
Estimación de las reservas de gas y de aceite en un yacimiento, esto cobra especial importancia cuando se trata de fluidos de aceite volátil y de gas y condensado. Los especialistas en análisis PVT deberán ser capaces de evaluar, validar y suministrar información PVT confiable para realizar estudios de ingeniería de yacimientos de alta calidad. Los especialistas en comportamiento PVT deberán tener cuidado en supervisar el muestreo y la validación de las muestras PVT con objeto que las muestras que sean suministradas al laboratorio sean de alta calidad. Deberán de conocer los procedimientos de laboratorio que siguen los diferentes laboratorios para poder matizar las propiedades PVT que suministran cada laboratorio. Se deben de tomar muestras PVT desde el inicio de que se descubre un campo petrolero y después tomar suficientes análisis PVT para poder definir un modelo de fluidos del yacimiento, esto debe hacerse antes de que se produzca tanto aceite que afecten las propiedades PVT del fluido del yacimiento.
