Propiedades de los Aceites negros-Definiciones negros-Definiciones Pasamos ahora a los aceites de color negro. Consideramos que las propiedades físicas que se requieren para los cálculos de ingeniería de yacimientos conocidos como cálculos de balance de materiales. Estas propiedades son el factor de la formación de volumen de aceite, la relación de solución gas-aceite, el factor de volumen total de la formación, el coeficiente de compresibilidad isotérmica, y la viscosidad del aceite. Además, la tensión interfacial se discute. Estas propiedades se definen en este capítulo. Los procesos físicos involucrados en la forma de las propiedades del aceite negro, cambian los depósitos, como la presión del yacimiento se reduce a temperatura constante se explican. En capítulos posteriores los métodos de dirección de la determinación de los valores de estas propiedades con datos de campo, estudios de laboratorio de fluidos, y las correlaciones. El subíndice o se utiliza para indicar una propiedad de líquidos ya que el ingeniero del petróleo a menudo utiliza la palabra aceite para describir a los líquidos con los que trata. La gravedad específica de un líquido La gravedad específica de líquido, por vía oral, se define como la relación entre la densidad del líquido a la densidad del agua, ambos tomados a la misma temperatura y presión.
La gravedad específica aparece al no ser dimensional ya que las unidades de la densidad del líquido son las mismas que las unidades de la densidad del agua, sin embargo, esto no es estrictamente cierto. En realidad, en el sistema de Inglés de las unidades son
A veces, la gravedad gravedad específica específica se da da como sp.gr. sp.gr. 60°/60°, lo que significa significa que las densidades de ambos el líquido y el agua se midieron en 60°F y la presión atmosférica. La industria petrolera también usa otro término gravedad llamada gravedad API que se define como
Donde Yo, es la gravedad específica en 60° / 60°. Esta ecuación fue diseñada para que hidrómetros puedan ser construidos con una escala lineal.
Ejemplo 8-1: La densidad de un aceite de valor-tanque en 60°F es 51,25 libras / pie cúbico. Calcula la gravedad específica y la gravedad de °API
Solución En primer lugar, calcular el peso específico
En segundo lugar, calcular la gravedad en °API
La formación de factor de volumen de aceite El volumen de petróleo que entra en el tanque de almacenamiento en la superficie es menor que el volumen de petróleo que fluye hacia el pozo del yacimiento. Este cambio en el volumen de aceite que acompaña el cambio de las condiciones de depósito a las condiciones de la superficie se debe a tres factores. El factor más importante es la evolución del gas del petróleo, como la presión disminuye la presión del yacimiento a la superficie de presión. Esto provoca una disminución más grande en volumen del aceite cuando hay una cantidad significativa de gas disuelto. La reducción de la presión también hace que el resto del aceite se expanda un poco, pero esto es compensado en cierta medida por la contracción del aceite debido a la reducción de la temperatura. El cambio en el volumen de petróleo, se debe a que estos tres factores se expresan en términos de volumen de formación del petróleo. La formación del aceite en el factor de volumen se define como el volumen de depósito de aceite necesario para producir un barril de petróleo en el tanque de almacenamiento. Desde el depósito de aceite se incluye el gas disuelto.
Las unidades son de barriles de petróleo en las condiciones de depósito por barril de petróleo en tanque de almacenamiento siempre se notifica a 60°F, independientemente de la temperatura del tanque de almacenamiento. Por lo
tanto, el tanque de almacenamiento de volumen líquido, como el volumen de superficie de gas, se reporta en condiciones normales. Ejemplo 8-2: Una muestra del líquido de formación con un volumen de 400 cc en condiciones de reservorio se hizo pasar por un separador y en un tanque de almacenamiento a presión atmosférica y 60°F. El volumen de líquido en el tanque de almacenamiento fue de 274 cc. Un total de 1,21 scf de gas fue liberado. Calcular el factor de volumen de formación de petróleo. Solución
Otra forma de expresar los factores de formación del volumen de petróleo es que es el volumen de embalse ocupado por un STB además del gas en el depósito de solución a temperatura y presión. La relación del factor de formación de volumen de aceite a la presión del yacimiento por un aceite negro típico se da en la Figura 1.8. Esta figura muestra la presión inicial del yacimiento por encima de la presión del punto de burbuja del petróleo. Como la presión del yacimiento es la disminución de la presión inicial a la presión del punto de burbuja, el factor de volumen de formación se incrementa ligeramente debido a la expansión del líquido en el depósito. Una reducción en la presión del yacimiento por debajo de los resultados de la presión del punto de burbuja en la evolución del gas en los poros del yacimiento. El líquido restante en el depósito tiene menos gas en solución y, en consecuencia, un factor de volumen de menor formación.
Fig. 1.8. Forma típica del factor de formación de volumen de un aceite negro como una función de la presión a temperatura constante de depósito.
En la presión del yacimiento se podría reducir a la atmósfera, el valor del factor de volumen de formación casi sería igual a 1,0 res bbl / STB. Una reducción de la temperatura a 60ТАF es necesario para que el factor de volumen de formación a exactamente 1,0 res bbl / STB. El recíproco del factor de volumen de formación que se llama el factor de contracción.
El factor de volumen de formación puede ser multiplicado por el volumen de petróleo en el tanque de almacenamiento para encontrar el volumen de depósito de aceite necesaria para producir ese volumen de reservas de petróleo del tanque. El factor de contracción puede ser multiplicado por el volumen del yacimiento para encontrar el correspondiente inventario al volumen del tanque de almacenamiento. Ambos términos se utilizan, pero los ingenie ingenieros ros del petróleo han adoptad adoptado o universalmente el factor de volumen de formación. Factor de formación de volumen también se llama factor de depósito de volumen. Dado que el método de procesamiento de los fluidos producidos tiene un efecto sobre el volumen de reservas de petróleo del tanque, el valor del factor de volumen de formación dependerá del método de tratamiento de superficies. Sin embargo, el efecto es pequeño para los aceites de color negro.
Solución de proporción de Gas-Aceite A menudo nos referimos referimos a la solubilidad solubilidad del del gas natural natural en el petróleo petróleo crudo, crudo, como como si se tratara de un sistema de dos componentes. A pesar de que es conveniente analizar los gases disueltos de esta manera, de hecho, el gas y el petróleo son mezclas de varios componentes, y las cantidades de gas y el petróleo son establecidos por el gas-líquido en equilibrio. La cantidad de gas que forman las moléculas (moléculas de la luz) en la fase líquida a temperatura del yacimiento es limitado sólo por la presión y la cantidad de moléculas de luz presente. Un aceite negro se dice que está saturado cuando una ligera disminución en la presión permite la liberación de un gas. La presión del punto de burbuja es un caso especial de la saturación en la que la primera versión de gas se produce. Por otro lado, cuando el aceite está negro por encima de su punto de burbuja a presión, se dice que es insaturado. Un aceite bajo saturado podría disolver más gas (las moléculas de la luz) si el gas está presente. La cantidad de gas disuelto en un aceite en condiciones de yacimiento se llama solución gas-aceite. La solución gas-aceite es la cantidad de gas que se desarrolla
a partir del petróleo como el aceite se transporta desde el depósito hasta las condiciones de superficie. Esta relación se define en términos de las cantidades de gas y petróleo que aparecen en la superficie durante la producción.
Los volúmenes de superficie de gas y líquidos se refieren a las condiciones estándar para que las unidades en pies cúbicos estándar por barril en acciones de tanques, scf / STB. La solución gas-aceite también se conoce como gases disueltos-aceite y de vez en cuando la solubilidad del gas. La figura 8-2 muestra la forma en la solución de gas-aceite de un cambio de aceite negro típico de la presión del yacimiento se reduce a temperatura constante.
Fig. 8.2. Forma típica de solución gas-aceite de aceite negro en función de la presión a temperatura constante de depósito. La línea es horizontal a presiones superiores a la presión del punto de burbuja, porque a estas presiones no hay desprendimiento de gas en el espacio poroso y la mezcla líquida completa se produce en el pozo. Cuando la presión del yacimiento se reduce por debajo de la presión del punto de burbuja, el gas se desarrolla en el depósito, dejando menos gas disuelto en el líquido. Ejemplo 8.3: calcular la solución gas-aceite del depósito del líquido de ejemplo 2.8. Solución
Fig. 3.8. Cambio de volumen como id presión reducida por debajo del punto de burbuja a temperatura constante de depósito.
La formación total de los factores de volumen La Figura 8-3 muestra el volumen ocupado por un barril de petróleo en acciones más su tanque de gas disuelto a presión del punto de burbuja. La figura muestra también el volumen ocupado por la misma masa de material después de un aumento del volumen celular se ha provocado una reducción de la presión. El volumen de petróleo ha disminuido, sin embargo, el volumen total se ha incrementado. El volumen de aceite a la presión más baja es Bo. La cantidad de gas evolucionada es la cantidad de solución en el punto de burbuja, RSB, menos la cantidad que permanece en solución a la presión más baja, Rs. El gas que se desprende se llama gas libre. Que es un convertidor a las condiciones de depósito de multiplicar por el factor de volumen de formación de gas, Bg. Este volumen total es el factor de la formación de volumen total.
La formación de gas en el factor de volumen debe ser expresado en unidades de resolución de bbl / scf, y el factor de volumen total de la formación tiene unidades de resolución de bbl / STB. Figura 8-4 presenta una comparación del total de los factores de formación de volumen con el factor de volumen de formación del petróleo. Los dos factores de la formación de volumen son idénticos a presiones por encima de la presión del punto de burbuja, no se libera ningún gas en el depósito a estas presiones. La diferencia entre los dos factores a presiones inferiores a la presión del punto de burbuja representa el volumen de gas realizadas en el yacimiento. El volumen de este gas es
cosa de barriles de gas / STB.
El volumen total de los factores de formación también se llama dos-fase factor de volumen de formación. Ejemplo 8-4: Exactamente un inventario de tanque de almacenamiento se colocó en una celda de laboratorio. 768 scf de gas se añadió. Temperatura de la célula se elevó a 220°F, la célula se agitó para alcanzar el equilibrio entre gas y líquido, y la presión se elevó hasta el final de la burbuja de gas y desapareció. En ese volumen de la celda se pinta 1,474 por barril y la presión era 2620 psig. La presión en la celda se redujo a 2.253 psig por el aumento del volumen celular total de 1.569 barriles. En ese momento el volumen de aceite en la célula era de 1.418 barriles y el volumen de gas en la celda era 0.151 barriles. Calcular el factor de la formación de volumen total en 2253 psig.
Fig. 8-4. Forma típica del volumen total de los factores de formación de un aceite negro como una función de la presión a temperatura constante en comparación con el depósito de forma de factor de volumen de aceite negro en la formación de las mismas condiciones. Solución
El coeficiente de compresibilida compresibilidad d isotérmica del petróleo A presiones por encima del punto de burbuja, la compresi compresibilidad bilidad isotérmic isotérmica a coeficiente de aceite se define exactamente como el coeficiente de compresibilidad isotérmica de un gas. A presiones por debajo de la pinta de burbujas de un plazo adicional se debe agregar a la definición para tener en cuenta el volumen de gas que se desarrolla. Al igual que con los gases, el coeficien coeficiente te de compres compresibilidad ibilidad isotérmica del petróleo por lo general se llama compresión o, en el caso, la compresibilidad del petróleo.
Presiones por encima de la presión del punto de burbuja La definición del coeficiente de compresibilidad isotérmica a presiones por encima del punto de burbuja es
Estas ecuaciones se limitan a dar el cambio fraccional en volumen de un líquido cuando la presión se cambió a temperatura constante. La derivada parcial, ya que sólo una variable independiente, la presión, se le permite variar. Recuerde que el subíndice t indica la temperatura se mantiene constante. La relación de compresión de aceite a presión a una temperatura constante de aceite típico negro se muestra en la Figura 8.5. Compresibilidad del aceite negro es casi constante, excepto en la presión cerca del punto de burbuja. Los valores rara vez superan los 35 X 10.6 psi-1. Ecuaciones 8-7 se aplican sólo a la presión por encima de la presión del punto de burbuja, así que la línea en la figura 8.5 termina en el punto de burbuja. Ecuaciones 7.8 se puede escribir como
Fig. 8-5. La formación típica del coeficiente de compresibilidad isotérmica del petróleo como función de la presión a temperatura constante en el depósito de presiones por encima del punto de burbuja. Sustitución directa del factor de formación de volumen de aceite en el primero de los resultados de la ecuación 8-7 en
La ecuación 8-7 puede integrarse si C 0 se supone que permanece constante al cambiar la presión.
Resultados
O
La ecuación resultante es generalmente reorganizado para que los cambios en el volumen específico puede calcularse para los cambios conocidos en la presión.
Ejemplo 5.8: Una muestra de depósito de aceite se colocó en una celda de laboratorio a 5000 psig y 220°F, el volumen fue 59,55 cc. La presión se redujo a 400 psig por el aumento del volumen de petróleo a 60,37 cc. Calcular el coeficiente de compresibilidad isotérmica de este aceite en las condiciones de la célula Solución
La definición de la compresibilidad del petróleo se puede escribir en términos de densidad del petróleo. Vamos a comenzar con
Recuerde que, por definición,
La derivada parcial de esta ecuación con respecto a los resultados de presión en
La sustitución de la ecuación 8-13 y 8-14 en la ecuación da
Por lo tanto, La ecuación 8.16 puede ser integrada en el supuesto de que se mantiene constante c 0 como los cambios de presión. Nuestro futuro uso de esta ecuación se relaciona con la presión de burbuja pinta, así que usamos un límite inferior de P b
Resultados en
O
La ecuación 8.19 se utiliza para calcular la densidad de un aceite a presiones por
encima del punto de burbuja. La densidad en el punto de burbuja es el punto de partida.
Presiones por debajo de la presión del punto de burbuja Cuando la presión del yacimiento de debajo de la presión del punto de burbuja, la situación es muy diferente. Como muestra el gráfico 6.8 muestra, el volumen del depósito del líquido disminuye a medida que se reduce la presión. Sin embargo, el volumen del depósito ocupado por la masa que estaba originalmente líquido aumenta debido a la evolución del gas. El cambio en el volumen de líquido puede ser representado por
El cambio en la cantidad de gas disuelto
Propiedades de los aceites Negro-Definiciones
Fig. 6.8. Ilustración del coeficiente de compresibilidad isotérmica del petróleo a presiones inferiores a la temperatura de ebullición a temperatura constante. Y así, el cambio en el volumen de gas libre es
Por lo tanto, a presiones de reservorio debajo del punto de burbuja, el cambio total en volumen es la suma de la variación en el volumen de líquido y el cambio en el volumen de gas libre.
Donde Bg se inserta para convertir el volumen de gas a condiciones de yacimiento. En consecuencia, la variación relativa de volumen cuando la presión se
Esto es consistente con la ecuación 8-9 ya que la derivada de R con respecto a la presión es cero a la presión por encima del punto de burbuja. La gráfica completa de compresibilidad en función de la presión del yacimiento se da en la Figura 8-7. Hay una discontinuidad en el punto de burbuja. La evolución de la primera burbuja de gas provoca un gran cambio en el valor de la compresión. La ecuación 8-7 se aplica a la presión por encima del punto de burbuja, y la ecuación 8-24 se aplica a la presión por debajo del punto de burbuja.
Fig. 8-7. Forma típica del coeficiente de compresibilidad isotérmica del aceite en función de la presión a temperatura constante de depósito.
Coeficiente de viscosidad del aceite El coeficiente de viscosidad es una medida de la resistencia al flujo ejercida por un fluido. Viscosidad aparece como un coeficiente en cualquier ecuación que describe el flujo de fluidos. Viscosidad del aceite por lo general tiene unidades de centipoises, aunque otras unidades están en uso. Una discusión de las unidades de la viscosidad se puede encontrar en el capítulo 6.
Viscosidad, al igual que otras propiedades físicas de los líquidos, se ve afectada por la presión y la temperatura. Un aumento de la temperatura provoca una disminución de la viscosidad. Una disminución de la presión provoca una disminución de la viscosidad, a condición de que el único efecto de la presión es para comprimir el líquido. Además, en el caso de los líquidos embalse, hay un tercer parámetro que afecta la viscosidad. Una disminución en la cantidad de gas en solución es una función directa de la presión. La viscosidad de un líquido está relacionada directamente con el tipo y tamaño de las moléculas que componen el líquido. La variación de la viscosidad del líquido con la estructura molecular no se conoce con exactitud, sin embargo, la viscosidad de los líquidos que forman parte de una serie homóloga se sabe que varían de una manera regular, al igual que la mayoría de otras propiedades físicas. Por ejemplo, las moléculas de hidrocarburo de parafina pura aumentan. La Figura 8-8 muestra la relación de la viscosidad de un depósito de aceite a presión a temperatura constante. A presiones por encima del punto, la viscosidad del aceite en un depósito de disminución casi lineal a medida que disminuye la presión. A presiones más bajas que las moléculas están más separadas y por lo tanto, se mueven una contra otra con mayor facilidad. Sin embargo, como la presión del yacimiento disminuye por debajo del punto de burbuja, la composición de los cambios de líquidos. El gas se desarrolla a partir de las moléculas más pequeñas que el líquido, dejando que el líquido restante con depósito de moléculas relativamente más grandes con formas complejas. Esta composición del líquido cambia al provocar un gran aumento en la viscosidad del aceite en el depósito como la presión disminuye por debajo del punto de burbuja. Como depósito de aceite negro se agota, no sólo a reducir la producción debido a la disminución de la presión disponible para conducir el petróleo hacia el pozo y debido a la competencia del gas para el espacio de flujos, sino también porque la viscosidad entre el punto de burbuja y bajo la presión del yacimiento no es infrecuente.
Fig. 8.8. Forma típica de la viscosidad del aceite en función de una presión a temperatura constante de depósito.
El coeficiente de expansión térmica isobárica de un líquido El coeficiente de expansión térmica isobárica se define como el cambio fraccional en volumen de un líquido, como los cambios de temperatura bajo una presión constante.
La definición en términos de densidad sigue de la ecuación 8.25 como
El coeficiente de expansión térmica por lo general se supone que es constante en una gama limitada de temperaturas. Integración rigurosa de la ecuación 8.25 se puede realizar de la misma manera que la integración de la ecuación 8-7. Sin embargo, para los pequeños cambios en la temperatura, la ecuación 8.25 puede ser aproximada por
Y la ecuación 8-26 por
El ingeniero de petróleo rara vez utiliza esta propiedad de líquido desde los depósitos de petróleo normalmente se operan a temperatura constante. También hay una propiedad física llamada expansión térmica. Esto no se define como anteriormente, pero es simplemente la relación entre el volumen de aceite a alta temperatura con el volumen del mismo aceite a baja temperatura, con los dos volúmenes medidos a la misma presión.
Cuando un valor de expansión térmica se informa, se debe incluir la presión y temperatura para la cual es válida. La expansión térmica tal como se define aquí no debe ser utilizada de manera intercambiable con el coeficiente de expansión térmica isobárica que se definió anteriormente.
Ejemplo 8-6: Una muestra de depósito de aceite se colocó en una celda de laboratorio a 500 psig y 76°F. El volumen fue 54.74 cc. La temperatura se incrementó a 220°F y la presión se mantuvo constante por aumentar el volumen celular de 59.55 cc. Calcular el coeficiente de expansión térmica isobárica y calcular la expansión térmica. Solución En primer lugar, calcular el coeficiente de expansión térmica isobárica.
En segundo lugar, calcular la expansión térmica
La tensión interfacia interfaciall Hay un desequilibrio de las fuerzas moleculares en la interfase entre dos fases. Esto es causado por la atracción física entre las moléculas. Este desequilibrio de fuerzas que se conoce como tensión superficial. Una molécula en un líquido es uniformemente atraída por las moléculas circundantes. Esto está representado esquemáticamente por el tamaño de las flechas de las moléculas de la Figura 8-9. Una molécula en la superficie se siente atraída con más fuerza desde abajo, porque las moléculas del gas se separan con más amplitud, y la atracción es inversamente proporcional a la distancia entre las moléculas. Este desequilibrio de fuerzas crea una superficie parecida a la membrana. Se produce un líquido que tiende hacia una superficie mínima. Por ejemplo, una gota de agua cayendo por el aire tiende a ser esférica como una esfera tiene el mínimo de superficie a volumen.
Fig. 8-9. Ilustración de las fuerzas intermoleculares que afectan a la tensión interfacial. La atracción entre las moléculas es inversamente proporcional al cuadrado de la distancia entre ellos, como se ha indicado anteriormente. Además, la atracción es directamente proporcional a la masa de las moléculas. Por lo tanto, la interfase entre dos líquidos se presenta como tensión superficial debido a las diferencias en la masa de las moléculas de los dos líquidos. La tensión interfacial se puede considerar como la fuerza necesaria para evitar la destrucción de la superficie. Las unidades son en términos de la fuerza de sujeción de la superficie, juntos en dinas que actúa a lo largo de un centímetro de longitud (dinas / cm). La creación de esta superficie requiere de un trabajo. El trabajo en ergios necesario para crear un centímetro cuadrado de superficie se llama límite de la energía (erg / sq cm). La tensión interfacial y la energía límite son iguales. Recuerde que el trabajo es igual a fuerza por distancia, es decir, un erg equivale a un cm dina. Con frecuencia, la tensión superficial se utiliza para describir la tensión interfacial entre el gas y líquido. Independientemente de la terminología, las fuerzas físicas que causan la frontera o en la superficie o la interfaz es la misma. Y los términos pueden ser intercambiados.
Los aceites volátiles Todas las propiedades en este capítulo se definen en la misma forma para los aceites volátiles, como los aceites de color negro. Los factores de formación de volumen y las proporciones en una solución de aceite de gas, normalmente no se miden por los aceites volátiles. Estas cantidades se utilizan en los cálculos primarios de balance de materiales que no se aplican a los aceites volátiles. Si estas cantidades se realizaron para los aceites volátiles, tienen la forma indicada en las figuras 8-10 y 8-11. La gran disminución que ambas curvas a presiones inmediatamente por debajo del punto de burbuja se deben a
Fig. 80-10. Forma típica del factor de formación, el volumen de un aceite volátil en función de la presión a temperatura constante de depósito.
Fig. 8.11. Forma típica de solución gas-aceite de un aceite volátil en función de la presión a temperatura constante de depósito. la evolución de las grandes cantidades de gas en el depósito a una presión justo por debajo del punto de burbuja. Esto es indicado por el espacio cerca de las líneas justo debajo de la línea de punto de burbuja en la Figura 5-2. Depósitos volátiles del petróleo se han diseñado a través de la composición de cálculos de balance de materiales. Un estudio de laboratorio especial (no se analiza en este texto) se requiere. El coeficiente de compresibilidad isotérmica es importante en el estudio de los yacimientos de petróleo volátil. Los valores de compresibilidad son más altos para los aceites volátiles de los aceites de color negro. Valores de 20 x 10 -6 psi-1 a 60 x 10-6 psi-1 son comunes a presiones por encima del punto de burbuja. La relación de compresión de las presiones de los aceites volátiles es el mismo que en la Figura 8-7. La discontinuidad en el punto de burbuja es mayor para los aceites volátiles que los aceites de color negro. Las viscosidades de los aceites volátiles se comportan como se indica en la Figura 8-8. Las viscosidades de los aceites volátiles son mucho menores que las viscosidades de los aceites de color negro. Los valores de 0.1 cp son comunes en el punto de ebullición y los valores por encima de 0.2 cp son raros. Generalmente hay un aumento de diez veces en la viscosidad entre el punto de burbuja y de baja presión. La viscosidad del aceite volátil se ve afectada por la presión por encima del punto de burbuja con más fuerza que es la viscosidad del aceite negro.
