ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
Propiedades de petróleo, petróleo, gas y agua. Deber! Alumno: Jonathan Guano
Escuela Politécnica Nacional
Propiedades de los Fluidos
ABSTRACT
Para realizar un adecuado desarrollo de un yacimiento es necesario, entre otras cosas cosas,, clasif clasifica icarl rlo o segú según n el tipo tipo de fluido fluido que que se encuen encuentra tra en el reserv reservori orio o y determinar el comportamiento termodinámico de este fluido. Aunque su clasificacin terica terica requier requiera a del conocim conocimient iento o del comporta comportamient miento o termodin termodinámic ámico o del fluido fluido !diagrama P"#$, las condiciones del reservorio y de las instalaciones de superficie, los los yaci yacimi mien ento tos s suel suelen en usua usualm lmen ente te clas clasif ific icar arse se en func funci in n de prop propie ieda dade des s o%ser o%serva va%le %les s duran durante te la oper operaci acin n.. Para Para la clasif clasifica icaci cin n de la natur naturale aleza za del del reserv reservori orio, o, se utili utiliza zan n ciert ciertos os criter criterios ios que que inclu incluye yen n la relac relacin in gas gas petrl petrleo eo y densidad del l&quido de tanque. 'a caracterizacin de los fluidos son parámetros que se consideran de utilidad en la clasificacin de yacimientos en %ase a la mezcla de (idrocar%uros que contienen se pueden dividir en dos grupos) * Aquellos que se miden en el campo durante las prue%as de produccin) presin, temperatura, relacin gas"petrleo, gravedad AP+ y color de liquido en el tanque * Aquello quellos s que que se o%tie o%tienen nen en la%ora la%orator torio io usan usando do muest muestras ras repre represe senta ntativ tivas as y simulando el comportamiento de los fluidos durante el agotamiento isotérmico de presin. En un yacimiento se va a encontrar con fluidos de diferente densidad entre estos podemos tener agua, gas, petrleo cada uno con una caracter&stica caracter&stica diferente, es por eso que este tra%ao se enfoca en las propiedades de cada uno y nos muestra la relacin entre ellos, el poder interpretar su comportamiento, sus principios (ace que entendamos entendamos de meor manera como un yacimiento yacimiento con varios fluidos puede producir producir de una manera simultánea. Entre las propiedades más representativas tenemos el factor volumétrico, factor de compresi%ilidad, densidad, viscosidad, presiones y temperaturas pseudoreducidas, el volumen en situ y en superficie, para esto es necesario conocer el comportamiento de cada uno, y %ao que parámetros su comportamiento cam%ia, esto puede ser por altas o %aas presiones, cam%io de temperatura, etc.
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Propiedades de los Fluidos
ABSTRACT
Para realizar un adecuado desarrollo de un yacimiento es necesario, entre otras cosas cosas,, clasif clasifica icarl rlo o segú según n el tipo tipo de fluido fluido que que se encuen encuentra tra en el reserv reservori orio o y determinar el comportamiento termodinámico de este fluido. Aunque su clasificacin terica terica requier requiera a del conocim conocimient iento o del comporta comportamient miento o termodin termodinámic ámico o del fluido fluido !diagrama P"#$, las condiciones del reservorio y de las instalaciones de superficie, los los yaci yacimi mien ento tos s suel suelen en usua usualm lmen ente te clas clasif ific icar arse se en func funci in n de prop propie ieda dade des s o%ser o%serva va%le %les s duran durante te la oper operaci acin n.. Para Para la clasif clasifica icaci cin n de la natur naturale aleza za del del reserv reservori orio, o, se utili utiliza zan n ciert ciertos os criter criterios ios que que inclu incluye yen n la relac relacin in gas gas petrl petrleo eo y densidad del l&quido de tanque. 'a caracterizacin de los fluidos son parámetros que se consideran de utilidad en la clasificacin de yacimientos en %ase a la mezcla de (idrocar%uros que contienen se pueden dividir en dos grupos) * Aquellos que se miden en el campo durante las prue%as de produccin) presin, temperatura, relacin gas"petrleo, gravedad AP+ y color de liquido en el tanque * Aquello quellos s que que se o%tie o%tienen nen en la%ora la%orator torio io usan usando do muest muestras ras repre represe senta ntativ tivas as y simulando el comportamiento de los fluidos durante el agotamiento isotérmico de presin. En un yacimiento se va a encontrar con fluidos de diferente densidad entre estos podemos tener agua, gas, petrleo cada uno con una caracter&stica caracter&stica diferente, es por eso que este tra%ao se enfoca en las propiedades de cada uno y nos muestra la relacin entre ellos, el poder interpretar su comportamiento, sus principios (ace que entendamos entendamos de meor manera como un yacimiento yacimiento con varios fluidos puede producir producir de una manera simultánea. Entre las propiedades más representativas tenemos el factor volumétrico, factor de compresi%ilidad, densidad, viscosidad, presiones y temperaturas pseudoreducidas, el volumen en situ y en superficie, para esto es necesario conocer el comportamiento de cada uno, y %ao que parámetros su comportamiento cam%ia, esto puede ser por altas o %aas presiones, cam%io de temperatura, etc.
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2. Base Científica 2.1. Yacimientos de Aceite. -ependiendo de la presin inicial, los yacimientos de aceite pueden ser su%divididos en las siguientes categor&as)
Bajo saturado: i la presin inicial del yacimiento, es mayor que la presin del punto de %ur%ua del fluido del yacimiento.
Saturado: /uando la presin inicial del yacimiento del punto de de %ur%ua %ur%ua del fluido del yacimiento.
, está por de%ao de la presin
El aceite crudo cu%re muc(os rangos de propiedades f&sicas y composiciones qu&micas, por esto es importante importante poderlos poderlos agrupar en categor&a categor&as. s. En general general el crudo es comúnmente clasificado en los siguientes tipos)
Aceite negro
Aceite volátil
Estas clasificaciones se %asan esencialmente en las propiedades que presentan algunos aceites negros, como por eemplo, la composicin, la relacin gas"aceite, la apariencia !color$, la forma del diagrama de fase de de presin contra temperatura. temperatura. -e igual manera, la temperatura del yacimiento es un factor importante en la clasif icacin de los aceites negros.
2.1.1. Aceite Negro. Para que un yacimiento sea considerado de aceite negro, de%e de presentar las siguientes caracter&sticas)
'a es muc(o menor que la
u composicin es principalmente principalm ente de componentes pesados RGA inicial menor a 2 c.e. 3 %ls 2 c.e. 0,111
El aceite en el tanque tiene una densidad menor a 456 AP+
En superficie se recupera aceite en mayor cantidad y gas en menor cantidad menor a 0.1 %ls 2 c.y. 3 %ls 2 c.e. 'a composicin de (eptano plus será mayor a 017 mol
/olor del aceite) negro, verde o%scuro o café o%scuro
Fig. 0.8 -iagrama de fase caracter&stico de los yacimientos de aceite negro
2.1.2. Aceite Voltil. Para que un yacimiento sea considerado de aceite volátil, de%e de presentar las siguientes caracter&sticas) 'a es menor que la En su composicin se encuentran pocos componentes pesados y una mayor cantidad de componentes intermedios RGA inicial entre 0,111 y 2 c.e. 3 %ls 2 c.e. 9,111 El aceite en el tanque tiene una densidad que va en un rango de 456 a 556 AP+
'a produccin en superficie es aceite y gas mayor a 0.1 %ls 2 c.y. 3 %ls 2 c.e. 'a composicin de (eptano plus será en un rango de 80.5 a 017 mol
/olor del aceite) café, anaranado o verde.
Fig. 0.0 -iagrama de fase caracter&stico de los yacimientos de aceite volátil
2.2. Yacimientos de !as. En general, si la temperatura del yacimiento está por arri%a de la temperatura critica del sistema de (idrocar%uros, el yacimiento es clasificado como yacimiento de gas natural. 'os gases naturales pueden ser clasificados %asados en el diagrama de fase esta%leciéndose as& tres categor&as) 8$ :as ;etrogrado 0$ :as <úmedo 9$ :as eco 2.2.1. !as Retrogrado. El yacimiento de gas retrogrado es llamado comúnmente yacimiento de gas y condensados y de%e presentar las siguientes caracter&sticas)
'a es mayor que
pero menor a la temperatura cricondenterma
la En su composicin se encuentran regulares cantidades de componentes intermedios A lo largo de su vida productiva los (idrocar%uros en el yacimiento presentan condensacin retrograda RGA inicial entre =,111 y 2 c.e. 3 %ls 2 c.e. >1,111 El condensado recuperado en el tanque tiene una densidad por arri%a de 516 AP+
'a produccin en superficie es condensado y gas
'a composicin de (eptano plus será menor a 80.57 mol
/olor del condensado) café claro, anaranado claro, verde claro o transparente.
Fig. 0.9 -iagrama de fase caracter&stico de los yacimientos de gas y condensados
2.2.2. !as "#medo. Para que un yacimiento sea considerado de gas (úmedo, de%e de presentar las siguientes caracter&sticas)
es mayor que la temperatura cricondenterma
'a A lo largo de su vida productiva los (idrocar%uros en el yacimiento se encuentra en una sola fase !gas$ 'a produccin en superficie es condensado menor cantidad y gas mayor cantidad RGA inicial entre ?1,111 y 2 c.e. 3 %ls 2 c.e. 811,111 El condensado recuperado en el tanque tiene una densidad mayor a ?16 AP+
/olor del condensado) transparente.
Fig.0.4 -iagrama de fase c aracter&stico de los yacimientos de gas (úmedo
2.2.$. !as Seco. Para que un yacimiento sea considerado de gas seco, de%e de presentar las siguientes caracter&sticas)
es muc(o mayor que la temperatura cricondenterma
'a A lo largo de su vida productiva los (idrocar%uros en el yacimiento se encuentra en una sola fase !gas$ 'a produccin en superficie es solamente gas RGA inicial es mayor a 2 c.e. 3 %ls 2 c.e. 811,111 u composicin es principalmente de componentes ligeros
Fig.0.5 diagrama de fase caracter&stico de los yacimientos de gas seco
2.$ %esarrollo 2.$. &ro'iedades de los (luidos. Para entender y predecir el comportamiento volumétrico de los yacimientos de aceite y gas en funcin de la presin, el conocim iento de las propiedades f&sicas de los yacimientos de%e ser adquirido. Estas propiedades de los fluidos son generalmente determinadas por e@perimentos en la%oratorio realizadas a muestras de fluido del yacimiento. En ausencia de medidas de e@perimentales de las propiedades, es necesario para el ingeniero petrolero en determinar las propiedades de correlaciones emp&ricas.
2.$.1. &ro'iedades del !as. El gas natural es una mezcla de gases (idrocar%uros principalmente, que se encuentra en el su%suelo, cuyo componente en su mayor parte es el metano, el cual se encuentra en una proporcin mayor al =17 no siempre está asociado al petrleo l&quido. Puede contener impurezas tales como) %i@ido de car%ono /B0, nitrgeno N0, ácido sulf(&drico <0, (elio
A diferencia del petrleo, no requiere de plantas de refinacin para procesarlo, y o%tener productos comerciales por lo tanto es de %ao costo. 'as impurezas que contienen son fácilmente separadas por procesos f&sicos simples) se puede decir que es un com%usti%le lim pio.
2.$.1.1. Com'ortamiento de los !ases )deales. -e la teor&a cinética de los gases de los postulados de que los gases se componen de un número muy grande de part&culas llamadas moléculas. Para un gas ideal, el volumen de estas moléculas es insignificante comparado con el volumen total ocupado por el gas. #am%ién se supone que estas moléculas no tienen fuerzas de atraccin y repulsin entre ellas, y que la colisin entre estas es perfectamente elástica. Casado en la teor&a de los gases descrita anteriormente, una ecuacin matemática conocida como ecuacin de estado puede ser derivada para e@presar la relacin que e@iste entre presin p, volumen V y temperatura T para cierta cantidad de moles de gas n. Esta relacin para gases ideales se conoce como ley de los gases ideales y matemáticamente se e@presa con la siguiente ecuacin) DD...DDDDDDDDDD....0.8 -onde p presin a%soluta, psia
T temperatura a%soluta, 6; n número de moles de gas, l%"mole R constante universal de los gases, lo cual para las unidades que se manean el valor es 81.>91 psia 3l%"mole 6; El número de li%ras mol de gas, es decir n, es definido como la masa de gas m, dividido por el peso molecular de gas M ) DDD...DDDDDDDDDDD..0.0 /om%inado la ecuacin anterior con la ley de los gases ideales, o%tenemos) DDDD.DDDDDD.DDDD..0.9 -onde m masa del gas, l% M peso molecular, l%3l%"mol /omo la densidad es definida como la masa por unidad de volumen, la ecuacin anterior puede e@presarse de la siguiente manera para estimar la densidad del gas a cualquier presin y temperatura)
DDD...DDDDDDDDDD..0.4
-onde ρ
densidad de gas, l%3
2.$.1.2. &eso *olecular A'arente de una *e+cla de !ases. El peso molecular para una mezcla con n"componentes ( ) se denomina como peso molecular promedio molar aparente y se determina c on) j ncomp =
M a
=
∑ y j M j
DDD...DDDDDDDDDDD..0.5
j 1 =
peso molecular aparente de la mezcla de gases en lbm/lbm-mol peso molecular del componente j de la mezcla de gas en lbm/lbm-mol fraccin mol de la fase de gas del componente j en fraccin
2.$.1.$. %ensidad ,s'ecífica de un !as -densidad relatia )/
γ
.
Es la relacin de la densidad del gas a la densidad del aire seco, am%os medidos a la misma presin y temperatura. 'a densidad espec&fica del gas en forma de ecuacin es)
γ g
=
δ g
δ aire DDD...DDDDDDDDDDD..0.? -onde
g densidad de la mezcla de gases en l%m3 aire densidad del aire en l%m3 . A condiciones estándar, el aire y el gas seco se comportan de acuerdo con la ley de los gases ideales. Cao estas condiciones, si se emplea la defin icin de libra masa-mol , !n=m/M $, y de densidad ! =m/V $, as& como la ecuacin de estado para gases ideales para el aire y el gas, la densidad relativa de una mezcla de gases se puede e@presar como)
g =
pM RT pM aire RT
=
M
DDD...DDDDDDDDDDD..0.>
M aire
es la densidad relativa del gas !aire 8.1$, M es el peso molecular aparente del gas en lbm/lbm-mol y es el peso molecular del aire e igual a 0=.?05 lbm/lbm-mol. Esto válido solo a condiciones estándar sin em%argo se emplea comúnmente en la definicin para gases reales y sus mezclas en la industria del gas natural. γ
2.$.1.0. Volumen ,stndar. Para muc(os cálculos ingenieriles de gas natural es conveniente medir el volumen ocupado por 8l%"mole de gas a la presin y temperatura que se esté analizando. Estas condiciones regularmente son 84.> psia y ?1 6F, que son las condiciones estándar. El volumen estándar es entonces definido como el volumen de gas ocupado por 8 l%"mol de gas a condiciones estándar) DDD...DDDDDDDDDD..0.= ustituyendo las condiciones estándar)
9>.4 2c.s.3l%"mol
D.DD...DDDDDDD0.
-onde Golumen estándar, 3l%"mol #emperatura estándar, 6; Presin estándar, psia.
2.$.1.. Volumen ,s'ecífico. El volumen espec&fico es definido como el volumen ocupado por una unidad de masa de gas. Para un gas ideal, esta propiedad puede calcularse con la siguiente ecuacin) DDD...DDDDD.D0.81 -onde v volumen especifico, 3l% g densidad de gas, l%3
2.$.1.. Com'ortamiento de los !ases Reales. Al tratar con gases que están suetos a presiones %aas, la ley de los gases ideales es una (erramienta conveniente y satisfactoria. En presiones altas, el uso de la ecuacin de gas ideal podr&a generar errores con margen de error alrededor de 5117, comparado con los errores de 0"97 a la presin atmosférica. Cásicamente, la magnitud de la desviacin de los gases reales de las condiciones ideales incrementa con el incremento de la presin y temperatura y var&a e@tensamente con la composicin del gas. El comportamiento de los gases reales difiere al de los gases ideales. 'a razn para esto es que la ley de los gases ideales fue derivada %ao ciertas suposiciones, por eemplo, que el volumen de moléculas es insignificante y que no e@iste fuerza de atraccin y repulsin entre estas. Esto no es el caso para los gases reales. Numerosas ecuaciones de estado se (an desarrollado con el propsito de correlacionar emp&ricamente las varia%les de presin, volumen y temperatura para los gases reales. /on el fin de e@presar una relacin más e@acta entre las varia%les p, V y T , un factor de correccin conocido como factor de compresi%ilidad de gas, factor de desviacin del gas o simplemente factor z , de%e ser introducido en la ecuacin de ley de gases ideales) DDDD..DDDDDD.D0.88 /onsiderando lo anterior) DDDDDDD.DDDDD.D0.80
Esta es la ecuacin general de los gases reales. El factor Z es una funcin de la presin, la temperatura y la composicin del gas. 'os errores involucrados al no emplearlo pueden ser importantes. El factor siguiente)
Z puede estimarse en la forma
8$ En %ase a mediciones directas en el la%oratorio, empleando una muestra del gas del yacimiento. 0$ Empleando correlaciones pu%licadas en la literatura. 'a correlacin más empleada para determinar Z es la de tanding y Hatz mostrada en la figura 0.?. Esta correlacin está %asada en los parámetros pseudo"reducidos de temperatura ! $ y presin ! $, los cuales a su vez se relacionan con los parámetros pseudo" cr&ticos de temperatura ! $ y presin ! $, en la forma siguiente)
DDDDDD.DDDDDD.D0.89
DDDD.DDD.DDDDD.D0.84
-onde n es el número de componentes de I J es la fraccin molar de cada componente en la mezcla. 'a correlacin de tanding y Hatz está %asada en gases naturales y proporciona %uenos resultados si el contenido de impurezas ! , y $ es reducido y el contenido de metano ! $ es mayor de 517.
Fig. 0.? Factor de compresi%ilidad para gas natural. !tanding y Hatz$
2.$.1.3. (actor de Volumen del !as/ . El factor de volumen del gas de formacin se define como el v olumen de gas 2 c.y. requerido para producir un pie cu%ico de gas 2 c.e. 'os pies cú%icos en el yacimiento representan la medicin o el cálculo del volumen de gas a condiciones de temperatura y presin del yacimiento. El factor de volumen tam%ién se conoce como factor de volumen
del yacimiento. El reciproco del factor de volumen a veces es conocido como factor de e@pansin de gas
Fig. 0.> /omportamiento t&pico del factor de volumen de gas en funcin de la presin a temperatura de yacimiento constante
El factor de volumen puede calcularse como el volumen que ocupa el gas 2 c.y. dividido por el volumen ocupado por la misma masa de gas 2 c.e.
Para una 84.?5 lb/ y una . ?1°F !58.5 °R), se tiene)
-onde tiene unidades de !."./ !.e.
2.$.1.4. Coeficiente de Com'resi5ilidad )sot6rmico del !as/ . 'a compresi%ilidad del gas es definida como la relacin de cam%io de un volumen dado v, por unidad de presin, manteniendo la temperatura constante 'as ecuaciones que lo definen son)
-#
'as unidades son ! lb/ ) . 'a relacin de con respecto a la presin del yacimiento para un gas seco a temperatura constante se ve en la figura 0.=)
Fig. 0.= Figura del coeficiente de compresi%ilidad del gas en funcin de la presin a temperatura constante.
Este coeficiente normalmente se refiere a la !ompresibili$a$ o !ompresibili$a$ $e gas. e de%e entender que el termino de compresi%ilidad es usado para asignar el coeficiente isotérmico de compresi%ilidad considerando que, el termino de factor de compresi%ilidad se refiere al factor I z J, que es el coeficiente de compresi%ilidad en la ecuacin de estado. A pesar de que am%os están relacionados con la presin efectiva so%re el volumen de gas, estos son distintos y no son equivalentes.
'ara un gas ideal /on el fin de que la ecuacin de sea útil, esta de%es ser com%inada con otras ecuaciones que relacionan volumen y presin, para que as& una de esas varia%les pueda eliminarse. e usa una ecuacin de estado para este propsito.
'a ecuacin de estado para gases ideales, DDD.DD.D.DD...D0.8= 'o que se quiere es eliminar el término de %V/%p en la ecuacin de , as& que derivamos
/om%inando am%as ecuaciones tanto y la ecuacin de estado, se tiene)
ustituyendo el volumen o%tenido de la ecuacin de los gases ideales) /ompresi%ilidad de un gas ideal)
e sa%e que una ecuacin de estado para un gas ideal no descri%e acertadamente el comportamiento de los gases a temperaturas y presiones que normalmente se encuentran en los yacimientos petroleros.
'ara un gas real 'a ecuacin de compresi%ilidad es la ecuacin de estado más usada en la industria petrolera. Esta ecuacin se com%ina con una ecuacin que define el coeficiente de compresi%ilidad isotérmico. -esde que el factor z cam%ia de%ido a los cam%ios de presin, esta de%e ser considerada como una varia%le más en la ecuacin 0.00 -erivando parcialmente respecto a p tenemos)
'a ecuacin de la compresi%ilidad es
ustituimos la derivada y el volumen, queda)
/ompresi%ilidad de un gas real
Para el caso especial de un gas ideal en el cual el factor z es una constante igual a 8.1, la derivada parcial de z con respecto a p es igual a cero y la ecuacin anterior se reduce a)
Fig. 0. 'os valores de la derivada de z respecto a p, pendiente de la curva en el punto, son grandes. A presiones %aas la pendiente es negativa pudiendo ser mayor que el término 83p, esto dar&a valores negativos de la compresi%ilidad. Por tanto la ecuacin a usar de%erá ser la ecuacin !a$. K para presiones altas donde la pendiente es positiva se usará la ecuacin !%$.
2.$.1.7. Viscosidad del !as/ . μ
e llama viscosidad a%soluta o simplemente viscosidad a la resistencia de un fluido al esfuerzo cortante. 'a viscosidad se de%e a dos causas) la primera es la fuerza de co(esin que e@iste entre las moléculas de los fluidos, las cuales dificultan el desplazamiento relativo entre ellas la segunda es la cantidad de movimiento entre las IcapasJ del fluido, que no se mueven a la misma velocidad. Por lo anterior, la viscosidad depende de la presin y la temperatura) D.......DDDDDDDDDD..0.0> & = & (T' p ) Al aumentar la temperatura a presin constante, la viscosidad de un l&quido disminuye, mientras que la viscosidad de un gas aumenta. Esto se e@plica de%ido a que en los l&quidos predominan las fuerzas de co(esin y éstas disminuyen al aumentar la temperatura. Por otra parte, los gases de%en su viscosidad predominantemente a la transferencia de cantidad de movimiento molecular y ésta aumenta con la temperatura. En el caso de los (idrocar%uros en un yacimiento, se tiene una mezcla de l&quido y gas ésta cam%ia considera%lemente su viscosidad al variar la presin y3o la temperatura la variacin de la viscosidad es más fuerte con la temperatura 'as dimensiones de la viscosidad a%soluta son) -*
-#
-#
& + = & T + En el sistema cgs) LM 3!cm seg$ 'a unidad M 3!cm seg$ se denomina poise, pero generalmente se usa el centipoise !8cp 1.18 poise$
2.$.2. &ro'iedades del Aceite. El petrleo es una mezcla complea compuesta principalmente de (idrocar%uros que contienen azufre, nitrgeno, (elio y o@&geno como componentes menores. 'as propiedades f&sicas y qu&micas de los crudos var&an considera%lemente y dependen de la concentracin de los componentes presentes en el sistema de (idrocar%uros. Ona descripcin acertada de las propiedades f&sicas del crudo es de gran importancia tanto en el campo como en la ciencia terica, especialmente en la solucin de pro%lemas de ingenier&a petrolera.
2.$.2.1. %ensidad Relatia del Aceite/
'a densidad espec&fica o relativa de un aceite, se define como la relacin de densidad del l&quido a la densidad del agua, a las mismas condiciones de presin y temperatura) γ
En el sistema inglés se tienen las siguientes unidades)
'a densidad relativa tam%ién se puede e@presar como la densidad relativa ?163?16, lo que significa que las densidades del aceite y del agua se midieron a ?1°F a la presin atmosférica. En la industria petrolera se emplea la densidad en grados A, que se define como)
-onde AP+ es la densidad relativa ?1 3?1 del aceite.
2.$.2.2. (actor de Volumen del Aceite/ . e define como el volumen de aceite del yacimiento que se necesita para tener un %arril de aceite a condiciones atmosféricas. El volumen de aceite que entra al tanque de almacenamiento en superficie es menor al volumen de aceite que fluye del yacimiento (acia el pozo. Este cam%io de volumen de aceite que va acompaQado del cam%io de condiciones de yacimiento a condiciones de superficie es de%ido a tres factores) El factor más importante es la li%eracin de gas disuelto en el aceite, conforme la presin decrece desde la presin del yacimiento a la presin de la superficie. Esto causa una disminucin %astante grande en el volumen de aceite cuando se presenta una cantidad significativa de gas disuelto. 'a reduccin de la presin tam%ién causa que el aceite remanente tenga una ligera e@pansin, pero esto es compensado de cierta manera por la contraccin del aceite de%ido a la reduccin de la temperatura. El cam%io en el volumen del aceite de%ido a estas tres condiciones es e@presado en términos del factor de volumen de aceite donde se define como el volumen de aceite del yacimiento que se necesita para producir un %arril de aceite en el tanque de almacenamiento. El volumen de aceite del yacimiento incluye el gas disuelto en el aceite
Bo =
volumen de aceite + gas disuelto a c. y volumen de aceite a c.e.
..D..D.DD..DDD..0.98
El volumen de aceite a condiciones de superficie o de tanque se reporta siempre a ?1 °F , independiente de la temperatura del tanque. Al tam%ién se le llama factor de volumen de la formacin o factor de volumen del yac imiento cuando es de aceite negro.
) . s . c @ s l b / . y . c @ s l b ( o B
Liberación de gas en el espacio poroso del yacimiento (el líquido remanente @ c.y. Tiene menos gas en solución).
!pansión del líquido en el yacimiento.
pb
Pi
"resión del yacimiento# (lb/pg 2 abs)
Fig. 0.81 :ráfica del factor de volumen del aceite en funcin de la presin a temperatura constante.
i la presin del yacimiento pudiese reducir (asta la presin atmosférica, el valor de seria apro@imadamente igual a 8 M%ls aceite 2 c.y.3%ls aceite 2 c.e.. Ona reduccin en la temperatura a ?16F es necesaria para que el factor de formacin fuese e@actamente igual a 8 M%ls aceite 2 c.y.3 %ls aceite 2 c.e..
2.$.2.$. Relaci8n !as en Soluci8n9Aceite/ . 'a relacin de solu%ilidad, , se define como los pies cú%icos de gas disuelto en el aceite a ciertas condiciones de presin y temperatura, por cada %arril de aceite en el tanque, medidos am%os volúmenes a condiciones estándar. 'a solu%ilidad de gas natural en el aceite depende de la presin, temperatura y la composicin de gas y aceite. Para un gas en particular y aceite a tem peratura constante, la cantidad de gas en solucin incrementa con la presin y, a presin constante, la cantidad disminuye conforme aumenta la temperatura. Para cualquier temperatura y presin, la cantidad de gas en solucin incrementa conforme la composicin de gas y aceite se apro@imen una a la otra, eso sucederá para cuando se tenga alta gravedad espec&fica en los gases y altos grados AP+ en el aceite. El gas es infinitamente solu%le en
el aceite, la cantidad estará limitada solo por la presin o por la cantidad de gas disponi%le. e dice que un aceite es saturado con gas en cualquier presin y temperatura si se (ace una ligera reduccin de presin y aparece una %ur%ua de gas. Por otra parte, si no se li%era ninguna %ur%ua de gas de la solucin, al aceite en esa presin s ele conoce como %ao saturado. El estado de %ao saturado implica que (ay una deficiente cantidad de gas y que solo con un volumen a%undante de gas, el aceite a esa misma presin podr&a ser saturado.
) . s . c @ t f / . e . c @ t f ( s R
pb
P
i
2
"resión del yacimiento# (lb/pg abs)
Fig. 0.88 /omportamiento del gas en solucin R aceite para un aceite negro como una funcin de la presin a temperatura constante.
2.$.2.0. (actor de Volumen Total/ . 'a figura 0.80 muestra el volumen ocupado por un %arril de aceite en el tanque más su gas disuelto en la presin de saturacin. 'a figura tam%ién muestra el volumen ocupado por la misma masa de materia, después de un incremento en el volumen de la celda que (a sido causado por la reduccin de presin. El volumen de aceite (a disminuido sin em%rago, el volumen total se (a incrementado. El volumen de aceite en %aas presiones es . 'a cantidad de gas li%erada es la cantidad en solucin en el punto de %ur%ua, , menos la cantidad remanente en la presin %aa, Rs. El gas li%erado es llamado gas li%re. Este es convertido a condiciones de yacimiento multiplicando por el factor de volumen de gas.
Figura 0.80 Esquema para representar el cam%io de volumen de%ido a una reduccin de presin.
El volumen total es .
Bt = Bo + B g ( R sb − R s )[bls a c. y. $ bls a
D.DDD.D..D0.90
c.e.]
Figura 0.89 :ráfica del factor de volumen total en funcin de la presin a temperatura constante.
2.$.2.. Coeficiente de Com'resi5ilidad )sot6rmico del Aceite/ A presiones por arri%a del punto de %ur%ua, el coeficiente de compresi%ilidad isotérmico del aceite es definido e@actamente como el coeficiente de isotérmico de un gas. En
presiones por de%ao del punto de %ur%ua se de%e agregar un término que tome en cuenta el volumen de gas li%erado. As& como los gases, el coeficiente isotérmico de compresi%ilidad de aceite es usualmente nom%rado compresi%ilidad o, en este caso, compresi%ilidad de aceite. ,resiones por en!ima $el pno $e brbja. 'a definicin del coeficiente de compresi%ilidad isotérmico en presiones por encima del punto de %ur%ua es)
Estas ecuaciones dan el cam%io fraccional de volumen de un l&quido en funcin del cam%io de presin a temperatura constante. e usa la derivada parcial en vez de la derivada ordinaria porque solo una varia%le independiente, presin, se permite variar.
"8
cerca del punto de %ur%ua. 'os valores raramente e@ceden los 95 @ 81 psi . 'as ecuaciones 0.99 solo aplican por encima del punto de %ur%ua, as& que la l&nea de la figura termina al llegar al punto de %ur%ua.
Fig. 0.84 /omportamiento del coeficiente isotérmico de compresi%ilidad del aceite en funcin de la presin a temperatura constante en presiones por encima del punto de %ur%ua.
&resiones 'or de5ajo del 'unto de 5ur5uja. /uando la presin del yacimiento está por de%ao del punto de %ur%ua, la situacin es muy diferente. /omo se muestra en la figura 0.85, el volumen de l&quido del yacimiento disminuye cuando la presin se reduce. in em%argo, el volumen de
El cam%io en la cantidad de gas disuelto es)
Fig. 0.85. +lustracin del coeficiente isotérmico de compresi%ilidad de aceite a presiones por de%ao del punto de %ur%ua a temperatura constante
K el cam%io del volumen de gas li%re es)
As&, considerando las presiones por de%ao del punto de %ur%ua el cam%io total de volumen es la suma total del cam%io en el volumen de l&quido y el cam%io en el volumen del gas li%re.
donde se introduce 0g para convertir el volumen de gas li%re a condiciones de yacimiento. Por último, el cam%io fraccional de volumen en funcin de los cam%ios de la presin es)
El complemento de la gráfica de compresi%ilidad en funcin de la presin del yacimiento se ve en la figura 0.8?. -onde se o%serva una discontinuidad en el punto de %ur%ua. 'a li%eracin de la primera %ur%ua de gas, causa un gran cam%io en los valores de compresi%ilidad.
Fig. 0.8? /omportamiento del coeficiente isotérmico de compresi%ilidad del aceite en funcin de la presin a temperatura constante en presiones por de%ao del punto de %ur%ua.
2.$.2.. Coeficiente de Viscosidad del Aceite/ .
μ
'a viscosidad del aceite es una propiedad f&sica importante que controla el fluo del aceite atreves del medio poroso y la tu%er&a. 'a viscosidad, en general, se define como la resistencia interna de un fluido al fluir. En rangos desde 1.8 cp a 811 cp para aceites pesados. Es considerada la propiedad del aceite más dif&cil de calcular con correlaciones, con una precisin acepta%le. 'a viscosidad del aceite está en funcin de la temperatura, presin, gravedad especifica del aceite y gas, solu%ilidad del gas y la composicin del aceite. iempre que sea posi%le, la viscosidad del aceite de%er&a ser determinada por mediciones en el la%oratorio a temperatura y presin del yacimiento. 'a viscosidad regularmente se reporta en análisis estándar PG#. i la adquisicin de datos de un la%oratorio no están disponi%les, los ingenieros pueden referirse a las correlaciones pu%licadas, lo cual var&an en compleidad y precisin, dependiendo de los datos disponi%les del aceite. Casándose en la disponi%ilidad de datos de la mezcla de aceite, las correlaciones pueden dividirse en dos tipos) correlaciones %asadas en otras mediciones de datos PG#, como grados A, o Rs, y correlaciones %asadas en la composicin de aceite. -ependiendo de la presin, p, la viscosidad del aceite puede clasificarse en tres categor&as)
disuelto$ es defino como la viscosidad de aceite en la presin atmosférica y temperatura del sistema, T . Giscosidad de aceite saturado, . 'a viscosidad de aceite saturado !punto de %ur%ua$ es definida como la viscosidad en cualquier presin menor o igual a la presin de saturacin. Giscosidad de aceite %ao saturado. 'a viscosidad de aceite %ao saturado es definida como la viscosidad de aceite en la presin por encima del punto de %ur%ua y temperatura de yacimiento. %
'a definicin de las tres categor&as de viscosidad de aceite se ilustran conceptualmente en la figura 0.8>. En la presin atmosférica no (ay gas disuelto en el aceite !;s 1$ y es cuando la viscosidad del aceite tiene su valor más alto. /onforme la presin incrementa, en consecuencia la solu%ilidad del gas incrementa, resultando un decremento de la viscosidad. 'a viscosidad del aceite en cualquier presin menor o igual a es considerada como aceite saturado en esta presin. /onforme la presin alcanza el punto de %ur%ua, la cantidad de gas en solucin alcanza su má@imo en y la viscosidad de aceite su m&nimo . /on el incremento de la presin por encima de la , la viscosidad de aceite %ao saturado incrementa con la presin de%ido a la compresi%ilidad del aceite. %
%
Fig. 0.8> /omportamiento que presenta la relacin entre la viscosidad de un aceite negro respecto a la presin.
2.$.$. &ro'iedades del Agua de (ormaci8n.
2.$.$.1. Com'osici8n (ormaci8n.
del
Agua
de
#oda agua de formacin contiene slidos disueltos, principalmente cloruro de sodio. El agua algunas es conocida como salmuera o agua salada. in em%argo, la salmuera de los campos no tiene ninguna relacin con el agua de mar, tanto en la concentracin de slidos o distri%ucin de iones presente. :eneralmente, el agua de los campo contiene una mayor concentracin de slidos que la que contiene el agua de mar. El agua de Formacin (a reportado un total de concentracin de slidos que va desde 81,111 ppm, (asta apro@imadamente 911,111 ppm. El agua de mar contiene alrededor de 95,111 ppm de slidos totales. 'os cationes disueltos comúnmente encontrados en el agua de campo son NaS, /aSS, TgSS. Algunas veces se tienen HS, CaSS, 'iS, FeSS y rSS. 'os aniones disueltos en el agua de formacin normalmente encontrados son /l", B4" y
$
"# gr agua de formaci!n
2.$.$.2. (actor de Volumen del Agua de (ormaci8n/ . El factor de volumen de agua de formacin representa el cam%io en el volumen de la salmuera conforme es transportada desde el yacimiento (asta las condiciones de superficie. 'as unidades son M%ls 2 c.y. 3 2 c.e.. As& como el factor de volumen de
aceite de formacin tiene tres efectos involucrados.
'a li%eracin del gas disuelto del agua de formacin conforme la presin se reduce. 'a e@pansin del agua de formacin conforme la presin se reduce. 'a concentracin del agua de formacin conforme la temperatura se reduce.
El factor de volumen del agua de formacin representa los %arriles de agua en el yacimiento que se requieren para producir un %arril de agua en la s uperficie, es decir)
Fig. 0.8= /omportamiento del Factor de volumen del Agua de Formacin.
2.$.$.$. %ensidad del Agua de (ormaci8n/ . ρ
'a densidad a condiciones de yacimiento se calcula dividiendo la densidad a condiciones estándar por el factor de volumen de formacin del agua del yacimiento a condiciones de yacimiento entre condiciones estándar.
'a gravedad espec&fica del agua de yacimiento, , que se define como la relacin entre la densidad de la salmuera y la densidad de agua pura, ama%as tomadas a la misma presin y temperatura !comúnmente presin y temperatura atmosférica$. γ
2.$.$.0. Solu5ilidad del !as en el Agua -relaci8n gas en soluci8nagua;/ . El gas natural tam%ién se puede disolver en el agua de formacin del yacimiento. 'a relacin gas en solucin3agua es la relacin del volumen de gas producido a condiciones estándar respecto al volumen de agua de formacin producida en el tanque de almacenamiento en %arriles, como un resultado de la produccin de un volumen de agua
originalmente a condiciones de yacimiento, es decir)
&s'&s'i
. e . c
@ s a g s l B ( % s
R
pb "resión del yacimiento# p y# (lb/pg 2 abs)
Figura 0.8 /omportamiento de la solu%ilidad del gas en el agua.
2.$.$.. Coeficiente de Com'resi5ilidad )sot6rmica del Agua/ . Por arri%a del punto de %ur%ua se calcula con)
/uando la es mayor o igual que la presin de %ur%ua entonces la presion es constante. cuando 1 ' a por de%ao de la presin se define como)
Propiedades de los Fluidos
se puede escri%ir como)
El primer término de la ecuacin se relaciona con la a presiones de yacimiento por arri%a de la y muestra la e@pansin del agua. El segundo término de la ecuacin se y muestra el relaciona con la a presiones de yacimiento por de%ao de la
incremento del volumen del sistema .
)ncremento del *olumen del sistema.
" &
) s b a 2 g p / b l (
!pansión del agua de +ormación.
%
c
pb "resión del yacimiento# p y# (lb/pg 2 abs.)
Figura 0.01 :ráfica de la compresi%ilidad isotérmica del agua en funcin de la presin del yacimiento a temperatura constante.
2.$.$.. Coeficiente de Viscosidad del Agua de (ormaci8n/ . μ
'a μ es una medida de la resistencia del agua a fluir. 'a μ decrece cuando la viscocidad decrece tanto para U , como para V . 'a figura 0.08 muestra el comportamiento común de la vs. para el agua de formacin. μ
Fig. 0.08 /omportamiento de la viscosidad de la salmuera en funcin de la presin a temperatura constante.
$. Nomenclatura p presin a%soluta, psia V volumen, T temperatura a%soluta, 6; n número de moles de gas, l%"mole
