Propiedades de los fluidos petroleros La evaluación de propiedades físicas de mezclas de hidrocarburos es un importante paso para el diseño de diferentes etapas de operación de un campo petrolero. Las propiedades de los fluidos varían conforme cambia la presión y la temperatura, la mayoría de estas propiedades deben ser evaluadas por la ingeniería de yacimientos e ingeniería de producción. Un sistema de tuberías con dos o mas fases fluyendo, requiere de la predicción de propiedades de los fluidos como el gas disuelto, los factores de formación, compresibilidad del aceite, la viscosidad en distintos puntos de la tubería. El comportamiento de estas propiedades cambia con la temperatura y son predichas empíricamente.
Densidad del aceite El crudo se clasifica de acuerdo a su peso especifico y es expresado en una escala normalizada por el Instituto Estaunidense del Petróleo (American Petroleum Institute) llamada densidad API, o comúnmente conocida como grados API (º API). ºAPI = (141.5 / Υ 0 ) – 131.5 Υ0 = densidad relativa del aceite a condiciones estándar o aceite muerto
Densidad de un gas : Es el peso molecular por unidad de volumen de un gas a ciertas condiciones de presion y temperatura. [lbm/pie3] Densidad relativa de un gas: Es el cociente del peso molecular por unidad de volumen de un gas entre el peso molecular por unidad de volumen del aire, ambos tomados a las mismas condiciones de temperatura y presion, y considerando la densidad del aire como 1 atm. Densidad relativa de un liquido: Es el cociente de la densidad del liquido con respecto a la densidad del agua, ambos tomados a las mismas condiciones de temperatura y presión. Encogimiento: Es la disminución de volumen que experimenta una fase líquida por efecto de la liberación del gas disuelto y por su contracción térmica. El factor de encogimiento es el recíproco del factor de volumen.
Factor de compresibilidad Se denomina también factor de desviación o factor de supercompresibilidad. Es un factor que se introduce en la ley de los gases ideales para tomar en cuenta la desviación que experimenta un gal real con respecto a un gas ideal. Tomando en cuenta este factor de compresibilidad, la ecuación queda como: p · V = Z · n · R · ( T + 460 ) Donde: Z = Factor de compresibilidad R = Constante universal de los gases, 10.71 ( pies/mol-ºR) n = Número de moles de gas, (lb-mol) p = Presión, psi V = Volumen (pies3) T = Temperatura, ºF
Factor de volumen del aceite Es el volumen que ocupa un barril de aceite con su gas disuelto a condiciones de yacimiento (presión temperatura) por cada volumen que ocupa un barril a condiciones estándar. Esta es una medida del encogimiento volumetrico del aceite de yacimiento a condiciones de superficie Bo = (Vo)p,T / (Vo)C.S.
Factor de volumen del gas Se define como el volumen que ocupa un pie3 de gas medido a condiciones de yacimiento por cada pie3 de gas medido a condiciones estándar. La expresión matemática del Bg es: Bg = (Vg)p,T / (Vg)C.S.
Factor de volumen del agua Se define como el volumen que ocupa un barril de agua medido a condiciones de yacimiento por cada barril de agua medido a condiciones estándar. La expresión matemática del Bw es: Bw = (Vw)p,T / (Vw)C.S.
Factor de volumen total Es también llamado factor de volumen de las dos fases, es decir, cuando la presión está por debajo de la presión de burbujeo. El Bt, a diferencia del Bo, considera también el gas que se liberó en el yacimiento al bajar la presión por debajo de la presión de burbujeo. La ecuación que representa al Bt es: Bt = Bo + Bg (Rsb- Rw) Donde: Bo = Factor de volumen del aceite a una presión menor a la pb, en
[email protected]./
[email protected] Bo = Factor de volumen del gas, en
[email protected]./
[email protected] Rsb = relación de solubilidad a la presión de burbujeo, en pies
[email protected]./
[email protected] Rs = relación de solubilidad a una presión menor a la pb, en
[email protected]./bl@ c.s Al analizar la ecuación podemos observar que al restar la Rsb de la Rs nos da la cantidad de gas liberado en el yacimiento debido a la disminución de la presión y se multiplica por el factor de volumen del gas para que ese gas liberado este a condiciones de yacimiento.
Relación de solubilidad Se define como el volumen de gas disuelto en un barril de aceite a condiciones estándar. La Rs aumenta cuando de incrementa la presión hasta llegar a la presión de burbujeo del aceite, arriba de ese punto la Rs se mantiene constante, donde el aceite también es llamado bajosaturado (arriba de la presión de saturación).
Separación diferencial: Es un proceso en el cual se separa el gas que fue liberado del aceite como resultado de un cambio en la presión o la temperatura, con un retiro continuo del gas que se encuentra en contacto con el aceite, en el que se encontraba disuelto, antes de estableces un equilibrio con la fase liquida. Por lo tanto durante este proceso la composición del sistema varía continuamente. Separación instantánea (flash): Es un proceso en el cual a cada declinación o nivel de presión, se conserva todo el gas liberado del aceite, por lo que se mantiene constante la composición del todo el sistema.
Relación de solubilidad por separación flash y diferencial en función de la presión En el proceso de separación flash el gas liberado del aceite en la celda PVT durante la declinación de la presión permanece en contacto con el aceite del cual fue liberado, lo que es una diferencia del proceso de separación diferencial, este es considerado como más representativo del proceso de separación experimentado en el sistema de flujo del yacimiento; esto es debido a que la alta transmisibilidad del gas hace un flujo más rápido, dejando atrás el aceite del cual fue liberado.
Tensión superficial Es la tendencia de un líquido a ofrecer la mínima superficie libre, es decir, la superficie líquida en contacto con un gas tiende a contraerse. Es una medida del inequilibrio en las fuerzas moleculares interfaciales para dos fases en contacto.
Bibliografia: Streeter V. L., Wylie E. B., Bedford K. W., Mecánica de fluidos, 9ª Edición, Mc Graw Hill, 1997, 728 p.
