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CAPITULO N 1
SIMBOLOGIA, UNIDADES Y FACTORES DE CONVERSION
UNIDADES INGLESAS
Algunas unidades inglesas como el pie, segundo, grados
Fahrenheit tienen que
ser familiares y son necesarios para efectuar las diferentes
conversiones as por
ejemplo es frecuente convertir la temperatura de grados
Fahrenheit a grados Rankine
la relacin que se usa es:
R= F+459.69 (1- 1)
Si la temperatura es esta expresada en grados Rankine, la
ecuacin de los gases
perfecto la podremos escribir en unidades inglesas como
sigue:
pV= nRT (1 2)
donde : p = presin absoluta, lb/inch2
V = volumen total, ft3
n = numero de libras mol del gas
T = temperatura, R
R = 1544 ft-lb/(mole)(F)= 10.732 (psia)( ft3)/(lb-mol)(R)
La densidad esta definida como la relacin del peso entre la
unidad de volumen,
para caso de gases perfectos la densidad ser:
= W/V= M/V = pM/RT (1 -3)
La ley de los gases perfectos es aplicable para los gases reales
solo a bajas
presiones. Para presiones altas se combina las ecuaciones 1-2 y
1-3 obtenindose:
pV= znRT (1 4)
y R = pM/zRT (1- 5)
La densidad del petroleo normalmente esta expresado en trminos
de gravedad
API la cual se refiere de la siguiente manera:
o = (Gravedad Especifica) = 141.5/(131.5+API) (1- 6)
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141.5
131.5o
API
El factor volumtrico de petroleo de formacin Bo
Bo = factor volumtrico del petroleo de formacin
= bbl @ yacimiento/ STB
Bg = factor volumtrico del gas de formacin
= bbl @ yacimiento/ 1.000 std ft3
De donde se puede deducir que :
Bg = zRT/VmP.(1- 7)
Vm: volumen molar a condiciones estndar especificadas
UNIDADES PARA LA LEY DE DARCY
Para el flujo de un fluido incompresible a travs de un sistema
horizontal lineal,
esta ley se puede escribir de la siguiente forma:
x
pkv (1 -8)
donde usamos la siguiente notacin:
t = tiempo
M = masa
L == longuitud
Los trminos y dimensiones empleadas en la ecuacin 1-8 sern:
v = velocidad (L/t)
k = permeabilidad (L2)
p = presion (ML/t2)/L2
x = longitud (L)
La velocidad aparente en la ecuacin 1-8 puede ser expresada
como:
A
qv (1-9)
donde q = caudal de flujo volumtrico (L3 /t)
A = rea del flujo (L2)
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L
hhkv
)(* 21
En unidades del sistema que se derivan de la ley de Darcy
frecuentemente son
llamadas unidades Darcy
v(cm/sec)= - k(darcy) / (cp)*dp/dx (atmsfera/cm) (1 10)
TABLA 2.1
SI STEMA DE UNIDADES USADAS PARA LA LEY DE DARCY
SI Brithish cgs Darcy Oilfield
k m2 ft2 cm2 darcy md
p Pa lbf/ft2 dyna/cm2 atm psia
q m3/s ft3/s cm3/s cm3/s STB/D
Pa*s lbf-s/ft2 cp cp cp
A m2 ft2 cm2 cm2 ft2
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El petroleo comnmente esta medido en barriles que contiene
42-galones y para
obtener en unidades de campo la ecuacin 1-8 se puede expresar
como :
qo = 1.1271*10-3 kA*p /L (1 11)
Donde q tiene unidad como bbl/dia, la permeabilidad k en md, A
en ft2, en cp,
L expresada en ft y la diferencial de presin en psi, la
constante de 1.1271*10-3 es
introducida como factor de conversin.
Si q puede ser expresada en miles de pies cbicos por dia (MPCD),
entonces la
ley de Darcy ser:
qg = 6.3230*10-3 kAp/L (1 12)
SISTEMA INTERNACIONAL DE UNIDADES (SI)
TABLA 1 1
Cantidad bsica SI Unidad SI Unidad SPE
Smbolo Letra Longitud metro m L
Masa kilogramo kg m
Tiempo segundo s t
Corriente elctrica ampere A l
Temperatura termoelctrica kelvin K T
Cantidad de substancia mol mol n
Intensidad lumnica candela cd
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TABLA 1 2
PREFIJOS DE LAS UNIDADES SI
Factor de multiplicacin Prefijo SI Smbolo del prefijo SI
1.000.000.000.000.000.000 = 1018
exa E
1.000.000.000.000.000 = 1015
peta P
1.000.000.000.000 = 1012
tera T
1.000.000.000 = 10 9 giga G
1.000.000 = 10 6 mega M
1.000 = 10 3 kilo k
100 = 10 2 hecto h
10 deka da
0.1 = 10-1
deci d
0.01 =10 -2
centi c
0.001 = 10 -3
milli m
0.000.001 = 10-6
micro u
0.000.000.001 = 10-9
nano n
0.000.000.000.001= 10-12
pico p
0.000.000.000.000.001 = 10-15
femto f
0.000.000.000.000.000.001 = 10-18
atto a
EJEMPLO DE CONVERSION DE UNIDADES
A continuacin constantes que sern utilizadas mas
frecuentemente:
1 atm = 14.7 psia
1 ft = 30.48 cm.
1 dia = 24 hrs
1 bbl = 5.615 ft3
1 d = 1.000 md
1 hr = 3.600 seg
1 acre = 43,560 ft
1 lb = 453.59 grs.
1 Bbl = 159 ltrs. = 42 gal
1 m3 = 6.2981 Bbls =35.314 ft3
TABLA 1 3
CONSTANTES Y FACTORES DE CONVERSION
Constantes bsicas
Temperatura absoluta equivalente a 0F. 459,688F
Densidad mxima del agua (39.16).0.999973 gr por cm3
Densidad mxima del agua a 60 F. 0.999914 gr por cm3
Peso molecular promedio del aire seco28.97 lb/ lb - mol
Numero de Avogrado 2,733X1026
molculas / lb-mol
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Constantes derivadas
Constante de gas. 10.732 (psia)(ft3)/(lb-mol)(R)
Volumen de 1 lb-molde gas 14.4 lpca y 60F 387.29z ft3
Volumen de 1 lb-molde gas 14.65 lpca y 60F 380.68z ft3
Volumen de 1 lb-molde gas 14.696 lpca y 60F 379.51z ft3
Volumen de 1 lb-molde gas 14.7 lpca y 60F 379.41z ft3
Volumen de 1 lb-molde gas 14.73 lpca y 60F 378.62z ft3
Densidad del agua (60F). .62.366 lb por ft3
Un pie de agua (60F) ..0.43310 por ft3
Densidad del agua (60F).. .8.33727 lb por gal
Conversiones
M = 1000 y MM o M2 = 1.000.000
MCF (ingles) = MPC (espaol) = 1.000 ft3 std
UNIDADES DE LONGUITUD UNIDADES DE SUPERFICIE
1 cm = 0.3937 pl 1 ac = 43,560 p2
1 p = 30,4801 cm. 40 acres = 1320 p x 1320 p
1 p = 0.3600 varas 1 milla2= 640 ac
1 m = 39.370 pl 1 acres = cuadrado de 208.71 p
1 m = 3,2808 p UNIDADES DE PESO 1 milla = 5280 p 1 oz = 28,34953
GRS.
1 pl =2,54001 cm. 1 lb = 453,59243 grs.
1 lb = 16 oz
UNIDADES DE VOLUMEN UNIDADES DE DENSIDAD
1 ac- p = 43,560 p 1 gr x cm3 = 62,428 lb/p3
1 ac- p = 7758 bbl 1 gr x cm3 = 8.3455 lb/gal
1 bbl = 42 gal U.S. 1 gr x cm3 = 350.51 lb/bbl
1 bbl = 5,61458 p3 1 lbx pie3= 0.0160184 g/cm3
1 p3 = 1728 pl3 UNIDADES DE PESO 1 p3 = 7,4805 gal 1 oz =
28,34953 grs.
1 pl =2,54001 cm. 1 lb = 453,59243 grs.
1 p3 = 7,4805 gal
1 p3 = 0,178108 bbl UNIDADES DE PRESION 1 m3 = 6,2898 bbl 1 atm
= 760 mm Hg (0C)
1 gal = 3785 cm3 1 atm = 29.21 pl de Hg (0C)
1 atm = 14,696006 lpc
1 atm = 33,899 p de agua (4C)
1 p de agua = 0.4335 lpc
1 pl de Hg = 0.4912 lpc
1 lpc = 2.036 pl Hg
ESCALA DE TEMPERATURAS
Grados Fahrenheit (F).. 1.8 (grados C) + 32
Grados centgrados (C).. (1/ 1.8)(grados F - 32)
Grados Kelvin (K). grados C + 273.16
Grados Rankine (R) .. grados F + 459.7
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Tabla 1.4
UNIDADES TIPICAS PARA LOS CALCULOS DE INGENIERIA
Variable Oilfield Units SI Conversin
-------------------------------------------------
rea acre m2 4.04 x 103
Compresibilidad psi-1 Pa-1 1.45 x 10-4
Longitud ft. m2 3.05 x 10-1
Permeabilidad md. m2 9.9 x 10-16
Presin psi Pa 6.9 x 10+3
Caudal(oil) STB/d m3/s 1.84 x 10-6
Caudal(gas) MSCF/d m3/s 3.28 x 10-4
Viscosidad cp Pa-seg 1 x 10-3
-------------------------------------------------
Ejemplo N2.-
Para un flujo radial steady state (Flujo estacionario) de la
ecuacin de
Darcy, donde el abatimiento se determina con la siguiente
relacion:
)(ln2.141
sr
r
kh
qBPP
w
ewfe
(1 13)
Calcular el abatimiento en Pa para el flujo con datos
proporcionados en el
Sistema Internacional de un pozo que produce petrleo crudo.
Datos:
q=0.001m3/seg B=1.1 res m3/ST m3 = 2 x10-3 Pa.seg
k= 10x10-14 m2 h=10 m re = 575 m.
rw = 0.1 m s = 0
Solucin: Usando la tabla anterior se convierten a unidades
petroleras:
q=(0.001 m3/seg)(5.434x105) = 543.4 STB
B=1.1 bbl/STB
= (2 x10-3 Pa.seg) (10+3) = 2 cp
k= (1.0x10-14 m2)(1.01^+15) = 10.1 md
h= (10 m) (3.28) = 32.8 ft.
Entonces reemplazando las anteriores variables tendremos:
psiPP wfe 411,4)001
575(ln
)8.32)(1.10(
)2)(1.1)(4.543(2.141 (1 14)
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Y ahora se podr convertir este resultado a Pascales:
Pe-Pwf = (4411) (6.9x10^+3) = 3.043x10^+7 Pa
Alternativamente, podremos convertir la constante de 141.2 en
una constante
apropiada para utilizar con las unidades del SI equivalente a
0.159.
)109.6(28.31001.1
)10()10434.5(/2.141 3152
35
xxmhxmk
segPaxsegmqPP wfe
O tambin:
)(ln159.0
sr
r
kh
qBPP
w
ewfe
o )(ln*2
sr
r
kh
qBPP
w
ewfe
(1 15)
Correcion de la La Gravedad y del Factor de Volumen
Con el objeto de transferir en custodia del petrleo neto de la
masa los
aceites y los productos, los volmenes y las densidades
contractuales son
referidos a una temperatura fija , usualmente 60 F. Los Volumes
y densidades
API medidas en diferentes temperaturas del valor base estn
ajustados por
correlaciones y los factores desarrollados y tabulados en las
ASTM Tablas de las
Medidas de Petroleo.
El mtodo de clculo consta de 2 pasos secuenciales: La correccin
de la
gravedad API y la del Volumen el operador acepta como real el
API introducido y
la temperatura observada, y a la salida la gravedad del API a 60
F, sta
gravedad corregida del API junto con la temperatura observada,
luego seran
alimentadas en una rutina de correccin del volumen para obtener
el factor de
Correccin.
Hubieron algunos intentos por hacer uso del borrador ASTM
Petroleum
Measurument Tables por ser menos difcultoso. Keaves ploteo
directamente estas
tablas y propuso un mtodo grfico de interpolacin. Rajan extendio
este trabajo
proponiendo una ecuacin de 1 grado para aproximar la gravedad
API corregida para temperaturas > 45 F:
60000485.1
60059175.060
T
TCC T (1 16)
Donde:
T = temperatura observada; (F)
CT= gravedad API@ T(F)
C60= API @ 60 F
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SIMBOLOS SIGNIFICADO DIMENSIONES
A rea L2
B factor volumtrico
Bg factor volumtrico de gas
Bo factor volumtrico de oil
Bw factor volumtrico de agua
Bt factor volumetric total Lt2/m
c compresibilidad Lt2/m
Cf compresibilidad de la formacin
Cg,o,w compresibilidad del gas,oil,agua
D prefundidad L
G volumen inicial en el yacimiento L3
h zona bruta productora L
i rata de inyeccin L3/t
J ndice de produccin L4/ m
K Permeabiljidad absoluta ( flujo de fluido) L2
ln logaritmo natural, base e
m exponente de porosidad
MW peso molecular m
n exponente de saturacin
n moles total
N oil in situ inicial en el yacimiento L3
Np produccin acumulada de petrleo L3
p presin m/Lt2
Pc presin critica m/Lt2
Q caudal de produccin L3/t
R distancia radial L
rd radio de drenaje L
rw radio del pozo L
S saturacin
Sg saturacin de gas
Sw saturacin de agua
t tiempo
T temperatura
v volumen especifico L3/m
v velocidad L/t
W agua in situ en el yacimiento L3
Wp produccin acumulada de agua L3
z factor de desviacin del gas
Smbolos griegos
gravedad especifica
densidad m/L3
viscosidad m/Lt
porosidad
tension superficial (m/t^2)/L^2
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Sufijos
a atmsfera
b punto de burbuja
c critico
d punto de roci
d desplazamiento
e efectivo
f fluido
f formacin
g gas
h hidrocarbon
i condiciones iniciales
i inyeccin o inyectado
o petrleo
r reducido
r relativo
tD tiempo adimensional
w agua
w condiciones de pozo
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CAPITULO N 2
Condiciones para la existencia de gas y petrleo Para que exista
un yacimiento de gas o petrleo deben existir las
siguientes condiciones y factores:
Cuenca
Roca Generadora o Roca Madre
Migracin y Timing
Sello
Reservorio
Trampa
La Cuenca sedimentaria es la primera condicin que debe
cumplirse
para la existencia de un yacimiento de hidrocarburo. Es una
cubeta rellena
de sedimentos, son las nicas rocas donde se puedan generar
los
hidrocarburos y donde en general se acumulan. La cuenca es la
que alberga
o contiene a los hidrocarburos.
Fig.2 Diferentes entrampamientos de hidrocarburos
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El tamao de estas cuencas puede variar en decenas de miles de
km2,
mientras que el espesor es en general de miles de metros (hasta
7.000).
Estas cuencas sedimentarias se encuentran rodeadas por zonas
llamadas
basamentos, es decir, formadas por rocas viejas y duras donde no
se
depositaron sedimentos y son, por lo tanto, estriles.
La Roca Generadora (llamadas tambin Roca Madre) es la fuente
donde se genera la descomposicin que da paso a la formacin de
un
yacimiento. Son rocas sedimentarias de grano muy fino
(normalmente
lutitas) de origen marino o lacustre, con abundante contenido de
materia
orgnica (plancton, algas, lquenes, ostras y peces, restos
vegetales y
otros). Estos fueron quedando incorporados en ambientes anoxicos
y que por
efecto del enterramiento y del incremento de la presin y
temperatura
transforma a la materia orgnica en hidrocarburos, es decir se
genera el
hidrocarburo.
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Normalmente a altas profundidades no hay oxigeno por lo cual
la
materia orgnica se preserva. Estos sedimentos del fondo, en
general en un
medio arcillosos, constituyeron lo que luego sera la roca
generadora de
hidrocarburos. Esta roca es posteriormente cubierta por otros
sedimentos,
y as va quedando enterrada en profundidad cada vez mayor,
sometida a
presiones temperaturas ms altas de las que haba cuando se
deposit.
Al estar en profundidad, la Roca Generadora o Roca Madre est
sometida a una presin, lo que hace que poco a poco el petrleo o
gas
generados vayan siendo expulsados de la roca, como si se
presionara un
trapo hmedo. El hidrocarburo comienza a moverse a travs de
pequeas
fisuras o entre el espacio que existe entre los granos de arena,
empujando
parte del agua que suele estar ocupando estos espacios.
Como el petrleo y el gas natural son ms livianos que el agua,
por lo
general circulan hacia arriba, desplazando el agua hacia abajo,
proceso en
el cual el petrleo y el gas pueden llegar a viajar grandes
distancias, lo que
se llama Migracin.
De este modo el petrleo llega a veces a la superficie de la
tierra,
formando manantiales como los que se pueden ver en diferentes
sitios a lo
largo de la faja subandina (Camiri,Norte de La Paz,etc,). Otras
veces el
hidrocarburo no puede fluir y se queda en el subsuelo, generando
una
acumulacin importante lo que da lugar a un yacimiento.
El Timing, es la relacin adecuada entre el tiempo de generacin
y
migracin del hidrocarburo con el tiempo de formacin de la
trampa. La
barrera que impide que el hidrocarburo siga subiendo es por lo
general un
manto de roca impermeable al que se denomina
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Sello. El Sello est compuesto por lo general de arcillas, pero
tambin
pueden ser rocas impermeables de otra naturaleza, tales como
mantos de
sal, yeso o incluso rocas volcnicas.
Reservorio
El petrleo y el gas natural no se encuentran en cavernas o
bolsones,
sino esta embebido (impregnado) en cierto tipo de rocas a las
cuales se les
denomina reservorios. En consecuencia, los reservorios son rocas
que tienen
espacios vacos dentro de si, llamados poros que son capaces de
contener
petrleo y gas del mismo modo que una esponja contiene agua.
El reservorio tiene tres propiedades: La porosidad que es un
porcentaje de
los espacios vacos respecto al volumen total de la roca que nos
indicar el
volumen de fluidos que pudiera contener el reservorio, sean
estos hidrocarburos
o agua de formacion. La permeabilidad describe la facilidad con
que un fluido
puede moverse a travs del reservorio, esta propiedad controla el
caudal que
puede producir un pozo que extraiga petrleo del mismo, es decir,
el volumen
de produccin estimado. A mayor permeabilidad mejores
posibilidades de caudal
de produccin. La saturacin de hidrocarburos expresa el
porcentaje del
espacio poral que est ocupado por petrleo o gas. Esta permite
estimar el
porcentaje de contenido del fluido del reservorio, mientras ms
alto el
porcentaje de saturacin, se estima mayor volumen de
hidrocarburos.
El factor de recuperacin (FR) del hidrocarburo es el porcentaje
de petrleo
y/o gas natural que puede ser extrado en la etapa primaria de
explotacin,
que en el caso de petrleo el porcentaje no es mayor al 30 %. El
resto del
volumen se recupera con tecnologa secundaria, o recuperacin
asistida como la
inyeccin de agua o gas.
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Trampa
Para que se forme un yacimiento hace falta un sistema geomtrico
que
atrape y concentre al hidrocarburo evitando su fuga posterior.
Este
elemento se denomina trampa.
Las mismas pueden estar constituidas por rocas impermeables
ubicadas
a los lados del reservorio; un ejemplo de esto es un cuerpo de
arena
(reservorio) totalmente rodeado de arcilla (sello y trampa); es
la llamada trampa estratigrfica. La trampa puede ser producto de
una deformacin de las rocas; es posible que se forme un pliegue de
modo tal que hacia
todos los lados tanto el reservorio como el sello vayan bajando,
adoptando
la forma de una taza invertida, lo que evita que el petrleo
migre hacia la
superficie. A eso se le denomina una trampa estructural.
reef.:arrecife;shale:esquisto;limestone:caliza;lime:limolita
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Fig.2 Ejemplo de Reservorios formados por pliegues
Fig.3 Testigos de varios formaciones
PRINCIPALES MECANISMOS DE ENTRAMPAMIENTO
Para que exista una acumulacin de de petrleo o gas natural, se
requiere
de cuatro condiciones: roca madre, rocas sellantes, el
reservorio y un mecanismo
de entrampamiento, es importante para la ingeniera de
reservorios conocer el
mecanismo de entrampamiento y no solo es suficiente conocer las
propiedades
del reservorio. De otra manera, se cometern errores en el
anlisis del
yacimiento. La cuestin bsica es la responder de como se puede
mantener esta
acumulacin de petrleo In Situ. Existen muchos diferentes tipos
de trampas los
cuales pueden ser clasificadas en las siguientes categoras de
trampas:
estructurales, estratigrficas falladas, hidrodinmicas y
combinadas.
1.5.1 TRAMPAS ESTRUCTURALES.- Consisten en un alto estructural
semejante
a un anticlinal o un domo, donde se acumula el petrleo o el gas
y ya no pudiendo
migrar a otro lugar mas alto a travs del reservorio. Existen
capas de rocas
sellantes con caractersticas estructurales.(Ver Fig. 2. 2)
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1.5.2 TRAMPAS ESTRATIGRAFICAS.- Ocurre cuando el reservorio esta
acuado
contra otra formacin impermeable, As ser atrapado el petrleo con
la ms
alta migracin.Este acuamiento puede ocurrir cuando la porosidad
o la
permeabilidad se reducen a cero. (Ver Fig. 2. 5)
1.5.3 TRAMPAS FALLADAS.- Ocurre cuando el reservorio es
desplazado por
una falla y el reservorio esta siendo sellado contra una
formacin impermeable
(Ver Fig. 2. 4)
1.5.4 TRAMPAS HIDRODINAMICAS.- Ocurre cuando el reservorio esta
acuado
y cuando existe cualquier contacto inclinado de agua /
hidrocarburo, estos
contactos ocurren cuando el acufero esta en movimiento inclinado
debido al
gradiente de presin del acufero en cualquier plano inclinado,
desplazando al
petroleo ms all del buzamiento con el rumbo del acufero en
movimiento. (Ver
Fig. 2. 6). As que se puede decir que el petroleo puede estar
desplazado de la
parte externa superior de las estructuras o puede estar atrapado
en narices.
Cuando los reservorios son heterogneos, el petroleo o el gas aun
pueden estar
atrapados en monoclinales. (Ver Fig. 2. 7)
Las trampas hidrodinmicas muchas veces son confundidas por las
trampas
estratigrficas. Si no hay cierre estructural, de una trampa
estratigrfica
Si no hay un cierre estructural, una trampa estratigrfica a
menudo se asume que
el hidrocarburo realmente estara atrapado hidrodinmicamente.
Bajo estas
condiciones hidrodinmicas, las acumulaciones de petrleo y la
existencia del gas
se observan en una inclinacin de los contactos petroleo /agua o
el gas /agua
interconectados con el ngulo, esta inclinacin dada por Hubber
con la ecuacion:
dx
dh
dx
d w
ow
wtan . (2 1)
Donde :
Angulo de inclinacin de la interfase
dx
d Pendiente de la interfase
dx
dhw Componente de la pendiente de la superficie potenciomtrica
del agua
en la direccin horizontal, x, para el caso particular del
gradiente de
flujo del acufero
Para que exista una trampa hidrodinmica, all tiene que estar un
punto mas
bajo del potencial del petrleo que contornea en vez que el
cierre estructural. El
potencial del petroeo se calcula del potencial del agua y las
elevaciones. Si
estructuralmente se tiene una prdida homognea en el potencial de
agua es
asumida en una cierta direccin, q, donde es el ngulo medido en
la direccin
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positiva del componente x, la ecuacin potencial del agua puede
estar generalizada
como:
sincos yxqhw . (2 2)
Dnde dx
dho
dx
dZq w
w
w )(
y sincos yxqhw se refieren a las lneas equipotenciales del
gradiente
potencial del agua como una funcin de x, y & . Entonces si
uno conoce, , la
direccin de las lneas de flujo, entonces las lneas
equipotenciales podrn ser
dibujadas en base a las coordenadas de los valores de x & y.
El potencial del
petrleo ser obtenidas como sigue:
zo
hw
wo
)(. (2 3)
Ahora conociendo que yo 0.1 9.0w la ecuacin 2.3 se reducir
a:
zhh wo 111.0111.1 . (2 4)
Ntese que a travs de esos tpicos valores de la densidad de los
fluidos
indicadas en la ecuacin, el cierre bsicamente depender del
actual y
nicamente de los contornos de la estructura, z, y del ngulo de
inclinacin, ,
en el contacto agua/petrleo. Esto se verificara cuando
sustituimos la ecuacion
1.1 dentro de la ecuacin 2.4 obtenindose como:
( )
tanw o
w
ho z . (2 5)
Consecuentemente a travs de estos parmetros se puede cambiar el
valor
de ho, que varara por el mismo factor constante y el cierre de
los contornos que
no sern alterados. La Tangente de es una funcin de la diferencia
de ambos
densidades y de la prdida del potencial del acufero, pero esta
es la resultante
de la inclinacin que contribuye para el entrampamiento.
La ecuacin 2.4 es una relacin fundamental en el uso de la
determinacin de un
entrampamiento hidrodinmico. Este mtodo lo desarrollo Towler,
que en forma
resumida nos dice lo siguiente:
1.- Calcular la elevacin estructural de la formacin en un numero
de puntos de
un entramado o enmalla en el planos X & Y, donde X & Y
son las distancias desde
un punto de origen arbitrario.
-
Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
19
2.-Calcular los valores del potencial del acufero localizados en
algunos puntos del
entramado. Esto se podr efectuar con ayuda de la ecuacin 2.2 y
con el
concimiento de la direccin y del grado de inclinacin cercano al
campo.
3.- Usando la ecuacin 2.4 calculamos los valores de ho en
algunos puntos del
entramado.
4.- Graficar los contornos del potencial de petrleo usando
alguna tcnica de
mapeo conveniente.
5.- La regin mas bajo del potencial de petrleo con su contorno
cerrado
representara el entrampamiento hidrodinmico.
1.5.4 TRAMPAS COMBINADAS.- Muchos reservorios pueden tener
combinaciones de los mecanismos de entrampamiento. La trampa
estructural
podra tener una trampa estratigrfica o una falla componente que
contribuye a la
posicin del petrleo y el gas. Una trampa del hidrodinmica a
menudo tiene un
componente estructural. Al identificar el mecanismo de
entrampamiento, es
importante tener en cuenta la posibilidad de exista ms de un
mecanismo.
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Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
20
CAPITULO N 3
CLASIFICACION DE LOS FLUIDOS
INTRODUCCION
Las acumulaciones de gas y petrleo ocurren en trampas
subterrneas formadas
por caractersticas estructurales, estratigrficas o ambas. Por
fortuna se presentan
en las partes mas porosas y permeables de los estratos, siendo
estos principalmente
areniscas, calizas y dolomitas, con aberturas ntergranulares o
con espacios porosos
debido a las diaclasas, fracturas y por efectos de soluciones.
Por lo que un yacimiento
esta definido , como una trampas donde de encuentra contenido el
petrleo, el gas
natural o ambas como mezclas complejas de compuestos , como un
solo sistema
hidrulico conectado cuyas caractersticas no solo dependen de la
composicin sino
tambin de la presin y temperatura a la que se encuentran,
Muchos de los yacimientos de HC se encuentran conectados
hidrulicamente a
rocas llenas de agua, denominados acuferos, como tambin muchos
de estos
yacimientos se hallan localizados en grandes cuencas
sedimentarias y comparten un
acufero comn.
Tabla 3.1 Caractersticas y composicin de los diferentes tipos
de
Fluidos en el Reservorio Componente Petrleo Petrleo
Voltil
Gas y
condensado
Gas seco
C1 45.62 64.17 86.82 92.26
C2 3.17 8.03 4.07 3.67
C3 2.10 5.19 2.32 2.18
C4 1.50 3.86 1.67 1.15
C5 1.08 2.35 0.81 0.39
C6 1.45 1.21 0.57 0.14
C7+ 45.08 15.19 3.74 0.21
PMC7+ 231.0 178.00 110.00 145.00 Densidad Relativa 0.862 0.765
0.735 0.757
Color del
Liquido
Negro
verdoso
Anaranjado
oscuro
Caf ligero Acuoso
La temperatura de un reservorio es determinada por la
profundidad y el
comportamiento del fluido en un reservorio es determinado por su
composicin y
relaciones PVT. En un reservorio se tiene diferentes clases de
fluidos, las cuales se
muestran en la Tabla 3.1. Las temperaturas crticas de los HC mas
pesados son las mas
elevadas que de los componentes livianos. De all que la
temperatura critica de la
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Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
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mezcla de un HC predominantemente compuesto por componentes
pesados, es mas
alta que el rango normal de temperatura del reservorio.
Figura 3.1 Diagrama de fases (Presin- Temperatura)
Cuando la presin del reservorio cae por debajo del punto de
saturacin, el
diagrama de fases del fluido original no es representativo, ya
que el gas y el lquido
son producidos a relaciones diferentes de la combinacin
original, resultando un
cambio en la composicin del fluido. La segregacin gravitacional
de las dos fases con
diferentes densidades tambin podr inhibir el contacto entre las
dos fases cambiando
el equilibrio en el reservorio.
Los reservorios de HC son clasificados de acuerdo a:
La composicin de la mezcla de HC en el reservorio.
La presin y temperatura inicial del reservorio
La presin y temperatura de produccin en superficie.
El comportamiento termodinmico de una mezcla natural de HC,
puede ser
utilizada para propsitos de clasificacin, tomando como base el
diagrama de
comportamiento de las fases.
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Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
22
DIAGRAMA DE FASES (PRESION TEMPERATURA)
Un tpico diagrama de Temperatura y Presin se muestra en la Fig.
3.1.
Estos diagramas son esencialmente utilizados para
Clasificar los reservorios
Clasificar naturalmente el sistema de HC.
Describir el comportamiento de fases del fluido.
Para un mejor entendimiento de la Fig. 3.1 se darn todas las
definiciones y
algunos conceptos asociados con el diagrama de fase:
Figura 3.2 Diagrama de Fases (Presin- Temperatura)
5.2.1.- Propiedades intensivas.- Denominas a aquellos que son
independientes de la cantidad de materia considerada como son: la
viscosidad, densidad, temperatura,
etc. Es una funcin principal de las propiedades fsicas de los
fluidos.
5.2.2.- Punto critico.- Es el estado a condicin de presin y
temperatura para la cual las propiedades intensivas de las fases
liquida y gases, son idnticas, donde cuya
correspondencia es la presin y temperatura critica.
5.2.3.- Curva de Burbujeo (ebullicin).- Es el lugar geomtrico de
los puntos, de presin y temperatura, para los cuales se forma la
primera burbuja de gas, al pasar
de la fase liquida a la regin de dos fases, siendo este estado
de equilibrio de un
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Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
23
sistema compuesto de petrleo crudo y gas, en el cual el petrleo
ocupa
prcticamente todo el sistema excepto en una cantidad
infinitesimal de gas.
El yacimiento de punto de burbuja se considera cuando la
temperatura normal esta
por debajo que la temperatura critica, ocurre tambin que por la
disminucin de la
presin que alcanzara el punto de burbujeo.
5.2.4.- Curva de roci.- (condensacin).- Es el lugar geomtrico de
los puntos, de la presin-temperatura, en los cuales se forma la
primera gota de liquido, al pasar de
la regin de vapor a la regin de las dos fases,
El punto de roci es anlogo que al punto de burbuja, siendo el
estado de equilibrio
de un sistema que esta compuesto de petrleo y gas, lugar en la
cual ocupa
prcticamente todo el sistema dando excepcin a cantidades
infinitesimales de
petrleo.
5.2.5.-Regin de dos fases.- Es la regin comprendida entre las
curvas de burbujeo y roci (cricondenbara y cricondenterma). Esta
regin coexisten en equilibrio, las
fases liquida y gaseosa.
5.2.6.- Cricondenbar.- Es la mxima presin a la cual pueden
coexistir en equilibrio un liquido y vapor.
5.2.7.- Cricondenterma.- Es la mxima temperatura a la cual
pueden coexistir en equilibrio un liquido y vapor.
5.2.8.- Zona de condensacin Retrograda.- Es aquella cuya zona
esta comprendida entre los puntos de las curvas cricondenbar y
cricondenterma (punto
critico y punto de roci) y que por la reduccin de la presin, a
temperatura
constante, ocurre una condensacin.
5.2.9.- Petrleo Saturado.- Es un lquido que se encuentra en
equilibrio con su vapor (gas) a determinada presin y temperatura:
La cantidad de lquido y vapor
puede ser cualesquiera. En este sentido la presin de saturacin
es la presin a la
cual el lquido y el vapor se encuentran en equilibrio. En
algunos casos la presin de
burbujeo o presin de roci pueden usarse sinnimamente como presin
de
saturacin.
5.2.10.- Petrleo Bajo Saturado.- Es el fluido capaz de recibir
cantidades adicionales de gas o vapor a distintas condiciones de
presin y temperatura. en un
fluido no saturado, la disminucin de la presin causa liberacin
del gas existente La
cantidad de lquido y vapor pude ser cualquiera.
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Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
24
5.2.11.- Petrleo Subsaturado.- Es aquel fluido que acondiciones
de presin y temperatura que se encuentran, tienen una mayor
cantidad de gas disuelto que el que
le correspondera a condiciones de equilibrio.
5.2.12.- Saturacin critica de un fluido.- Es la saturacin mnima
necesaria para que exista escurrimiento de dicho fluido en el
yacimiento.
Cuando la presin y la temperatura iniciales de un yacimiento
caen fuera de la
regin de dos fases pueden comportarse:
1.- Como yacimientos normales de gas (A), donde la temperatura
del yacimiento
excede el cricondermico.
2.- Como yacimiento de condensado retrogrado (de punto de roci)
(B), donde la
temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura
critica del punto
cricordentermico.
3.- Como yacimiento de petrleo bajo-saturado (de punto de
burbujeo) C, donde la
temperatura del yacimiento esta por debajo de la temperatura
critica.
Cuando la presin y la temperatura iniciales del yacimiento caen
dentro de la regin
de dos fases pueden comportarse:
1.- Como yacimientos de petrleo saturado, depende, existe una
zona de petrleo con
un casquete de gas.
2.- Como yacimientos de petrleo saturado sin estar asociado con
un casquete de gas,
esto es, cuando, la presin inicial es igual a la presin de
saturacin o burbujeo. La
presin y temperatura para este tipo de yacimientos se localiza
sobre la lnea de
burbujeo.
5.3 CLASIFICACION DE LOS RESERVORIOS
Se aclara que el estado fsico de un fluido de yacimiento
generalmente varia con
la presin, pues la temperatura es esencialmente constante. Es
prctica comn a los
yacimientos de acuerdo a las caractersticas de los HC producidos
y a las condiciones
bajo las cuales se presenta su acumulacin en el subsuelo. As,
tomando en cuenta las
caractersticas de los fluidos producidos, se tiene reservorios
de:
o Reservorio de Petrleo
o Reservorio de Gas
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Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
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3.3.1 RESERVORIOS DE PETROLEO
Si la temperatura del reservorio Ty es menor que la temperatura
critica Tc del
fluido del reservorio este es clasificado como reservorio de
petrleo. Dependiendo de
la presin inicial del Reservorio, Pi, los reservorios de petrleo
pueden ser
subclasificados en las siguientes categoras:
3.3.1.1 RESERVORIOS DE PETROLEO SUBSATURADO
Si la presin inicial del reservorio Pi es igual Pb y
representada en la Fig. 3.2 por
el punto 1, y es mayor que la presin del punto de burbuja, Pb y
la temperatura esta por
debajo de la temperatura critica del fluido del reservorio.
3.3.1.2 RESERVORIO DE PETROLEO SATURADO
Cuando la presin inicial del reservorio esta en el del punto de
burbuja, Pb, del fluido
del reservorio, como se muestra en la Fig. 3.2 punto 2, el
reservorio es llamado
reservorio saturado de petrleo.
3.3.1.3 RESERVORIO CON CASQUETE DE GAS
Si la presin inicial del reservorio esta en el punto de burbuja,
Pb, del fluido del
reservorio, como se muestra en la Fig. 3.2 punto E, el
reservorio esta en predominio de
una capa de gas en la zona de dos fases, la cual contienen una
zona de liquido o de
petrleo con una zona o capa de gas en la parte superior...
Figura 3.2 Diagrama de fases
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Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
26
En general el petrleo es comnmente clasificado en los siguientes
tipos:
Petrleo negro
Petrleo de bajo rendimiento
Petrleo de alto rendimiento (voltil)
Petrleo cerca del punto critico
3.2.2.- Petrleo negro
El diagrama de fases nos muestra el comportamientote del petrleo
negro en la
Fig.3.3, en el cual se debe notar que las lneas de calidad son
aproximadamente
equidistantes caracterizando este diagrama de fases del petrleo
negro. Siguiendo
la trayectoria de la reduccin de la presin indicada por la lnea
verticales, la curva
de rendimiendo de liquido se muestra en la Fig. 3.4, es el
porcentaje del volumen del
liquido en funcin de la presin. La curva de rendimiento del
liquido se aproxima a la
lnea recta, excepto en las presiones muy bajas. Cuando el
petrleo es producido
normalmente se tiene un RGP entre 200-1500 PCS/STB y la gravedad
esta entre
15-40 API. En el tanque de almacenamiento el petrleo es
normalmente de color
marrn o verde oscuro
Figura 3.3 Diagrama de fases petrleo negro
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Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
27
Figura 3.4 Curva de rendimiento liquido para el petrleo
negro
3.2.2.- Petrleo negro de bajo rendimiento
El diagrama de fases para un petrleo de bajo rendimiento es
mostrado en la Fig.3.5,
El diagrama es caracterizado por las lneas de calidad que estan
esparcidas
estrechamente cerca de la curva de roci. En la curva de
rendimiento del lquido (Fig.
3.6) se muestra las caractersticas de rendimiento de esta
categora de petrleo. Las
otras propiedades son:
Factor volumtrico de la formacin de petrleo menor a 1.2
bbl/STB.
Relacin Gas- Petrleo menor que 200 pc/STB
Gravedad del petrleo menor que 35 API
Recuperacin substancial de lquido a condiciones de separacin
como se observa
con el punto G que esta por encima del 85% de las lneas de
calidad de la Fig.
3.5.
Figura 3.5 Diagrama de fases petrleo de bajo rendimiento
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Reservorios - I
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Figura 3.6 Curva del rendimiento liquido para el petrleo de bajo
rendimiento
3.2.4.- Petrleo voltil
El diagrama de fases para un petrleo voltil (alto rendimiento)
es dado en la Fig.3.7,
El diagrama es caracterizado por las lneas de calidad estas
juntas y estrechas cerca
del punto de burbuja y estn mas ampliamente esparcidas a bajas
presiones. Este
tipo de de petrleo es comnmente caracterizado por un alto
rendimiento del liquido
inmediatamente por debajo del punto de burbuja como se muestra
en la (Fig. 3.8). Las
otras propiedades son:
Factor volumtrico de la formacin de petrleo menor a 2.0
bbl/STB.
Relacin Gas- Petrleo entre 2000 3200 pc/STB
Gravedad del petrleo entre 45 - 55 API
Baja Recuperacin de lquido a condiciones de separador como se
observa con el
punto G en la FIg. 3.7.
Color verdoso a naranja
Figura 3.7 Diagrama de fases petrleo voltil de alto
rendimiento
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Figura 3.8 Curva de rendimiento liquido para el petrleo
voltil
3.2.5.- Petrleo cerca al punto critico
Si la temperatura de reservorio, Ty esta cerca de la temperatura
Tc del sistema de
HC mostrado en la Fig. 3.9, la mezcla de HC es identificada como
petrleo cerca al
punto crtico. Porque todas las lneas de calidad convergen al
punto critico, una cada
de presin isotrmica (como se muestra en la lnea vertical EF,
Fig. 3.9), pude llevar
100% de petrolero del volumen poral de HC a condiciones
iniciales al 55% de petrleo
al punto de burbuja si decae la presin en un valor de 10 a 50
psi por debajo del punto
de burbuja, el comportamiento caracterstico del encogimiento de
petrleo cerca al
punto critico se muestra en la Fig. 3.10. Este petrleo es
cararcaterizado por el
diagrama de fases para un petrleo voltil (alto rendimiento) esta
dado en la Fig.3.7, El
diagrama es caracterizado por las lneas de calidad por estar
juntas y estrechas cerca
del punto de burbuja y estn mas ampliamente esparcidas a bajas
presiones. Este tipo
de de petrleo es comnmente caracterizado por un alto rendimiento
del liquido
inmediatamente por debajo del punto de burbuja como se muestra
en la (Fig. 3.8). Las
otras propiedades son:
Factor volumtrico de la formacin de petrleo mayor a 2.0
bbl/STB.
Relacin Gas- Petrleo alta mas de 3000 pc/STB
Gravedad del petrleo entre 45 - 55 API
Las composiciones son caracterizadas por 12.5 a 20% mol de
heptano plus, 35 %
o ms de etano y el resto de metanos.
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30
Figura 3.9 Diagrama de fases petrleo cerca del punto critico
Figura 3.10 Curva de rendimiento liquido para el petrleo cerca
del punto crtico
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31
Figura 3.11 Curva de rendimiento liquido para diferntese
petrleos
3.4.1 RESERVORIOS DE GAS NATURAL
Con el advenimiento de las perforaciones profundas fueron
descubiertos
yacimientos de gas a altas presiones con propiedades
materialmente diferentes de
aquellos yacimientos de gas seco. El fluido del yacimiento esta
compuesto
predominantemente de metano, pero se encuentran cantidades
considerables de HC
pesados
Si la temperatura del reservorio es mayor que la temperatura
critica del fluido,
el reservorio es considerado un reservorio de gas. Los
reservorios que producen gas
natural pueden ser clasificados, esencialmente, en cuatro
categoras y esitas son:
5.4.2 RESERVORIOS DE CONDENSACION RETROGRADA DE GAS
Si la temperatura del reservorio Ty esta entre la temperatura
critica Tc y la
cricordermica, Tct, del fluido del reservorio, es clasificado
como reservorio de
condensacin retrograda.
El fluido existe como un gas a las condiciones iniciales del
reservorio, cuando la
presin del reservorio declina con una temperatura constante, la
lnea del punto de
roci es cruzada y se forma lquido en el reservorio: Este lquido
se forma en el
sistema de la tubera en el separador debido al cambio de presin
y temperatura.
Considerando que las condiciones iniciales de un reservorio de
condensacin
retrogradad de gas es presentado en el punto1 del diagrama de
fases (presin-
temperatura) de la Fig. 3.11, la presin del reservorio esta por
encima de la presin del
punto de roci, el sistema de HC, el Reservorio muestra una fase
simple(fase
vapor).Cuando la presin de reservorio declina isotermicamente
durante la produccin,
la presin inicial(punto 1) cae al (punto 2) que es la, presin
declinada y esta por
encima del punto de roci; existe una atraccin entre las molculas
de los componente
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Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
32
livianos y pesados, ocasionando su moviendo por separado, esto
origina que la atraccin
entre los componentes mas pesados sean mas efectivos de esta
manera el liquido
comienza a condensarse.
Este proceso de condensacin retrograda, continua con la presin
decreciente
antes de que llegue a de su mxima condensacin de lquidos
econmico en el punto 3.
La reduccin de la presin permite a las moleculaza pesadas
comenzar el proceso de
vaporizacin normal. Este es un proceso para lo cual pocas
molculas de gas golpean la
superficie liquida. El proceso de vaporizacin continua cuando la
presin del reservorio
esta por debajo de la presin de l punto de roci.
3.4.2 RESERVORIOS DE GAS-CONDENSADO CERCA DEL PUNTO CRTICO
Si la temperatura del reservorio Ty esta cerca de la temperatura
critica Tc, como se
muestra en la Fig.3.12 la mezcla de HC y es clasificado como
reservorio de gas
condensado cerca del punto critico. El comportamiento volumtrico
de esta categora
de gas natural es descrito a travs de la declinacin isotrmica de
la presin como se
muestra en la lnea vertical de 1 3 en la fig. 3.12. Todas las
lneas de calidad
convergen en el punto critico, un aumento rpido del liquido
ocurrir inmediatamente
por debajo del punto de roci como la presin es reducida en el
punto 2, este
comportamiento puede ser justificado por el echo de que
Varias lneas de calidad son cruzadas rpidamente por la reduccin
isotrmica de la
presin.
Figura 3.12 Diagrama de fase de gas con condensacin
retrograda
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Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
33
Figura 3.13 Diagrama de fases de gas - condensado cerca del
punto critico
5.4.4 RESERVORIOS DE GAS-CONDENSADO
El diagrama de fase correspondiente a un reservorio de gas
hmedo, se
presenta en la Fig. 3.13, en ella se puede observar que la
temperatura del reservorio
es mayor que la cricontermica de la mezcla, por tal razn nunca
se integran las dos
fases en el reservorio, nicamente existe la fase gaseosa en el
reservorio, si el
reservorios agotado isotermicamente a lo largo de la lnea
vertical A- B.
El gas producido fluye hacia la superficie y por ende, la presin
y temperatura
del gas declinara. El gas entra en la regin de dos fases, en la
tubera de produccin
debido a los cambios de presin y temperatura y a la separacin en
la superficie. Esto
es causado por la disminucin suficiente en la energa cintica de
las molculas
pesadas con la cada de temperatura y su cambio subsiguiente para
el lquido a travs
de fuerzas atractivas entre molculas.
Cuando estos fluidos son llevados a la superficie entran en la
regin de dos
fases, generando relaciones gas petrleo entre 50,000 y 120,000
PCS/bbls, el liquido
recuperable tiende a ser transparente, con densidades menores de
0.75 gr. /cc y los
contenidos de licuables en el gas estn generalmente por debajo
de los 30 Bbls/MMpc.
Estos yacimientos se encuentran en estado gaseoso en cuya
composicin
predomina un alto porcentaje de metano que se encuentra entre el
75- 90%, aunque
-
Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
34
las cantidades relativas de los componentes mas pesados son
mayores que en el caso
de gas seco.
Figura 3.14 Diagrama de fases de gas humedo
5.4.5 RESERVORIOS DE GAS-SECO
Este tipo de reservorio es lo que se conoce como reservorios de
gas seco, cuyo
diagrama se presenta en la Fig. 3.15. Estos reservorios
contienen principalmente
metano, con pequeas cantidades de etano y ms pesados, el fluido
de este reservorio
entran en la regin de dos fases a condiciones de superficie,
durante la explotacin del
reservorio. Tericamente los reservorios e gas seco no producen
lquidos en la
superficie, por ende, la diferencia entre un gas seco y un gas
hmedo es arbitraria y
generalmente en sistemas de HC que produzcan con relaciones gas
petrleo mayores
a 120,000PCS/Bbls se considera seco
-
Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
35
Figura 3.15 Diagrama de fases de gas seco
3.5 DETERMINACION DEL PUNTO DE ROCIO CON LA COMPOSICION DEL
GAS
La prediccin de la presin de roci no es ampliamente practicada
debido a la
complejidad del comportamiento de la fase retrograda, es
necesario la determinacin
experimental de la condicin del punto de roci. Sage-Olds y otros
presentaron
distintas correlaciones para la determinacin de la presin de
roci para varios
sistemas de condensado.
La presin del punto de roci es estimada utilizando la correlacin
generada por
Nemeth y Kennedy, que utiliza la composicin y temperatura. Esta
se describe como
esa presin en la cual los fluidos condensados iniciaran la
formacion de la primera gota
de liquido fuera de la fase gaseosa
Pd={A[0.2*%N2+CO+0.4*%Meth+*%Meth+*%Eth+2(*%Prop+*%IBut+*%NHex]+B*DenC7+C
+[%Meth/%C7+0.2])+D*T+E*L+F*L^2+G* L^3+H*M+I*M^2+J* M^3+K}
Donde:
A = -2.0623054210x
B = 6.6259728
C = -4.4670559 310x
D = 1.0448346410x
E = 3.2673714210x
F = -3.6453277310x
G = 7.4299951510x
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Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
36
I = 6.2476497 410x
J = -1.0716866 610x
K = 10.746622
L = 7
7 CMWC 610x
M = 001.077 DensC
MWC
77 %
*7342.0*7217.0%*7068.0%*688.0C
NDecNNonNOctNHepDensiC
77 %
*3.142*3.128%*2.114%*2.100C
NDecNNonNOctNHepMWC
7%C %NHep+%Noct+%Nnon+%NDec
7C100
% 7C
La correlacion De Nemeth y Kennedy, es muy sensible a la
concentracion de los
compuestos pesados del gas natural. Muchos analisis de gas
normalmente agrupan a los
componentes pesados en un solo valor. Se conseguir un calculo
mejor de la presin
del punto de roci utilizando una suposicin adecuada para usar
los componentes mas
pesados y repetir mas estrechamente con el anlisis mas real.
-
Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
37
CAPITULO N 3
PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DEL YACIMIENTO
3.0.-Introduccin
El petroleo y el gas natural son mezclas de hidrocarburos
sumamente complejas en su composicin qumica, que se encuentran
a
elevadas temperaturas y presiones en el yacimiento.
El estado de la mezcla de hidrocarburos en las condiciones de
superficie
depende sobre todo de su composicin, presin y temperatura a la
cual fue
recuperada la muestra del fondo; adems el fluido remanente en
el
yacimiento en cualquier etapa de su agotamiento, sufrir cambios
fsicos y
su presin se vera disminuida por la produccin del petroleo y gas
natural de
dicho yacimiento.
El conocimiento de estas propiedades, capacitara al ingeniero
para evaluar
la produccin en condiciones de superficie o estndar de un
volumen unitario
de fluido. Estos datos son necesarios para determinar el
comportamiento del
yacimiento.
Las propiedades del agua se encuentran asociadas a los
hidrocarburos del yacimiento, porque contribuye con su energa a
la
produccin del petroleo o gas y adems que es producida juntamente
con el
petroleo y el gas.
Existen varias tcnicas de muestreo para obtencin de muestras de
fluido
representativo del yacimiento para su posterior analisis de las
relaciones:
presin, volumen y temperatura (anlisis P.V.T.):
I).- Muestreo de fondo
II).- Muestreo por recombinacin
III).- Muestreo por separacin de corrientes de flujo
-
Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
38
3.2 PROPIEDADES FISICAS DEL GAS NATURAL
El gas es definido como un fluido homogneo de baja viscosidad
y
densidad que no tiene un volumen definido pero que se
expande
completamente hasta llenar un determinado espacio. Generalmente
el gas
es una mezcla de hidrocarbones y no hidrocarbones. Las
propiedades que
estn incluidas en el anlisis P.V.T. son los siguientes:
Peso molecular aparente, Ma
Gravedad especifica, S.G.
Factor de compresibilidad, Z
Densidad, g Volumen especifico, v
Coeficiente de compresibilidad del gas isotrmico, Cg
Factor volumtrico del gas ,Bg
Factor de expansin del gas, Eg
Viscosidad, g
3.3.- LEY DE LOS GASES PERFECTOS
Composicin del gas natural de la Planta campo Vbora
La teora de los gases perfectos supone de que existe un
movimiento
catico y desordenado de las molculas salvo que entre ellas no se
producan
ningn tipo de interaccin, es decir, entre las molculas de los
gases
perfectos no se ejercen fuerzas de atraccin ni de repulsin y sus
choques
son puntuales y perfectamente elsticos.
Boyle y Charles experimentaron con las tres principales
variables:
presion, volumen y temperatura y encontraron la siguiente
relacin:
P1*V1/T1 =P2*V2/T2
Elemento yi(%)
Metano 84.979
Etano 6.082
Propano 3.339
I-Butano 0.436
N-Butano 1.081
I-Pentano 0.257
N-Pentano 0.302
Hexano 0.22
Heptano+ 0.254
Nitrgeno 2.431
Dioxido de Carbono 0.619
-
Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
39
3.4.- COMPORTAMIENTO DE LOS GASES REALES
Se ha observado que si el volumen se comprime a la mitad de
su
volumen original, la presin resultante ser menor en dos veces a
la presin
inicial; es decir, el gas es mas compresible que el gas
perfecto, esto se
debe a que las molculas de los gases reales tienen dos
tendencias: 1) se
apartan entre si por su constante movimiento cintico y 2) se
atraen por las
fuerzas elctricas.
Esta disminucin del volumen a menos de la mitad si se dobla
la
presin, se dice que el gas es spercompresible y el causante de
este
comportamiento es el factor de compresibilidad o tambin llamado
factor
de desviacin del gas y su smbolo es z. siendo la relacin:
PV = ZnRT
Basados en la terica cintica de los gases la ecuacin
matemtica
llamada ECUACIN DE ESTADO puede ser derivada de las
relaciones
existentes entre la presin, volumen y temperatura y que tenga
una
determinada cantidad de moles de gas n. Esta relacin para estos
gases
es llamada tambin la ley de gases ideales donde:
P*V= nRT (3-1)
donde p = presin absoluta, psia
V = volumen, ft3
T = temperatura absoluta, R
n = numero de moles del gas, lb mol
R = constante universal de los gases, 10.730(psia) (ft3) /
(lb-mol)(R)
-
Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
40
El numero de moles del gas esta definido como:
n = m/ M (3 -2)
Combinando la ecuacion 3-1 con 3-2 obtendremos:
P*V = (m/M)RT (3 - 3)
donde m: peso del gas , lb
M = peso molecular, lb/lb-mol
La densidad esta definida como la relacion de la masa por la
unidad
de volumen
g = m/M = pM/RT ( 3- 4)
Donde g = densidad del gas, lb/ft3.
Ejemplo 3 1
PESO MOLECULAR APARENTE
Si yi representa una fraccin molar de i-vo componente de la
mezcla
de gas, el peso molecular aparente matemticamente esta definido
con la
siguiente ecuacin:
Ma = yi*Mi.(3 -5)
Donde: Ma = peso molecular aparente de la mezcla de gas,
lb/lb-mol
Mi = peso molecular del i- avo componente de la mezcla
yi = fraccin molar del componente i en la mezcla
VOLUMEN STANDART
Para numerosos clculos de ingeniera es muy conveniente
determinar
el volumen ocupado por 1 lb mol de gas con referencia a una
presin y
temperatura. Esas condiciones de referencia son usualmente 14.7
psia y
60 que son referidas como condicin standart. Aplicando estas
condiciones
y utilizando la ecuacion 3 1 y determinado el volumen a estas
condiciones:
Vsc = (1)(10.73)(520)/14.7 =
Vsc = 379.4 scf/lb-mol
-
Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
41
Donde Vsc = volumen sc. Scf/lb-mol
scf = standart cubic ft
Tsc = Standard temperatura, R
Psc = Standard presin, psia
DENSIDAD
La densidad de un gas ideal es calculado por el reemplazo del
peso
molecular del componente puro de la ecuacion 3-4 con el peso
aparente de
la mezcla de gas:
g = pMa/ RT (3- 7)
Donde g = densidad de la mezcla.lb/ ft3
Ma= peso molecular aparente, lb/lb-mol
VOLUMEN ESPECFICO
El volumen especifico esta definido como el volumen ocupado por
la
unidad de masa del gas. Para el gas ideal esta propiedad se
calcula
aplicando la ecuacin 3-3
g
Mp
TR
am
Vv
1*
*
Donde:
v = V/m = RT/pMa = 1/ g..(3- 8) v = volumen especifico,
ft3/lb
g = densidad el gas, lb/ ft3
GRAVEDAD ESPECFICA(S.G.)
Se define como la razn de la densidad de un gas a
determinada
presin y temperatura entre la densidad del aire a la misma
presin y
temperatura, generalmente a 60 F y presin atmosfrica.
g = g/aire (gamma)g (3-9) (rho)g/(rho)aire
Si s los rescribe como gas es ideal la gravedad especifica
ser:
g = {PscMa/RTsc}/{PscMaire/RTsc}
O tambin g = Ma/M aire = Ma/28.96 (3-10)
Donde g = gravedad especifica del gas aire = densidad del
aire,
Maire = peso molecular aparente del aire = 28.96
-
Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
42
Ma = peso molecular aparente del gas Psc = presin Standard,
psia
Tsc = temperatura Standard, R
Ejemplo 3 3
Un pozo de gas produce con un gravedad especifica de 0.65 a
un
caudal de 1.1 MMscf/d. La presin promedio y la temperatura son:
1,500
psia y 150 F. Calcular
a.- Peso Molecular aparente
b.- Densidad del gas a condiciones del reservorio
c.- Caudal de produccin en lb. /dia
a.- De la ecuacion 1-10
Ma = 28.96 g Ma = (28.96)(0.65)= 18.82 b.- Aplicando la ecuacion
2-7 determinamos la densidad del gas:
g =PMa/RT
g = (1,500)(18.82)/( 10.73)(610)= 4.31 lb/ ft3
c.- Paso 1.-Porque 1 lb mol de cualquier gas ocupa 379.4 scf a @
sc
entonces la produccin diaria de numero de moles se calculara
como:
Vsc = (1)(10.73)(520)/14.7 =
Vsc = 379.4 scf/lb-mol
n= (1.1)(10)6/379.4= 2,899 lb-mol/dia
Paso 2.-Determinamos la masa de gas diaria producida con
ecuacion 1-2
m =(n)*(Ma)
m = (2899)(18.82)= 54,559 lb/dia
-
Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
43
Ejemplo 3 4
Un pozo de gas natural produce con la siguiente composicin
Componente yi
(fraccion molar del componente)
CO2 0.05
C1 0.90
C2 0.03
C3 0.02
Asumiendo que se tiene un comportamiento de un gas ideal,
calcular
a.- Peso molecular aparente
b.- Gravedad especifica del gas
c.- Densidad del gas a 2,000 psia y 150 F
d.- Volumen especifico a 2,000 psia y 150 F
Componente yi Mi yi*Mi
CO2 0.05 44.01 2.200
C1 0.90 16.04 14.436
C2 0.03 30.07 0.902
C3 0.02 44.11 0.882
18.42
a.- Aplicando la ecuacion 3-5 determinamos el peso molecular
aparente:
Ma = 18.42 lb/lb-mol
b.- Calculamos la gravedad especifica usando la ecuacion
3-10
g = 18.42/28.86 = 0.636
c.- La densidad del gas ser:
g = (2,000)(18.42)/(10.73)(610)= 5.628 lb/ ft3
d.- Determinamos el volumen especfico:
v= 1/5.628= 0.178 ft3/lb
-
Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
44
FACTOR DE COMPRESIBILIDAD (Z)
Un mtodo usual para estimar la desviacin de los gases reales de
uno
ideal, consiste en introducir un factor de correccin (Z) dentro
de la ley de
los gases ideales ecuacin (3-1):
pV = ZnRT.(3- 7)
el factor de compresibilidad tambin puede ser definido como la
relacin del
volumen actual de n moles de gas a la T y p y el volumen ideal
del mismo
nmero de moles a la mismo T y p.
Z = V actual/ Videal = V / {(nRT)/p }.(3- 7)
El valor de Z se puede calcular a partir de la composicin de
la
mezcla o por medio de su densidad relativa (S.G.) utilizando
correlaciones
de compresibilidad con la p y T de las mezclas. Sin embargo,
estas
correlaciones no estn elaboradas directamente con T y p, sino
con
temperaturas pseudoreducidas y presines pseudo reducidas.
Estos trminos adimensionales se definen a continuacin:
Ppr = P/Ppc
Tpr = T/Tpc
Donde p = presin del sistema
Ppr = presin pseudo reducida, adimensional
T = temperatura del sistema, R
Tpr=temperatura seudo reducida, adimensional
Ppc, Tpc = presin y temperatura pseudo-critica.
Ppc = yi*Pci (3- 14)
Tpc = yi*Tci (3- 15)
Ejemplo 3 5
El gas de un reservorio fluye con la siguiente composicin: la Pi
y Ty son
3000 psia y 180R
Componente yi
CO2 0.02
N2 0.01
C1 0.85
C2 0.05
C3 0.03
i C4 0.03
n C4 0.02
-
Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
45
Calcular el factor de compresibilidad bajo las condiciones
iniciales.
Componente yi Tci R yiTci Pci yiPci
CO2 0.02 547.91 10.96 1071 21.42
N2 0.01 227.49 2.27 493.1 4.93
C1 0.85 343.33 291.83 666.4 566.44
C2 0.05 549.92 22.00 706.5 28.26
C3 0.03 666.06 19.98 616.4 18.48
i C4 0.03 734.46 22.03 527.9 15.84
n C4 0.02 764.62 15.31 550.6 11.01
338.38 666.38
Tpc = 338.38 Ppc = 666.38
Paso 1. Determinar la Ppc desde la ecuacion 3-14
Ppc= 666.18
Paso 2. Determinar la Tpc desde la ecuacion 3-15
Tpc= 383.38
Paso 3. Determinar la Ppr y Tpr desde las ecuaciones 3-12 y 3-13
respectivamente:
Ppr= 3.000/666.38 = 4.50
Tpr= 640/383.38 = 1.67
Paso 4. Determinar el factor z desde la figura 2-1
Z = 0.85
La ecuacin 1 11 se puede escribir en trminos del peso
molecular
aparente del gas m:
pV= z(m/M)RT
Se puede resolver para determinar el volumen especfico y la
densidad:
v= V/m = zRT/pMa
g = 1/v = pMa / ZRT
-
Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
46
Donde: v= volumen especifico, ft3/lb
g = densidad, lb/ft3 Ejemplo 3 6
Usando los datos del anterior ejemplo y asumiendo que el gas
tiene un
comportamiento real, calcular la densidad de la fase gaseosa en
las
condiciones del reservorio. Comparar el resultado como si
tuviera un
comportamiento ideal.
Componente yi Mi Mi* yi Tci*(R ) yi*Tci Pci yi*Pci
CO2 0.02 44.01 0.88 547.91 10.96 1071 21.42
N2 0.01 28.01 0.28 227.49 2.27 493.1 4.93
C1 0.85 16.04 13.63 343.33 291.83 666.4 566.44
C2 0.05 30.1 1.20 549.92 22.00 706.5 28.26
C3 0.03 1.32 1.32 666.06 19.98 616.4 18.48
i C4 0.03 1.74 1.74 734.46 22.03 527.9 15.84
n C4 0.02 1.16 1.16 764.62 15.31 550.6 11.01
20.23
Ma = 20.23 Tpc = 383.38 Ppc = 666.68
Paso 1. Determinar el peso molecular aparente desde la ecua
3-5
Ma = 20.23
Paso 2. Determinar la Ppc desde la ecuacion 3-14
Ppc= 666.18
Paso 3. Determinar la Tpc desde la ecua 3-15
Tpc= 383.38
Paso 4. Determinar la Ppr y Tpr desde la ecuacion 2-12 y 2-13
respectivamente:
Ppr= 3,000/666.38 = 4.50
Tpr= 640/383.38 = 1.67
Paso 5. Determinar el factor z desde la figura 2-1
Z = 0.85
-
Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
47
Paso 6 Calcular la densidad desde la ecuacin
g = (3,000)(20.23)/(0.85)(10.73)(640) = 10.4 lb/ ft3
Paso 7 Calcular la densidad del gas asumiendo el comportamiento
de gas ideal desde la ecuacin 3-7
g = (3,000)(20.23)/(10.73)(640) = 8.84 lb/ ft3
El resultado del ejemplo nos muestra que la estimacin de la
densidad
con la ecuacin del gas ideal nos un error absoluto del 15 %
comparado con
el valor de la densidad obtenido con la ecuacin del gas
real.
La correlacin que se tiene en la Figura 2-2 presentada por
Standing
(1977) expresada en este grafico corresponden a las siguientes
relaciones
matemticas:
Caso 1: Sistemas de gas natural
Tpc = 168+325 g-12.5 g2 (2-18)
Ppc = 677+15.0 g-37.5 g2 (2-19)
Caso 2: Sistemas de gas condensado
Tpc = 187+330 g -71.5 g2 (2- 20)
Ppc = 706-51.7 g -11.1 g2 (2 21)
Donde Ppc = presin pseudo critica, psia
Tpc= temperatura pseudo critica,R
S.G. = gravedad especifica de la mezcla
Ejemplo 2 7
Recalcular el ejemplo 3 5 calculando las propiedades pseudo
criticas con las
ecuaciones 3-18 y 3-19
Paso 1. Determinar la S.G. del gas:
g = Ma/28.96 = 20.23/58.96 = 0.699
-
Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
48
Paso 2. Determinar la Ppc y Tpc desde la ecuacin 3-18 y 3-19
respectivamente
Tpc = 168+325*(0.699)-12.5*(0.699)2 = 389.1 R
Ppc = 677+15.0*(0.699)-37.5*(0.699)2 = 699.2 psia
Paso 3. Determinar la Ppr y Tpr
Ppr= 3000/669.2 = 4.48
Tpr= 640/389.1 = 1.64
Paso 5. Determinar el factor z desde la figura 2-1
Z = 0.824
Paso 6 .Calcular la densidad desde la ecuacin 3-17
g = (3000)(20.23)/(0.845)(10.73)(640) = 10.46 lb/ ft3
EFECTOS DE LOS COMPONENTES NONHYDROCARBON EN EL FACTOR Z
Mtodo de correccin Wichert-Aziz
T`pc = 169.2 -349.5 Yg- 70.0 g2 (3-25)
P`pc = 756.9- 131.07 g 3.6 g2
A continuacin se efectua un ajuste a las propiedades
seudocriticas
usando los parmetros Wichert & Aziz:
= 120(Y Co2+H2S0.9
Y Co2+H2S1.6)+ 15(Y Co2+H2S
0.9 Y Co2+H2S
4)
T`pc = Tpc -
y la Ppc = )1(
`
22 SHSH YYTpc
pcPpcT
Ppr =pcP
P
`
Tpr =pcT
T
Posteriormente con los valores anteriores se deterninara el
valor de z
-
Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
49
Mtodo de correccin Carr-Kobayasi-Burrows
T`pc = Tpc -80 Yco2+130 H2S-250 N2 (3-25)
P`pc = Ppc+440 CO2 +600 H2S -170 YN2 (3-26)
COMPRESIBILDAD DE LOS GASES NATURALES
Por definicin la compresibilidad del gas es el cambio de volumen
por
unidad de volumen debido a un cambio unitario de la presin,
expresada
matemticamente:
Cg = -1/V [dV/dp] (1/psia). (3 - 22)
Cg =T
dp
dV
V
1
Desde la ecuacin de estado de los gases reales
V= nRTz/p diferenciando esta ecuacin con respecto a la presin si
la
temperatura es constante tenemos:
{dV/dp}T= nRT {1/p(dz/dp)T-z/p2}
en la ecucion 3-22 sustituyendo se generaliza la siguiente
relacin
cg= 1/p*1/z*{dz/dp}T
Para el gas ideal, z=1 y [dz/dp]T=0
cg= 1/p..(3 - 23)
FACTOR VOLUMETRICO DEL GAS
El factor volumtrico Bg, relaciona el volumen del gas en
condiciones del
yacimiento con el volumen del mismo en superficie, a @ normales,
Psc y Tsc
Cuando Psc es 14.7 y Tsc es 60F. Algunas relaciones
comnmente
utilizadas son las siguientes:
Bg = 0.02827 zT/p (ft3/PCS)
Bg = 0.00504 zT/p (bbl/PCS)
Bg = 35.35 zT/p (PCS/ ft3)
Bg = 198.4zT/p (PCS/bbl)
-
Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
50
El reciproco al Bg se denomina como el factor de expansin y
esta
designado con el smbolo Eg donde:
Eg = 35.37 p/zT (scf/ ft3). (3 - 24)
VISCOSIDAD DEL GAS (g)
La viscosidad del gas depende de la temperatura, presin y
composicin del gas. Se mide en laboratorio ya se puede estimar
con
bastante precisin con los grficos y correlaciones de Lee y Carr,
Kobayasi
y Burrow.
)19209(
102(00094.0
)exp(
5.16
TM
Txk
xk
g
y
donde g = viscosidad del gas. cp
MgT
X
xzT
pMg
zRT
pMyg
01.0986
5.3
)exp(00149406.0
y Y = 2.4 - 0.2X
donde: p = presion,psia
T = temperatura,R
Mg= peso molecular del gas, 28.97*g Es aplicable esta
correlacion de Lee , para los siguientes rangos:
100 psia< p < 8,000 psia
100F < F < 340 F
0.9 mol%< CO2 < 3.2 mol%
0.0 mol% < N2 < 4.8 mol %
-
Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
51
PROPIEDADES DEL PETRLEO
Las propiedades FISICAS de inters primario para los estudios
de
ingeniera petrolera son los siguientes:
Solubilidad del gas, Rs
Gravedad especifica del petrleo, o
Densidad del petroleo, o Coeficiente de compresibilidad del
petroleo,Co
Coeficiente de compresibilidad del petroleo isotrmico
subsaturado,Co
Factor volumtrico del petroleo ,Bo
Factor volumtrico total,Bt
Viscosidad, o.
Tensin superficial,
GRAVEDAD DEL PETROLEO CRUDO
Esta definida como la relacin la masa de una unidad de volumen
del
petrleo a @ especificas de presin y temperatura. La gravedad
especifica
del petrleo esta definida como la relacin de la densidad del
petroleo y la
del agua. Ambas densidades sern medidas a 60 F y a la presin
atmosfrica:
w
o0
o = o / w (3 - 25)
Donde o = gravedad especifica del petrleo
o= densidad del crudo, lb/ft3
w= densidad del agua, lb/ft3
La densidad del agua es aproximadamente de 62.4 lb/ ft3
entonces
tendremos que:
o= o/62.4 ..(3 - 26)
En la industria petrolera se hace referencia a una escala en API
cuya
relacin matemtica es la siguiente:
API = 141.5/ o 131.5 .(3 - 27)
5.1315.141
oAPI
-
Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
52
Ejemplo 2 7
Calcular la S.G. y la gravedad API de sistema de petrleo crudo
con una
densidad medida de 53 lb/ft3 en @ Standard.
API = 141.5/( 53/62.4) 131.5 = 35
SOLUBILIDAD DEL GAS EN EL PETRLEO (Rs)
Se define como la razn del volumen del gas disuelto a la presin
y
temperatura del yacimiento y medido a @ Standard , al volumen de
aceite
residual y medido tambin a @ estndar.
Se dice que un petrleo crudo esta SATURADO con gas a cualquier
presin
y temperatura si al reducir ligeramente la presin libera gas de
la solucin.
Inversamente, si no se libera se dice que el petrleo esta
SUBSATURADO.
Existen correlaciones empricas que son muy comunes su utilizacin
en los
clculos:
Standing
Vsquez Beggs
Glaso
Marhoum
Petrosky Farsad
Correlacion Standing
)460(00091.00125.0
)10()2.18
(
2048.1
83.0
TAPIx
PRs Xsg .(3 - 28)
donde P = presion del sistema,psia
T = temperatura del sistema, R
g = gravedad especifica del gas en solucion
Correlacion Glaso
5.0
2255.1
*
172.0
989.0
)log(3093.31811.148869.2
))()460(
(
px
PT
APIRs bg .(3 - 29)
y donde P*b = 10x
-
Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
53
PRESION DEL PUNTO DE BURBUJA
La presin del punto de burbuja Pb de un sistema de
hidrocarburos
esta definida como mxima presin en la cual se libera la
primera
burbuja de gas el petrleo crudo. Esta fuertemente ligada:Rs,
gravedad
del gas y petrleo,API y temperatura
Pb=(Rs, g,API,T)
Se tiene varias correlaciones empricas propuestas por los
siguientes
autores:
Standing
Vsquez Beggs
Glaso
Marhoum
Petrosky Farsad
Correlacion Standing
)(0125.0)460(00091.0
)10()(2.18 83.0
APITa
RP a
g
sb .(3 - 30)
donde Pb = presion del punto de burbuja,psia
T = temperatura del sistema, R
Correlacion Vasquez- Beggs
2/1
31
5.1
85.0
)460/()(exp
)()(7.14
C
g
sbb
a
sc
Ro
gs
s
b
TAPICC
RP
T
TRP
.(3 - 31)
Coeficiente API30
C1 0.0362 0.0178
C2 1.0937 1.187
C3 25.7240 23.9310
Donde TR temperatura del reservorio, F, esta correlacion es
resultado de una base de datos de mas 5008 puntos y es aplicable
para los
-
Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
54
siguientes rangos:
100 psia< Pb Pb
))(60())(60(1,
6
,
54
g
APIo
R
g
APIo
Rsc TCTCRCBo (3 -33)
Para la aplicacin en esta ecuacin se utilizaran lossiguientes
coeficientes
y considerando la calidad del petroleo
-
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Reservorios - I
55
Coeficiente API30
C4 4.677x10-4 4.670x10-4
C5 1.751x10-5 1.100x10-5
C6 -1.811x10-8 1.337x10-9
Por otra parte se puede estimar el Bo para petrleos
subsaturados, ya
que con el incremento de la presin por encima del Pb el Bo va
decreciendo.
VISCOSIDAD DEL PETROLEO
En general la viscosidad de los lquidos se incrementa al
aumentar la
presin, causando nicamente la compresin del liquido, disminuye
cuando
se incrementa la temperatura. La viscosidad se define tambin
como la
resistencia interna al flujo de los fluidos.
Se clasifica en tres categoras: Petrleo pesados, saturado y
subsaturado
Mtodos de clculo de la viscosidad para petrleos pesados.
Correlacin Beal
Correlacin Chew- Connally
Correlacin Beggs Robinson
Correlacin Egbogah
Mtodos de clculo de la viscosidad para petrleos saturados.
Correlacin Chew- Connally
Correlacin Beggs Robinson
Mtodos de clculo de la viscosidad para petrleos
subsaturados.
Correlacin Vsquez Beggs.
Correlacin Egbogah
Cuando la P Pb presenta la siguiente correlacin para el clculo
de
la viscosidad ( dead oil) petrleos muertos segn Egbogah:
)log(5644.0025086.08653.1)1log(log , TAPIood
Correlacin Beggs Robinson
.
od =10x - 1
x = T-1.163
exp (6.9824 0.04658 APIo , )
donde: T ( F) y od (cp).= dead oil viscosity
-
Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
56
Esta relacin se basa en un conjunto de datos con los siguientes
rangos:
59 F < T< 176 F
-58 F< Tvaciado < 59 F
5.0 API < o,API < 58 API
Cuando la P Pb considerando el efecto del gas en solucion
presenta la
siguiente ecuacin de Beggs y Robinson (1975) para el live oil
viscosity
usando la correlacin de la viscosidad del petrleo muerto se
tiene la
siguiente ecuacin:
b
odo a
Las constantes de esta ecuacion sern:
a = 10.715(Rs + 100)-0.15
b = 5.44 (Rs + 150)-0.338
en los siguientes rangos:
0 psig < p < 5250 psig
70< T < 295 F
20 scf/STB < Rs < 2070 scf/STB
16API < o,API < 58API
Cuando la P > Pb presenta la siguiente correlacin, primero se
estima la
viscosidad en la presin del punto de burbuja con las
ecuaciones
correspondientes y se considera Rs=Rsi y posteriormente
aplicamos la
correlacin de Vasquez y Beggs (1980)
m
b
oboP
P
m = 2.6*p1.187 exp (-11.513 8.98*10-5p)
Aplicable en los siguientes rangos:
126 psig < p < 9,500 psig
0.117cp < < 148 cp
70< T < 295 F
9.3 scf/STB < Rs < 2,199 scf/STB
15.3API < o,API < 59.58API
0.511 < g < 1.351API
-
Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
57
COMPRESIBILIDAD DEL PETROLEO
Las siguientes correlaciones nos permiten calcular la
compresibilidad del
petrleo desarrollada por McCain y otros para presiones debajo
del punto
de burbuja
Ln(co)= -7.573-1.45ln(p) -0.383
ln(pb)+1.402(T)+0.256ln(o,API)+
0.449ln(Rs).
La correlacin Vasquez & Beggs que se utiliza para determinar
la
compresibilidad del petrleo para presiones por encima de la
presin de
burbuja.
p
TRc
APIogsb
o 5
,
10
433.161.12180.12.175
Donde.: T = temperatura, F
P = presin, psia
Tensin Superficial/Interfasial
La tensin superficial est definida como la fuerza ejercida en el
limite de
demarcacin entre una fase lquida y una fase del vapor por una
unidad de longitud. Esta
fuerza se origina por las diferencias entre las Fuerzas
moleculares en la fase del vapor
y de la fase lquida, y tambin por el desequilibrio de estas
Fuerzas en la interfase.
Los parmetros que correlaciona la relacin son M el peso
molecular del
componente puro, las densidades de ambas fases, y una
temperatura recin introducida
parmetro independiente Pch. La relacin es expresada
matemticamente en la siguiente
forma:
4
(
M
P vLch
Donde es la tensin superficial en dynas por cm2 y Pch es un
parmetro independiente
de la temperatura y es llamado ( parachor).
.
Fanchi (1985) elaboro la correlacin del parachor con el peso
molecular con simple
ecuacin lineal. Esta ecuacin nicamente valida para los
componentes mas pesados que el
metano, esta ecuacin tiene la siguiente forma:
(Pch)i =69.9 +2.3 Mi
-
Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
58
donde :
Mi =peso molecular del componente i
(Pch)i =parachor del componente i
Para una mezcla compleja de HC, Katz y otros(194) empleo la
correlacin de
Sugden para mezclas con la introduccin de dos fases.
)()(4/1 yixii
n
i
BAP
Donde los parmetros A Y B estn definidos como:
Axi =o/ (62.4*Mo)
Byi =g/ (62.4*Mg)
Donde:
o densidad de la fase de petrleo, lb/ft3
Mo apparent molecular weight of the oil phase
g density of the gas phase, lb/ft3
Mg apparent molecular weight of the gas phase
xi =mole fraction of component i in the oil phase