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Ciudad Universitaria, a 27 de Enero de 2014.
Objetivo
Conocer las necesidades de proceso de fluidos
de acuerdo con sus características.
Muestreo de fluidos.
Métodos de análisis de fluidos.
Análisis PVT.
Requerimiento de procesamiento de acuerdo con el fluido.
Introducción
Los fluidos de los yacimientos petroleros están constituidos por una
mezcla compleja de compuestos hidrocarburos, así como de otras
sustancias, tanto orgánicas (resinas y asfáltenos) como inorgánicas (H2S,
CO2, N2 y trazas de algunos elementos metálicos).
Puede contener ciertos de compuestos orgánicos debido a la capacidad
de los átomos de carbono de combinarse consigo mismos y formar una
gran gama de moléculas junto con el hidrógeno.
Los compuestos hidrocarburos pueden encontrarse en fase gas, líquida o
sólida a condiciones de presión y temperatura atmosféricas, dependiendo
del número y arreglo de los átomos de carbono en las moléculas.
Introducción
Los compuestos hidrocarburos con hasta 4 átomos de carbono son
gaseosos; aquéllos con 20 o más, son sólidos; y aquellos en el rango
intermedio son líquidos.
En el caso de los fluido petroleros, éstos pueden presentarse en fase
líquida, en fase gaseosa o en ambas, e incluso en fase sólida (parafinas,
resinas, asfáltenos), dependiendo de su composición química y de las
condiciones de presión y temperatura.
Debido a que experimentan cambios de presión y temperatura en su
trayecto desde el yacimiento hasta las instalaciones superficiales, esto
puede originar el flujo simultáneo de dos o más fases en el sistema de
producción.
Introducción
Ahora bien, ya que la caída de presión en cada uno de los elementos que
conforman el sistema de producción dependen de las propiedades fisico-
químicas y gasto de cada una de las fases presentes, en primera instancia
es necesario contar con métodos que permitan predecir el
comportamiento de fases de los fluidos producidos, así como métodos
para la caracterización de cada una de ellas.
Origen del Petróleo
Existen 2 teorías básicamente : Orgánicas e Inorgánicas :
Las Teorías Orgánicas : Suponen que el petróleo se formó de la
descomposición de organismos vegetales y animales que vivieron durante eras
geológicas anteriores a la actual.
Las Teorías Inorgánicas : Explican la formación de petróleo a partir de
reacciones químicas entre el agua, CO2, y varias sustancias inorgánicas tal
como carburos y carbonatos en la tierra
La teoría inorgánica nos es aceptada porque aunque es posible producir
hidrocarburos en el laboratorio por reacciones de material inorgánico, estos
materiales de acuerdo a las evidencias geológicas, no existen en la tierra en
cantidad suficiente para producir acumulaciones de hidrocarburos importantes.
Como se demuestra por evidencias geológicas, la teoría orgánica es la más
aceptada, debido a que existen acumulaciones de hidrocarburos en rocas
sedimentarias cercanas a rocas con grandes cantidades de material orgánico, a
la que se llama roca generadora. A la roca de los yacimientos se le denomina
roca almacenadora.
NOMBRE DE LA
TEORÍA
TEORIAS INORGÁNICAS
EVIDENCIAS
TEORÍA DE
ORIGEN ANIMAL DE ENGLER
El petróleo es formado por un proceso de putrefacción de animales. El nitrógeno es eliminado y la materia residual es convertida por efecto de presión y temperatura en petróleo. La actividad de bacterias anaerobicas juegan un papel muy importante en las reacciones.
Aceites semejantes al petróleo pueden ser destilados de sedimentos que contienen restos de peces. Muchos depósitos asociados con sedimentos marinos contienen restos de foramíniferos.
TEORÍA DE
ORIGEN VEGETAL DE HOFER
El petróleo es generado por descomposición de desecho de vegetales acumulados bajo condiciones los cuales previenen la oxidación y la evaporización de los productos líquidos formados.
Depósitos de petróleo acumulados en asociación cercana a depósitos sedimentarios contienen algas marinas turbas lignita, carbón y aceite en arcillas de origen vegetal. Petróleos semejantes al aceite pueden ser destilados de estas substancias.
HIDROGENACIÓN
DE CARBÓN
Materiales orgánicos sólidos son convertidos a hidrocarburos líquidos por combinación con hidrógeno a altas presiones y temperaturas.
Hidrogenación de carbón en el laboratorio y en plantas comerciales. La ceniza de algunos petróleos es principalmente níquel. Sin embargo la existencia de hidrógeno libre en la roca no esta demostrada.
Teorías que explican el origen del Petróleo
(J. W. AMYX)
El petróleo es una mezcla de hidrocarburos los cuales pueden existir en
estado sólido líquido o gaseoso, dependiendo de las condiciones de presión
y temperatura a la cual se encuentren los yacimientos petroleros.
El petróleo consiste aproximadamente 11 - 13% peso de hidrogeno y de 84 a
87% peso de carbón, si el petróleo contiene moléculas de tamaño pequeño
se encontrará a condiciones de yacimiento en fase gaseosa y los fluidos se
comportaran como gas seco , gas y condensado ó gas húmedo.
Si la mezcla de hidrocarburos contiene moléculas grandes se encontrará
como líquido a condiciones de yacimiento y se comportara como aceite
negro ó aceite volátil dependiendo del contenido de moléculas intermedias
(C2 - C5) que existan en la mezcla.
Un petróleo típico contiene varios cientos de diferentes compuestos
químicos por lo cual es impráctico tratar de separar todos los componentes,
comúnmente se separan los componentes del petróleo en fracciones de
acuerdo al rango de puntos de ebullición de los componentes de cada
fracción.
Composición del aceite crudo
También existen otros elementos en las mezclas de
hidrocarburos y son las siguientes:
Gases no Hidrocarburos
Acido sulfhídrico
Nitrógeno
Oxígeno
Bióxido de carbono
Helio
Metales :
Helio
Vanadio
Nickel
Componentes no hidrocarburos
Enlaces Químicos
Química Orgánica Se denomina química orgánica a los elementos que tienen su origen en el
material producido por organismos vivos.
El carbón forma fuertes enlaces carbón-carbón permaneciendo fuertes
aunque el carbón este unido con otros elementos, estos enlaces son fuertes y
poco reactivos químicamente.
Teoría Estructural La teoría estructural esta relacionada con la forma como se unen los átomos
para formar moléculas.
Las moléculas de similar estructura presentan similares propiedades físicas y
químicas por lo cual se pueden agrupar en familias, llamadas series
homologas.
Enlace Químico
Se denomina enlace químico a las fuerzas que mantiene unidos a los
átomos en una molécula.
Existen 2 tipos de enlaces químicos: iónico y covalente.
Es importante recordar que cada átomo consiste de un núcleo cargado
positivamente rodeado de electrones en orbitas cargados negativamente.
Existen un máximo de electrones que pueden ser cargados en cada órbita, 2
en la primera, 8 en la segunda, 8 o 18 en la tercera etc.
La mayor estabilidad proviene cuando la órbita externa esta llena de
electrones como por ejemplo el Helio, el cual es no reactivo por que tiene 2
electrones en la órbita externa.
Los enlaces iónico y covalente surgen de la tendencia de los átomos de
buscar su configuración estable de electrones.
El enlace iónico resulta de la transferencia de una molécula de un átomo a
otro por ejemplo el fluoruro de litio. El litio tiene 2 electrones en su órbita
interna y un electrón en su órbita externa.
Enlaces Químicos
La perdida de un electrón de su órbita externa puede dejar al litio con solo 2
electrones en su órbita interna. Por otro lado el flúor tiene 2 electrones en su
órbita interna y 7 electrones en su órbita externa, la ganancia de un electrón
dejara al flúor con 8 electrones en su órbita externa.
El fluoruro de litio se forma por la transferencia de un electrón del litio al
fluoruro, de lo cual resulta de que ambos átomos tengan su órbita externa
completa con los electrones, lo que proporciona a cada átomo una
configuración estable de electrones.
La transferencia de electrones proporciona al litio una carga positiva y al
fluoruro una carga negativa lo que proporciona una atracción electrostática
entre los iones con cargas opuestas lo cual los mantiene unidos.
Enlaces Iónico
F-
Li Li Perdida de e-
+
Li Li+ + e-
F Ganancia de e-
-
F + e- F
Enlace Iónico del Fluoruro de Litio
(W.D. McKay)
Este tipo de enlace resulta cuando los átomos comparten electrones,
como en el caso de la molécula de hidrógeno, por ejemplo cada átomo
de hidrógeno tiene un electrón pero compartiendo un par de electrones
completan su órbita con 2 electrones.
El flúor tiene 7 electrones en su órbita externa y puede completar su
órbita externa compartiendo un par de electrones.
En el enlace covalente la atracción es entre los electrones y el núcleo
de los átomos que forman el compuesto.
Por ejemplo:
H + H H H
F + F F F
Enlace Covalente
(W.D. McKay)
1.2.-TIPOS DE ENLACES.
Enlace Covalente
De manera similar para el agua y el metano tenemos:
agua: H
H + H + O H O
metano:
H
H + H + H + H + C H C H
H
Salvo pocas excepciones los compuestos de carbón
se pueden formar con 4 enlaces covalentes de carbón.
Cuando existen enlaces en los cuales se comparten 2
electrones como en el caso del metano se le denomina
enlace simple. El átomo de carbón es capaz de tener
cuatro enlaces simples.
Enlace Covalente
1.2.-TIPOS DE ENLACES.
Enlace Covalente
Existen algunos compuestos como el etileno en el cual 2 electrones
de cada átomo de carbón son compartido mutuamente de tal manera
que producen un enlace con 4 electrones, a este se le llama enlace
doble.
Existen otro tipo de compuestos como el acetileno en los cuales tres
electrones de cada átomo de carbón son compartidos ocasionando
un enlace con 6 electrones al cual se le llama enlace triple.
En el caso de los enlaces dobles o triples cada átomo de carbón
termina con su órbita externa completa con 8 electrones.
También el carbón puede compartir 2 o 3 electrones con átomos
diferentes que el carbón como el bióxido de carbón o el cianuro de
hidrogeno.
O C O O C O H C N H C N
Enlaces Químicos
Enlace sencillo Enlace doble Enlace triple
Componentes hidrocarburos
El Carbono (C) tiene cuatro electrones de enlace
HIDROCARBUROS
Las moléculas que tienen estructuras similares, exhiben propiedades físicas
y químicas parecidas; así, los compuestos orgánicos se pueden agrupar en
familias, llamadas series homólogas, en las que las estructuras moleculares
son similares y, en consecuencia, sus propiedades físicas y químicas.
Clasificación de los hidrocarburos
HIDROCARBUROS
Parafinas
Alcanos Alquenos
Aromáticos
Alquinos Cicloparafinas
La formula general de las parafinas es Cn H 2n+2. Los cuatro primeros
términos (C1 - C4) son gaseosos, del C5 al C16 son líquidos y los términos
superiores son sólidos. Son los elementos más abundantes de los sistemas
de hidrocarburos.
El elemento más simple es el etano (CH4), seguido por el etano(C2 H6),
propano (C3 H8) y el butano (C4 H10). Todos los elementos presentan
cadenas lineales y se les llama elementos normales.
EL carbón siempre presenta una valencia de 4 por lo tanto todos los enlaces
son únicos.
A partir del butano C4 H10 existen isómeros de los compuestos, es decir son
compuestos que presentan la misma formula y peso molecular que los
componentes normales pero diferentes propiedades físicas es decir (punto
de ebullición, densidad y propiedades críticas), y estas variaciones pueden
impactar el comportamiento de fase.
Alcanos o hidrocarburos parafínicos
La posibilidad de cadenas ramificadas o isómeros aumenta rápidamente
con el número de carbonos y así por ejemplo pueden existir 2 butanos, 3
pentanos, 5 hexanos, 9 heptanos, 75 decanos , ( C10 H22), 355 dodecanos (C12
H26), 366 319 eicosanos (C20 H 42) y 4 mil millones de tricontanos (C30 H62).
A bajos valores del número de carbón (n) es posible distinguir los isómeros
por cromatografía de gases, ya que en este caso es más grande la diferencia
entre las propiedades físicas de los isómeros.
Para valores grandes del número de carbón las diferencias en las
propiedades físicas entre los componentes normales y los isómeros no es
tan grande por lo cual es más difícil distinguirlos.
El petróleo con cantidades altas de componentes parafínicos de alto peso
molecular puede ser ceroso y depositar cera a medida que disminuye la
temperatura.
Alcanos o hidrocarburos parafínicos
Átomos de
Carbono Prefijo
Nombre de
Alcanos
Fórmula
Química
Fórmula
Estructural
1 Met Metano CH 4 CH4
2 Et Etano C2H6 CH3CH3
3 Prop Propano C3H8 CH3CH2CH3
4 But Butano C4H10 CH3CH2CH2CH3
5 Pent Pentano C5H12 CH3CH2CH2CH2
CH3
6 Hex Hexano C6H14 ...
7 Hept Heptano C7H16
8 Oct Octano C8H18
9 Non Nonano C9H20
10 Dec Decano C10H22
20 Eic Eicosano C20H42
30 Tria Triacontano C30H62
Alcanos o hidrocarburos parafínicos
No. NOMBRE PUNTO PUNTO GRAVEDAD
EBULLICION FUSION ESPECIFICA
ºF. ºF. 60º/60º
1 METANO -258.7 -296.5
2 ETANO -127.5 -297.9
3 PROPANO -43.7 -305.8 0.508
4 BUTANO 31.1 -217.0 0.584
5 PENTANO 96.9 -201.5 0.631
6 HEXANO 155.7 -139.6 0.664
7 HEPTANO 209.2 -131.1 0.688
8 OCTANO 258.2 -70.2 0.707
9 NONANO 303.4 -64.3 0.722
10 DECANO 345.5 -21.4 0.734
11 UNDECANO 384.6 -15 0.740
12 DODECANO 421.3 14 0.749
15 PENTADECANO 519.1 50
20 EICOSANO 648.9 99
30 TRIACONTANO 835.5 151_________________________________________________________________________
Propiedades físicas de n-alcanos
Isómeros
Los isómeros son moléculas que tienen la misma fórmula química, pero
diferentes fórmulas estructurales.
Iso-hexano
C6H14
hexano
ISOMERO ESTRUCTURA PUNTO DE PUNTO DE GRAVEDAD EBULLICION FUSION ESPECIFICA ºF ºF 60º/60º N-HEXANO CH3(CH2)4CH3 155.7 - 139.6 0.664 CH3 3-METILPENTANO CH3CH2CHCH2CH3 145.9 - 180.4 0.669 CH3 2-METILPENTANO CH3CHCH2CH2CH3 140.5 - 244.6 0.658 (ISOHEXANO) CH3 CH3 2,3- DIMETILBUTANO CH3CH – CHCH3 136.4 - 199.4 0.666 CH3 2,2- DIMETILBUTANO CH3CCH2CH2 121.5 - 147.8 0.654 (NEOHEXANO) CH3
Propiedades de los isómeros del hexano
(W.D. McKay)
Esta familia de hidrocarburos se les denomina hidrocarburos no saturados y
ocasionalmente olefinas. La formula general de los Alquenos es Cn H2n.
La característica distintiva de los Alquenos es un doble enlace carbón-
carbón. Las propiedades físicas de los Alquenos son muy parecidas a los
Alcanos.
La temperatura de ebullición se eleva de 20 a 30 °C por cada carbón adicional
en la estructura. Los dobles enlaces no son tan estables y son muy
susceptibles de ser atacados por otros químicos, siendo por lo general más
reactivos que los Alcanos.
Las reacciones comunes de los Alquenos involucran la eliminación del enlace
doble y la formación de 2 fuertes enlaces simples.
Alquenos hidrocarburos no saturados
Enlace doble
Estructura de los Alquenos
H H
ETENO (ETILENO) C C
H H
H H H
PROPENO H C C C
(PROPILENO)
H H
H H H H 1 - BUTENO
PROPENO H C C C C CH3 CH2 CH CH2
(PROPILENO)
H H H H
Propiedades físicas de los alquenos
Nombre Formula Punto Punto Densidad
Ebullición Fusión
(oF) (oF) (60o/60o)
Etileno CH2 = CH2 -154.6 -272.5
Propileno CH2=CH CH3 -53.9 -301.4
Buteno CH2 = CH (CH2) CH3 20.7 -301.6 0.601
Penteno CH2 = CH ( CH2 )2 CH3 86 -265.4 0.646
Hexeno CH2 =CH ( CH2 )3 CH3 146 -216 0.675
Hepteno CH2 = CH ( CH2 )4 CH3 199 -182 0.698
Octeno CH2 = CH ( CH2 )5 CH3 252 -155 0.716
Noneno CH2 = CH ( CH2 )6 CH3 295 0.731
Deceno CH2 = CH ( CH2 )7 CH3 340 0.743
Alquinos
La característica distintiva de los Alquinos es que tienen un triple enlace
carbón-carbón, en el cual dos átomos de carbón comparten tres pares de
electrones. La formula general es Cn H2n-2.
Al compuesto más simple se le llama acetileno y tiene la forma general C2 H2
Las propiedades físicas de los Alquinos son muy semejantes a las de los
Alquenos y Alcanos, estos compuestos son reactivos en un grado menor que
los Alquenos.
Las reacciones que sufren los Alquinos involucra la eliminación del enlace
triple por un enlace doble o un enlace simple, en caso de que continúen las
reacciones el doble enlace se transforma de dos enlaces simples más.
Enlace triple
Estructura de los Alquinos
ACETILENO CH CH
(ETINO)
CH3
3,3 DIMETIL - 1 BUTINO CH C C CH3
CH3
Propiedades físicas de los Alquinos
NOMBRE PUNTO PUNTO DENSIDAD EBULLICION FUSION (oF) (oF) (60/60) Acetileno -119 -114 Propino -9 -151 1-Butino 48 -188 1-Pentino 104 -144 0.695 1-Exino 162 -191 0.719 1-Heptino 212 -112 0.733 1-Octino 259 -94 0.747 1-Nonino 304 -85 0.763 1- Decino 360 -33 0.770 2-Butino 81 -11 0.694 2- Pentino 131 -150 0.714 3-Metil 1-Butino 84 0.665 2-Hexino 183 -134 0.730 3-Hexino 178 -60 0.725 3,3 Dimetil, 1 Butino 100 100 -114 0.669
Cicloalcanos, cicloalquenos
Cicloalcanos
Son hidrocarburos saturados de cadena cerrada de formula CnH2n, también
se denominan compuestos alicíclicos y naftenos.
Los cicloalcanos son cadenas de estructuras de parafinas que tienen forma de
anillos.
Los cicloalcanos de bajo número de carbón son mucho menos estables que
los componentes parafínicos equivalentes y generalmente existen en el
petróleo en bajas cantidades.
A medida que se incrementa el peso molecular de las cicloparafinas, estos
forman grupos de anillos contiguos de cinco o seis carbonos por anillo lo que
los vuelve más estables.
ciclo-hexano
Cicloalcanos, cicloalquenos
Cicloalquenos
Los compuestos orgánicos en los cuales los compuestos de carbón están
unidos para formar anillos con uno o dos enlaces dobles presentes en el anillo
se conocen como cicloalquenos y cicloalcadienos.
Estos hidrocarburos son nombrados anteponiendo el prefijo ciclo a los
nombres de los hidrocarburos de cadena abierta correspondientes teniendo el
mismo número de átomos de carbono y el mismo número de dobles enlaces.
Químicamente estos compuestos son tan reactivos como los compuestos
análogos de cadena abierta. Estos compuestos son tan reactivos como los
compuestos análogos de cadena abierta.
Los cicloalquenos pueden experimentar reacciones en las cuales el doble
enlace es eliminado y también pueden experimentar reacciones de partición en
las cuales la estructura del anillo es abierta en una cadena.
Propiedades físicas de cicloalcanos, cicloalquenos
NOMBRE PUNTO PUNTO DENSIDAD
EBULLICION FUSION
(oF) (oF) (60/60)
Ciclopropano -27 -197
Ciclobutano 55 -112
Ciclopentano 121 -137 0.750
Ciclohexano 177 44 0.783
Cicloheptano 244 10 0.810
Ciclooctano 300 57 0.830
Metilciclopentano 161 -224 0.754
cis 1-2Dimetilciclopen. 210 -80 0.772
trans-1,2 -dimetilciclo
pentano 198 -184 0.750
metilciclohexano 214 -196 0.774
Ciclopenteno 115 -135 0.774
1,3 ciclopentadieno 108 -121 0.798
Ciclohexeno 181 -155 0.810
1,3 Ciclohexadieno 177 -144 0.840
1,4 ciclohexadieno 189 -56 0.847
Estructura de cicloalcanos, cicloalquenos 1.6.-CICLOALKANOS, CICLOALKENOS
CICLOPROPANO CH2 CH2
CH2
CICLOBUTANO CH2 CH2
CH2 CH2
CICLOPENTANO CH2 CH2
CH2 CH2
CH2
Aromáticos
Los compuestos orgánicos incluyen benceno y algunos otros compuestos
de estructuras semejantes como Tolueno, Xileno etc.
Los hidrocarburos aromáticos tienen al benceno como estructura básica,
esto significa que están formados por uno o más anillos de benceno.
El benceno está formado por 3 enlaces dobles siendo en realidad no
saturado, por lo tanto es más reactivo que las cadenas de parafinas con
estructuras similares.
El anillo básico de benceno se puede unir a cadenas de parafinas básicas
siendo los derivados más comunes tolueno y xileno.
Los anillos básicos de benceno se pueden unir en múltiples estructuras
conforme aumenta el peso molecular, sin afectar la estructura del anillo.
El contenido de aromáticos de un mezcla de hidrocarburos tienen un
importante efecto en el comportamiento de fases.
Se les denominan aromáticos por que tienen un olor agradable sin embargo
son tóxicos y cancerígenos por lo cual su inhalación debe evitarse.
Propiedades físicas de los hidrocarburos aromáticos
NOMBRE PUNTO PUNTO DENSIDAD
EBULLICION FUSION (60/60) (oF) (oF) Benzeno 176 42 0.885 Tolueno 231 -139 0.872 O-xileno 292 -13 0.885 M-xileno 282 -54 0.869 P-xileno 281 56 0.866 Hemimelliteno 349 -13 0.895 Pseudocumeno 336 -47 0.876 Mesitileno 331 -49 0.864 Preniteno 401 20 0.902 Isodureno 387 -11 Dureno 383 176 Pentametilbenzeno 448 127 Hexametilbenzeno 507 329 Etilbenzeno 277 -139 0.872
Estructura de los aromáticos
BENZENO CH
HC CH
HC CH
CH
TOLUENO CH3
CH
HC CH
HC CH
CH
Otros componentes del petróleo
Los hidrocarburos los cuales se especificaron anteriormente son moléculas
con combinaciones de átomos de carbón y de hidrógeno, a parte de estos
existen otras familias de compuestos cuyas moléculas contienen otros
átomos diferentes al carbón y al hidrógeno.
Las moléculas de plantas y animales consisten básicamente de complejas
moléculas orgánicas que contienen cantidades apreciables de oxígeno y
nitrógeno (proteínas), a estas moléculas les falta estabilidad a largo plazo y
relativamente pocas compuestos conteniendo oxígeno y nitrógeno
sobreviven a la formación del petróleo.
Estos compuestos son principalmente alcoholes aromáticos, aldehídos y
acido carboxílico. también esta presentes compuestos de azufre, los cuales
se forman por la acción de H2S sobre moléculas orgánicas
El H2S tiene un origen biológico por la acción de bacterias reductoras de
sulfato ó por reacciones inorgánicas que involucran sulfuros de metal.
Otros componentes del petróleo
El H2S es un gas sin color con punto de ebullición de -59.6 °C. Generalmente, el gas natural tiene pequeñas cantidades de H2S y presentan olor desagradable por la presencia de este gas, este es venenoso y su presencia en el gas ocasiona problemas en los catalizadores metálicos usados en las refinerías. El H2S es removido del gas natural por lo general por absorción con etanolaminas. los componentes más comunes organo-sulfuroso en los hidrocarburos son los mercaptanos los cuales pueden ser obtenidos como productos del ácido sulfúrico. Los mercaptanos son muy reactivos e influyen fuertemente el comportamiento de fases cuando se encuentran presentes aún en pequeñas proporciones.
Los componentes órgano-metálicos no tienen un efecto importante sobre el
diagrama de fase, por que por lo general están presentes en muy pequeñas
cantidades en el petróleo.
Su importancia principal radica en los afectos adversos que pueden tener en
las refinerías, por lo cual se efectúan a menudo análisis composicionales
extendidos para detectarlos.
Clasificación de los compuestos orgánicos de acuerdo a sus grupos funcionales
CLASE FORMULA NOMBREAlkeno CH3CH2CH CH2 1-ButenoAlkino CH3C CH MetilacetilenoAlcohol OH Ciclobutanol
Eter CH3OCH2CH3 Metil ethil eterHalide Cl (F,Cl,Br, I) Ciclopentil cloruroAldehido CH3CH2CHO Propionaldehido
OKetona CH3CCH2CH3 2-ButanonaAcido CH3CH2CH2CH2COOH Acido pentanoicocarboxiclicoAmina CH3NH2 MetilaminaNitro CH3CH2CH3 2-nitropropanoComponente NO2
Nitrilo CH3CN AcetonitrilenoOrgano-metálicoCH3CH2CH2CH2Li n-butilitio
(W.D. McKay)
Componentes típicos del gas
Los componentes típicos del gas natural son fundamentalmente C1, C2, C3, C4, C5, C6, C7+, generalmente son moléculas de tamaño pequeño las cuales pueden ser gases a condiciones normales de presión y temperatura. De los componentes del gas el más común es el C1 que generalmente varía su porcentaje entre 70 al 98 % Mol, seguido del C2 entre 1 al 10 % y los que presentan menos porcentajes es el C6 (trazas a 0.5 %) y el C7+ que generalmente presentan trazas. Los componentes no hidrocarburos son los siguientes: N2, CO2, H2S y Helio. Existen algunos yacimientos los cuales son fundamentalmente H2S, CO2 y en algunas ocasiones se encuentran yacimientos con porcentaje significativo de N2.
Componentes no hidrocarburos
COMPONENTE (% MOL)
METANO 70 – 98 %
ETANO 1 – 10 %
PROPANO TRAZAS - 5 %
BUTANO TRAZAS - 2 %
PENTANO TRAZAS - 1 %
HEXANO TRAZAS - 0.5 %
HEPTANO TRAZAS ó GENERALMENTE NADA
NO HIDROCARBURO
NITROGENO TRAZAS - 15 %
BIOXIDO DE CARBONO TRAZAS - 2 %
ACIDO SULFIDRICO TRAZAS - 2 %
HELIO HASTA 5 %, GENERALMENTE TRAZAS O NO EXISTE
EN OCASIONES EXISTEN YACIMIENTOS QUE CONTIENEN FUNDAMENTALMENTE
CO2 ó H2S.
(W.D. McKay)
Composición típica de gases producidos con el aceite
COMPONENTE (% MOL)
METANO 50 – 92 %
ETANO 5 – 15 %
PROPANO 2 – 14 %
BUTANO 1 – 10 %
PENTANOS TRAZAS - 5 %
HEXANOS TRAZAS - 3 %
HEPTANOS + NADA - 1.5 %
NO HIDROCARBUROS
NITROGENO GENERALMENTE TRAZAS - 10 %
BIOXIDO DE CARBONO TRAZAS - 4 %
ACIDO SULFIDRICO NADA – TRAZAS 6 %
HELIO NADA
Composición del Aceite
ACEITE
NEGRO
ACEITE
LIGERO
ACEITE
VOLATIL
GAS Y
CONDENSADO
CO2 0.00 1.972 1.57 6.37
H2S 0.00 0.635 2.14 1.79
N2 0.34 0.337 0.37 0.35
C1 35.65 37.997 49.21 69.50
C2 6.22 13.001 10.38 7.36
C3 5.30 7.311 5.94 3.11
IC4 0.79 1.201 1.20 0.68
NC4 2.84 3.369 2.83 1.27
IC5 1.15 1.003 1.21 0.54
NC5 1.48 1.645 1.70 0.71
C6 3.59 2.949 2.46 1.00
C7+ 42.64 28.580 20.99 7.32
TOTAL 100.00 100.00 100.00 100.00
PESO MOL C7+ 416.0 222 203.0 186.00
DENSIDAD C7+ 0.9529 0.8582 0.8440 0.83
Pb/Pr (kg/cm2) 173.7 235 306.8 450.40
Ty (oC) 90.0 138.0 158.9 130.00
RGA (m3/m3) 60.4 214.0 302.8 1098.00
ro (oAPI) 18.4 31.6 41.5 47.00
COMPOSICION (% MOL)
VARIACION DE LA COMPOSICION DE DIFERENTES TIPOS DE FLUIDOS
Clasificación del aceite crudo
Las series más comúnmente encontradas en el petróleo son : Parafinas, Olefinas,
Polimetilenos, Acetilenos, Turpenos y Bencenos. El gas natural esta formado
fundamentalmente de hidrocarburos de bajo peso molecular de la serie
parafinica.
Los aceites crudos son clasificados de acuerdo a su base como base parafinica,
aromática ó nafténica, dependiendo si el mayor porcentaje de moléculas en la
mezcla de hidrocarburos son clasificadas como parafinicas, aromáticas o
nafténicas, y sus características generales son las siguientes :
a) Base Parafínica : Esta formado mayormente por series de hidrocarburos
denominados alkanos (metano, etano, propano etc.) y tienen la forma general (Cn
H 2n+2).
b) Base Aromática : Esta formado principalmente por series de hidrocarburos
denominados aromáticos (benceno, tolueno, xileno) y su forma general es (C6
H6).
c) Base Nafténica ó Asfalténica : Esta formado principalmente por series de
hidrocarburos de cadena cerrada (ciclopropano, ciclobutano, ciclopentano etc.) y
con forma general (Cn H2n).
Componentes no hidrocarburos
Para clasificar el crudo de los yacimientos se utiliza el factor de caracterización
de Watson, el cual se define como la relación de la raíz cúbica del punto de
ebullición promedio, entre la densidad del aceite a 15.5° C:
Donde:
Tb = punto promedio de ebullición (°K, °R)
= densidad del aceite (gr/cc)
A = factor de conversión (°K=1.22, °R=1.0)
La temperatura de ebullición promedio se determina cuando el volumen de
destilación es del 50 % del volumen inicial de la muestra. Aún cuando esta forma
de evaluación no es la mas exacta, da una muy buena aproximación.
El rango de valores del factor de caracterización son los siguientes:
Clase Parafínica pura mas de 12.
Clase Intermedia (parafínico-nafténico) de 11 a 12.
Clase Nafténica de 10.5 a 11.
Clase Aromática menor de 10.5.
𝑲𝒘 = 𝑨 𝑻𝒃
𝟏/𝟑
𝜰
Los crudos se pueden clasificar según lo señalado anteriormente en:
Tipo Químico Preponderante Factor Kuop
A. Parafínicos Normales e Iso 13
B: Mixtos Puros o Aromáticos Ligeramente
sustituidos 12
C. Nafténicos puros o Aromáticos ligeramente
sustituidos 11
D. Aromáticos puros 10
Al desarrollar una relación entre el peso molecular, la densidad relativa y el factor de Watson,
Whitson obtiene: 84573.015178.05579.4 MKW
Paso 1 Determinar el peso molecular del aceite.
100
*% Componente
Aceite
PMMolPM
Paso 2 Obtener la densidad del aceite en [gr/cm3].
Densidad = 0.813 gr/cm3
CAMPO XSE
POZO SEN 5
Componente % Mol Peso M.
N2 0.0000 28.01
CO2 0.2100 44.01
H2S 0.0000 34.08
C1= 0.3100 16.04
C2= 0.1900 30.07
C3= 1.0500 44.1
I - C4= 0.4000 58.12
N - C4= 1.4000 58.12
I - C5= 1.3500 72.15
N - C5= 2.1600 72.15
C6= 6.4800 86.184
C7+= 86.4500 259.9
Total 100.0000
Paso 3 Sustituyendo en la ecuación:
84573.015178.05579.4 MKW
84573.015178.0813.051.2345579.4
WK
43.12WK
arafínicoCrudoBaseP
Ejemplo del Factor de Whatson
Tarea 1
Obtener el factor de caracterización de Whatson y clasificar el tipo de crudo
Teb ro Maceite
(° F) (gr/cc) gr/grmol
1 285 0.83 227.5
2 269 0.81 207.9
3 268 0.83 206.2
4 270 0.83 207.35
5 275 0.83 207.4
6 266 0.82 201.7
7 274 0.83 210.8
8 245 0.82 189.5
9 260 0.8 203.1
10 248 0.81 193.8
11 230 0.82 183.9
12 260 0.83 199.5
13 260 0.82 207.8
14 264 0.83 202.8
15 262 0.83 200.6
16 238 0.82 182.9
17 246 0.83 194.1
18 240 0.81 187.9
19 262 0.83 200.8
20 264 0.83 202.8
Muestra
Teb ro Maceite
(° F) (gr/cc) gr/grmol
1 285 0.83 227.5
2 269 0.81 207.9
3 268 0.83 206.2
4 270 0.83 207.35
5 275 0.83 207.4
6 266 0.82 201.7
7 274 0.83 210.8
8 245 0.82 189.5
9 260 0.8 203.1
10 248 0.81 193.8
11 230 0.82 183.9
12 260 0.83 199.5
13 260 0.82 207.8
14 264 0.83 202.8
15 262 0.83 200.6
16 238 0.82 182.9
17 246 0.83 194.1
18 240 0.81 187.9
19 262 0.83 200.8
20 264 0.83 202.8
Muestra
Teb ro Maceite
(° F) (gr/cc) gr/grmol
1 285 0.83 227.5
2 269 0.81 207.9
3 268 0.83 206.2
4 270 0.83 207.35
5 275 0.83 207.4
6 266 0.82 201.7
7 274 0.83 210.8
8 245 0.82 189.5
9 260 0.8 203.1
10 248 0.81 193.8
11 230 0.82 183.9
12 260 0.83 199.5
13 260 0.82 207.8
14 264 0.83 202.8
15 262 0.83 200.6
16 238 0.82 182.9
17 246 0.83 194.1
18 240 0.81 187.9
19 262 0.83 200.8
20 264 0.83 202.8
Muestra
Comportamiento de fases
Comportamiento de fases
Sustancias puras
Mezclas
(2 componentes)
Sistemas multicomponentes
• El comportamiento de fases se refiere a las condiciones de presión y
temperatura en que existen y coexisten en equilibrio las diferentes fases de
una sustancia.
• El comportamiento de fases depende de fuerzas intermoleculares de
atracción-repulsión, de la presión y de la temperatura.
Diagramas de fase
Sustancias Puras.
Con los diagramas de fase podemos explicar como los cambios de presión y
temperatura afectan el comportamiento de los hidrocarburos.
Existen 3 factores importantes en el comportamiento molecular de un
componente puro o de mezclas de hidrocarburos.
a).-Presión.- Es un reflejo del numero de moléculas de un gas que están
golpeando las paredes de un recipiente, a medida que las moléculas están más
cercanas la presión se incrementa.
b).-Temperatura.- Es un reflejo de la energía cinética de las moléculas. La
temperatura es un promedio de la energía cinética de las moléculas del
material.
El incremento en la temperatura ocasiona un incremento en la energía cinética,
ocasionando que las moléculas incrementen su movimiento y tiendan a
separarse.
c).- Fuerzas de atracción y repulsión molecular. Estas fuerzas cambian con
las distancias entre moléculas: las fuerzas atractivas aumentan conforme la
distancia entre las moléculas decrece hasta que llega un momento en que
están tan juntas que se generan fuerzas de repulsión como en el caso del
líquido en el cual las moléculas están tan juntas que las fuerzas de
repulsión tienden a aumentar la resistencia del material a la compresión.
Definición de Fase.
Se define como cualquier parte de un sistema homogéneo y físicamente
distinto de otra parte del mismo sistema y que están separadas por
fronteras definidas, por ejemplo el agua, el hielo y el vapor de agua.
Los sistemas de un solo componente se comportan de manera muy
diferente de los sistemas con varios componentes, por lo cual es necesario
primeramente estudiar su comportamiento presión, volumen , y
temperatura.
Diagramas de fase
T c
LÍQUIDO
GAS
SÓLIDO
p c
C
Temperatura, T, (°R)
Pre
sión,
p,
(lb/p
g 2
abs.
)
T
Un componente es el número molecular o especies atómicas que se encuentran presentes
en una sustancia. Un sistema de un solo componente está formado totalmente de una
clase de átomos o moléculas.
Diagrama de fase de sustancias puras
VAPOR- LIQUIDO
GAS
PUNTO CRITICO
LIQUIDO
T1
T2
0VOLUMEN
PR
ES
IÓN
PRESION DE BURBUJA PRESION DE ROCIO
Diagrama presión-volumen para un solo componente
Diagrama de fase de presión – volumen específico para
una sustancia pura
Diagrama de fase de sustancias puras
El comportamiento de fase para dos componentes no es tan simple como el comportamiento de fase de un solo componente en lugar de una sola línea que representa la presión de vapor existe un amplio rango de presiones en las cuales dos fases coexisten. La región de 2 fases es rodeada por un lado por la línea de puntos de burbuja y por otro lado por la línea de puntos de rocío y estas 2 líneas se unen en el punto crítico. Presión de burbuja.- se define como la presión a la cual se forma la primera burbuja de gas. Presión de rocío.- se define como la presión a la cual se forma la primera gota de líquido.
Diagramas de fase etano - heptano
-100 400 300 200 100 0 0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1100
1200
PUNTO CRITICO
CURVA PUNTO
DE BURBUJA
CURVA PUNTO
DE ROCIO
VAPOR
LIQUIDO
ZONA
2 FASES PR
ES
IÓN
, P
SI
TEMPERATURA, °F
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1100
1200
PR
ES
ION
, (P
SI)
-100 0 100 200 300 400 500 600
0
100
TEMPERATURA (°F)
Diagrama de fase para mezclas multicomponentes
Los componentes del petróleo tienen un amplio número de componentes por lo cual el diagrama de fase depende de la composición de la mezcla así como de las propiedades de los componentes de la mezcla. Los más importantes conceptos físicos relacionados con un diagrama de fase para una mezcla de hidrocarburos son: a).-Punto crítico.- Es la presión a la cual las propiedades intensivas de cada fase son las mismas. b).-Temperatura crítica.- La temperatura del punto crítico. c).-Presión crítica.- La presión del punto crítico. d).-Propiedades intensivas.- Las propiedades que son independientes de la cantidad de material considerado. e).-Propiedades Extensivas.- Las propiedades directamente proporcionales a la cantidad de material considerado.
f).-Curva de puntos de burbuja.- La línea de puntos que une las presiones a las cuales aparece la primera burbuja de gas. g).-Curva de puntos de rocío.- La línea de puntos que une las presiones a las cuales aparece la primera burbuja de líquido.
h).- Región de dos fases.- La región en la cual coexisten gas y líquido en equilibrio. i).-Cricondenterma.- La máxima temperatura a la cual coexisten vapor y líquido en equilibrio. j).-Cricondenbara- La máxima presión a la cual coexisten vapor y líquido en equilibrio.
k).- Zona de condensación retrógrada.- La región en la cual el líquido se
condensa bajando la presión a temperatura constante.
l).-Zona de vaporización retrógrada.- La región en la cual se forma vapor
decreciendo la temperatura a presión constante.
Diagrama de fase para mezclas multicomponentes
Pb PRESIÓN DE
BURBUJA
DE LA
TEMPERATURA X1
Pc PUNTO CRITICO
CT CRICONDENTERMA
Cp CRICONDEMBARA
Cr ZONA DE
CONDENSACION
RETROGRADA
Ce VAPOROZACION
RETROGRADA
LIQUIDO
REGIÓN DE FASE LIQUIDA REGIÓN FASE DE VAPOR
Pb CT
GAS
TEMPERATURA
% LIQUIDO
100
75
50
25 20 15 10 5 0
PC
REGIÓN DE DOS FASES
X1
Diagrama de fase para mezclas multicomponentes
Clasificación de los yacimientos
a) Yacimientos de bajo encogimiento (aceite negro)
b) Yacimientos de alto encogimiento (aceite volátil)
c) Yacimientos de gas y condensado
d) Yacimientos de gas húmedo
e) Yacimientos de gas seco
Los fluidos de los yacimientos petroleros pueden clasificarse con base en
su diagrama en fase y la posición del punto crítico con respecto a las
condiciones de presión y temperatura del yacimiento en:
Clasificación de los yacimientos
Diagrama de fase característico de los yacimientos de gas seco
TEMPERATURA
LIQUIDO
GAS
PR
ES
IÓN
A
B
C
Py,Ty
Pc
Ps
Ts Ty
75
50
25
0
D
RGA < 200 m3/m3
r o >0.85 gr/cm3
Bo < 2.0 m3/m3
CONTENIDO C7+ ≥
20 %
Diagrama de fase de los yacimientos de alto encogimiento
TEMPERATURA
PR
ES
IÓN
LIQUIDO
A
B
C
D
E
Ts
Py, Ty
Ps
GAS
RGA 200-600
m3/m3
ro 0.78-0.87
gr/cm3
Bo > 2.0 m3/m3
%Mol C7+12.5 - 20
TEMPERATURA
Pc
PR
ES
IÓN
TEMPERATURA
LIQUIDO
0
50
35
5
Ty Ts
Ps
RGA 500-15,000 m3/ m3
ro 0.75-0.82 gr/cm3
%C7+ 3 - 12.5%
D
B
Py, Ty
GAS
Pc A
75
C
Diagrama de fase de los yacimientos de gas y condensado
LIQUIDO
GAS
TEMPERATURA
A
B
Py, Ty Pc
Ps
Ts Ty
75 50 25
5 0
100
PR
ES
IÓN
RGA 10,000-20,000 m3/m3
r o 0.75-0.80 gr/cm3
%C7+ 1 - 3%
Diagrama de fase de los yacimientos de gas húmedo
TEMPERATURA
GAS
A
B
Py, Ty
Ps
Ts Ty
PR
ES
IÓN
LIQUIDO
Pc
RGA >20,000
m3/m3
r o < 0.70 gr/cm3
%C7+ <1%
B
Diagrama de fase de los yacimientos de gas seco
pVT
Un estudio pVT consiste en una serie de procedimientos
de laboratorio diseñados para caracterizar el
comportamiento volumétrico del aceite y gas en función
de la presión y temperatura, así como para determinar la
composición y viscosidad de ambas fases.
En el caso de los fluidos del tipo aceite negro, hay cinco
procedimientos básicos en un estudio pVT.
Resultados de un estudio pVT
1. Composiciones total del gas y del aceite.
2. Propiedades del gas y del aceite en función de la presión a
temperatura de yacimiento:
Gas: z, Bg, Cg, rg, mg
Aceite: Pb, Bo, Rs, Co, Ro, mo
3. Propiedades del gas y del aceite en el separador y en el tanque.
Experimentos de Laboratorio
Experimentos Convencionales
Composición original.
Expansión a composición constante
Separación diferencial
Agotamiento a volumen constante (separación diferencial
a volumen constante
Viscosidad
Experimentos para inyección de gases
Prueba de hinchamiento
Prueba de contacto múltiple
Presión mínima de miscibilidad
Experimentos de Laboratorio
Tipo de
fluido
Composición
original
Expansión a
composición
constante
Separación
diferencial
Agotamiento
a volumen
constante *
Separación
en etapas
en
superficie
Viscosidad
Aceite negro
Aceite volátil
Gas y
Condensado
Gas húmedo
Gas Seco
* Separación diferencial a volumen constante
Análisis composicional de fluidos
Básicamente existen 2 técnicas para analizar la composición de
muestras de hidrocarburos, cromatografía y destilación.
La cromatografía es básicamente utilizada para analizar muestras de
gases. En este método el gas es transportado a través de una
columna absorbente por un gas inerte, la columna absorbente retarda
selectivamente los componentes de la muestra de acuerdo con su
coeficiente de solubilidad, hasta formar en la columna bandas de los
diferentes componentes en el gas portador.
En el análisis por destilación fraccionada, se separan los
componentes hidrocarburos, vaporizando la mezcla y condensado
los vapores de acuerdo a sus diferentes temperaturas de ebullición.
Tarea 2: Productos obtenidos de las plantas de absorción y criogénicas
Composición del fluido original
COMPOSICION DEL FLUIDO ORIGINAL
COMPONENTE CONC. r PESO
(% Mol) (gr/cm3) MOL
Nitrógeno 0.386
Bióxido de carbono 1.587
Acido sulfhídrico 0.602
Metano 40.448
Etano 12.710
Propano 7.208
Iso-butano 1.237
Butano normal 3.323
Iso-pentano 0.960
Pentano normal 1.025
Hexanos 2.653
Heptanos 3.312 0.7280 97
Octanos 3.010 0.7492 111
Nonanos 2.689 0.7681 124
Decanos 2.427 0.7881 139
Undecanos+ 16.423 0.8918 281
T o t a l 100.000
Características de la
Fracción de C 7+ 27.861 0.8516 212
Validación de la composición
Esto quiere decir que el limite de repetición es de alrededor de 0.5% mol
para una concentración de un componente cercana al 100 % y 0.01%
para una concentración cercana a 0.01%.
Para el nitrógeno se tiene un limite de detección de alrededor de 0.3%
mol.
Por otro lado es necesario verificar la concentración de N2 y H2S con
algunos datos reportados en el campo es posible efectuar una gráfica de
Hoffman-Crump, y calcular el factor de caracterización de Watson para la
fracción más pesada.
Separación flash (expansión a composición constante)
P1>>Pb P2>Pb P3= Pb P4<Pb P5 < < Pb
ACEITE ACEITE ACEITE
ACEITE
ACEITE
GAS
GAS
MERCURIO MERCURIO MERCURIO MERCURIO
MERCURIO
V1 V2 V3 V4 V5
Este experimento se realiza para todos los tipos de fluidos.
Consiste básicamente en llevar la celda PVT a una presión mayor que la
presión inicial del yacimiento, y reducir la presión en una serie de etapas
sin extraer gas de la celda PVT.
Esta prueba tiene como objetivo determinar la presión de saturación a
temperatura del yacimiento, y determinar las propiedades PVT del gas y
del aceite a presiones mayores que la presión de saturación.
Datos medidos: Presión de saturación. Volumen relativo. Factor z del gas (gas y condensado). Saturación de liquido. Viscosidad. Densidad
Compresibilidad de fluidos arriba de PSAT.
Separación diferencial convencional (aceite negro)
Este experimento se realiza para todos los aceites negros.
Consiste básicamente en que a partir de la presión de saturación y a una
temperatura de yacimiento constante, se depresiona la celda PVT en una
serie de etapas y en cada una de ellas se extrae todo el gas, el cual se mide
y se determina su composición y sus propiedades.
Esta prueba tiene como objetivo determinar las propiedades del gas y del
aceite a presiones debajo de su presión de saturación.
P2 < P1 DESPUES EQUILIBRIO
P2 < Pb
SE SACA TODO EL GAS
P1=Pb P2 < P1
GAS EXTRAIDO P2 CONSTANTE
P3 < P < P2
SE DEPRESIONA LA CELDA
MERCURIO
GAS
ACEITE
ACEITE
ACEITE
ACEITE
ACEITE
MERCURIO MERCURIO MERCURIO
MERCURIO
GAS
GAS ACEITE
MERCURIO
P3 < P2 GAS EXTRAIDO A < P3 CONSTANTE
GAS
Datos medidos:
Factor de volumen de aceite.
Relación gas disuelto - aceite.
Densidad del aceite.
Factor z del gas.
Densidad del gas.
Viscosidad del aceite
Viscosidad del gas calculada.
Agotamiento a volumen constante (separación diferencial a volumen cte)
Este experimento se realiza para todos los yacimientos de tipo volátil y de
gas y condensado.
Consiste básicamente en que a partir de la presión de saturación y a una
temperatura de yacimiento constante, se depresiona la celda PVT en una
serie de etapas y en cada una de ellas se extrae solamente una parte del
gas, tomando como referencia el volumen de hidrocarburos que se tiene a
la presión de saturación.
Esta prueba tiene como objetivo determinar las propiedades del gas y del
aceite a presiones debajo de su presión de saturación.
P2 < P1
DESPUES EQUILIBRIO
P3 < P2 <P1
DESPUES EQUILIBRIO
P1=Pb P2 < P1
EXTRAE GAS A P2 CONSTANTE
P3 < P2 < P1
EXTRAE GAS A P3 CONSTANTE
GAS ACEITE ACEITE ACEITE
ACEITE ACEITE
GAS
GAS GAS
MERCURIO MERCURIO
MERCURIO MERCURIO
MERCURIO
Datos medidos: Presión de burbuja o de rocío. Por ciento de mol extraído. Factor z de gas extraído. Saturación de liquido. Composición de gas extraído en cada
etapa. Viscosidades de gas y liquido. Densidad de liquido
Experimento de separación en etapas
Este experimento se realiza para todos los tipos de yacimientos.
Consiste básicamente en que a partir de la presión de saturación y a una
temperatura de yacimiento constante, se envía una muestra de
hidrocarburos de una celda PVT a un equipo que reproduce las
condiciones de presión y de temperatura que se tiene en las baterías de
separación.
Esta prueba tiene como objetivo determinar las propiedades del gas y del
aceite que se tienen a las condiciones de separación en el campo.
CONTROL
DE NIVEL
EFLUENTE DEL POZO
CONTROL
DE PRESION
SEPARADOR
TANQUE
GAS DE SEPARADOR
GAS DE
TANQUE
CONTROL
DE NIVEL CONTROL
DE NIVEL
EFLUENTE DEL POZO
CONTROL
DE PRESION SEPARADOR
ETAPA 1
TANQUE
GAS DE
ETAPA 2
GAS DE
TANQUE
CONTROL
DE PRESION
SEPARADOR
ETAPA 2
GAS DE
ETAPA 2
Datos Medidos Datos para Ajuste Comentarios
RGA RGA en cada etapa Dar más peso a
Factor encogimiento Densidad del aceite residual la RGA y a la
Densidad del aceite Densidad relativa del gas densidad del
Densidad relativa del gas aceite residual
Gas producido acumulado
Densidad del aceite residual
Experimento de separación en etapas
Datos medidos durante la prueba de separador
Resultados de la pruebas de separador
1. Relación gas-aceite en cada etapa de separación, referida al volumen de
líquido a las condiciones de la etapa.
2. Relación gas-aceite en cada etapa de separación, referida al volumen de
líquido en el tanque a condiciones estándar.
3. Relación de solubilidad en el punto de burbuja, RsSb.
4. Factor de volumen del aceite en el punto de burbuja, BoSb.
5. Factor de volumen del aceite a condiciones del separador.
6. Densidad relativa del aceite en el tanque, en °API.
7. Densidad relativa del gas del separador y del tanque; en algunas ocasiones
se determina la composición del gas del separador.
Datos procesados de la prueba de separador
Prueba de Viscosidad del aceite
La prueba de viscosidad del aceite se realiza a presiones por arriba y por
debajo de la presión de saturación en un viscosímetro de tipo canica, el
cual ha sido calibrado previamente.
Los valores de viscosidad a presiones por arriba y por debajo de la
presión de saturación deben de ser las mismas que se tiene en el
experimento de separación diferencial o de agotamiento a volumen
constante.
En este equipo solo se mide la viscosidad del aceite, la viscosidad del
gas es calculada mediante correlaciones.
Planeación de la toma de muestras
Los fluidos de los yacimientos encontrados en los yacimientos en el mundo varían
grandemente en composición, los yacimientos pueden variar desde yacimientos de gas
seco hasta yacimientos de aceite negro, y en algunos yacimientos coexiste una zona de
gas y un zona de aceite.
Las rocas de los yacimientos que contienen los fluidos varían en características físicas,
y en propiedades de flujo, lo cual debe de ser considerado en el programa de muestreo.
Deben de considerarse las siguientes propiedades de un yacimiento para la toma de
muestras:
Área productora
Altura de la columna de hidrocarburos.
Si el pozo del yacimiento fue fracturado o acidificado.
Si se tiene producción de agua o gas libre.
Si un yacimiento es pequeño una muestra de un solo pozo puede ser representativa del
fluido del yacimiento. En cambio para yacimientos muy grandes o complejos, será
necesario tomar muestras en varios pozos y a diferentes profundidades serán
requeridas.
Se han detectado variaciones de composición con la profundidad en yacimientos de
alto relieve estructural, de gran extensión areal o que han estado sujetos a recientes
disturbios tectónicos.
Es posible que se tomen muestras de fluidos durante la vida productiva de un
yacimiento, debido a que se requieran muestras adicionales debido a la complejidad
del yacimiento, o a que se requieren muestras PVT para inyección de gases.
Gas
Condensado
Pozo “C”
RGA 178 m3/m3
Pozo “B”
RGA 178 m3/m3
Gas
Aceite
Pozo “A”
Gas Seco Gas
Agua
Gas Seco
Gas Húmedo
Aceite
Agua
Planeación de la toma de muestras
Acondicionamiento del pozo
El acondicionamiento del pozo se utiliza para muestreo de fondo y muestreo de
superficie y es un medio de obtener información relevante para definir la calidad de
las muestras obtenidas.
Para el muestreo de fondo del pozo, la presión de fondo fluyendo del pozo deberá
ser mayor que la presión de saturación, esto ocasionará que se tome el pozo en una
sola fase.
Debe de definirse la profundidad adecuada del muestreo para lo cual debe de
tomarse un registro de fondo de pozo por estaciones para definir el gradiente
(densidad). La muestra debe de tomarse lo más cercano a la zona de disparos para
que se tome una muestra representativa de los fluidos del yacimiento.
Debe de realizarse una prueba de producción para tomar información relevante del
pozo por varios estranguladores de mayor a menor, tomando la siguiente
información: Gasto de aceite, Gasto de gas, Gasto de agua, presión en la cabeza,
presión de fondo fluyendo, densidad del aceite, composición del gas y del aceite.
La información recolectada durante el muestreo debe de enviarse al laboratorio e
incluirse dentro del reporte PVT.
Una vez que se reciba el reporte del laboratorio debe de verificarse la calidad de la
muestra obtenida, comparando la información del laboratorio con la reportada en el
campo como por ejemplo: la densidad del aceite residual, la relación gas aceite, la
densidad del aceite a condiciones de yacimiento etc.
Métodos de muestreo de fluidos para análisis PVT
Básicamente existen 3 métodos para toma de fluidos de yacimientos petroleros:
a).-Muestras de fondo a pozo cerrado o fluyendo
b).-Muestras de fluidos de separador
c).-Muestras de fluidos con partición de corriente (split stream)
a) Muestreo de Fondo. El pozo seleccionado para muestreo deberá ser cuidadosamente preparado antes de tomar la muestra de fluidos. El pozo deberá tener una alta productividad con objeto de mantener la presión tan alta como sea posible tanto en el pozo como en una área del yacimiento cercana al pozo. Antes del muestreo deberá efectuarse una serie de pruebas de productividad en el pozo con objeto de cuantificar la presión de fondo fluyendo a varios gastos de flujo, lo anterior permitirá seleccionar el pozo con mayor presión de fondo fluyendo a gasto estabilizado.
Muestreo de fondo
Si un pozo exhibe un rápido incremento en la relación gas-aceite probablemente se presente una alta saturación alrededor del pozo por lo cual será difícil tomar una muestra representativa. Es conveniente que el muestreo de fluidos se efectúe en el pozo lo más pronto posible con objeto de evitar la formación de una fase gaseosa, en caso de que el único pozo disponible produzca agua deberá tenerse mucho cuidado para seleccionar la profundidad de muestreo. El tiempo de estabilización del pozo dependerá del tiempo de producción, de su productividad y de la diferencia entre la presión de saturación y la presión del yacimiento. en caso de que el yacimiento presente un casquete original asociado, la presión de saturación coincidirá con la presión del gas del casquete y deberán tomarse precauciones adicionales para tomar una muestra representativa. El pozo deberá producir a un gasto estabilizado tan bajo como sea posible con objeto de reducir la saturación de gas a un estado inmóvil por solución y compresión.
Se recomienda tomar un registro de presión por estaciones para verificar los
niveles de los fluidos y una prueba de presión para determinar las
propiedades dinámicas de la formación.
Una vez que es seleccionada la profundidad de muestreo, se deberá
introducir el muestrero con el pozo cerrado. existen varios tipos de
muestreros, los muestreos convencionales, tienen diferentes mecanismos
para atrapar la muestra, generalmente el muestrero entra al pozo con las 2
válvulas abiertas y el cierre del mecanismo es de 3 diferentes maneras:
rompiendo un perno, utilizando un reloj, ó por señales superficiales en caso
de que se use una señal eléctrica.
Actualmente existen muestreros bajo presión preservada con objeto de evitar
en lo posible cambios de fase en el muestrero y fugas durante el transporte.
Las muestras generalmente son transferidas a botellas especiales y
transportadas al laboratorio.
Muestreo de fondo
La muestra se obtiene llevando un muestrero al fondo de un pozo dentro del yacimiento para tomar la muestra a condiciones originales.
Es necesario que la presión del yacimiento se encuentre arriba de la presión de saturación.
Se requiere que el muestrero no pierda fluidos al viajar del fondo a la superficie y posteriormente al laboratorio
PI
P
R
w
Pw
f
Pwf >Pb
Celda
Recole
ctora
R
e
Muestreo de fondo
Muestras de superficie
Para hacer el análisis PVT utilizando muestras de superficie se recolectan
muestras de aceite y gas de separador y estas muestras son recombinadas
en el laboratorio en las proporciones adecuadas de acuerdo a las
características de producción (RGA, rg, etc.) determinadas en la medición de
fluidos en el separador de medición.
El pozo debe ser seleccionado para el muestreo siguiendo las mismas
recomendaciones para muestras de fondo y también deberá efectuarse un
acondicionamiento del pozo anterior al muestreo. las muestras deberán
tomarse bajo condiciones de flujo estabilizado y el pozo deberá de haber
fluido por un tiempo suficientemente largo. la relación gas – aceite deberá
ser verificada por lo menos 3 veces antes del muestreo a rangos iguales de
tiempo (3, 8, 12 hrs etc.)
Por lo general se necesita una mayor cantidad de gas que de aceite debido a
que el gas es muy compresible, se recomienda tomar la siguiente
información con el muestreo de superficie.
a) El volumen de aceite en el separador comparado con el aceite en tanque
(para calcular el factor de encogimiento).
b) Temperatura y presión del separador
c) Temperatura y presión en tanque generalmente condiciones estándar de
20ºc y atm.
d) La relación gas – aceite
e) La densidad del gas de separador obtenida en campo o en el laboratorio.
f) Presión de fondo fluyendo y temperatura del yacimiento.
g) Presión de fondo cerrado y temperatura del yacimiento.
Con esta información es posible obtener una muestra representativa del fluido del yacimiento, recombinando apropiadamente los fluidos. Es conveniente mencionar que con este método se pueden obtener muestras representativas del fluido del yacimiento, similares a las obtenidas con el muestreo de fondo del pozo siempre y cuando la presión de fondo fluyendo exceda la presión de burbuja o de rocío de los fluidos.
Muestras de superficie
Si la presión de fondo fluyendo es mayor a la presión de burbuja o de rocío,
se pueden obtener mayores valores de la presión de saturación debido a que
existe una mayor producción de gas libre en el yacimiento.
Este método es particularmente recomendable para gas y condensado debido
a que con el muestreo de fondo existe un continuo enriquecimiento del fluido
de fondo del pozo por la segregación del condensado y caída de presión que
ocurre en las cercanías de los disparos, por otro lado no es posible probar las
muestras de gas y condensado con el método presión – volumen para
detectar la presión de saturación ya que no se presenta él quiebre
característico que ocurre en los yacimientos de aceite.
Los problemas que pueden surgir durante un muestreo de superficie son los
siguientes:
Muestras de superficie
a) Caídas de presión.-la caída de presión no deberá ser tan alta por que ocasionaría la formación de condensado en las cercanías de los disparos. por otro lado baja caída de presión induce un bajo gasto y consecuentemente resbalamiento de condensado en la tubería de producción.
b) Flujo estable.- las mediciones de flujo en el separador no son instantáneas
si no que refleja un promedio en la composición en intervalos de tiempo. por lo tanto es deseable evitar disturbios en el flujo como el que ocurre en los cierres de los pozos.
c) Capacidad del separador.- si el separador no es de la capacidad adecuada
se tendrán significativos errores de medición.
d) Contaminación de las muestras.- existen ocasiones en que se utilizan aditivos para suprimir la formación de hidratos o para evitar espumas en el separador.
Muestras de superficie
CONTROL
DE NIVEL
EFLUENTE DEL POZO
CONTROL
DE PRESION
SEPARADOR
TANQUE
GAS DE SEPARADOR
GAS DE
TANQUE
Si el aceite produce con BN el gas del separador estará contaminado con el gas de
BN y será necesario corregir la composición del gas con la cual se va a realizar el
recombinado.
En yacimientos con presiones bajas de separación se requieren de grandes
volúmenes de gas para realizar el recombinado, siendo un poco problemático la
recombinación en el laboratorio.
En yacimientos con alto relieve estructural se recomienda la toma de muestras
con pozo fluyente, a pozo estabilizado.
Muestras de superficie
Muestras de partición de corriente (split stream)
Este método es utilizado básicamente para muestreo de gas y condensado y
se debe seguir el mismo procedimiento para seleccionar un pozo para
muestreo que se utilizan con el muestreo de fondo y el muestreo superficial.
Se toma básicamente la misma información que para el caso de muestras
superficiales, salvo que es necesario incluir la presión y temperatura a la cual
la muestra es tomada en el punto de muestreo.
Este método no es recomendado para fluidos con altas relaciones gas – aceite
o con un gran potencial debido a las limitaciones del separador de prueba.
En yacimientos con fluidos con alta relación gas – aceite, mucho del aceite
producido se pega a las paredes debido a la fricción, los fluidos recuperados
pueden ser del orden del 50 % del que existe realmente asociado a los fluidos
del yacimiento.
Condiciones estándar
Presión estándar: 14.7 psia
Temperatura estándar: 60°F
1 atm = 14.7 psia
1 psi = 1 𝒍𝒃𝒇
𝒑𝒈𝟐
1 lbf = 32.2 lbm – pie / seg2
T (°C) = T(°F) – 32 * 𝟓
𝟗
T (K) = T (°C) + 273.15
T (R) = T (°F) + 459.67
Propiedades del Gas
Densidad del gas, rg
Se define como el cociente de la masa de gas entre el volumen que ocupa
bajo ciertas condiciones de presión y temperatura.
𝝆𝒈 @ 𝒑,𝑻 = 𝒎
𝒗@ 𝒑,𝑻
La densidad del gas a ciertas condiciones de presión y temperatura puede
expresarse en términos de su densidad en condiciones estándar y el factor de
volumen correspondiente a las condiciones de interés:
𝝆𝒈@ 𝒑,𝑻 = 𝝆𝒈 @ 𝒄.𝒆.
𝑩𝒈 @ 𝒑,𝑻
zRT
pMg r
Propiedades del Gas
Densidad relativa del gas, g
Relación de la densidad del gas con respecto a la del aire seco, ambas
medidas a las mismas condiciones de presión y temperatura (generalmente,
las condiciones estándar).
𝜸𝒈 = 𝝆𝒈 @ 𝒄.𝒆.
𝝆𝒂𝒊𝒓𝒆 𝒔𝒆𝒄𝒐 @ 𝒄.𝒆.
Donde:
raire seco @ c.e. = 0.0764 lbm / pie3
Considerando que a condiciones estándar el gas y el aire seco se comportan
como gases ideales de los pesos moleculares del gas y del aire seco, como:
𝜸𝒈 = 𝑴𝒈
𝑴𝒂𝒊𝒓𝒆 𝒔𝒆𝒄𝒐
Donde:
M aire seco = 28.97 lbm / lbmol
Propiedades del Gas
Ecuación de estado de los gases ideales y de los gases
reales
Propiedades del Gas
Factor de compresibilidad, z
Relación del volumen real que ocupa cierta masa de gas, con respecto al que
ocuparía un comportamiento de gas ideal bajo las mismas condiciones de
presión y temperatura.
𝒛 = 𝑽𝒓𝒆𝒂𝒍 @ 𝒑,𝑻
𝑽𝒊𝒅𝒆𝒂𝒍 @ 𝒑,𝑻.
Usualmente 0.7 < z < 1.2
Si el gas se comporta de manera ideal, z = 1
Propiedades del Gas
Ley de los estados correspondientes
Establece que todos los gases monocomponentes exhiben el mismo factor de
compresibilidad bajo las mismas condiciones de presión y temperatura
reducidas, definidas respectivamente como:
𝑻𝒓 = 𝑻
𝑻𝒄
𝒑𝒓 = 𝒑
𝒑𝒄
Pr : presión reducida, abs
Tr : temperatura reducida, abs
Pc : presión crítica, abs
Tc : temperatura crítica, abs
P : presión, abs
T : temperatura abs
Propiedades del Gas
Propiedades pseudo-reducidas
Extendiendo la ley de los estados correspondientes, el factor de
compresibilidad de gases multicomponentes ha sido correlacionado con dos
parámetros adimensionales, la presión y temperatura pseudo-reducidas,
definidas respectivamente como:
𝑻𝒑𝒓 = 𝑻
𝑻𝒑𝒄
𝒑𝒑𝒓 = 𝒑
𝒑𝒑𝒄
Ppr : presión pseudo-reducida, abs
Tpr : temperatura pseudo-reducida, abs
Ppc : presión pseudo-crítica, abs
Tpc : temperatura pseudo-crítica, abs
P : presión, abs
T : temperatura abs
Propiedades del Gas
Factor de compresibilidad para gases naturales
Propiedades del Gas
Ley de los estados correspondientes
Establece que todos los gases monocomponentes exhiben el mismo factor de
compresibilidad bajo las mismas condiciones de presión y temperatura
reducidas, definidas respectivamente como:
𝑻𝒓 = 𝑻
𝑻𝒄
𝒑𝒓 = 𝒑
𝒑𝒄
Pr : presión reducida, abs
Tr : temperatura reducida, abs
Pc : presión crítica, abs
Tc : temperatura crítica, abs
P : presión, abs
T : temperatura abs
Propiedades del Gas
Factor de volumen del gas, Bg
Relación del volumen que ocupa una misma masa de gas bajo ciertas
condiciones de presión y temperatura, con respecto al que ocupa en
condiciones estándar.
𝑩𝒈 @ 𝒑,𝑻 = 𝑽𝒈@ 𝒑, 𝑻
𝑽𝒈 @ 𝒄.𝒆.
Observar que:
𝑩𝒈 ≤ 𝟏
Considerando que el gas se comporta de manera ideal bajo condiciones
estándar, el factor de volumen del gas puede expresarse como:
𝑩𝒈 @ 𝒑,𝑻 =𝒑
𝑻 𝒄.𝒆.
𝒛𝑻
𝒑
Peso molecular aparente de una mezcla de gases
El peso molecular para una mezcla con n-componentes (ncomp) se denomina el peso
molecular promedio molar ó aparente de la mezcla y se determina con:
compnj
j
jja MyM1
Dónde:
Ma es el peso molecular aparente de la mezcla de gases en lbm/lbm-mol
Mj es el peso molecular del componente jth de la mezcla de gas en lbm/lbm-mol
yj es la fracción mol de la fase de gas del componente jth en fracción
Propiedades del Gas
Densidad específica de un gas (densidad relativa).
aire
g
gr
r
Gas seco:
aire
a
aire
a
gM
M
RT
pMRT
pM
Gas húmedo: o
o
g
g
og
m
M
m
M
m
mmM
aire
ag
M
M
Propiedades del Gas
Factor de volumen del gas de formación, Bg
..@
..@
..@..@
..@
..@
..@
ecT
ecp
p
Tz
ecTecz
ecp
p
Tz
scV
ycVB
y
yy
y
yy
g
g
g
Bg(f
t3@
c.y
./ft
3@
c.s.
)
Presión del yacimiento, py, (lb/pg2 abs)
Condiciones estándares:
0.1 MPa, 288K
14.7 psia, (459.67 +60) °R
p
TZxBg
41047.3
p
TZBg 0283.0
El factor de volumen de formación del gas, se calcula con el factor de compresibilidad z medido
con los gases removidos de la celda en cada paso de presión durante la separación diferencial
Propiedades del Gas
T
lp
V
Vc
1
T
l
l
lp
c
r
r
1
zRT
pMg r
Coeficiente de compresibilidad isotérmico del gas, cg
ggl CC rr ,
T
gp
z
zpc
11
prTprpr
rp
z
zpc
11
pcgr pCC
Propiedades del Gas
Coeficiente de compresibilidad isotérmico del gas, cg.
c g(1
/lb
/pg
2a
bs.
)
Presión del yacimiento, py, (lb/pg2 abs)
T
gp
z
zpc
11
Propiedades del Gas
Viscosidad del gas
Presión del yacimiento, py
Vis
cosi
dad
del
gas
, m
g
Incremento de
Temperatura, T
Se muestra la forma de la viscosidad del gas como una función de la presión del
yacimiento para tres temperaturas diferentes de yacimiento. Se observa que a presiones
bajas la viscosidad del gas se incrementa conforme la temperatura se incrementa. Sin
embargo, a presiones altas la viscosidad del gas decrece conforme la temperatura
incrementa
Propiedades del Gas
Viscosidad de una mezcla de gases.
Cuando la composición de una mezcla de gases se conoce y cuando las viscosidades de
cada componente se conocen a una presión y temperatura de interés, entonces la
viscosidad de la mezcla se puede calcular con:
n
j
jj
n
j
jjgj
g
My
My
1
21
1
21m
m
Propiedades del Gas
Viscosidad de una mezcla de gases.
Calcular la viscosidad de la mezcla de gases que se presenta en la Tabla a las
condiciones de presión y temperatura de 14.7 lb/pg2abs (presión atmosférica)
y 200 °F, respectivamente.
Componente Composición
(fracción mol)
Metano, C1H4 0.850
Etano, C2H6 0.090
Propano, C3H8 0.040
Butano, n-C4H10 0.020
Total 1.000
Propiedades del Gas
Propiedades del Gas
Se determinan las viscosidades de los
gases individuales a 200 °F y a una
atmósfera.
50 100 150 200 250 300 350 400
0.024
0.022
0.020
0.018
0.016
0.012
0.010
0.014
0.008
0.006
0.004
Helio
Aire
Nitrógen
o
Dióxido de Carb
ono
Sulfuro de H
idrógeno
Metano
Etileno
Etano
Propano
i-Butanon-Butano
n-Pentano
n-Hexano
n-Heptanon-Octano
n-Nonano
n-Decano
Vis
cosi
dad
, ce
nti
po
ise
Temperatura, °F
mgc1=0.0130 cp
mgc2=0.0112 cp
mgc3=0.0098 cp
mgn-c4=0.0091 cp
Componente yĵ
(fracción mol)
Mĵ
(lbm/lbm-mol)
Mĵ1/2
(lbm/lbm-mol)1/2
yĵ Mĵ1/2
(lbm/lbm-mol)1/2
mgĵ
(cp)
mgĵ yĵ Mĵ1/2
cp(lbm/lbm-mol)1/2
Metano, C1H4 0.85 16.04 4.0059 3.4042 0.0130 0.04426
Etano, C2H6 0.09 30.07 5.48361 0.4935 0.0112 0.00553
Propano, C3H8 0.04 44.1 6.64078 0.2656 0.0098 0.00260
Butano, n-C4H10 0.02 58.12 7.62364 0.1525 0.0091 0.00139
yĵMĵ1/2=4.3159 mĵyĵMĵ
1/2=0.05377
cp
My
My
n
j
jj
n
j
jjjg
g 01247.0316.4
05377.0
1ˆ
21
ˆˆ
1
21
ˆˆˆ
m
m
Propiedades del Gas
Viscosidad de una mezcla de gases.
Emplear la figura para calcular la viscosidad de la mezcla de gases proporcionado en la
tabla a 200 °F y a presión atmosférica.
Componente Composición
(fracción mol)
Metano, C1H4 0.850
Etano, C2H6 0.090
Propano, C3H8 0.040
Butano, n-C4H10 0.020
Total 1.000
Propiedades del Gas
compnj
j
jja MyM1
664.096.28
26.19
96.28
Mag
Calculo de el peso molecular aparente de la mezcla de gases, Ma,
Componente yĵ
(fracción mol)
Mĵ
(lbm/lbm-mol)
yĵ Mĵ
(lbm/lbm-mol
Metano, C1H4 0.85 16.04 13.634
Etano, C2H6 0.09 30.07 2.706
Propano, C3H8 0.04 44.10 1.764
Butano, n-
C4H10 0.02 58.12 1.162
Ma =19.267
Calculo de la densidad de la mezcla de gases,
Propiedades del Gas
de la figura se obtiene:
μg = 0.0125 cp a 200 °F
% mol H2S % mol N2 % mol CO2
Cor
recc
ión
adic
iona
l
para
Vis
cosi
dad,
cp
Vis
cosi
dad
a 1
atm
ósfe
ra, μ
g1, c
p
10 20 30 40 50 60
- 400°F
- 300°F
- 200°F
- 100°F
.016
.015
.014
.013
.012
.011
.010
.009
.008
.007
.006
.005
.004
0.5 1.0 1.5 2.0
Peso molecular, (lbm/lbm-mol)
Densidad relativa del gas
Propiedades del Gas
El factor de volumen de formación del aceite se calcula como:
entoalmacenamidequetanelenentrandolíquidodevolumen
celdaladeextraidolíquidodevolumenBoSb
El subíndice S indica que estos resultados fueron obtenidos en las pruebas del
separador, y el subíndice b implica que las condiciones son en el punto de burbujeo
a condiciones de yacimiento. El volumen de líquido extraído de la celda se mide a
condiciones de burbujeo y el volumen del tanque de almacenamiento es medido a
condiciones estándar.
Propiedades del Aceite
La relación de solubilidad se calcula como:
quetann el líquido eVolumen de
quetanl e gas en e volumen d separador gas en elVolumen deRsSb
con todos los volúmenes ajustados a condiciones estándar.
Propiedades del Aceite
Factor de volumen de formación del aceite, Bo.
bpp
El factor de volumen de formación es calculado con una combinación de los datos de la
separación flash y los datos obtenidos de las pruebas del separador
oSb
Fb
to B
V
VB
a c.t.aceiteBls de
ycaaceiteBls
.t.aceite a cBls de
aceite a pBls de
pite aBls de ace
ycaiteBls de aceB b
b
o
..
..
Presión del yacimiento,p y , (lb/pg 2 abs)
Liberación de gas en el espacio poroso del yacimiento (el líquido remanente @c.y. tiene menos gas en solución).
Expansión del líquido en el yacimiento.
p b
. . @
. . @
s c aceite Bls
y c disuleto gas aceite Bls B o
Propiedades del Aceite
Factor de volumen de formación del aceite, Bo.
bpp
El factor de volumen de aceite se calcula con la combinación de datos de la separación
diferencial y los datos obtenidos de las pruebas del separador.
oDb
oSboDo
B
BBB
if.por sep. d residual Bls aceite
a pBls aceite
a c.t.aceiteBls de
aceite a pBls de
sep. dif.idual por aceite resBls de
.y.aceite a cBls deB
b
b
o
ite a c.t.Bls de ace
a c.y.de aceite BlsBo
Presión del yacimiento,p y , (lb/pg 2 abs)
Liberación de gas en el espacio poroso del yacimiento (el líquido remanente @c.y. tiene menos gas en solución).
Expansión del líquido en el yacimiento.
p b
. . @
. . @
s c aceite Bls
y c disuleto gas aceite Bls B o
Propiedades del Aceite
Propiedades del Aceite
Relación gas en solución-aceite, RGA, o relación de solubilidad
R s
(Bls
ace
ite
+ g
as
dis
uel
to)
@ c
.y./
Bls
ace
ite
@ c
.s.
Presión, p , (lb/pg 2 abs)
Volumen de gas
liberado @ c.y.
(R sb
- R s ) = gas liberado en el
yacimiento (gas libre)
p b
R sb
(cantidad de gas en
solución a p b
(R si
- R sb
)
La relación de solubilidad, Rs, a presiones por arriba de la presión de burbuja, es una
constante igual a la relación de solubilidad en el punto de burbujeo
bpp
sSbs RR
Propiedades del Aceite
Relación gas en solución-aceite, RGA, o relación de solubilidad
R s
(Bls
ace
ite
+ g
as
dis
uel
to)
@ c
.y./
Bls
ace
ite
@ c
.s.
Presión, p , (lb/pg 2 abs)
Volumen de gas
liberado @ c.y.
(R sb
- R s ) = gas liberado en el
yacimiento (gas libre)
p b
R sb
(cantidad de gas en
solución a p b
(R si
- R sb
)
bpp
La relación de solubilidad a presiones por debajo de la presión de burbujeo es una
combinación de los datos de la separación diferencial y pruebas del separador.
oDb
oSb
sDsDbsSbsB
B)RR(RR
Factor de volumen total de la formación o factor de la fase mixta, Bt
ssbgot RRBBB
B t
(Bls
ace
ite
y gas
en s
olu
ción +
Bls
gas)
a
c.y.
(Bls
ace
ite
a c
.e.)
Presión del yacimiento, p , (lb/pg 2 abs) p b
) ( s si g o t
R R B B B
o B
Propiedades del Aceite
Propiedades del Aceite
w
o
or
r
5.1315.141
O
API
Densidad relativa del aceite, γo. La densidad específica o relativa de un aceite, γo, se
define como la relación de densidad del líquido a la densidad del agua, a las mismas
condiciones de presión y temperatura, es decir:
En el sistema Inglés de unidades se tiene, la ro se expresa en lbm aceite/ft3 aceite y la rw
se expresa en lbm agua/ft3 agua.
Asimismo, la densidad relativa del aceite, γo, se puede expresar como la densidad
relativa 60°/60°, lo que significa que las densidades del líquido y del agua se midieron a
60°F a la presión atmosférica. En la industria petrolera se emplea la densidad en grados
API que se define como:
Dónde:
γo, es la densidad relativa del aceite a 60°/60°.
Coeficiente de compresibilidad isotérmica del aceite (compresibilidad del
aceite) Co.
Para P > Pb
T
op
v
vc
1c o
(lb/p
g2
abs)
-1
Presión del yacimiento, p, (lb/pg2 abs)
pb
La co (aceite negro) es virtualmente constante con
excepción de presiones cercanas a la pb. Los
valores de co raramente exceden 35 x 10-6 (lb/pg2
abs)-1
0
30
Propiedades del Aceite
Coeficiente de compresibilidad isotérmica del aceite (compresibilidad del
aceite) Co.
Para P < Pb
T
sg
T
o
o
op
RB
p
B
Bc
1
c o(l
b/p
g2
ab
s)-1
pb
T
sg
T
o
o
op
RB
p
B
Bc
1
T
o
o
op
B
Bc
1
Presión del yacimiento, py, (lb/pg2)
Propiedades del Aceite
Viscosidad del aceite, μo.
mo
(cp
)
Presión del yacimiento, py, (lb/pg2)
pb
Existe un cambio de
composición en el líquido
(moléculas más complejas)Si p decrece la µo decrece (las
moléculas del fluido se
separan y se mueven una
respecto a otra con mayor
facilidad)
Las viscosidades del aceite y del gas que se reportan en el estudio de
fluidos del yacimiento se pueden utilizar directamente. No se requiere
ningún cálculo, adicional.
Propiedades del Aceite
. La viscosidad del aceite generalmente se expresa en centipoise
La viscosidad del aceite es afectada por la presión y la temperatura
Un incremento en la temperatura provoca un decremento en la viscosidad
Una disminución en la presión provoca una disminución en la viscosidad
Un decremento en la cantidad de gas en solución en el líquido provoca un
incremento en la viscosidad
Propiedades del Aceite
El flujo de fluidos en medios porosos requiere del conocimiento de algunas
propiedades PVT tal como viscosidad, factor de volumen compresibilidad, etc.
Los cálculos de balance de materia requieren del conocimiento de los
propiedades PVT como relación de solubilidad, factor de volumen, densidad del
aceite, viscosidad del aceite, compresibilidad del aceite gas, agua etc., en función
de la presión del yacimiento con el tiempo de explotación. Los cálculos de
balance de materia son muy útiles para estimar el volumen original de aceite o
gas, actividad del acuífero y hacer predicciones iniciales en la vida de un
yacimiento.
Los estudios de simulación composicional de yacimientos deben tener una
ecuación de estado debidamente calibrada con experimentos de laboratorio para
poder realizar ajustes de la historia de yacimientos y predicciones del
comportamiento del yacimiento que incluyan aplicación de procesos de
recuperación mejorada.
Aplicación de las propiedades de los fluidos
Estimación de las reservas de gas y de aceite en un yacimiento, esto cobra
especial importancia cuando se trata de fluidos de aceite volátil y de gas y
condensado.
Los especialistas en análisis PVT deberán ser capaces de evaluar, validar y
suministrar información PVT confiable para realizar estudios de ingeniería de
yacimientos de alta calidad.
Los especialistas en comportamiento PVT deberán tener cuidado en supervisar
el muestreo y la validación de las muestras PVT con objeto que las muestras que
sean suministradas al laboratorio sean de alta calidad. Deberán de conocer los
procedimientos de laboratorio que siguen los diferentes laboratorios para poder
matizar las propiedades PVT que suministran cada laboratorio.
Se deben de tomar muestras PVT desde el inicio de que se descubre un campo
petrolero y después tomar suficientes análisis PVT para poder definir un modelo
de fluidos del yacimiento, esto debe hacerse antes de que se produzca tanto
aceite que afecten las propiedades PVT del fluido del yacimiento.
Aplicación de las propiedades de los fluidos
0
20000
40000
60000
80000
0 5 10 15 20Year
Productio
n R
ate
(STB
PD
) OIL
WATER
Gas R
ate
(MS
CFP
D)
0
200
400
800
0 5 10 15
Pre
ssur
e
(PS
I)
1000
2000
3000
5000
Year
KS1
KS2
KS3
KS4
JSK5
JSK1
JSK2
JSK3
JSK4
JST1
JST2
KS5
CRETACICO
SUPERIOR
CRETACICO
MEDIO
J.S
.
TITHON.
J.S
.
KIMM.
KM
KI
JST
JSK
JSO
BTPKS
ESTRAT.PEP
UNIDADES DE FLUJOPEP
ESTRATIGRAFIASECUENCIAS
ACTUAL
UF-KS5
UF-KS4
UF-KS3
UF-KS2
UF-KS1
UF-KM1
UF-KI1
UF-JST3
UF-JST2
UF-JST1
UF-JSK5
UF-JSK4
UF-JSK3
UF-JSK2
UF-JSK1
ES
KS1
KS2
KS3
KS4
JST3
JSK5
JSK1
JSK2
JSK3
JSK4
JST1
JST2
KI1
KI2
KI3
KM1
KM2
KM3
KS5
KI4
KI5
KI6
CRETACICO
SUPERIOR
CRETACICO
MEDIO
CRETACICO
INFERIOR
J.S
.
TITHON.
J.S
.
KIMM.
KM
KI
JST
JSK
JSO
BTPKS
ESTRAT.
ES
JST3
KI1
KI2
KI3
KI4
KI5
CRETACICO
INFERIOR
UF-KI6
UF-KI5
UF-KI4
UF-KI3
UF-KI2
KM1
KM2
KM3
UF-KM3
UF-KM2
KI6
ModeloDinámico
Reserva
Desarrollode Campos
Estrategiasde
Producciòn
Anàlisis de Riesgo
Reservas
Optimizaciònde la
Producciòn
Metodos de Recuperaciòn
Mejorada
Informaciònde Pozos
Pruebas de Presiòn
PVT
Petrofisicos
Geologia
Sìsmica
Registros
Implementación
Producción
