Propiedades fisicas del Agua de Yacimientos

8/18/2019 Propiedades fisicas del Agua de Yacimientos

1/31

YACIMIENTOS II

ALEX CUADRADO

Semestre I 2016


2/31

PROPIEDADES FÍSICAS DEL AGUA

Aunque el agua muchas veces se considera un fluidoincompresible lo cual implicaría que su factor volumétrico ,BW,

es igual a uno , su solubilidad del gas ,R SW , es cero y su

compresibilidad ,CW , es también cero esto no es completamente

cierto y el agua puede ser ligeramente compresible y tener alguna capacidad para aceptar gas en solución.

Los parámetros PVT del agua se ven altamente afectados por elcontenido de sales de ésta.


3/31


Contenido de sólidosTodas las aguas de formación contienen sólidos disueltos , especialmente sales

siendo el NaCL la más común.

El contenido de sólidos en el agua se da en partes por millón,C ppm , porcentaje

por peso , CW , y miligramos por litro, Cmg/l.

Las siguientes expresiones permiten relacionar las formas antes mencionadas de

expresar el contenido de sólidos del agua :

El contenido de sólidos de un agua de formación puede ser tan bajo como200ppm y tan alto como 300000 ppm ; a este último valor de concentración se

considera que el agua está saturada. El contenido de sólidos en el agua se

determina en el laboratorio midiendo su densidad o su resistividad eléctrica.


4/31

Punto de Burbujeo del Agua


Se considera como presión de burbujeo para el agua la misma

del petróleo que coexiste con ella y si el agua está en contacto

con gas se considera como presión de burbujeo la misma delyacimiento.


5/31

Analisis del Agua de Formacion

Las principales características que se determinan para el agua producida el yacimiento son:

1- Caracterizar, desde el punto de vista fisicoquímico, el agua de formación.

En campo (in situ) se analizan los parámetros susceptibles de variación por transporte, tales

como pH, conductividad, potencial, gases disueltos (H2S, CO2 y O2), alcalinidad y Fe++.

Al agua de cada pozo se le realiza un análisis fisicoquímico que involucra los parámetros Ca,

Mg, Ba, Sr, Na, K, sulfatos, cloruros, silicio y densidad.

Para detección de metales se utiliza la técnica de absorción atómica y Masas, y para los

cloruros y los sulfatos la técnica de cromatografía iónica.

Los datos obtenidos de los análisis fisicoquímicos se utilizan en un programa-simulador para

establecer los índices de estabilidad en las muestras. Un índice de estabilidad positivo indica la

tendencia a

formación de escamas inorgánicas y uno negativo sugiere que el agua tiende a ser corrosiva.



6/31

Analisis del Agua de FormacionLas principales características que se determinan para el agua producida el yacimiento son:


En la Tabla siguiente aparecen los resultados de los análisis fisicoquímicos que se realizan a las

muestras evaluadas, tanto en campo como en laboratorio y se construyen losdiagramas de Stiff correspondientes.



7/31

Analisis del Agua de Formación

Las principales características que se determinan para el agua producida el yacimiento

son:


Diagramas de Stiff



8/31

Análisis del Agua de Formación



Los modelos de interpretación de los datos analíticos que generan los respectivos análisis

de los fluidos de formación, permiten determinar en el caso concreto del agua los

siguientes tipos: superficiales o meteóricas, de formación y connatas.

El modelo de Schoeller basa su clasificación en los constituyentes disueltos de acuerdoal siguiente orden de importancia: cloruro, sulfato, bicarbonato más carbonato;

también tiene en cuenta el Indice de Intercambio de Base (IBE) y las relaciones entre

cationes y aniones.

Schoeller agrupa las aguas en seis tipos primarios basados en las cantidades de cloruros

disueltos y cuatro subgrupos basados en el contenido de sulfatos. Las cantidades de

bicarbonatos y carbonatos

permiten una diferenciación adicional, mientras que el IBE indica el intercambio iónico

entre iones de las aguas y los iones asociados a las arcillas.



9/31




El modelo de Schoeller basa su clasificación en los constituyentes disueltos de acuerdo al siguienteorden de importancia: cloruro, sulfato, bicarbonato más carbonato;

también tiene en cuenta el Indice de Intercambio de Base (IBE) y las relaciones entre cationes y aniones.

Un Agua Connata (de origen marino fósil depositadacon sedimentos) se caracteriza por tener un IBE >

0.129 y una relación Cl/Na > 1.17 .

Aguas de yacimientos petrolíferos (de formación)que contienen agua meteórica infiltrada mezclada conagua connata (agua de origen marino fósil) tienen un

IBE < 0.129 y una relación Cl/Na < 1.17.

Aguas con un IBE negativo corresponden a aguas

superficiales (aguas meteóricas).



10/31

TIPOS DE FLUIDOS DEL PETROLEO Y SUSPROPIEDADES


Las principales características que se determinan para el agua producida el yacimiento

son:


2- Presion del punto de burbuja del agua (Pb).

3- Densidad del agua.

4- Relacion gas-agua en solucion (Rsw).

5- Coeficiente de compresibilidad isotermico del agua.

6- Viscosidad del agua de formacion.

7- Formacion de hidratos.


11/31

¿Que hacer sino tengo análisis PVT

para los fluidos presentes en elYacimiento?


12/31

Ecuación de Estado para Gases

PV nRT donde:

P : Presión a la que se encuentra el gas, lpca

V : Volumen que ocupa el gas, pies3

n : Cantidad de gas en masa, lb.mol

R : Constante universal de los gases, 10.73 lpca*pies3/lbmol*°R

T : Temperatura a la que se encuentra el gas, °R

PV ZnRT

La forma general de la ecuación de estado para gases es la siguiente:

pero aplicable tanto a gases reales como ideales con la diferencia de que aparece la variable Z conocida

como factor de supercompresibilidad. y cuando se aplica a presiones y temperaturas bajas (gas ideal) Z se

considera igual a la unidad.

Pr P

Pc Tr

T

Tc


13/31

CARTA PARADETERMINAR ELFACTOR Z PARAGASES NATURALES.

STANDING


14/31

sPc g g

7658 1310 3 6 2

. . .

sTc g g 169 2 349 5 74 0

2. . .

Cuando no se conoce la composición del gas, sus propiedades

cr íticas se pueden obtener de las siguientes relaciones quedependen de la gravedad específica del gas:


15/31

B

Z T

P

B

PC g y y

y

y

N

5 04 10

3

.

Observando las expresiones para Bg

se nota que es inversamente

proporcional a la presión y que la

graficar Bg vs. P se tendrá un

comportamiento aproximadamente

hiperbólico.


16/31

g

g

a

donde g es la gravedad específica

del gas y g y a son las densidades

del gas y el aire respectivamente

dadas en las mismas unidades y

medidas a las mismas condiciones

de presión y temperatura

g g

N

N

a

N P

P

Z

Z

T

T 0076.

ecuación para calcular la

densidad de un gas a cualquier

presión y temperatura. En la

ecuación el subíndice N se

refiere a condiciones normaleso sea que PN = 14.7 lpca, TN =

520°R y ZN = 1.


17/31

C V

dv

dp

1


18/31

g Y K X 10 4 exp correlaciones de Lee-Gonzalez

K M T M T

( . . ) .

9 4 0 02209 19

1 5

X T

M 3 5 986 0 01. . Y X 2 4 0 2. .

T, Temperatura en °R ; Ug, viscosidad del gas en cp ; , densidad del

gas en g/cc

g

i i i

i i

y M

y M


19/31

CARACTERÍSTICAS DEL PETRÓLEO

RsV

V

PCN

BN

g

o

5615.

Rs V L M

L

L

379 5615

. L API

lb pie

14151315

62 4 3.

( . ).


20/31

Rs P

g

API T

18 214

0 0125 0 00091

1 2048

10.

. ( . . )

.

la correlación permite calcular P conociendo Rs o Rs conociendo P.

Esta correlación se puede aplicar en los siguientes rangos de condiciones

características:

Presión, lpca 130 - 7000

Temperatura, °F 100 - 258

Rs, PCN/BN 20 - 1425

° API 16.5 - 63.8

g, 0.59 - 0.95

Standing


21/31

Vásquez y Beggs

Rs

P

C

gs

C

C API T

2

3 460

110

( )( )

gs : Es la gravedad específica del gas a 100 lpc, la cual conociéndose la

gravedad específica del mismo a una presión dada, se calcula de

gs g P API T P

( ) . . * * * *log

.1 0 5 912 10

114 7

5

Grupo I

(°API 30)

Grupo II

(° API > 30)

C1 27.64 56.06C2 1.0937 1.1870

C3 11.172 10.393

C1 C2 C3 : Son constantes cuyo valor depende de la gravedad API del petr óleo de acuerdo con los

siguientes grupos:

Adicionalmente, en la ecuación para gsg(P) : Gravedad específica del gas a la presión P.

P : Presión a la que se conoce g(P), lpca

T : Temperatura a la que se conoce g(P), °F


22/31

En general, la correlación de Beggs- Vásquez se puede aplicar para los siguientes rangos:

Presión (lpca) 15 - 6055

T (°F) 162

Bo (BY/BN) 1.028 - 2.226

Rs (PCN/BN) 0 - 2199° API 15.3 - 59.5

g 0.511 - 1.259

En cuanto al rango de aplicabilidad de la expresión para gs se tiene lo siguiente:

Presión (lpca) 60 - 565T (°F) 76 - 150

° API 17 - 45

g 0.58 - 1.20


23/31

Glaso

Rs P API T g b

* .

.

.

0 989

0 172

1 2255

Los rangos de aplicación de las correlaciones de Glaso son:

Presión (lpca) 165 - 7142

T (°F) 80 - 280

Bo (BY/BN) 1.025 - 2588

Rs (PCN/BN) 90 - 2637

° API 22.3 - 48.1

g 0.65 - 1.276


24/31

Factor Volumétrico del Petróleo

FshV

V V

V

Bo

f

i i

f

1 1

Bo

M

L M

CY

CY

CN

CN

MCY : Peso molecular del sistema líquido a condiciones del yacimiento,lb/lb.mol.

MCN : Peso molecular de la fase líquida a condiciones normales, lb/lb.mol.

L : Fracción molar del sistema en el yacimiento que permanece líquido en

superficie.

CY : Densidad del líquido a condiciones de yacimiento, lb/pie3.

CN : Densidad del líquido a condiciones normales, lb/pie3

.


25/31

Correlación de Standing

Bo Rs T g

o

0 972 1 47 10 1 254

0 5 1175

. . .

. .

Rs : Solubilidad del gas en el petróleo, PCN/BN

g : Gravedad específica del gas

o : Gravedad específica del petróleo

T : Temperatura °F


26/31

Correlación de Vásquez-Beggs

Bo C Rs C T API

C Rs T API

gs gs

10 60 60

1 2 3. ( )

Rs : Solubilidad del gas en el petróleo PCN/BN

gs : Gravedad específica del gas a 100 lpc. Definida en la ecuación

C1 C2 C3 : Son coeficientes que dependen de la gravedad API del petróleo

de la siguiente manera

°API 30 °API . 30

C1 4.677 x 10-4 4.670 x 10-4

C2 1.751 x 10-5 1.100 x 10-5

C3 -1.8106 x 10-8 1.337 x 10-9


27/31

Correlación de Glaso

Bo Bo Bo 10 10 6 58511 2 91329 0 27683 2

. ( . . log . (log ) )* *

Bo Rs T g

o

*

.

.

0 526

0 968

Cuando el petróleo está por encima del punto de burbujeo, el factor volumétrico

depende de la compresibilidad pero la composición del petróleo permanece

constante. En este caso para encontrar el valor de Bo a partir del punto de burbujeo

se puede utilizar la ecuación de estado para un fluido ligeramente compresible o sea

)exp(* CP o V Vo CP exp ( )


28/31

Bob CP b 1* exp ( )

Bo CP 1* exp ( )

Bo Bob C P P b * exp ( ( ))

en el punto de burbujeo y tomando como volumen base una unidad a condiciones normales.

esa misma cantidad de petr óleo a una presión por encima del punto de burbujeo ocupa el siguiente volumen

estableciendo una relación entre Bo y Bob se tiene

C : Compresibilidad del petróleo, lpc-1

Bob : Factor volumétrico del petróleo en Pb (BY/BN)

Bo : Factor volumétrico del petróleo a P (BY/BN)

Pb : Presión de burbujeo, lpc

P : Presión mayor que Pb a la cual se necesita calcular Bo


29/31

Correlación de Beal

OD

a

API T

0 32

18 10 360

200

7

4 53.

..

a API

10 0 43 8 33( . . / )

o ODb

a a Rs 0 20 0 80 10 0 00081. . ( . )

b Rs 0 43 0 57 10 0 00072. . ( . )

Correlación de Beggs Robinson


30/31

Correlación de Beggs-Robinson

OD

X 10 1

X Y T 1.163

Y Z

10 Z API 30324 0 2023. .

o OD

ba

a Rs 10 715 100 0 515. ( ) .

b Rs 5 44 150 0 338. ( ) .


31/31

GRACIAS

Documents

Propiedades fisicas del Agua de Yacimientos