reservorios 1
Post on 26-Sep-2015
124 Views
Preview:
DESCRIPTION
TRANSCRIPT
-
Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
1
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)
-
Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
2
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)
-
Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
3
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
-
Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
4
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
-
Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
5
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
-
Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
6
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
-
Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
7
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)
-
Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
8
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
-
Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
9
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
-
Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
10
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
-
Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
11
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
-
Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
12
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.
-
Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
13
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
-
Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
14
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.
-
Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
15
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
-
Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
16
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)
-
Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
17
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
-
Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
18
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.
-
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
-
Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
21
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.
-
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
-
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.
-
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
-
Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
25
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
-
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
-
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
-
Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
28
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
-
Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
29
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.
-
Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
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
-
Ing. Freddy Reynolds P.
Reservorios - I
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
-
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
-
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
-
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
-
Ing. Freddy Reynolds P.
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
top related