Correlaciones PVT para fluidos de yacimientos

Correlaciones
Escuela de Ingeniería de Petróleos
Giovanny Menjura Martínez
Adriana Serrano Martínez
Diana Espinosa Gelvez
Mary Gutiérrez Rengifo
2014
Bucaramanga, Santander
Colombia

Propiedades de los Fluidos de Yacimiento - CORRELACIONES
Escuela de Ingeniería de Petróleos – Bucaramanga
2014
2
CONTENIDO
Pág.
Resumen. 9
Introducción. 10
1. PROPIEDADES FÍSICAS DEL PETRÓLEO 12
1.1. Densidad del petróleo 12
1.2. Gravedad especifica del petróleo 12
1.3. Gravedad API 13
1.4. Presión de burbuja Pb 13
1.5. Factor volumétrico de formación del petróleo (Bo) 15
1.6. Viscosidad del petróleo 15
1.6.1. Viscosidad del aceite muerto 15
1.6.2. Viscosidad del aceite saturado 15
1.6.3. Viscosidad del aceite sub-saturado 15
2. CORRELACIONES PVT PARA EL PETROLEO 15
2.1.DENSIDAD DEL PETROLEO 15
2.1.1.Correlacion De Standing G 15
2.1.2.Correlacion De Vasquez –Beggs 16
2.1.3.Correlacion De Petrosky –Farsahad 16
2.2. Presion de burbujeo Pb 17
2.2.1.Correlacion de standing ,M.B 17
2.2.2. Correlación De Lasater, J,A. 18
2.2.3. Correlación de Vásquez, m.e y Beggs,hd. 23
2.2.4. Correlación de Glasso, O. 24
2.2.5. Correlación de la total c.f.p 26
2.2.6. Correlación de Al-marhoun, m.a 27
2.2.7. Correlación de Petrosky ,ge.,jr y farshad 28
2.2.8. Correlación De McCain 29
2.2.9. Correlación de Farhad, lablance,garber & osorio 30
2.2.10. Correlación De Hemmati &Kharrat 30
2.3. RAZÓN GAS EN SOLUCIÓN-PETRÓLEO ,RS 31
2.3.1.Correlacion De Standing 31
2.3.2. Correlación De Lasater, J,A. 32
2.3.3. Correlación De Vasquez, M.E Y Beggs,Hd. 33
2.3.4. Correlación De Glasso, O. 35
2.3.5. Correlación De La Total C.F.P 36
2.3.6. Correlación De Al-Marhoun,M.A 36
2.3.7. Correlación de petrosky ,ge.,jr y farshad 37
2.4. Viscosidad del petróleo 40
2.4.1. Viscosidad del petróleo muerto 40
2.4.1.1. Correlación De Beal,C 40
3. PROPIEDADES FÍSICAS DEL AGUA 41
3.1. RAZÓN GAS DISUELTO-AGUA, RSW 42

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3.1.1. Correlación de Culberson, O.L. y McKetta, J.J., Jr. 42
3.1.2. Correlación de McCoy, R.L. 43
3.2. FACTOR VOLUMÉTRICO DEL AGUA, BW 44
3.2.1. Correlación de McCain, W.D., Jr. 44
3.3. COMPRESIBILIDAD DEL AGUA, CW 47
3.3.1. Correlación de Dodson, C.R. y Standing, M.B. 48
3.3.2. Correlación de Osilf, T.L. 50
3.3.3. Correlación de Ramey, H.J.,Jr. 50
3.4. VISCOSIDAD DEL AGUA, µw 51
3.4.1. Correlación de Van Wingen, N. 52
3.4.2. Correlación de Matthews, C.S. y Russel, D.G. 53
3.5. DENSIDAD DEL AGUA, 56
3.6. TENSION INTERFACIAL GAS - AGUA, 57
3.6.1. Correlación de Jennings, H.Y., Jr. Y Newman, G.H. 58
4. PROPIEDADES FÍSICAS DEL GAS 60
4.1. Correlación de Brown.. 62
4.2. Correlación de Sutton 62
4.3. Correlación de Mathews 62
4.4. Correlación del factor de compresibilidad del gas 63
4.5. Correlación de wichert aziz 68
4.6. Correlaciones de la viscosidad del crudo 68
4.7. Correlación de Lee 68
4.8. Correlación de Carr 69
4.9. Correlación de la densidad del gas 69
5. CARACTERIZACIÓN DE LA FRACCIÓN PESADA 71
5.1. CORRELACIONES GENERALIZADAS 72
5.1.1. Kartz - Firoozabadi 72
5.1.2. Factor de caracterización de Watson 74
5.1.3. Factor de caracterización de Whitson 74
5.1.4. Correlaciones de Riazi y Daubert 75
5.1.5. Correlaciones de Covett 77
5.1.6. Correlación de Kesler – Lee 78
5.1.7. Correlación de Winn - Sim - Daubert 79
5.1.8. Correlaciones de Watansiri – Owens – Starling 80
5.1.9. Correlaciones de Edmister 81
5.1.10. Correlaciones para el factor de comprensibilidad crítico 81
5.1.11. Método de caracterización de Rowe 82
5.1.12 Correlaciones de Standing 83
5.1.13. Correlaciones de Willman – Teja 83
5.1.14. Correlaciones de Hall - Yarborough 85
5.1.15. Correlaciones de Magoulas – Tassios 85
5.1.16. Correlación de Twu 85

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5.2. Determinaciones PNA 88
5.2.1. Método de Peng y Robinson 89
5.2.2. Método de Bergman 93
5.3. Correlaciones gráficas 95
5.3.1. Punto de ebullición 96
5.3.2. Peso molecular 96
5.3.3. Temperatura crítica 98
5.3.4. Presión critica 100
6. APLICACIONES DE LAS CORRELACIONES PVT 101
BIBLIOGRAFIA 102

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LISTA DE TABLAS
Tabla 2.a.Rango de datos para la correlacion de Standing,M.B.
Tabla 2b.Rango de datos para la correlacion de Lassater,J.A.
Tabla 2c.Coeficiente de VASQUEZ M.E. y BEGGS HD
Tabla 2d.rango de datos de la correlacion de VASQUEZ M.E. y BEGGS HD
Tabla 2e. Rango de datos de la correlacion de VASQUEZ M.E. y BEGGS HD
Tabla 2f. Rango de datos de la correlacion de GLASSO,O.
Tabla 2g.Coeficientes de la total C.F.P.
Tabla 2h.coeficiente de AL-MARHOUN,M.A
Tabla 2i. Rango de datos de la correlacion de AL-MARHOUN,M.A
Tabla 2j. Rango de datos de la correlacion de PETROSKY ,GE.,JR Y
FARSHAD
Tabla 2k. Coeficiente de McCain.
Tabla 2L.coeficientes de FARSHAD F.,LEBLANC J.L,GARBER J.D Y
OSORIO J.
Tabla 2m. Rango de datos para la correlación de FARSHAD F.,LEBLANC
J.L,GARBER J.D Y OSORIO J.
Tabla 2n.Coeficientes de HEMMATI M.N y KHARRAT R
Tablas 2o. Rango De Datos Para La Correlación De HEMMATI M.N Y
KHARRATR
Tabla 2p.Rango de datos para la correlacion de Standing,M.B.
Tabla 2q.Rango de datos para la correlacion de Lassater,J.A.
Tabla 2r. Coeficiente de VASQUEZ M.E. y BEGGS HD.
Tabla 2s.rango de datos de la correlacion de VASQUEZ M.E. y BEGGS HD
Tabla 2t. Rango de datos de la correlacion de VASQUEZ M.E. y BEGGS HD
Tabla 2u.rango de datos de la correlacion de GLASSO,O.
Tabla 2w.coeficientes de la total C.F.P.
Tabla 2x.coeficiente de AL-MARHOUN,M.A

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Tabla 2y. Rango de datos de la correlacion de AL-MARHOUN,M.A
Tabla 2z. Rango de datos de la correlacion de PETROSKY ,GE.,JR Y
FARSHAD
Tabla 2aa.Rango de datos para la correlacion KARTOATMODJO,T Y
SCHIMID
Tabla 2ab.Coeficiente de KARTOATMODJO,T Y SCHIMID.
Tabla 5a constantes de la correlacion de Kartz y Firoozabadi, (ecuación 5.1).
Tabla 5b. Propiedades de las fracciones pesadas (C₆ - C₄₅).
Tabla 5c. Constantes de la primera correlacion de Riazi y Daubert (ecuación
5.6).
Tabla 5d. Constantes de la ecuación 5.7.
Tabla 5e. Constantes de la ecuación 5.8.
Tabla 5f. Ceoficientes de las ecuaciones 5.9 y 5.10 de Covett
Tabla 5g. Métodos de estimación para hallar las comprensibilidades críticas
Tabla 5h. Constantes de las ecuaciones 5.64, 5.65 y 5.66

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LISTA DE FIGURAS
Figura 2.1. Factor de la presion de burbujeo en funion de la fracion molar de
gas en el sistema.
Figura 2.2. Peso molecular efectivo del petroleo en funcion de la gravedad
API del petroleo.
Figura 2.3. Nomograma para determinar la presion de burbuja.
Figura 3.1. Solubilidad del gas metano en agua Pura.
Figura 3.2. Efecto de la salinidad sobre la solubilidad del gas natural en agua.
Figura 3.3. Comportamiento típico de Bw Vs. Presión a Temperatura
constante
Figura 3.4. ∆VWT como función de la temperatura del yacimiento
Figura 3.5. ∆VWp como función de presión y temperatura del yacimiento
Figura 3.6. Compresibilidad del agua libre de gas incluyendo efectos del gas
disuelto
Figura 3.7. Cambio del gas en solución en agua de formación con presión Vs.
Presión
Figura 3.8. Comportamiento típico de µw Vs. Presión a temperatura constante
Figura 3.9. Viscosidad del agua en función de temperatura para varias
presiones
Figura 3.10. Viscosidad del agua a 1 atm. en función de temperatura y
salinidad, para otras presiones-seguir la corrección indicada.
Figura 3.12. Densidad de la salmuera en función del porcentaje total de
solidos disueltos.
Figura 3.13. Tensión interfacial gas-agua
Figura 4.1. Figura 4.1. Presión y Temperatura Pseudocríticas del C7+ en
función de la gravedad Específica.
Figura 4.2.Presión y temperatura seudocriticas de c7+ función de la gravedad
Específica y el peso molecular
Figura 4.3. Factores de compresibilidad para gases naturales

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Figura 4.4. Factor es de compresibilidad para gases naturales cerca de la
presión atmosférica.
Figura 4.5. Factores de compresibilidad para gases naturales cerca de la
presión atmosférica.
Figura 4.6. Factores de compresibilidad para gases naturales a bajas
presiones pseudo-reducidas.
Figura 5.1. Corrección del punto de ebullición promedio de la fracción de
volumen. Figura 5.2. Correlación para hallar el peso molecular.
Figura 5.3 Corrección del punto de ebullición promedio de la fracción de
volumen.
Figura 5.4. Correlación para hallar la presión critica.

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RESUMEN
En el análisis del comportamiento de yacimientos, cálculo de reservas y
diseño de equipos, se requiere el conocimiento de las propiedades físicas de
los fluidos. Estas propiedades normalmente se determinan en el laboratorio
mediante el análisis de muestras de fluidos tomadas en el fondo de los pozos
o mediante una apropiada recombinación de muestras tomadas en superficie.
El conjunto de pruebas necesarias para determinar estas propiedades se
denomina análisis presión-volumen-temperatura (P.V.T), que consiste en
determinar las relaciones entre presión, volumen y temperatura para una
mezcla de hidrocarburos (líquido y gas) en particular. El objetivo de este
trabajo es presentar una revisión de las propiedades físicas de los fluidos y
las correlaciones que se han desarrollado y reducido a simples ecuaciones
numéricas o expresiones analíticas ―con el propósito de utilizarlas en
programas de computación― para su determinación. Adicionalmente, se
presentan ejemplos numéricos con el propósito de ilustrar el uso de las
correlaciones sin intentar establecer criterios comparativos entre las mismas.
El cuerpo principal del documento comprende las siguientes secciones:
 Introducción
 Correlaciones P.V.T.
 Propiedades físicas del gas: gravedades específicas, presión y
temperaturas pseudocríticas de gases naturales, presión y temperaturas
pseudocríticas del componente pesado, factor de compresibilidad, factor
volumétrico, entre otros.
 Propiedades físicas del petróleo: gravedad específica, presión de
burbujeo, relación gas disuelto-petróleo, factor volumétrico, factor
volumétrico total, entre otros
 Propiedades físicas del agua: presión de burbujeo, razón gas disuelto-
agua, factor volumétrico, compresibilidad, viscosidad, densidad, tensión
interfacial gas-agua
 Caracterización de la fracción pesada: Generalidades, descripción de la
fracción pesada, correlaciones generalizadas, correlaciones basadas en la
determinación del PNA y Correlaciones gráficas.
 Algunas aplicaciones de las correlaciones PVT.

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INTRODUCCIÓN
La creciente actividad de la industria petrolera se ha obligado a contar con
datos precisos de fluidos representativos para evitar criterios erróneos en la
caracterización de los fluidos, errores que pudieran afectar el desarrollo de los
campos, pérdidas económicas y de tiempo, e incluso el diseño inadecuado de
plantas.
Desde su aparición el petróleo representa la fuente de energía más valiosa
para la humanidad, por eso, la industria petrolera ha desarrollado diferentes
métodos para medir la cantidad de hidrocarburos que pueda contener un
determinado yacimiento, pero para ello, es necesario conocer previamente las
propiedades físicas de los fluidos presente, tales como: factor volumétrico del
petróleo (bo), gas en solución con el petróleo (rs), viscosidad del petróleo (µo)
y densidad del petróleo (ℓo), entre otras.
Anteriormente, estas propiedades solo se obtenían mediante análisis
experimentales (laboratorio), las cuales llevaban mucho tiempo para generar
resultados, originando como consecuencia retardo en la evaluación de los
yacimientos y pérdidas económicas cuando el costo de los análisis no se
justifica por el tamaño del horizonte productor.
En la actualidad se han desarrollado nuevas técnicas o correlaciones, para
determinar las propiedades físicas de los fluidos contenidos en los
yacimientos, en un menor tiempo y con mayor exactitud, llamadas
correlaciones de P.V.T., que corresponden tanto al estado líquido como
gaseoso. Para poder caracterizar el petróleo contenido en un yacimiento, es
necesario realizar un análisis de los valores obtenidos en las pruebas de
presión, volumen y temperatura (PVT), aplicado a diferentes muestras
representativas, obtenidas del yacimiento en estudio. Con los estudios PVT se
puede analizar el crudo y el gas condensado, y partiendo de los resultados se
determinan los diversos parámetros y metodologías que se desarrollarán para
poner a producir el yacimiento con la mayor eficacia, eficiencia y efectividad.
De tal manera, que para poder caracterizar asertivamente el contenido en los
yacimientos de crudo y gas condensado, es necesario realizar un análisis de
los valores obtenidos en las pruebas P.V.T. (presión, volumen y temperatura)
que se disponga como resultados del análisis de laboratorio, a partir de lo cual
es posible aplicar las correlaciones. El análisis consiste en simular en el

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laboratorio el agotamiento de presión (depleción) de un yacimiento. Siendo
esta información (P.V.T.) de gran importancia en la identificación de los
mecanismos de recobro, el comportamiento de flujo en los pozos y la
simulación composicional de los yacimientos.
Por eso, es necesario que como ingenieros de petróleos conozcamos los
tipos de correlaciones que existen para la industria de los hidrocarburos y así
mismo podamos familiarizarnos con ellas, puesto que a fin de evaluar un
yacimiento en términos del rendimiento (volumen) de hidrocarburos esperado,
se debe entender el comportamiento del petróleo crudo, del gas natural y del
agua bajos condiciones estáticas y dinámicas en el yacimiento y en la
superficie, en función de la variación de la temperatura y la presión.

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1. PROPIEDADES FÍSICAS DEL PETRÓLEO
En la caracterización del yacimiento es indispensable conocer las
propiedades físicas, estas propiedades son determinadas en laboratorio con
un análisis de muestra de fluidos tomada en fondo del pozo o con muestras
en superficie. Muchas veces no se cuenta con muestras representativas de
los fluidos, en estos casos las propiedades físicas de los fluidos se
determinan por analogías o correlaciones empíricas.
Las propiedades físicas son:
1.1. Densidad del petróleo
La densidad es definida como la cantidad de masa por unidad de volumen a
una temperatura y a una presión especifica.la densidad se expresa en libras
por pie cubico ( ) , también es una propiedad muy importante porque afecta
los valores para el cálculo del volumen.
(1.1)
=Densidad del aceite ( )
.m=masa del aceite (lb)
.v=volumen del aceite ( )
Es fundamental calcular la densidad del liquido a condiciones de yacimiento
para poder conocer el valor correcto de densidad debido a que se presentan
cambios de volumen cuando es sometido a cambios de presión y
temperatura.
1.2. Gravedad especifica del petróleo
La gravedad específica es la relación entre la densidad del petróleo y la
densidad del agua a la misma presión y temperatura.
(1.2)
=Gravedad especifica del aceite

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=Densidad del aceite ( )
=densidad del agua( )
Normalmente la gravedad específica del aceite es medida a condiciones
estándar (60°F y presión atmosférica), la densidad del agua es
aproximadamente 62,4 .
1.3. Gravedad API ( )
La gravedad API (American petroleum institute)
(1.3)
=Gravedad API de aceite (°API)
=Gravedad especifica del aceite a condiciones estándar
Donde los crudos se clasifican de acuerdo a su gravedad especifica en
Súper pesados <10°API
Pesados (10-22 )°API
Medianos (22-32)°API
Livianos (32-42)° API
Condensados >42°API
Tabla 1.a. Clasificación de los crudos según API
1.4. Presión de burbuja Pb
Es la presión a la cual se forman las primeras burbujas de gas al pasar de un
sistema de estado líquido a un estado de dos fases (líquido vapor).existen
gran cantidad de correlaciones para determinar el punto de burbuja las
cuales están en función de solubilidad del gas (Rs), gravedad especifica del
gas ( ), gravedad API del aceite ( ), gravedad especifica del aceite ) y
la temperatura (T).

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1.5. Factor volumétrico de formación del petróleo (Bo)
El factor volumétrico es el volumen que ocupa un barril de petróleo más el gas
disuelto a condiciones de yacimiento también se define como el volumen de
yacimiento necesario para producir un barril de aceite en superficie.
(1.4)
Las unidades de Bo son [ ]
1.6. Viscosidad del petróleo
La viscosidad de un fluido es la resistencia o fricción interna de las moléculas
a fluir. Según Tarek Ahmed 1
la viscosidad de los aceites cercanos al punto
crítico se encuentra en el rango 0,1 centipoise hasta 100 centipoise para los
aceites pesados.
La viscosidad depende de propiedades como, la temperatura, la presión, la
gravedad del aceite, la gravedad del gas, la solubilidad del gas en el aceite y
la composición del crudo.
Las correlaciones para determinar la viscosidad dependiendo de los datos
disponibles se dividen en correlaciones basadas en datos obtenidos de
pruebas PVT (Rs y gravedad API)y correlaciones basadas en la composición
del aceite.
La viscosidad se puede clasificar en tres clases dependiendo de la presión:
1.6.1. Viscosidad del aceite muerto (no presenta gas en solución) esta
viscosidad está dada a presión atmosférica y a la temperatura del sistema
1.6.2. Viscosidad del aceite saturado esta viscosidad está definida a una
presión menor o igual a la presión de burbuja.
1.6.3. Viscosidad del aceite sub-saturado esta viscosidad está definida a
una presión mayor a la del punto de burbuja y a la temperatura del
yacimiento.
1
TAREK, Ahmend.”Reservoir engineering handbook”.2001

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2. CORRELACIONES PVT PARA EL PETROLEO
Para analizar el comportamiento del yacimiento, es necesario conocer
características del mismo pero en muchas oportunidades no se cuenta con
esta información experimental, porque no se puede obtener muestras
representativas del fluido presente en el yacimiento o por que no es rentable
realizar el análisis pvt ,en estos casos las propiedades físicas de los fluidos se
determinan usando analogías o correlaciones empíricas.
El uso de las correlaciones es muy importante para poder determinar las
propiedades de los fluidos debido a que se pueden obtener valores que
ayudan a optimizar y mejorar la caracterización del yacimiento tales como la
cantidad de fluidos de interés presentes en el yacimiento ,capacidad de
producción y vida productiva del yacimiento.
A continuación se mencionan las correlacione más usadas y algunos
aplicaciones a nivel mundial también se menciona el rango de aplicación
sugerido por los autores de cada una.
2.1.DENSIDAD DEL PETRÓLEO
2.1.1.Correlacion De Standing G
Standing planteó en 1981 una correlacion para estimar la densidad del aceite
, en funcion de la solubilidad del gas ,gravedad especifical del aceite ,gravidad
espoecifica del gas ,a presion y temperatura especifica.
(2.1)
T= Temperatura del sistema (°R)
=Gravedad espécifica del aceite (STB)
Rs=solubilidad del gas (SCF/STB)
=Gravedad espécifica del gas (SCF)

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2.1.2. Correlacion De Vasquez –Beggs
Para obtener la correlacion los señores vasquez y beggs en 1980 estudiaron
mas de 600 sistemas petroleros en todo el mundo y consideraron
aproximadamente 6000 puntos de datos para realizar las mediciones ,en
diferentes cicustancias para poder realizar la correlacion de la densidad del
petroleo.
La densidad del petroleo se obtiene con la gravedad API ,la gravedad
especifica del gas haciendole una corereccion con los datos de Temperatura
del separador y presion del separador ,la temperatura de interes y la relacion
de gas petroleo en el punto de burbuja .
(2.2)
(2.3)
=Gravedad del gas a la presion de referencia del separador
=Gravedad del gas a las condiciones actuales del separador
=presion actual del separador (psia)
=Temperatura actual del separador (°R)
2.1.3.Correlacion De Petrosky –Farsahad
en el año de 1993 para obtener la correlacionpara la densidad del petroleo
fueron utilizados 81 analisis PVT de crudos del golfo de mexico donde
obtubieron la siguente ecuacion:
(2.4)
Rsb = solubilidad del gas a pb (SCF/STB)
T=Temperatura (°R)
P=presion (psia)

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°API=gravedad API del petroleo
=Gravedad especifica del gas.
2.2.Presion de burbujeo Pb
La presion de burbuja o presion del punto de burbuja s define como la presion
a la cual se forma la primera burbija de gas al pasar de un sutema en estado
liquido al estado de dos fases ,donde la fase liquido esta en quilibrio con la
contidad infinitesimal de gas.
2.2.1.Correlacion de standing ,M.B
STANDING en 1947 encontro una correlacion entre el denominador factor de
correlacion F y la presion de burbujeo Pb,la cual fue desarrollada a partir de
105 muestras experimentales de 22 mezclas de crudo /gas natural de
campos de california.los gases presentes en las mezclas se encontraban
libres de n2 y h2s,pero el co2 estaba prenste en algunas muestras en
concentraciones monores a 1%(%molar ).
(2.5)
( ) ( )
Pb=presion de burbujeo Lpca.
Rsb=razon gas disuelto –petroleo a p>=pb,PCN/BN
T=temperatura del yacimiento
=gravedad especifica del gas ,(aire =1)
=gravedad del petroleo,°API
(( ) ) (2.6)
Pb=presion de burbujeo (psia)
Rs=Solubilidad del gas (SCF/STB)
T=temperatura del yacimiento(°R)

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=gravedad del petroleo,°API
El error promedio de la correlacion cuando fue aplicada a los datos que la
generaron fue de 4,8% y 106 lpc.
Tabla 2.A.Rango de datos para la correlacion de Standing,M.B.
RANGO DE DATOS PARA LA CORRELACIÓN DE
STANDING ,MB
Presión de burbujeo, Lpca. 130-7000
temperatura ,°F 100-258
Factor volumétrico del petróleo ,BY/BN 1,024-2,15
Razón gas disuelto-petróleo ,PCN/BN 20-1425
Gravedad del petróleo °API 16,5-63,8
Gravedad especifica del gas ,(aire=1) 0,59-0,95
presión del separador ,lpca
primera etapa 265-465
segunda etapa 14,7
temperatura el separador ,°F 100
Fuente :Modificada, BANZER S .Carlos. “correlaciones Numéricas PVT”1996
2.2.2. Correlación De Lasater, J,A.
En 1958 lasater encontró una correlación entre el denominado factor de la
presión de burbujeo ( ) y la fracción molar del gas en el sistema ( ).
Para obtener la correlación se realizaron 158 experimentos con 137 sistemas
independientes, los sistemas fueron tomados de Canadá, Estados Unidos, y
América del Sur. Donde se obtuvo un error medio mínimo de 3.8 % y el error
máximo de 14.7%

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FIGURA 2.1. Factor de la presion de burbujeo en funion de la fracion molar de gas en el sistema.
(2.7)
Donde,
=razón de gas disuelto –petróleo a p>=pb
=fracción molar de la solución de gas
Mo= peso molecular efectivo del petróleo
=gravedad especificad del gas en solución

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FIGURA 2.2. Peso molecular efectivo del petroleo en funcion de la gravedad API del petroleo.
Procedimiento
1.Determinar el peso molecular efectivo de petroleo Mo( figura 2)
2.calcular la fracion molar de gas en el sistema yg
3.determinar el factor de presion de burbujeo pf (figura 1)
4.calcular la presion de burbujeo pb=pf*(T/ )

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Figura 2.3. Nomograma para determinar la presion de burbuja.
Beggs desarrollo las siguientes ecuaciones para no utilizar la figura 1 y 2
Para yg<=0,6
Para yg>0,6

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Donde T en °R
Para
Para
Tabla 2b.Rango de datos para la correlacion de Lassater,J.A.
LASSATER,J.A
Factor volumétrico del petróleo ,BY/BN -
Razón gas disuelto-petróleo, PCN/BN 3.-2905
segunda etapa -
temperatura el separador ,°F 34-106
(2.8)
Si Ygas <=0,6
Si Ygas >0,6

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(2.9)
=Gravedad especifica del gas en el tanque a condiciones estándar.
=peso molecular del aceite en el tanque.
=Fracción molar de la solución de gas.
T=Temperatura (°R)
=Gravedad especifica del petróleo
Rs=Solubilidad del gas(SCF/STB)
2.2.3. Correlación de Vásquez, m.e y beggs,hd.
En 1980 VASQUEZ, M.E Y BEGGS,HD. Para desarrollar la correlación
utilizaron Con un total de 6004 puntos de datos, donde los datos fueron
separados en dos grupos debido a la volatilidad de los crudos.
El primer grupo con API<=30 y el segundo grupo API>30.
[ ] (2.10)
Tabla 2c.Coeficiente de VASQUEZ M.E. y BEGGS HD.
COEFICIENTE
C1,C2,C3 API<=30 API>30
C1 27,624 56,18
C2 10,914328 0,84246
C3 -11,172 -10.393
Fuente :Modificada, VASQUEZ M.E. y BEGGS
HD.”Correlation for fluid physical property prediction”1980
=Gravedad del gas a presión de referencia en el separador
=gravedad del gas a condiciones actuales del separador (T sep,P sep)

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T sep=Temperatura del separador (°R)
P sep=presión del separador (psia)
T=Temperatura (°R)
API=gravedad api del petroleo.
Tabla 2d.rango de datos de la correlacion de VASQUEZ M.E. y BEGGS HD
RANGO DE DATOS PARA LA CORRELACIÓN DE VASQUEZ M.E.
y BEGGS HD
API <=30 API>30
Número de puntos de datos 1141 4863
temperatura promedio °F 162 180
factor volumétrico del petróleo BY/BN 1,042-1,545 1,028-2,226
Razón gas disuelto –petróleo ,PCN/BN 0-831 0-2199
Gravedad del petróleo °API 5,3-30 30,6-59,5
Gravedad especifica del gas(aire=1) 0,511-1,351 0,53-1,259
presión de burbujeo lpca 15-4572 15-6055
Fuente : Modificada, VASQUEZ M.E. y BEGGS HD.”Correlation for fluid physical property
prediction”1980
Tabla 2e. Rango de datos de la correlacion de VASQUEZ M.E. y BEGGS HD
presión del separador lpca 60-565
temperatura del separador °F 76-150
Gravedad del petróleo ° API 17-45
Gravedad especifica del gas(aire=1) 0,58-1,2
Fuente: Modificada, VASQUEZ M.E. y BEGGS HD.”Correlation for fluid physical property
prediction”1980
De los 124 puntos de datos ,obteniendo 27 crudos diferente la correlación
reporto un error de 0,545%
2.2.4. Correlación de Glasso, O.
Para realizar la correlación 1980 utilizaron un total de 45 muestras de crudo la
mayoría de la región del mar del norte .Glasso reporto un error promedio de
1,28%.
(2.11)

2014
25
Pb=presion de burbujeo ,lpca.
Rs=solubilidad del gas(SCF/STB)
T=Temperatura del sistema (°R)
=gravedad especifica del gas (aire =1)
API= gravedad del petroleo °API.
Tabla 2f. Rango de datos de la correlacion de GLASSO,O.
GLASSO,O.
Razón gas disuelto-petróleo, PCN/BN 90-2637
Gravedad del petróleo °API 22,3-2637
presión del separador ,lpca -
primera etapa 415
segunda etapa 15
Fuente: Modificada, GLASSO Oinstein y TRONDHEIM sintef.”Generalized pressure –volume-
temperature correlations”.SPE 8016-Houston, texas.1979
Adicionalmente, Glasso desarrolló correlaciones para corregir la presión de
burbijeo por efectos de gases no hidrocarburos (N2 ,CO2 y H2S)
[ ]
[ ] (2.12)
(2.13)
(2.14)
Donde
Ten °F

2014
26
=Fracciones molares de N2 ,CO2Y H2S de los gases de
superficie.
Jacobsen también desarrollo la siguiente ecuación para corregir la presión de
burbuja por efectos del N2
De acuerdo a ostermann y cols estas correlaciones dan errores del 30% por lo
que no es confiable su uso.
2.2.5. Correlación de la total c.f.p
Esta correlacion se obtuvo a partir de 336 analisis PVT de crudos del oriente
de venezuela .donde el 86,5% de 289 valores pb calculados con la correlacion
presentadon errores menores a 20%.
(2.15)
Tabla 2g.Coeficientes de la total C.F.P.
VALORES DE CONSTANTES C1,C2,C3,C4
C1 C2 C3 C4
API<= 10 12,847 0,9636 0,000993 0,03417
10< API<=35 25,2755 0,7617 0,000835 0,011292
35< API<=45 216,4711 0,6922 -0,000427 0,02314
Fuente: Modificada TOTAL COMPAGNIE FRANCAISE DES PETROLES:”Proyectos
de inyección de fluidos –correlaciones PVT para crudos del oriente de
Venezuela”S.A.MENEVEN,1983
Pb=presión de burbuja (psia)
T=Temperatura (°F)

2014
27
2.2.6. Correlación de al-marhoun,m.a
En 1988 AL-MARHOUN,M.A para desarrollar la correlación utilizo un total de
160 puntos de datos determinados experimentalmente de 69 análisis pvt de
crudos del medio oriente .donde reprobaba un error de 0,03% entre las
presione medidas y la presiones calculadas.
(2.16)
T=Temperatura (°R)
=Solubilidad del gas (SCF/STB)
=Gravedad especifica del gas
= Gravedad especifica del petróleo en el tanque
Tabla 2h.coeficiente de AL-MARHOUN,M.A
A b c D E
5,38E-03 0,715082 -1,87784 3,1437 1,32657
Fuente: Modificada AL-MARHOUN,All Muhammad.”PVT correlation for middle east crude oils”. SPE
13178. Manama,Bahrain.1988
Tabla 2i. Rango de datos de la correlacion de AL-MARHOUN,M.A
RANGO DE DATOS PARA LA CORRELACIÓN DE AL-MARHOUN,M.A
Factor volumétrico total ,BY/BN 1,032-6,982
N2 en gases de superficie ,%molar 0-3,89
CO2 en gases de superficie ,%molar 0-16,38
H2S en gases de superficie ,%molar 0-16,13
Fuente: Modificada AL-MARHOUN,All Muhammad.”PVT correlation for
middle east crude oils”. SPE 13178. Manama,Bahrain.1988

2014
28
2.2.7. Correlación de Petrosky ,ge.,jr y Farshad
Para realizar la correlación realizaron 81 análisis PVT de crudos del golfo de
México, donde los autores reportaron un error promedio de 0,17%
(2.17)
T=Temperatura (°R)
Tabla 2j. Rango de datos de la correlacion de PETROSKY ,GE.,JR Y FARSHAD
RANGO DE DATOS PARA LA CORRELACIÓN DE PETROSKY ,GE.,JR Y
FARSHAD
Presión ,lpca. 1700-10692
Compresibilidad del petróleo *(10^-6)(lpc^-1) 3,507-24,64
Fuente: Modificada PETROSKY G.E.JR.y FARSHAD F.F” Pressure-volume-temperature
correlations for gulf of Mexico crude oils”.SPE 26644.Houston,Texas.1993
2.2.8.Correlación de Mc Cain2
En 1991 MC CAIN desarrollo la correlación usando 100 puntos de datos,
tomados de varios crudos a nivel mundial.
2
MORRADI B.,AZAD,Islamic,MALEKZADEH E., AMANI M F. H Y BOUKADI R.kharrat.” bubble point
pressure empirical correlation”.SPE 132756.trinidad 2010.

2014
29
(2.18)
T=Temperatura (°R)
API=gravedad del petróleo (°API)
Tabla 2k. Coeficiente de McCain.
a1 a2 a3 a4 a5
18,2 1,4 0,83 0,00091 0,0125
Fuente :modificada MORRADI B.,AZAD,Islamic,MALEKZADEH E., AMANI M F. H Y BOUKADI
R.kharrat.” bubble point pressure empirical correlation”.SPE 132756.trinidad 2010.
2.2.9. Correlación de farhad, lablance,garber & osorio3
Para desarrollar esta correlación se basaron en 98 puntos de datos ,tomados de diferentes
crudos colombianos .
[ ]
(2.19)
T=Temperatura (°R)
API=gravedad del petróleo (°API)
Tabla 2L.coeficientes de FARSHAD F.,LEBLANC J.L,GARBER J.D Y OSORIO J.
3
FARSHAD F.,LEBLANC J.L,GARBER J.D Y OSORIO J.G.”Empirical PVT correlations for colombian crude
oils”.SPE 36105.Trinidad & Tobago 1996

2014
30
a1 a2 a3 a4 a5 a6 a7
0,3058 1,9013 0,26 -1,378 1,053 0,00069 0,0208
Fuente: modificada FARSHAD F.,LEBLANC J.L,GARBER J.D Y OSORIO J.G.”Empirical PVT
correlations for colombian crude oils”.SPE 36105.Trinidad & Tobago 1996
Tabla 2m. Rango de datos para la correlación de FARSHAD F.,LEBLANC J.L,GARBER J.D Y OSORIO J.
RANGO DE DATOS PARA LA CORRELACIÓN DE FARSHAD F.,LEBLANC
J.L,GARBER J.D Y OSORIO J.
Presión de burbujeo, Lpca. 24,7-4746,7
Fuente: modificada FARSHAD F.,LEBLANC J.L,GARBER J.D Y OSORIO J.G.”Empirical PVT correlations
for colombian crude oils”.SPE 36105.Trinidad & Tobago 1996
2.2.10. Correlación De Hemmati &Kharrat4
En 2007 HEMMATI &KHARRAT basándose en la correlación de standing
para calcular la presión de burbuja ,hicieron algunos cambios para aplicarla a
crudos de Irán ,donde analizaron 287 puntos de datos .
( ) (2.20)
=Gravedad especifica del petróleo
T=Temperatura (°R)
Bo=factor volumétrico de formación (BY/BN)
4
HEMMATI M.N y KHARRAT R.”A correlation approach for prediction of crude oil PVT properties”.SPE
104543.Bahrain.2007

2014
31
Bob=factor volumétrico de formación a punto de burbuja (BY/BN)
Tabla 2n.Coeficientes de HEMMATI M.N y KHARRAT R
a1 a2 a3 a4 a5 a6
1,5897 0,2735 0,04692 0,04692 0,144 0,1596
Fuente :Modificada HEMMATI M.N y KHARRAT R.”A correlation approach for prediction of crude oil
PVT properties ”.SPE 104543.Bahrain.2007
Tablas 2o. Rango De Datos Para La Correlación De HEMMATI M.N Y KHARRAT R
RANGO DE DATOS PARA LA CORRELACIÓN DE HEMMATI M.N y KHARRAT R
temperatura ,°F 77,5-290
Razón gas disuelto-petróleo, PCN/BN 125-2189,25
Fuente :Modificada HEMMATI M.N y KHARRAT R.”A correlation approach for prediction of crude oil
PVT properties ”.SPE 104543.Bahrain.2007
2.3. RAZÓN GAS EN SOLUCIÓN-PETRÓLEO ,RS
2.3.1.Correlacion De Standing 5
Standing planteó en 1947 una correlación para estimar la Solubilidad del gas
, en función de la gravedad especifica del aceite ,gravedad especifica del gas
,a presión y temperatura especifica.
La correlación la desarrollo 105 puntos de datos determinados de 22 mezclas
de hidrocarburos y gas natural de crudos de california.
El autor presento un error del 10% respecto a los datos determinados
experimentalmente.
(2.21)
T= Temperatura del sistema (°R)
API=gravedad API del petróleo
5
STANDING M.B.”Volumetric and phase behavior of oil Hydrocarbon systems”9
th
printing society of
petroleum engineers of AIME.Dallas,texas(1981)

2014
32
Tabla 2p.Rango de datos para la correlacion de Standing,M.B.
STANDING ,MB
Razón gas disuelto-petróleo ,PCN/BN 20-1425
segunda etapa 14,7
2.3.2.Correlación De Lasater, J,A.6
En 1958 lasater encontró una correlación que depende del factor de la presión
de burbuja y la fracción molar de gas en el sistema
Tabla 2q.Rango de datos para la correlacion de Lassater,J.A.
RANGO DE DATOS PARA LA CORRELACIÓN DE LASSATER,J.A
Factor volumétrico del petróleo ,BY/BN -
Razón gas disuelto-petróleo, PCN/BN 3.-2905
segunda etapa -
temperatura el separador ,°F 34-106
7 (2.22)
6
LASATER J.A.”Bubble point Pressure Correlation”.AIME.SPE 957 G. 2009
7
LASATER J.A.”Bubble Point Pressure Correlation”Trans,AIME.1958

2014
33
Si <3,29 Entonces
(2.23)
Si >=3,29 Entonces
(2.24)
=Gravedad especifica del gas en el tanque a condiciones estándar.
=peso molecular del aceite en el tanque.
=Fracción molar de la solución de gas.
T=Temperatura (°R)
Rs=Solubilidad del gas(SCF/STB)
2.3.3. Correlación De Vásquez, M.E Y Beggs,Hd
En 1980 VASQUEZ, M.E Y BEGGS,HD. Para desarrollar la correlación
utilizaron Con un total de 5008 medidas de solubilidad del gas ,basados en la
gravedad API del aceite ,donde los datos fueron separados en dos grupos
debido a la volatilidad de los crudos.
Los autores reportaron un error del 0,7%para la correlación.
El primer grupo con API<=30 y el segundo grupo API>30.
(2.25)
Tabla 2r. Coeficiente de VASQUEZ M.E. y BEGGS HD.

2014
34
COEFICIENTE
C1,C2,C3 API<=30 API>30
C1 0,362 0,0178
C2 1,0937 1,1870
C3 25,7240 23,931
Fuente :Modificada, VASQUEZ M.E. y BEGGS
HD.”Correlation for fluid physical property
prediction”1980
=Gravedad del gas a presión de referencia en el separador
=gravedad del gas a condiciones actuales del separador (T sep,P sep)
T sep=Temperatura del separador (°R)
P sep=presión del separador (psia)
T=Temperatura (°R)
API=gravedad api del petroleo
Tabla 2s.rango de datos de la correlacion de VASQUEZ M.E. y BEGGS HD
RANGO DE DATOS PARA LA CORRELACIÓN DE VASQUEZ M.E.
y BEGGS HD
API <=30 API>30
Número de puntos de datos 1141 4863
temperatura promedio °F 162 180
factor volumétrico del petróleo BY/BN 1,042-1,545 1,028-2,226
Razón gas disuelto –petróleo ,PCN/BN 0-831 0-2199
Gravedad del petróleo °API 5,3-30 30,6-59,5
Gravedad especifica del gas(aire=1) 0,511-1,351 0,53-1,259
presión de burbujeo lpca 15-4572 15-6055
Fuente : Modificada, VASQUEZ M.E. y BEGGS HD.”Correlation for fluid physical
property prediction”1980
Tabla 2t. Rango de datos de la correlacion de VASQUEZ M.E. y BEGGS HD
presión del separador lpca 60-565
temperatura del separador °F 76-150
Gravedad del petróleo ° API 17-45
Gravedad especifica del gas(aire=1) 0,58-1,2
Fuente: Modificada, VASQUEZ M.E. y BEGGS HD.”Correlation for fluid physical property
prediction”1980

2014
35
2.3.4. Correlación De Glasso, O.8
Para realizar la correlación 1980 utilizaron un total de 45 muestras de crudo la
mayoría de la región del mar del norte .Glasso reporto un error promedio de
1,28%.
(2.26)
Rs=solubilidad del gas(SCF/STB)
T=Temperatura del sistema (°R)
=gravedad especifica del gas (aire =1)
API= gravedad del petroleo °API.
Tabla 2u.rango de datos de la correlacion de GLASSO,O.
GLASSO,O.
presión del separador ,lpca -
primera etapa 415
segunda etapa 15
Fuente: Modificada, GLASSO Oinstein y TRONDHEIM sintef.”Generalized pressure –
volume-temperature correlations”.SPE 8016-Houston, texas.1979
2.3.5. Correlación De La Total C.F.P9
Esta correlacion depende de los coeficiente C1,C2,C3,C4 los cuales
dependen de la gravedad API del petroléo.
8
GLASSO Oinstein y TRONDHEIM sintef.”Generalized pressure –volume-temperature correlations”.SPE
8016-Houston,texas.1979
9
TOTAL COMPAGNIE FRANCAISE DES PETROLES:”Proyectos de inyección de fluidos –correlaciones PVT
para crudos del oriente de Venezuela ”S.A.MENEVEN,1983

2014
36
( ) (2.27)
Tabla 2w.coeficientes de la total C.F.P.
VALORES DE CONSTANTES C1,C2,C3,C4
C1 C2 C3 C4
API<= 10 12,2651 0,030405 0 0,9669
10< API<=35 15,0057 0,0152 0,0004484 1,0950
35< API<=45 112,925 0,0248 -0.001469 1,1290
Fuente: Modificada TOTAL COMPAGNIE FRANCAISE DES PETROLES:”Proyectos
de inyección de fluidos –correlaciones PVT para crudos del oriente de
Venezuela” S.A.MENEVEN,1983.
T=Temperatura (°F)
2.3.6. Correlación De Al-Marhoun,M.A10
En 1988 AL-MARHOUN,M.A para desarrollar la correlación utilizo un total de
160 Datos de presión de saturación para crudos del medio oriente ,la
correlación depende de 5 coeficientes.
(2.28)
T=Temperatura (°R)
= Gravedad especifica del petróleo en el tanque
P=presión del separador.
Tabla 2x.coeficiente de AL-MARHOUN,M.A
A b C D E
185,843208 1,877840 -3,1437 -1,32657 1,39844
Fuente: Modificada AL-MARHOUN,All Muhammad.”PVT
correlation for middle east crude oils”. SPE 13178.
Manama,Bahrain.1988
10
AL-MARHOUN,All Muhammad.”PVT correlation for middle east crude oils”. SPE 13178.
Manama,Bahrain.1988

2014
37
Tabla 2y. Rango de datos de la correlacion de AL-MARHOUN,M.A
RANGO DE DATOS PARA LA CORRELACIÓN DE AL-MARHOUN,M.A
Factor volumétrico total ,BY/BN 1,032-6,982
H2S en gases de superficie ,%molar 0-16,13
Fuente: Modificada AL-MARHOUN,All Muhammad.”PVT correlation for
middle east crude oils”. SPE 13178. Manama,Bahrain.1988
2.3.7.Correlación de Petrosky ,ge.,jr y farshad 11
En 1993 para realizar la correlación realizaron 81 análisis PVT de crudos del
golfo de México,
(2.29)
T=Temperatura (°R)
API=Gravedad API del petróleo.
Tabla 2z. Rango de datos de la correlacion de PETROSKY ,GE.,JR Y FARSHAD
RANGO DE DATOS PARA LA CORRELACIÓN DE PETROSKY ,GE.,JR Y
FARSHAD
11
PETROSKY G.E.JR.y FARSHAD F.F”Pressure-volume-temperature correlations for gulf of mexico crude
oils”.SPE 26644.Houston,Texas.1993

2014
38
Presión ,lpca. 1700-10692
Compresibilidad del petróleo *(10^-6)(lpc^-1) 3,507-24,64
Fuente: Modificada PETROSKY G.E.JR.y FARSHAD F.F” Pressure-volume-temperature
correlations for gulf of Mexico crude oils”.SPE 26644.Houston,Texas.1993
CORRELACIÓN DE KARTOATMODJO,T Y SCHIMID12
En 1994 KARTOATMODJO,T Y SCHIMID desarrollo una correlación dependiendo de los
coeficientes C1,C2,C3,C4 DONDE REPORTO UN ERROR DE 4,683% en relación con los datos
pvt reales .
(2.30)
[ ]
T=Temperatura (°R)
API=Gravedad API del petróleo.
Psep=presión en el separador
Tsep=temperatura en el separador.
=gravedad del gas a presión de referencia en el separador
Tabla 2aa.Rango de datos para la correlacion KARTOATMODJO,T Y SCHIMID
RANGO DE DATOS PARA LA CORRELACIÓN KARTOATMODJO,T Y
SCHIMID
12
KARTOATMODJO T.y SCHMIDT Z.”Large data bank improve crude physical property correlations”. Oil
and gas.1994

2014
39
Fuente :Modificada, KARTOATMODJO T.y SCHMIDT Z.”Large data bank improve crude physical
property correlations”. Oil and gas.1994
Tabla 2ab.Coeficiente de KARTOATMODJO,T Y SCHIMID.
COEFICIENTE
C1,C2,C3,C4 API<=30 API>30
C1 0,05958 0,0315
C2 0,7972 0,7587
C3 13,1405 11,2895
C4 0,9986 0,9143
Fuente: Modificada, KARTOATMODJO T.y SCHMIDT Z.”Large
data bank improve crude physical property correlations”. Oil
and gas.1994
2.4.VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO
2.4.1.Viscosidad del petróleo muerto
2.4.1.1correlación De Beal,C
En 1946 BEAL,C desarrollo la correlación utilizando 655 datos de viscosidad
de crudos en solución a 100°F Y 98 MUESTRAS A TEMPERATURAS
MAYORES DE 100°F,las muestras las tomo de 492 campos deferentes, y 358
de estos correspondían a estados unidos.
El error reportado por el autor fue de 24.2% entre los valores leídos y los
experimentales.

2014
40

2014
41
3. PROPIEDADES FÍSICAS DEL AGUA
El agua normalmente se encuentra presente en los yacimientos de
hidrocarburos, por lo tanto, es importante el conocimiento de ciertas
propiedades físicas de esta agua connata, intersticial o de formación. Estas
propiedades al igual que para los crudos pero en menor grado, son afectadas
por presión, temperatura, cantidad de gas en solución y sólidos disueltos.
En esta sección, se presenta una revisión de las propiedades físicas del agua
y las correlaciones que se han desarrollado para su determinación.
Presión de Burbujeo, Pbw:
La presión de burbujeo de una salmuera (agua de formación) saturada con
gas, es igual a la presión de burbujeo del crudo, coexistente debido al
equilibrio termodinámico entre la salmuera y el crudo.
Cuando la presión del yacimiento disminuye por debajo de la presión de
burbujeo del crudo, la salmuera libera parte de su gas disuelto. Por lo tanto, la
presión de saturación de la salmuera iguala la presión del yacimiento. Esto es
análogo al petróleo, el cual está saturado a todas las presiones por debajo de
la presión de burbujeo.
En un yacimiento de gas, la salmuera se considera saturada a todas las
presiones del yacimiento. Así, la presión de burbujeo de la salmuera en
contacto con gas es igual a la presión inicial del yacimiento.
3.1. RAZÓN GAS DISUELTO-AGUA, RSW:
La razón gas disuelto (o gas en solución)-agua o solubilidad del gas en el
agua, se deﬁne como el número de pies cúbicos normales (PCN) de gas que
pueden disolverse en un barril normal (BN) de agua cuando ambos son
llevados a las condiciones de presión y temperatura prevalecientes en el
yacimiento.
Por lo general, el agua de formación contiene gases disueltos. La mayoría de
estos gases son hidrocarburos, sin embargo, otros gases tales como CO2, N2
,
y H2S normalmente están presentes. La solubilidad de estos gases
generalmente disminuye con un aumento en la salinidad del agua, y aumenta
con presión.

2014
42
Las siguientes correlaciones permiten determinar la solubilidad del gas natural
en el agua.
3.1.1. Correlación de Culberson, O.L. y McKetta, J.J., Jr.:
Esta correlación se presenta en la Fig. 3.1, donde la solubilidad del gas
metano en agua pura (no salina), Rswp, está en función de presión y
temperatura. La Fig. 3.2, presenta la corrección que debe efectuarse a Rswp
por salinidad.
La siguiente ecuación ajusta las curvas de la Fig. 3.1 dentro de un 5% para
todo el rango de temperatura y para presiones de 1.000 a 10.000 lpca2
. Es
recomendable no utilizar esta ecuación a presiones menores de 1.000 lpca.
(3.1)
Dónde:
Fig. 3.1-Solubilidad del gas metano en agua Pura.
TEMPERATURA, °F TOTAL DE SOLIDOS DISUELTOS, %
Fig. 3.2-Efecto de la salinidad sobre la solubilidad
del gas natural en agua.

2014
43
P: Presión, lpca
T: Temperatura, °F
La siguiente ecuación ajusta la figura 3.2 dentro de un 3% para el siguiente
rango de datos:
0 < S(%) < 30 y 70 < T(°F) < 2502
(3.2)
Donde T en °F y S (Salinidad) en porcentaje por peso de solidos disueltos
(1%=10.000 ppm).
3.1.2. Correlación de McCoy, R.L.:
La correlación es la siguiente:
(3.3)
Donde,
P: Presión, lpca
T: Temperatura, °F
Y el factor de corrección por salinidad está dado por:
(3.4)
Donde, T en °F y S (Salinidad) en porcentaje por peso de solidos disueltos
(1%=10.000 ppm).

2014
44
3.2. FACTOR VOLUMÉTRICO DEL AGUA, BW :
El factor volumétrico del agua, Bw, en BY/BN, en forma similar al petróleo, se
define como el volumen que ocupa en el yacimiento la unidad volumétrica de
agua a CN mas su gas en solución. El valor de Bw depende lógicamente de la
presión, la temperatura y la salinidad del agua que afecta la solubilidad.
La variación de Bw con la presión es diferente a la del petróleo, o sea, que
aumenta con la disminución de presión tal como se ilustra en la fig. 3.3.
La figura muestra que cuando la presión del yacimiento es reducida desde su
presión inicial a la presión del punto de burbujeo, el factor volumétrico del
agua aumenta debido a la expansión del agua en el yacimiento. A presiones
por debajo de la presión de burbujeo, el gas es liberado, pero el factor
volumétrico continúa aumentando debido a que la disminución (merma) en el
volumen de agua, resultante de la liberación de gas, es insuficiente para
contrarrestar la expansión del líquido. Este efecto se debe a la baja
solubilidad del gas natural en el agua.
Las siguientes correlaciones permiten determinar el factor volumétrico del
agua a presiones menores o iguales a la presión del punto de burbujeo (p<pb).
Fig. 3.3-Comportamiento típico de Bw Vs. Presión a Temperatura constante
PRESION, lpca
PRESION DE BURBUJEO

2014
45
3.2.1. Correlación de McCain, W.D., Jr.:
Esta correlación se presenta en las Figs. 3.4 y 3.5, donde el cambio de
volumen durante la reducción de presión es representado por ∆Vwp, y el
cambio de volumen debido a la reducción en temperatura es representado por
∆VwT como funciones de presión y temperatura. El factor volumétrico del agua
puede determinarse utilizando estos valores mediante la siguiente ecuación:
(3.5)
Un ajuste en las curvas de las Figs. 3.4 y 3.5, está dando mediante las
siguientes ecuaciones:
(3.6)
(3.7)
Dónde: p en lpca y T en °F.
Esta correlación es válida para aguas de yacimientos con concentraciones de
sal ampliamente variables. Así, un aumento en la concentración de sal causa
un ligero aumento en el coeficiente de expansión térmica del agua, lo cual
produce un ligero aumento en ∆VwT. Un aumento en la concentración de sal
causa una disminución en la solubilidad del gas en el agua, causando una
ligera disminución en ∆Vwp. Estos cambios en ∆VwT y ∆Vwp están dentro del
1% para concentraciones de sal en el rango de 0 a 30%.
(3.8)
Donde para agua pura libre de gas,
Y para agua saturada con gas,

2014
46
Donde, P: Presión en lpca y T: Temperatura en °F.
El factor de salinidad está dado por:
[
]
Donde, P en lpca, T en °F y S (Salinidad) en porcentaje por peso de solidos
disueltos (1%=10.000 ppm).
El factor volumétrico del agua a presiones mayores que la presión del punto
de burbujeo (p>pb), se determina de la misma manera que para un sistema
gas-petróleo, esto es:
[ ] (3.10)
Donde,
Bw: Factor volumétrico del agua a p>pb, BY/BN
Bwb: Factor volumétrico del agua a Pb, BY/BN
pb: Presión de burbujeo, lpca.
p: Presión de interés. Lpca.
Cw: Compresibilidad isotérmica del agua, lpc-1

2014
47
3.3. COMPRESIBILIDAD DEL AGUA, CW:
La compresibilidad isotérmica del agua, Cw en lpc -1
, a presiones, mayores
que la presión del punto de burbujeo se define de manera similar que para el
petróleo, esto es:
( ) ( ) ( ) (3.11)
Esta propiedad es afectada por la presión, la temperatura y la solubilidad del
gas en el agua, la cual a su vez es afectada por la salinidad. Así, un aumento
de presión causa una reducción en la compresibilidad, mientras que un
aumento en temperatura produce un aumento en esta propiedad. Por otro
lado, a una presión y temperatura dada, el efecto del gas disuelto en el agua
TEMPERATURA, °F TEMPERATURA, °F
∆V
wT
∆V
wp
Fig. 3.4-∆VWT como función de la temperatura del
yacimiento
Fig. 3.5-∆VWp como función de presión y
temperatura del yacimiento

2014
48
es aumentar la compresibilidad en relación al agua purta a las mismas
condiciones de p y T, mientras que un aumento en la salinidad del agua
disminuye la compresibilidad.
Las siguientes correlaciones permiten determinar la compresibilidad del agua
a presiones mayores que la presión del punto de burbujeo (p>pb).
3.3.1. Correlación de Dodson, C.R. y Standing, M.B.:
Esta correlación se presenta en la fig. 3.6 (Parte Superior), donde la
compresibilidad del agua pura libre de gas, Cwp, está en función de presión y
temperatura. La parte inferior de esta figura presenta la corrección que debe
efectuarse a Cwp por efectos de gas disuelto.
La siguiente ecuación es un ajuste de las curvas de la Fig. 3.6 (Parte
superior):
(3.12)
Donde;
A = 3.8546 - 1.34x10-4
p
B = -0.01052 + 4.77 x 10-7
p
C = 3.9267 x 10-5
– 8.8x10-10
p
p: Presion, lpca
T: Temperatura, °F.
Y el factor de corrección de Cwp por solubilidad del gas Fig.3.6 (Parte inferior),
está dado por:
(3.13)
Donde, Rsw es la solubilidad del gas en el agua en PCN/BN.
La corrección de Cwp por efectos sólidos disueltos está dada por:

2014
49
[
] (3.14)
(1%=10.000 ppm).
( )
TEMPERATURA, °F
GAS DISUELTO-AGUA, PCN/BN
Fig. 3.6-Compresibilidad del agua libre de gas incluyendo efectos del gas
disuelto
CORRECCIÓN POR GAS DISUELTO EN SOLUCION

2014
50
3.3.2. Correlación de Osilf, T.L.:
(3.15)
Donde, p: presión en lpca, T: temperatura en °F y S (salinidad) en gr/litro
(=ppm/58443).
En el desarrollo de esta ecuación se utilizó el siguiente rango de datos:
1000 < p(lpca) <20.000, 200 < T(°F) <270 y 0 < S (grs7litro) <200.
Osilf no presenta estimados de la exactitud de sus resultados o de la
ecuación.
Para presiones menores que la presión del punto de burbujeo, la
compresibilidad del agua está definida por:
( ) ( ) (3.16)
En esta ecuación, el primer término del lado derecho es simplemente Cw a
p>pb y se determina mediante las correlaciones anteriormente presentadas.
El segundo término del lado derecho se determina separándolo en tres partes:
el factor volumétrico del gas Bg, se determina mediante la ecuación planteada
en McCain, donde para calcular el valor Z, es necesario asumir un valor de
0.63 para la Gravedad especifica.
Este valor es basado sobre datos limitados y su exactitud es desconocida, sin
embargo, los valores obtenidos parecen ser razonables.
El factor volumétrico del agua, Bw, se determina mediante las correlaciones
anteriormente presentadas. La derivada se determina mediante
la siguiente correlación desarrollada por Ramey.
3.3.3. Correlación de Ramey, H.J.,Jr.:
Esta correlación se presenta en la figura 3.7, y permite determinar la derivada
Este valor debe ser multiplicado por el factor de corrección de la

2014
51
Fig.3.2 ó Ecuaciones 3.2 ó 3.4, para considerar el efecto de los sólidos
disueltos. Ramey recomienda no utilizar esta figura cuando la temperatura
sobrepase los 250°F.
Un ajuste a la curva de la Fig. 3.7 está dado por:
( ) (3.17)
Esta ecuación se obtuvo diferenciando la Ec. (3.1), Es de notar que esta
ecuación no se ajusta muy bien a la curva de la figura 3.7. Una expresión
similar para se obtiene diferenciando la Ec. (3.3).
3.4. VISCOSIDAD DEL AGUA, µw :
La viscosidad el agua, µw en cp, depende de la presión, la temperatura y la
cantidad de solidos disueltos. Así, la viscosidad del agua aumenta con un
incremento de presión, disminuye con un aumento de temperatura y aumenta
con un incremento en la concentración de solidos disueltos. El efecto delos
gases disueltos en el agua podría reducir la viscosidad, sin embargo, aún no
se ha publicado información al respecto.
La figura 3.8 muestra el comportamiento típico de µw Vs Presión a
Temperatura constante.
Fig. 3.7-Cambio del gas en solución en agua de formación con presión
Vs. Presión
PRESION, lpca
PROMEDIO PARA TODAS LAS
TEMPERATURAS, DESDE 100°F
HASTA 250°F
ERROR PROMEDIO PARA 150°F A 250°F ES 9.5%,
EL ERROR MAX. ES ± 15%
AGUA FRESCA

2014
52
Las siguientes correlaciones permiten determinar la viscosidad del agua.
3.4.1. Correlación de Van Wingen, N.:
Esta correlación se presenta en la Figura 3.9, donde la viscosidad del agua
está en función de la temperatura para varias presiones. Las curvas en esta
figura sugieren que los efectos de presión y salinidad son despreciables.
La siguiente ecuación es una aproximación promedio a las curvas de la figura
3.9.
(3.18)
Donde, µw en cp y T en °F.
Fig. 3.8-Comportamiento típico de µw Vs. Presión a temperatura constante
PRESION, lpca

2014
53
3.4.2. Correlación de Matthews, C.S. y Russel, D.G.:
Esta correlación se presenta en la Fig. 3.10, donde la viscosidad del agua a
presión atmosférica µw, en cp está en función de temperatura y salinidad. El
cuadro inserto en la figura permite realizar la corrección por presión.
TEMPERATURA, °F
Fig. 3.9-Viscosidad del agua en función de temperatura para varias
presiones

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54
La siguiente ecuación es un ajuste de las curvas de la Fig. 3.10:
(3.19)
T: Temperatura, °F
S: Salinidad, % por peso de solidos disueltos (1% = 10.000 ppm)
Y el factor de corrección por presión, está dado por:
(3.20)
TEMPERATURA, °F
Fig. 3.10-Viscosidad del agua a 1 atm. en función de temperatura y salinidad,
para otras presiones-seguir la corrección indicada.

2014
55
Donde, p: presión en lpca y T: temperatura en °F. Estas correlaciones fueron
desarrolladas para el siguiente rango de datos: p(lpca) ≤ 10.000, 60 ≤ T( F) ≤
400 y S(%)≤26.
Esta correlación es también un ajuste de las curvas de la figura 3.10, y está
dada por:
(3.21)
Donde,
T: Temperatura, °F.
S: Salinidad, % por peso de solidos disueltos (1% = 10.000 ppm).
Esta correlación ajusta las curvas de la Fig. 3.10 dentro de un 5% para
temperaturas entre 100 y 400°F y salinidades hasta 26%. La Fig. 3.11
presenta el factor de corrección por presión.
Un ajuste de la curva de la Fig. 3.11 está dada por:
(3.22)
Fig. 3.11-Efecto de la presión sobre la viscosidad del agua.
PRESION, lpca

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56
Donde, p: presión en lpca.
Los datos utilizados en el desarrollo de esta ecuación, presentaban un rango
de temperatura desde 86.5 a 167°F y presiones hasta 14.000 lpca. La
ecuación ajusta la curva de la Fig. 3.11 en un 4% para presiones menores de
10.000 lpca. Y en 7% para presiones entre 10.000 y 14.000 lpca.
( )
(3.23)
Donde, en cp y T en K (=5/9°F+255.37)
La corrección de por salinidad está dada por:
(3.24)
(1%= 10.000 ppm)
3.5. DENSIDAD DEL AGUA, :
La densidad del agua, en lbs/pie3
puede ser determinada utilizando la
misma aproximación que para un sistema gas-petróleo, excepto que los
efectos del gas en solución normalmente son despreciados.
Esto es:
(3.25)
Donde,
: Densidad del agua en p y T, lbs7pie3
: Densidad del agua a condiciones normales (14.7 lpca y 60°F), lbs/pie3
: Gravedad específica del agua, adim.

2014
57
: Factor volumétrico del agua a p y T, BY/BN.
La gravedad especifica del agua de formación, puede ser estimada
mediante la siguiente ecuación si se conoce la concentración de solidos
disueltos.
(3.26)
Donde, S es la concentración de solidos disueltos (Salinidad) en mg/litro.
Esta correlación se presenta en la figura 3.12 donde la densidad de la
salmuera a condiciones normales, en lbs/pie3
, está en función del
porcentaje total de solidos disueltos.
La siguiente ecuación ajusta la curva de Fig. 3.12 dentro de un 0.1%:
(3.27)
Donde, S es la salinidad en porcentaje por peso de solidos disueltos (1% =
10.000 ppm).
3.6. TENSION INTERFACIAL GAS - AGUA, :
Fig. 3.12- Densidad de la salmuera en función del porcentaje total de
solidos disueltos.
TOTAL SOLIDOS DISUELTOS, %

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58
La tensión interfacial gas-agua en dinas/cm, al igual que para un sistema
gas-petróleo, se define como la fuerza por unidad de longitud en la interfase
entre dos fluidos inmiscibles.
La siguiente correlación permite determinar la tensión interfacial gas-agua.
3.6.1. Correlación de Jennings, H.Y., Jr. Y Newman, G.H.:
Esta correlación se presenta en la Fig. 3.13, donde la tensión interfacial gas-
agua, en dinas/cm, está en función de la presión y temperatura.
El ajuste de las curvas de la Fig. 3.13 está dado por:
(3.28)
Donde,
Fig. 3.13- Tensión interfacial gas-agua
PRESION, lpca

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59
p: Presión, lpca.
T: Temperatura, °F
Es recomendable no utilizar esta ecuación a presiones superiores a los 8000
lpca, y/o a temperaturas superiores a los 350°F.

2014
60
4. PROPIEDADES FÍSICAS DEL GAS
El gas natural puede aparecer en yacimientos de gas libre o asociado,
yacimientos de petróleo y de condensado. Por esta razón es de gran
importancia el conocimiento de ciertas propiedades físicas del mismo que son
fundamentales en el análisis del comportamiento de yacimientos de petróleo,
gas y condensado.
En esta parte del trabajo se hablara sobre algunas propiedades físicas de los
gases naturales hidrocarburos y las correlaciones que se han desarrollado
con el tiempo para su determinación.
Presión y temperatura seudocriticas de gases naturales y
Se han utilizado para estudiar el comportamiento de mezclas gaseosas; para
lograr este objetivo se han seguido una serie de métodos o reglas de
combinación, estos suponen que cada componente de la mezcla es una parte
importante y contribuyen al cálculo final de presión y temperatura
seudocriticas en proporción al porcentaje de volumen y a la presión y
temperatura criticas de estos componentes respectivamente. Quizá la regla
de mezcla más conocida y utilizada es la de Kay en la cual la presión y
temperatura seudocriticas están dadas por:
∑
∑
Donde:
: Presion seudocritica de la mezcla, lpca.
: Temperatura seudocritica de la mezcla, °R.
: Presión critica del componente , lpca
: Temperatura critica del componente , °R

2014
61
Componente en la mezcla, fracción molar.
: Número de componentes en la mezcla.
4.1. Correlación de Brown, G.G, Katz, D.L, Oberfell, G,G y Alden R.C
Esta correlación esta presentada en la Figura 4.1., donde la presión y
temperatura seudocriticas están en función de la gravedad especifica del gas.
Puede ser utilizada para gas natural o condensado.
Figura 4.1. Presión y Temperatura Pseudo críticas en
función de la gravedad Específica
Las curvas de la figura representan mezclas de gases con cantidades
despreciables de y cuando las mezclas contienen cantidades
apreciables de componentes no hidrocarburos, es decir mayor al 5% por

2014
62
volumen, la gravedad especifica de la mezcla y la de la porción de gas
hidrocarburo estará dada por:
(4.1)
Donde:
: Gravedad especifica de la porción de gas hidrocarburo.
: Gravedad especifica de la mezcla total de gas.
: Contenido de fracción molar
: Contenido de fracción molar
: Contenido de fracción molar.
4.2. Correlación de Sutton:
Sutton uso datos de 264 fluidos para recalcular sus propiedades pseudo
críticas para mejorar las predicciones de Z y propuso las siguientes
correlaciones para gas natural:
(4.2)
(4.3)
El rango de utilización de estas ecuaciones va de la siguiente manera:
Finalmente, la presión y temperatura seudocriticas de la mezcla total de gas
se determinan mediante:
( ) (4.5)
( ) (4.6)
4.3. Correlación de Mathews.
En base a una serie de micro destilaciones de condensados obtuvieron la
correlación gráfica de la figura que se muestra a continuación y por medio de
la cual puede determinarse la presión y temperatura seudocriticas del en
función de la gravedad específica y el peso molecular. La correlación también

2014
63
puede utilizarse para fracciones de pentanos, hexanos y compuestos más
pesado:
Fig. 4.2- Presión y Temperatura pseudo-criticas del en función de la
gravedad específica y el peso molecular
El ajuste de las curvas de la figura está dado por las siguientes ecuaciones:
[ ]

2014
64
Donde:
: Presión seudocritica del C7+ lpca
: Temperatura seudocritica del C7+ °R
: Peso molecular del C7+ lbs/lb-mol
: Gravedad especifica del C7+
4.4. Correlaciones para el factor de compresibilidad del gas:
La correlación más conocida para hallar esta propiedad física es la que
desarrollaron Standing y Katz, la cual es una correlación grafica cuya figura
será mostrada a continuación. Puede utilizarse para determinar el factor Z de
un gas natural a partir de la presión y temperatura seudoreducidas definidas
anteriormente.
Este método ha tenido una gran aceptación debido a que tiene un porcentaje
de error muy pequeño (dentro de un 3% en relación a los valores
experimentales).

2014
65
Fig. 4.3 - Factor Z de un gas natural a partir de la presión y temperatura pseudo-
reducidas

2014
66
Fig. 4.4 - Factor es de compresibilidad para gases naturales cerca de la presión
atmosférica.

2014
67
Fig. 4.5 - Factores de compresibilidad para gases naturales a bajas presiones
pseudo-reducidas.

2014
68
Incluso cuando la composición del gas es conocida, el uso de las
correlaciones mostradas para estimar las propiedades pseudo críticas es
recomendado en lugar de otras reglas de mezcla cuando se está calculando Z
mediante las ecuaciones.
Sin embargo los gases naturales que contienen cantidades significativas de
componentes pesados se comportan diferente. Wichert y Aziz definieron un
factor de ajuste para la temperatura crítica E que está en función de la
concentración de y en la mezcla.
4.5. Correlación de Wichert y Aziz:
[( ) ( ) ] ( ) (4.8)
Donde Y es el componente en fracción molar.
Este factor de ajuste se utiliza de esta manera:
[ ( ) ]
4.6. Correlaciones para la viscosidad del crudo:
La viscosidad del gas generalmente aumenta con la presión. El aumento de la
temperatura disminuye la viscosidad del líquido, mientras que aumenta la del
gas a presiones bajas y moderadas.
A altas presiones el comportamiento de la viscosidad del gas se acerca a la
del líquido.
4.7. Correlación de Lee:
Midió la viscosidad de cuatro gases naturales sobre un rango de temperatura
de 560 a 800°R y de 800 psia y propuso la siguiente correlación:
[ ( ) ] (4.9)
Donde:
: Viscosidad del gas a la temperatura absoluta

2014
69
( )
4.8 Correlación de Carr:
Generalmente es usada para estimar la viscosidad del gas natural
particularmente para gases que contienen cantidades significativas de
componentes no hidrocarburos.
Inicialmente estima la viscosidad del gas a la presión atmosférica y la
temperatura dominante.
[ ]
(4.10)
Para gases que contienen componentes no hidrocarburos las siguientes
correcciones a la presión atmosférica calculada deben aplicarse.
Donde:
[ ]
[ ]
[ ]
Donde Y es la fracción molar de los componentes no hidrocarburos.
La viscosidad calculada con la presión atmosférica luego es ajustada para la
presión usando la temperatura y presión pseudo reducidas sobre rangos de 1
a 3 y de 1 a 20 respectivamente.
Esta correlación fue dada originalmente en forma gráfica por Carr y fue
convertida luego en ecuaciones por Standing y Dempsey.

2014
70
4.9. Correlación para la densidad del gas:
La densidad del gas puede determinarse con una correlación sencilla
aplicando la ley de los gases reales y el número de moles presentes.
Combinando y resolviendo estas ecuaciones para la densidad obtenemos la
siguiente correlación.
(4.11)
: Densidad del gas a p y T, ⁄
: Gravedad especifica del gas, (aire=1)
: Factor de compresibilidad del gas, adim
: Presion, lpca.
: Temperatura, °R

2014
71
5. CARACTERIZACIÓN DE LA FRACCIÓN PESADA
Existen diferentes maneras de clasificar los fluidos del yacimiento, una de
estas maneras incluye las siguientes categorías:
 Fracciones definidas
 Fracciones no Definidas
Los componentes bien definidos incluyen los fluidos no hidrocarburos como el
CO₂ , el N₂ , H₂S, y los hidrocarburos de C₁ a C₆, entre las fracciones no
definidas se encuentran los hidrocarburos con un número de atamos de
carbono mayor o igual a 7( ).
Las fracciones del petróleo no definidas, son aquellos componentes pesados
agrupados como . Los sistemas de hidrocarburos contienen una cantidad
de fracciones pesadas y mezclas de componentes no identificados., los
cuales se deben describir de una manera apropiada.
La descripción adecuada de la fracción pesada y otras fracciones no definidas
en las mezclas de hidrocarburos, es esencial en la realización fiable de los
cálculos de comportamiento de fase y en los estudios que permiten establecer
un modelo de composición.
Para predecir el comportamiento de fase, de las mezclas complejas de
hidrocarburos se debe ser capaz de proporcionar el factor acéntrico y las
propiedades críticas, tales como la presión y temperatura tanto de las
fracciones definidas como las de las no definidas, el problema de caracterizar
la fracción pesada ha sido reconocido desde hace tiempo en la industria, lo
que ha llevado a la creación de métodos para realizar una descripción de
esta. Por lo general los datos obtenidos de la fracción pesada se derivan de
alguna de las maneras mencionadas a continuación:
 Mediante un análisis completo del verdadero punto de ebullición,
Destilación (TBP), en el cual la fracción pesada se divide en fracciones
con un rango de destilación en común, estos cortes proporcionan
datos claves para la caracterización, tales como su peso molecular, su
la gravedad específica y su punto de ebullición.
 Mediante un análisis cromatográfico por un cromatografía de liquidas o
gases (GC), el cual está diseñado para proporcionar la cantidad
relativa de fracciones que componen el heptano plus, este proceso
requiere muestras más pequeñas y menos costosas que el proceso de
destilación TBP

2014
72
 Si la gravedad específica y el peso molecular de una fracción pesada
son los únicos datos disponibles, tres enfoques son usados
comúnmente para generar las propiedades del heptano plus: a partir de
correlaciones generalizadas, correlaciones basadas en la
determinación del PNA, correlaciones gráficas.
Nota: En este trabajo se profundizará más que todo en los diferentes métodos
para obtener las propiedades de la fracción pesada a partir de correlaciones.
5.1. CORRELACIONES GENERALIZADAS
5.1.1. Kartz - Firoozabadi
Kartz y Firoozabadi (1978) Presentaron un conjunto generalizado de las
propiedades físicas de las fracciones pesadas de C₆ a C₄₅, entre las
propiedades se encuentran la gravedad específica, el peso molecular y el
punto de ebullición. Los autores proponen un conjunto de propiedades
tabuladas generadas por el análisis de las propiedades físicas de 26
condensados y sistemas de crudo.
Kartz y Firoozabadi tabulan las propiedades a partir del uso de un modelo de
regresión. La ecuación generalizada es la siguiente:
(5.1)
Cualquier propiedad física como , o
Dónde:
Numero de átomos de carbono, esto es, 6,7,…,45
estan definidas en la siguiente tabla, varían de acuerdo a la propiedad
que se desea hallar
Tabla 5a. Número de átomos de Carbono en la fracción a1 – a5
M -131.11375000 24.96156000 -0.34079022 2.4941184× 468.3257500
, °R 915.53747000 41.42133700 -0.75868590 5.8675351× -1.3028779×
, psia 275.56275000 -12.52226900 0.29926384 -2.8452129× 1.7117226×
, °R 434.38878000 50.12527900 -0.9097293 7.0280657× -601.856510
-0.50862704 8.70021100× -1.84848140× 1.4663890× 1.8518106

2014
73
ɣ 0.86714949 3.41434080× -2.83962700× 2.4943308× -1.1627984
,
ft³/lb
5.223458× 7.87091369×
-
1.93244320×
1.7547264× 4.4017952×
Los valores de las propiedades desde el C₆ hasta el C₄₅ se encuentran registrados
en la tabla 5b
Tabla 5b. Valores de las propiedades desde C6 – C45.
Grupo (°R) K M (°R)
(psia)
(ft³/lb)
C₆ 607 0.690 12.27 84 923 483 0.250 0.06395
C₇ 658 0.727 11.96 96 985 453 0.280 0.06289
C₈ 702 0.749 11.87 107 1,036 419 0.312 0.06264
C₉ 748 0.768 11.82 121 1,085 383 0.385 0.06258
C₁₀ 791 0.782 11.83 134 1,128 351 0.385 0.06273
C₁₁ 829 0.793 11.85 147 1,166 325 0.419 0.06291
C₁₂ 867 0.804 11.86 161 1,203 302 0.454 0.06306
C₁₃ 901 0.815 11.85 175 1,236 286 0.484 0.06311
C₁₄ 936 0.826 11.84 190 1,270 270 0.516 0.06316
C₁₅ 971 0.836 11.84 206 1,304 255 0.550 0.06325
C₁₆ 1,002 0.843 11.87 222 1,332 241 0.582 0.06342
C₁₇ 1,032 0.851 11.87 237 1,360 230 0.613 0.06350
C₁₈ 1,055 0.856 11.89 251 1,380 222 0.638 0.06362
C₁₉ 1,077 0.861 11.91 263 1,400 214 0.662 0.06372
C₂₀ 1,101 0.866 11.92 275 1,421 207 0.690 0.06384
C₂₁ 1,124 0.871 11.94 291 1,442 200 0.717 0.06394
C₂₂ 1,146 0.876 11.95 300 1,461 193 0.743 0.06402
C₂₃ 1,167 0.881 11.95 312 1,480 188 0.768 0.06408
C₂₄ 1,187 0.885 11.96 324 1,497 182 0.793 0.06417
C₂₅ 1,207 0.888 11.99 337 1,515 177 0.819 0.06431
C₂₆ 1,226 0.892 12 349 1,531 173 0.844 0.06438
C₂₇ 1,244 0.896 12 360 1,547 169 0.868 0.06443
C₂₈ 1,262 0.899 12.02 372 1,562 165 0.894 0.06454
C₂₉ 1,277 0.902 12.03 382 1,574 161 0.915 0.06459
C₃₀ 1,294 0.905 12.04 394 1,589 158 0.941 0.06468
C₃₁ 1,310 0.909 12.04 404 1,603 143 0.897 0.06469
C₃₂ 1,326 0.912 12.05 415 1,616 138 0.909 0.06475
C₃₃ 1,341 0.915 12.05 426 1,629 134 0.921 0.06480
C₃₄ 1,355 0.917 12.07 437 1,640 130 0.932 0.06489
C₃₅ 1,368 0.920 12.07 445 1,651 127 0.942 0.06490
C₃₆ 1,382 0.922 12.08 456 1,662 124 0.952 0.06499
C₃₇ 1,394 0.925 12.08 464 1,673 121 0.964 0.06499

2014
74
C₃₈ 1,407 0.927 12.09 475 1,683 118 0.975 0.06506
C₃₉ 1,419 0.929 12.1 484 1,693 115 0.985 0.06511
C₄₀ 1,432 0.931 12.11 495 1,703 112 0.991 0.06517
C₄₁ 1,442 0.933 12.11 502 1,712 110 1.006 0.06520
C₄₂ 1,453 0.934 12.13 512 1,720 108 1.016 0.06529
C₄₃ 1,464 0.936 12.13 521 1,729 105 1.026 0.06532
C₄₄ 1,477 0.938 12.14 531 1,739 103 1.038 0.06538
C₄₅ 1,487 0.940 12.14 539 1,747 101 1.048 0.06540
5.1.2. Factor de caracterización de Watson
El peso molecular, M, la gravedad específica, ɣ, y la temperatura de ebullición
, se consideran propiedades claves que reflejan la composición química de
las fracciones de petróleo. En 1935 Watson, Nelson y Murphy introdujeron un
factor de caracterización ampliamente utilizado, conocido como Watson,
basado en la y la ɣ, definiéndolo de la siguiente manera:
(5.2)
Dónde:
Factor de caracterización de Watson
Punto de ebullición normal, °R
ɣ = Gravedad específica
El parámetro de caracterización de varia más o menos de 8.5 a 13.5 de la
siguiente manera:
 Para compuestos de parafinas, P, varía entre 12.5 y 13,5
 Para compuestos nafténico, N, varía entre 11 y 12.5
 Para compuestos aromáticos, A, varía entre 8.5 y 11
Estos factores de caracterización son usados para proporcionar una medida
cualitativa de la composición de una fracción del hidrocarburo. El factor de
caracterización Watson es ampliamente utilizado como un parámetro para
correlacionar las propiedades de la fracción tales como el peso molecular, la
viscosidad, la presión de vapor y las propiedades críticas.
5.1.3. Factor de caracterización de Whitson
En 1980 Whitson sugiere que el factor Watson puede ser correlacionado con
el peso molecular y la gravedad especifica de la siguiente manera:

2014
75
(5.3)
Luego en año 2000 Whitson y Brule observaron que , estaba relacionada
con y , (peso molecular y gravedad especifica de la fracción
pesada respectivamente). La expresión con frecuencia es una constante para
un campo dado.
La ecuación (5.3)
Puede ser usada para calcular la gravedad específica del heptano plus o el
peso molecular, asumiendo que es constante para cada fracción
determinada por destilación o división sintética (Solamente cuando
conocemos las fracciones molares y el peso molecular o la gravedad
especifica), de la siguiente manera:
(5.4)
[ ] (5.5)
Numerosas correlaciones están disponibles para estimar las propiedades
físicas de las fracciones del petróleo. La mayoría de estas correlaciones usan
la gravedad específica y el punto de ebullición como parámetros de la
correlación, la selección apropiada de los valores de los parámetros es muy
importante debido a que cambios en los parámetros causan variaciones
significativas en las predicciones de los resultados.
5.1.4. Correlaciones de Riazi y Daubert
En 1980 Riazi y Daubert desarrollaron una ecuación simple de dos
parámetros para predecir las propiedades físicas de compuestos puros y
mezclas de hidrocarburos no definidas. La correlación empírica se basa en
una relación entre el punto de ebullición y la gravedad específica.
(5.6)
Dónde:
Alguna propiedad física (
Punto normal de ebullición, °R
ɣ = Gravedad especifica

2014
76
M = Peso molecular
Temperatura critica, °R
Presión crítico, psia
Volumen crítico, ft³/lb
Constantes de la correlación (se encuentran definidas en la siguiente
tabla)
Desviación%
Promedio Máxima
M -4.56730× 2.19620 -1.0164 2.6 11.8
,°R 24.27870 0.58848 0.3596 1.3 10.6
, psia -3.12281×
-
2.31250
2.3201 3.1 -9.3
, ft³/lb -7.52140× 0.28960 -0.7666 2.3 -9.1
Tabla 5C. Constantes de Correlación a, b y c.
La precisión de la correlación es razonable en un rango de puntos de
ebullición entre 100°F Y 850°F.
En 1987 Riazi y Daubert proponen una mejora de su ecuación, la cual
mantiene la simplicidad de la ecuación anterior al tiempo que mejora
significativamente su exactitud.
[ ] (5.7)
Los autores propusieron que y podrían ser dos parámetros capaces de
caracterizar las fuerzas moleculares y el tamaño molecular de un compuesto,
identificando a ( y (M, , como pares apropiados para parámetros de
entrada de su ecuación modificada. Las ecuaciones son mostradas a
continuación:
[ ] (5.8)
Las constantes de la ecuación anterior están dadas en la siguiente tabla 5d:
M 581.96000 -0.97476 6.51274 5.43076× 9.53384 1.11056×
,°R 10.6443 0.81067 0.53691 -5.17470× -0.54444 3.59950×
, psia 6.16200× -0.48440 4.08460 -4.72500× -4.80140 3.19390×
, ft³/lb 6.23300× 0.75060 -1.20280 -1.46790× -0.26404 1.09500×
Tabla 5d. Constantes a – f ecuación de Riazi y Daubert
[ ] (5.9)

2014
77
De igual manera las constantes de la ecuación anterior están dadas en la
siguiente tabla 5e.:
,°R 544.40000 0.299800 1.05550 -1.34780× -0.616410 0
, psia 4.52030× -0.806300 1.60150 -1.80780× -0.308400 0
, ft³/lb 1.20600× 0.203780 -1.30360 -2.65700× 0.528700 2.60120×
,°R 6.77857 0.401673 -1.58262 3.77409× 2.984036 -4.25288×
Tabla 5e. Constantes para hallar valores PVT en la Ecuación de Riazi y Daubert
5.1.5. Correlaciones de Covett
En 1962 Covett propuso dos correlaciones para estimar la presión y
temperatura critica de las fracciones de hidrocarburos. Las correlaciones
propuestas se expresaron analíticamente como funciones del punto de
ebullición, Tb en °F y la gravedad API. Covett propone las siguientes
expresiones para estimar la temperatura y presión critica de las fracciones del
petróleo
Temperatura critica
(5.10)
Presión critica
(5.11)
Dónde:
Presion critica, psia
Punto de ebullición normal, °F
API = Gravedad API de la fracción
Los coeficientes de las ecuaciones 5.9 y 5.10 son tabulados en la siguiente
tabla. Covett presenta estas correlaciones sin una referencia del tipo de dato y
la fuente usada para su desarrollo.

2014
78
0 768.0712100000 2.82904060
1 1.7133693000 0.94120109
2 -0.0010834003 -0.30474749
3 -0.0089212579 -0.20876110
4 0.3889058400 0.15184103
5 0.5309492000 0.11047899
6 0.3271160000 -0.48271599
7 - 0.13949619
Tabla 5f.Coeficientes solución de ecuaciones de Covett
5.1.6. Correlación de Kesler – Lee
Kesler y Lee en 1976 propusieron un conjunto de ecuaciones para estimar la
temperatura critica, factor acéntrico y el peso molecular de las fracciones de
petróleo. En las ecuaciones se usó la gravedad específica y el punto de
ebullición (°R) como parámetros de entrada, proponiendo las siguientes
relaciones:
Presión critica (5.12)
[ ] [
] [ ]
Temperatura critica (5.13)
[ ] [ ]
Peso molecular (5.14)
[ ]
[[ ] [ ] ]
[ ] [ ]
Esta ecuación fue obtenida mediante un análisis de regresión usando los
datos disponibles de pesos moleculares que variaron de 60 a 650
El factor acéntrico es encontrado al definir el factor de caracterización k
(Watson) y el punto de ebullición reducido, θ, por la siguiente relación

2014
79
(5.15)
(5.16)
Donde = Punto d ebullición, °R
Kesler y Lee propusieron las siguientes expresiones para calcular el factor
acéntrico:
Para
[ ]
(5.17)
Para
[ ] [ ]
[ ]
(5.18)
Dónde:
Punto de ebullición, °R
Factor acéntrico
M= Peso molecular
Gravedad especifica
Kesler y Lee comprobaron que sus ecuaciones para hallar tanto la presión
critica como la temperatura critica arrojaban datos cercanos a los registrados
en el libro de datos del API (API data book), hasta un punto de
ebullición de 1200 °F.
5.1.7. Correlación de Winn - Sim - Daubert
En 1980 Sim y Daubert representaron la presión critica, la temperatura crítica
y el peso molecular analíticamente siguiendo las siguientes ecuaciones
(5.19)
( ) (5.20)

2014
80
(5.21)
Dónde:
Punto de ebullición, °R
5.1.8. Correlaciones de Watansiri – Owens – Starling
Watansiri, Owens, and Starling en 1985 desarrollaron un conjunto de
ecuaciones para estimar las propiedades críticas y el factor acéntrico de
compuestos de carbono, hidrocarburos y sus derivados. Las correlaciones
propuestas expresan los parámetros de caracterización como funciones del
punto de ebullición normal, la gravedad específica y el peso molecular. Estas
relaciones tienen la siguiente forma:
[ ] [ ]
[ ] (5.22)
Donde Temperatura critica, °R
[ ]
[ ] (5.23)
Donde Volumen crítico,
[ ] (5.24)
Donde Presion critica, psia
Factor acéntrico
[ ( )
( ) ( )
] (5.25)
Las correlaciones propuestas producen un promedio de desviación de 1.2%
para la temperatura critica, 3.8% para el volumen crítico, el 5.2% para la
presión crítica y el 11.8% para el factor acéntrico.

2014
81
5.1.9. Correlaciones de Edmister
En 1958 Edmister propuso una correlación para estimar el factor acéntrico, de
los fluidos puros y fracciones del petróleo, la ecuación es ampliamente usada
en la industria, se requiere conocer el punto de ebullición, la temperatura
crítica y la presión critica. La expresión propuesta está dada por la siguiente
relación:
[ ]
[ ]
(5.26)
Dónde:
Factor acéntrico
Temperatura critica,°R
Punto de ebullición normal, °R
Si el dato del factor acéntrico se encuentra disponible, se puede hallar
cualquier otra de las 3 propiedades (Presión y temperatura critica, punto de
ebullición) sabiendo el valor de las dos restantes.
5.1.10. Correlaciones para el factor de comprensibilidad crítico
El factor de comprensibilidad crítico se define como el factor de
comprensibilidad del elemento, calculado en su punto crítico. Esta propiedad
puede ser hallada por la ecuación de estado del gas real en el punto crítico:
(5.27)
Donde R= Constante universal de los gases, 10.73 psia ft³/lb-mol, °R, y
volumen crítico, ft³/lb-mol
Si el volumen crítico, , está dado en ft³/lb, la ecuación anterior se
transformaría en:
(5.28)
Donde M es igual al peso molecular y es igual al volumen critico ft³/lb

2014
82
La exactitud de la ecuación depende de la exactitud de los valores de presión,
temperatura y volumen crítico.
La tabla 5g presenta un resumen de los métodos de estimación para hallar las
comprensibilidades críticas
Tabla 5g. Métodos de estimación para hallar las comprensibilidades críticas
Método Año
Haugen 1959
Reid, Prausnitz, and
Sherwood
1977
Salerno et al. 1985
Nath 1985
5.1.11. Método de caracterización de Rowe
En 1978 Rowe propuso un conjunto de correlaciones para estimar el punto de
ebullición normal, la temperatura critica, la presión crítica de las fracciones
pesadas. Rowe uso el número de átomos de carbono, n, como el único
parámetro de correlación. El propuso seguir un grupo de fórmulas para la
caracterización de la fracción pesada en términos de la temperatura crítica,
presión crítica y temperatura del punto de ebullición:
Temperatura critica:
[ ] (5.29)
Donde el coeficiente esta definido por:
(5.30)
El parámetro es el número de átomos de carbono, calculado a partir del
peso molecular de la fracción pesada por la siguiente relación:
(5.31)
Donde es igual a la temperatura critica de la fracción pesada, °R, y
es igual al peso molecular de la fracción pesada.
Presión critica:
(5.31)
Donde el parámetro esta definido de la siguiente manera:
(5.32)

2014
83
Y donde es la presión critica de la fracción pesada en psia
Temperatura del punto de ebullición:
(5.33)
A partir del análisis de puntos de ebullición verdaderos de 843 fracciones de
68 reservorios en 1989 Soreide propuso seguir una relación para estimar
para estimar la temperatura del punto de ebullición como una función del peso
molecular y la graverdad especifica de la fracción
[ ] [
] (5.34)
Donde es expresada en °R
5.1.12 Correlaciones de Standing
En 1942 Matthew, Roland, y Katz presentaron correlaciones gráficas para
determinar la temperatura crítica y la presión critica de las fracciones de
heptano plus. En 1977 Standing expreso estas correlaciones graficas de una
forma matemática:
[ ]
(5.35)
{ [ ][
]
(5.36)
Donde y son el peso molecular y la gravedad especifica del heptano
plus respectivamente.
5.1.13. Correlaciones de Willman – Teja
Willman y Teja en 1987 propusieron algunas correlaciones para determinar la
presión crítica y la temperatura critica de la serie homologa de n – alcanos.
Usaron el punto normal de ebullición y el número de átomos de carbonos de
los n- alcanos como un parámetro de correlación. La aplicabilidad de las
correlaciones de Willman y Teja se extiende para predecir la temperatura y la
presión crítica de las fracciones no definidas del petróleo.
[ (5.37)

2014
84
[ ]
(5.38)
Donde es igual al número de átomos de carbono y es igual al promedio
de los puntos de ebullición de la fracción indefinida, °R
5.1.14. Correlaciones de Hall - Yarborough
Hall y Yarborough en 1971 propusieron una expresión simple para determinar
el volumen critico de una fracción con peso molecular y gravedad especifica:
(5.39)
Donde es el volumen crítico expresado en ft³/lb-mol, se debe tener en
cuenta que para expresar el volumen crítico en ft³/lb, la relación está dada
por:
Dónde:
M = Peso molecular
Volumen critico en ft³/lb-mol
Volumen critico en ft³/lb
Obviamente, el volumen crítico también puede ser calculado por la ecuación
de estado del gas real en el punto crítico del componente como:
(5.40)
5.1.15. Correlaciones de Magoulas – Tassios
En 1990 Magoulas y Tassios correlacionaron la temperatura crítica, la presión
crítica y el factor acéntrico con la graverdad específica y el peso molecular de
las fracciones de la siguiente manera:
(5.41)
(5.42)
(5.43)

2014
85
Donde es igual a la temperatura crítica, °R, y es igual a la presión critica,
psia.
5.1.16. Correlación de Twu
En 1984 Twu desarrollo una metodología que consiste en seleccionar una
fracción de parafina normal con una temperatura de ebullición igual a la
fracción pesada de heptano plus. Después de haber seleccionado la correcta
fracción de parafina se llevan a cabo los siguientes pasos:
Paso 1:
 Calcular las propiedades de la parafina normal
Temperatura critica de la parafina normal, en °R:
[ ] (5.44)
Dónde:
Presión critica de la parafina normal en psia
[ ] (5.45)
Dónde:
(5.46)

2014
86
Gravedad especifica de la parafina normal, :
(5.47)
Dónde:
(5.48)
Volumen crítico de la parafina normal, en ft³/lb-mol
[ ] (5.49)
Dónde:
(5.50)
Dónde:
Paso 2:
Calcular las propiedades del heptano plus
Temperatura critica de la fracción pesada, en °R
[ ]² (5.51)
Dónde:

2014
87
{ [ ( )] } [ ( ) { [ ( )] ]
(5.52)
Volumen crítico de la fracción pesada, en ft³/lb-mol
[ ]² (5.53)
Dónde:
{ [ ( )] } [ ( ) { [ ( )] ]
(5.54)
Presión critica de la fracción pesada, en psia
[ ]² (5.55)
Dónde:
{ [ ( )] } [( ) (
) { [ ( )] ] (5.56)
Dónde:

2014
88
5.2. Determinaciones PNA
El gran número de compuestos de hidrocarburos que componen a el petróleo
se han agrupado químicamente en varias series de compuestos. Cada serie
tienen una composición molecular y características similares. Dentro de una
determinada serie los compuestos van desde ligeros o químicamente simples
hasta pesados o con una composición química compleja. En general se
supone que las fracciones no definidas (pesadas) están divididas en 3 grupos,
parafinas (P), naftenos (N) y compuestos aromáticos (A).
El contenido de PNA de la fracción no definida del hidrocarburo puede ser
estimado experimentalmente por destilación o análisis cromatográfico. Ambos
tipos de análisis proporcionan información valiosa para la caracterización de
la fracción pesada.
En el proceso de destilación, la fracción pesada se separa en cortes. Para
cada corte de destilación, el volumen, la gravedad específica, y el peso
molecular, entre otras medidas son determinadas. Los cortes obtenidos de
esta manera son identificados por los rangos de punto de ebullición en los que
fueron recogidos.
Cuando la gravedad específica y el peso molecular de la fracción pesada son
los únicos datos disponibles, las propiedades físicas pueden ser halladas,
asumiendo una contaste para cada fracción.
Generalmente 5 métodos son usados para definir el punto normal de
ebullición de las fracciones de petróleo:
 VABP (Volume-average boiling point), matemáticamente definido por la
siguiente expresión (5.55):
∑
Donde Punto de ebullición de los cortes de destilación , °R y
fracción del volumen de los cortes de destilación
 WABP (Weight-average boiling point), definido por (5.56):
∑
Donde Fraccion en pero de el corte de destilación

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