Características básicas y procesos de producción primarios de hidrocarburos

CARACTERÍSTICAS BÁSICAS
Y PROCESOS DE PRODUCCIÓN
PRIMARIOS DE HIDROCARBUROS
TRONCO COMÚN
CENTRO TÉCNICO DE ENTRENAMIENTO
DEL PETRÓLEO Y ENERGÍA

CARACTERÍSTICAS BÁSICAS Y PROCESOS DE
PRODUCCIÓN PRIMARIOS DE HIDROCARBUROS

El Centro Técnico de Entrenamiento del Petróleo y Energía es una iniciativa del
Instituto Tecnológico del Petróleo y Energía, una organización educativa privada
comprometida con el desarrollo energético de México.
Los programas de formación que ofrece el CTPE son semipresenciales, es decir
una parte de los cursos se estudia a distancia a través de nuestra plataforma
educativa en internet y otra parte se estudia de forma presencial en nuestras
instalaciones en Cunduacán, Tabasco, en las que contamos con tecnología de
punta para impulsar el aprendizaje de nuestros estudiantes.
Nuestro objetivo es formar personal altamente calificado con conocimientos y
habilidades sólidas en su área de desempeño, es por ello que desarollamos el
presente libro de estudio que brinda los conocimientos teóricos necesarios sobre
los fundamentos operativos y procedimientos de seguridad que el estudiante debe
dominar para su posterior aplicación en las instalaciones.
PRESENTACIÓN

ÍNDICE DE
CONTENIDO
INTRODUCCIÓN
BLOQUE I. Propiedades de los fluidos
petroleros
CAPÍTULO 1. Propiedades de los fluidos petroleros
CAPÍTULO 2. Comportamiento de los fluidos en el
Sistema Integral de Producción
CAPÍTULO 3. Aplicación del conocimiento de las
propiedades de los fluidos petroleros
7
9
10
33
56
BLOQUE II. Introducción a los procesos
primarios de producción y acondicionamiento
de hidrocarburos
CAPÍTULO 1. Separación de fluidos producidos en
superficie
CAPÍTULO 2. Procesamiento y acondicionamiento de
aceite y manejo del agua producida
CAPÍTULO 3. Procesamiento y acondicionamiento de
gas natural
CAPÍTULO 4. Medición de la producción
77
78
94
111
119

GLOSARIO
ÍNDICE DE FIGURAS, FOTOS Y TABLAS
BIBLIOGRAFÍA
134
137
144

7 | ITPE
INTRODUCCIÓN
Entender las características de las
propiedades de los fluidos producidos
tienen múltiples beneficios para entender
la operación de los distintos sistemas de
producción. Por ejemplo, para el diseño
del equipo superficial en capacidad,
necesitamos entender los procesos
especiales que necesitan los derivados
del petróleo, el proceso que se lleva el
gas natural es distinto al que se le da a
los líquidos. Conocer las características
de los fluidos petroleros nos ayudan a
comprender el diseño del tipo de baterías
de separación necesario, las líneas de
descarga y tanques de almacenamiento
precisos, la determinación de las
condiciones óptimas de separación,
la selección de equipos de bombeo de
líquidos y compresión de gas natural. Es
importante mencionar la importancia de
la mejora de funcionamiento de equipos e
instrumentos de medición.
Los fluidos de los yacimientos petroleros
danlugaralaobtencióndebeneficiostanto
técnicos como económicos, permitiendo
la optimización de la explotación de un
campo petrolero y buscando la mayor
recuperación de hidrocarburos bajo un
esquema de alta rentabilidad.
Los pozos petroleros producen una
corriente de fluidos proveniente de
los yacimientos, en donde además
de encontrarse hidrocarburos y agua,
también existen impurezas, ya sean
sólidos, líquidos o gases, las cuales
afectan la rentabilidad de la producción,
por lo cual es necesario implementar una
serie de procesos o etapas que permitan
eliminarlas para mejorar la calidad de
los hidrocarburos y maximizar el valor
económico de los mismos.
Para una excelente comprensión del
contenido, este libro se divide en dos
bloques principales, en los cuales se
abarcan los siguientes temas:
El primer bloque contiene los temas
relacionados a las Propiedades de los
fluidos petroleros, como inicio, el primer
capítulo presenta los conceptos básicos
sobre mezclas de hidrocarburos y explica
el comportamiento que presentan
las distintas condiciones de presión,
temperatura, volumen y tiempo de
explotación.
El capítulo dos comprende el estudio del
comportamiento de fase, describiremos la
clasificación de los yacimientos petroleros
conforme al fluido existente (aceite
negro, aceite volátil, gas y condensado,
gas húmedo y gas seco) e identificaremos
los fluidos con base en datos de campo y
laboratorio.
Este libro de estudio presenta los fundamentos teóricos para comprender la
composición química del petróleo y sus características principales a considerar
para su procesamiento en el Sistema Integral de Producción, a través del cual
se obtiene la más alta calidad de hidrocarburos.

CTPE | 8
El capítulo tres detalla los análisis
realizados en laboratorio de muestras
representativas de fluidos para la
obtención de las propiedades,el cálculo de
ellos y aplicaciones de su conocimiento.
Como segundo bloque tenemos la
Introducción a los procesos primarios
de producción y acondicionamiento
de hidrocarburos, en donde se
desarrolla el tema del procesamiento y
acondicionamiento del aceite para su
posterior almacenamiento. El primer
capítulo detalla todo lo respectivo a los
separadores en las instalaciones, los
distintos tipos de separadores que existen
y se detallan las ventajas y desventajas del
diseño de cada uno.
El segundo capítulo trata lo
correspondiente a la estabilización de
crudo, explicamos la importancia del
agua producida, damos la definición y
explicamos el proceso de purificación, así
como también se detalla lo respectivo a
los tanques de almacenamiento.
El capítulo tercero incluye el desarrollo la
separación de sólidos y los respectivo a los
procesos por los que debe pasar el gas ante
de llegar a la etapa de comercialización.
Finalmente, el cuarto capítulo da una
introducción a lo que es la medición de
hidrocarburos, en donde conocerás los
equipos de medición, los elementos más
importantes dentro de cada sistema de
medición y la importancia de la correcta
calibración de los mismos.

9 | ITPE
BLOQUE I
CONCEPTOS CLAVE POR CAPÍTULO
CAPÍTULO 1 CAPÍTULO 2 CAPÍTULO 3
• Propiedades de la
materia
• Composición química
del petróleo
• Clasificación de
hidrocarburos
• Características del
agua salmuera
• Diagramas de fase
para sistemas
multicomponentes
• Clasificación de
yacimientos petroleros
• Tipos de fluidos en los
• Ecuaciones de gases
ideales y gases reales
• Procedimientos de
análisis PVT
• Vaporización flash y
diferencial
• Tipos de análisis
de calidad de
hidrocarburos
• Características
generales de la
gestión del sistema
de medición de
hidrocarburos
PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS PETROLEROS
En este bloque conocerás los siguientes temas:
• Elementos del sistema integral de producción.
• Ecuaciones de estado
• Determinación de la calidad de los fluidos
producidos.

CTPE | 10
CAPÍTULO 1
Introducción
El conocimiento de las propiedades de
los fluidos producidos en un yacimiento
petrolero permite el desarrollo óptimo de
todas las etapas de explotación, desde el
cálculo de reservas y el conocimiento de la
capacidad productiva de los pozos, hasta
el diseño de métodos de recuperación
de hidrocarburo e instalaciones
subsuperficiales y superficiales.
Explicaremos el comportamiento de los
fluidos petroleros conforme a distintas
condiciones de producción, variando los
valores de presión, temperatura, volumen
y tiempo de explotación apoyados en la
elaboración de gráficas y/o correlaciones.
En este capítulo abarcaremos los
conceptos básicos para la comprensión de
las propiedades, incluyendo lo siguiente:
sistemas de unidades, propiedades de la
materia y composición química típica
de los hidrocarburos.
También presentaremos diversas
propiedades del aceite, gas y agua de
formación como: densidades, coeficientes
decompresibilidad,viscosidadesyfactores
de volumen; así como las aplicaciones de
su conocimiento en el sistema integral de
producción.
Figura 1. Compuesto orgánico formado por
carbono e hidrógeno.
1.1 Composición química del
petróleo
Elpetróleoesunamezcladehidrocarburos,
es decir, está compuesto por carbono e
hidrógeno.Los átomos de carbono forman
cuatro enlaces y pueden integrar largas
cadenas (figura 1).
El objetivo de este capítulo es conocer la composición química del petróleo y
las propiedades de los fluidos petroleros.
La teoría orgánica supone que el
petróleo se formó de la descomposición
de organismos vegetales y animales
que vivieron durante eras geológicas
anteriores a la actual, como se
demuestra por evidencias geológicas.
Es la más aceptada debido a que existen
acumulaciones de hidrocarburos en rocas
sedimentarias, nombradas como rocas

11 | ITPE
almacenadoras, cercanas a rocas con
grandes cantidades de material orgánico,
conocidas como rocas generadoras.
El petróleo puede presentarse en estado
sólido, líquido o gaseoso, dependiendo de
las condiciones de presión y temperatura
a la cual se encuentre, del tamaño de
las moléculas contenidas, así como del
ambiente de depósito de la formación.
“Los aceites crudos se componen
aproximadamente de 11-13% peso del
hidrógeno y aproximadamente 84-87%
peso del carbono” (McCain, 1990).
Los fluidos hidrocarburos son
comúnmente identificados por sus
elementos individuales hasta el hexano
y para la identificación de componentes
más pesados se reportan como una
fracción pesada de grupos de compuestos
con igual número de carbono, siendo de
forma común reportado como C7+.
También existen otros elementos
presentes, en menor proporción, entre los
que pueden mencionarse:
• Gases no hidrocarburos
• Ácido sulfhídrico
• Nitrógeno
• Oxígeno
• Bióxido de carbono
• Helio
• Metales
• Vanadio
• Níquel
• Cromo
• Molibdeno
Un petróleo típico contiene varios cientos
de diferentes compuestos químicos por lo
cual es impráctico tratar de separar todos
los componentes,comúnmente se separan
en fracciones de acuerdo al rango de
puntos de ebullición de los componentes
de cada fracción.
Hidrocarburos
Los hidrocarburos se clasifican en dos
grandes grupos (figura 2):
Alifáticos: Tienen como compuesto básico
el metano CH4.
Aromáticos: Tienen como como
compuesto básico el anillo bencénico,
entre los compuestos más representativos
se encuentran el benceno, el tolueno y el
naftaleno. Generalmente presentan olor y
buenas propiedades solventes.
Los hidrocarburos alifáticos se
subdividen en:
Saturados: Conocidos también como
alcanos o parafinas. Sus átomos de
carbono están saturados con el máximo
número posible de átomos de hidrógeno.
Tienen un enlace simple entre átomos de
carbono. La fórmula general es CnH2n+2.
Los cuatro primeros términos (C1–C4)
son gaseosos, del C5 al C16 son líquidos
y los términos superiores son sólidos.
Son los elementos más abundantes de los
sistemas de hidrocarburos.
No saturados: Ambos son producidos
principalmente en las refinerías. Los
alquenos tienen doble enlace entre
átomos de carbono y su fórmula general
es CnH2n.
Los alquinos triple enlace entre átomos de
carbono y su fórmula general es CnH2n-2.

CTPE | 12
Hidrocarburos
Alifáticos
Saturados o
alcanos
Alquenos
Alquinos
No saturados
Aromáticos
Figura 2.Clasificación de los hidrocarburos.
Tabla 1. Prefijos nomenclatura química orgánica.
Número de
carbonos
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Prefijo Met- Et- Prop- But- Pent- Hex- Hept- Oct- Non- Dec-
Nomenclatura de hidrocarburos
El nombre sistemático está formado por
un prefijo,que indica el número de átomos
de carbono que contiene la molécula, y un
sufijo que indica la clase de compuesto
orgánico de que se trata. Algunos de los
prefijos más utilizados son (ver tabla 1):

13 | ITPE
• Estrangulador.
• Tubería de descarga.
• Separadores y equipo de
procesamiento.
• Tanque de almacenamiento.
Foto 1. Ejemplo de batería de separación.
Tabla 2. Ejemplo de reglas para nombrar hidrocarburos alifáticos.
Hidrocarburos
alifáticos
Alcanos o
Parafinas
Alquenos u
olefínicos
Alquinos o
acetilénicos
Cn
H2n+2
Cn
H2n
Cn
H2n-2
Fórmula Sufijo
-ano
-eno
Cuando existen
más de un doble
doble enlace la
terminación
cambia a -dieno,
-trieno y asi
sucesivamente
-ino
Cuando existen
más de un triple
doble enlace la
terminación
cambia a -diino,
y asi
sucesivamente
A partir de
cuatro
carbonos, es
necesario
poner un
número para
localizar la
posición del
enlace doble
o triple.
CH4
CH3
-CH2
-CH3
CH3
-CH2
-CH2
-CH2
-CH3
Metano (CH4
)
Propano (C3
H8
)
Pentano (C5
H12
)
Eteno (CH4
)
Propeno (C3
H6
)
1.-buteno (C4
H8
)
2.- buteno (C4
H8
)
Etino (C2
H2
)
Propino (C3
H4
)
1.-butino (C4
H6
)
2.- butino (C4
H6
)
CH2
=CH2
CH2
=CH-CH3
CH2
=CH-CH2
-CH3
CH3
-CH=CH-CH3
CH2
=CH2
CH=C-CH3
CH=C-CH2
-CH3
CH3-
C=C-CH3
Ejemplos
Debido a que la mayor parte de los
componentes del petróleo se constituye
por hidrocarburos, en el desarrollo del
curso se utilizará de forma indistinta la
palabra hidrocarburo o petróleo para
referirnos a ellos.
Sistema integral de producción
Un sistema integral de producción es el
conjunto de elementos que transportan
los fluidos provenientes del yacimiento
hacia la superficie, los separa en aceite,
gas y agua,enviándolos a las instalaciones
de almacenamiento y comercialización.
Los componentes básicos del sistema
integral de producción son:
• Yacimiento.
• Pozo.
Para entender la composición de los
hidrocarburos se explicarán las reglas con
las cuales se nombran los hidrocarburos
alifáticos basados en su número de
carbonos, así como algunos ejemplos en
la siguiente tabla (ver tabla 2):

CTPE | 14
1.2 Conceptos generales
Laindustriapetrolerautilizagrancantidad
de unidades para expresar los resultados
de sus actividades, generando algunas
veces confusiones al manejarse diferentes
sistemas, por lo cual es importante
comprender las equivalencias existentes
entre ellas, así como las propiedades
medidas.
Los hidrocarburos obtenidos de los
diferentes yacimientos tienen una gran
diversidaddecaracterísticas;sinembargo,
todos son mezclas de compuestos
orgánicos y debido a que en la industria
se trabaja con estas, surge la necesidad
de entender los compuestos que las
integran, motivo por el cual el estudio de
las propiedades de los fluidos petroleros
comenzará en este capítulo con un repaso
de la estructura química general del
petróleo.
Sistemas de unidades
Unidad de medida se le llama a la cantidad
estandarizada de una determinada
magnitud física. En general, una unidad
de medida toma su valor a partir de un
patrón o de una composición de otras
unidades definidas previamente.
El Sistema Internacional de Unidades (SI)
es el sistema de unidades adoptado por la
Conferencia General de Pesas y Medidas
(CGPM), se encuentra compuesto por:
• Las unidades SI de base son siete,
correspondiendo a las siguientes
magnitudes:
Longitud, masa, tiempo, intensidad
de corriente eléctrica, temperatura
termodinámica, intensidad luminosa y
cantidad de sustancia.
• Los nombres de las unidades son
respectivamente: metro, kilogramo,
segundo, Amper, Kelvin, candela y mol.
• Unidades SI derivadas: Se obtienen a
partir de las unidades de base, se expresan
utilizando los símbolos matemáticos de
multiplicación y división.
Se pueden distinguir tres clases de
unidades:
1. La primera la forman aquellas unidades
SI derivadas expresadas a partir de
unidades de base, por ejemplo: velocidad,
m/s; volumen, m3
; y volumen específico,
m³/kg.
2. La segunda la forman las unidades SI
derivadas que reciben un nombre especial
y símbolo particular, por ejemplo: fuerza,
N; presión, Pa; y trabajo, J.
3. La tercera la forman las unidades
SI derivadas expresadas con nombres
especiales, por ejemplo: viscosidad
dinámica Pa.s; tensión superficial, N/m;
y capacidad calorífica, J/K.
Las unidades del Sistema Internacional no
han sido adoptadas en todos los ámbitos
de la industria petrolera. En campo es
común el uso de unidades provenientes
del sistema inglés: pie (ft) para longitud,
y libra (lb) para masa; unidades como
barriles (b) para volumen y libra por
pulgada cuadrada, así como (psi) para
presión. Por eso es necesario el uso de
tablas de conversión que conviertan el
valor de una unidad al valor de otra unidad
de la misma magnitud.

15 | ITPE
Propiedades de la materia
Serefierealascaracterísticasdelamateria,
en este capítulo se abordarán algunas
de las propiedades correspondientes
a los fluidos, mismas que pueden ser
cuantificadas de forma directa o indirecta.
Generalmente las propiedades pueden
dividirse conforme a la variación de sus
valores respecto a la cantidad de masa
analizada en dos grupos:
•Propiedades intensivas
•Propiedades extensivas
Seexplicanalgunasdeellas,enfocándonos
en los conceptos básicos necesarios para
la comprensión del comportamiento de
los fluidos petroleros.
Una propiedad intensiva es aquella cuyo
valor es independiente de la cantidad
de masa analizada, es decir, su valor se
mantiene constante, por ejemplo:
Densidad
Cantidad de masa contenida en una
unidad de volumen. Su unidad en el
Sistema Internacional es el kilogramo
por metro cúbico kg/m3
, pero se utiliza
normalmente el gramo por centímetro
cúbico g/cm3
o lb/ft3
.
Es una propiedad física característica de
cualquier materia, cada sustancia tiene
una densidad característica. La expresión
para su cálculo es:
=
V
m
Donde:
ρ = Densidad de la sustancia, g/cm3
.
m = Masa de la sustancia, g.
V = Volumen de la sustancia, cm3
.
Densidad relativa
Número adimensional que se obtiene de
la relación de la densidad de una sustancia
respecto a la densidad de una sustancia
de referencia. Los sólidos y líquidos
se refieren al agua pura a 4 °C, la cual
corresponde a 1000 kg/m3
, y los gases al
aire a condición de presión y temperatura
estándar.
También se puede calcular como el
cociente entre las masas de idénticos
volúmenes de la sustancia en cuestión
respecto a la de referencia.
Donde:
y = Densidad relativa, adimensional.
m = Masa de la sustancia, kg.
mr = Masa de la sustancia de referencia, kg.
Temperatura
Unidad de medida de la energía interna
de las moléculas, refleja la cantidad de
calor existente en un cuerpo, en un objeto
o en el ambiente. E n el caso del agua a
presión atmosférica normal, si aparece
a una temperatura de entre 1 C y 99 C,
se encontrará en estado líquido; si la
temperatura es de 100 C o superior,el agua
presentará un estado gaseoso (vapor).
Se expresa en ºC, ºF, ºR o K.
y=
de la sustancia
de la sustancia referencia
y=
m
mr

CTPE | 16
p=
F
A
Presión
Simbolizada con la letra p. Es la medida
del desorden (choque entre moléculas y la
pared del recipiente) de las moléculas. Se
define como la fuerza que se ejerce sobre
unidad de área, la unidad en unidades
SI es el Pascal (Pa) o N/m2
, se expresa
generalmente también en kg/cm2
, lb/in2
(psi en inglés).
Donde:
p = Presión ejercida, Pa.
F = Fuerza por unidad de superficie, N.
A= Área total de la superficie, m2
.
Un vacío perfecto es la presión más
baja posible, por lo tanto, una presión
absoluta será siempre positiva. Una
presión manométrica que se encuentre
por encima de la presión atmosférica es
Pabs
= Pman
+ Patm
positiva y una que se encuentre por debajo
de la presión atmosférica es negativa.
La magnitud de la presión atmosférica
varía con el lugar y con las condiciones
climatológicas.La indicación de la presión
como manométrica o absoluta se realiza
por conveniencia y claridad agregando
el subíndice man o abs a las unidades
correspondientes.
Una sencilla ecuación que relaciona los
dos sistemas de medición de presión es la
siguiente:
Donde:
pabs
= presión absoluta, Pa.
pman
= presión manométrica, Pa.
patm
= presión atmosférica, Pa.
La siguiente figura representa
esquemáticamente la presión absoluta,
la presión manométrica y la presión de
vacío (Figura 3).
Presión
absoluta
mayor que la
presión
atmosférica.
Presión
atmosférica.
medida con
barómetro
Presión manométrica medida
con un manómetro.
Presión de vacio medida con
un vacuómetro.
Presión absoluta menor que la
presión atmosférica.
Figura 3. Esquema presión absoluta, presión manométrica y presión vacuométrica.

17 | ITPE
Viscosidad
Resistencia a fluir que presenta un fluido.
Indica el movimiento relativo entre
sus moléculas, debido a la fricción o
rozamiento entre las mismas.
Es importante destacar la influencia
de la temperatura en la diferencia de
comportamiento entre la viscosidad
de un gas y un líquido. El aumento de
temperatura incrementa la viscosidad
de un gas y la disminuye en un líquido,
este comportamiento se explicará a más
detalle en el siguiente tema del capítulo.
Volumen específico
Es el volumen de la unidad de masa de
una sustancia, también se define como el
recíproco de la densidad de la sustancia.
Se expresa en cm3
/g, ft3
/lb o m3
/kg.
1
Volumen
masa
υ
ρ
= =
W = m*g
Las propiedades extensivas se refieren
a aquellas propiedades cuyo valor es
variable de acuerdo a la cantidad de masa
que se considere. Por ejemplo:
Peso
Fuerza con la que un cuerpo es atraído al
centro de la Tierra, se representa con la
letra W, y se cuantifica con unidades de
(kg m/s2
) o (N).
Donde
W = peso, N.
m= masa, kg.
g = gravedad= 9.81 m/s².
Volumen
Espacio en tres dimensiones que ocupa
un cuerpo, se expresa en unidades como
m³, cm³, ft³, b.
Si una propiedad extensiva es dividida
entre la masa del sistema, el valor de la
propiedad resultante es una propiedad
intensiva, por ejemplo, el volumen
específico obtenido del cociente del
volumen considerado y la masa total.
La tabla 3 presenta los principales factores
de conversión de unidades utilizados
en la industria petrolera, incluyendo los
correspondientesalSistemaInternacional
y al Sistema Inglés, y las equivalencias
existentes entre ellas, permitiendo
ser una guía para el entendimiento de
la solución de problemas que puedan
generarse en las actividades cotidianas en
la operación de sistemas de producción de
hidrocarburos y en el desarrollo de este
capítulo para la solución de los ejercicios
propuestos.
Ejemplo de conversión de unidades:
¿A cuántos segundos equivale un año?
Soluciones:
365 24 60min 60
1
1 1 1 1min
1 31.536.000
d h s
a
a d h
año s
    
    
    
=

CTPE | 18
Longitud Área
1 km = 0.06137 mi = 1000 m
1 mi = 1.60935 km = 528 ft
1m = 3.2808333 ft = 39.3700 in = 1.09361 yd
1ft = 0.3048006096 m
1 cm = 0.3937 in
1 in = 2.54000508
1 km2
= 247.1044 acre = 0.3861006 mi2
1 mi2 = 640 acre = 2.589998 km2
1 acre = 0.4046873 ha = 4, 046.873 m2
= 43, 560 ft2
1 m2 = 10.76387 ft2 = 1550 in2
1 ft2 = 0.09290341 m2
1 cm2
= 0.001076387 ft2
= 0.15499969 in2
Densidad relativa del aceite en grados API Viscosidad
Donde la densidad relativa 60/60 °F, significa la
densidad relativa del aceite a 60 °F respecto a la
densidad del agua a 60 °F
1 mPa.s = 1 cp = 6.895 x 106
lb-s/ft2
1 lb.s/ft2
= 0.1450 x 10-6
cp = 0.145010-6
mPa.s
1 mPa.s = 1 cP = densidad.cSt
Volumen Presión
1 m3
= 6.28983 b = 264.173 gal = 35.31333 ft3
=
1000 l
1 b = 0.15899 m3
= 5.61458 ft3
= 158.99 l = 158999
cm3
1 l = 0.26417022 gal = 61.02329 in3
= 1 dm3
1 gal = 3.785434 l = 231 in3
= 3785.434 cm3
1 ft3
= 28.317001 l = 1728 in3
= 7.48052 gal
1 kPa = 0.1450 lb/in2
= 0.0102 kg/cm2
= 0.0100 bar =
0.0098 atm
1 lb/in2
= 6.8948 kPa = 0.0703 kg/cm2
= 0.0689 bar =
0.0680 atm
1 kg/cm2
= 98.0665 kPa = 14.2223 lb/in2
= 0.9806
bar = 0.9678 atm
1 bar = 100 kPa = 14.5030 lb/in2
= 1.0197 kg/cm2
=
0.9869 atm
1 atm = 101.325 kPa = 14.6959 lb/in2
= 1.0333 kg/
cm2 = 1.0133 bar
Densidad Gradiente de presión
1 kg/dm3
= 1 g/cm3
= 62428 lb/ft3
= 8.3304 lb/gal
1 lb/ft3
= 0.0160 g/cm3
= 0.1334 lb/gal
1 lb/gal = 0.1200 g/cm3
= 7.4940 lb/ft3
1 kPa/m = 0.0476 lb/in2
/ft = 0.0102 kg/cm2
/m
1 lb/in2
/ft = 21.0207 kPa/m = 0.2311 kg/cm2
/m
1 kg/cm2
/m = 98.0665 kPa/m = 4.3349 lb/in2
/ft
Sistema Inglés / Campo
1 ft = 12 in
1 mi = 5280 ft
1 acre = 43560 ft2
1 mi2
= 640 acres
1b = 42 gal = 5.6146 ft3
1lb = 32.174 lbm x ft2
/s2
1 psi = 1 lb/in2
= 144 lb/ft2
1 atm= 14696 lb/int2
1 Btu = 778317 lb-ft = 25037 lb-ft2
/s2
1 hp = 42.41Btu/min
ρagua = 62.4 lb/ft3
1 lb = 0.453592 kg
Conversión de
temperatura
Tiempo
Equivalencias
comúnmente usadas
°F = 1.8 (°C) + 32
°F - 32
°C= ________
1.8
°R = °F + 459.69
K = °C + 273.16
1 s = 60 min.
1 h = 60 min.
1d= 24 h.
1 a = 365 d.
1 gal de agua pesa 8.34 lbf
1 ft3
de agua pesa 62.4lbf
1 in3
de hg pesa 0.491 lbf
la masa de 1 m3
de agua es 1000kg
141.5
131.5
API
γο
° = −
Tabla 3. Equivalencia de unidades.

19 | ITPE
Propiedades del aceite negro
A continuación, se presentan las
definiciones y descripciones del
comportamiento de las siguientes
propiedades del aceite a variación de
presión, temperatura, volumen y tiempo
de explotación: Factor de volumen
del aceite (Bo), factor de volumen
total (Bt), relación de solubilidad (Rs),
relación gas-aceite (RGA), coeficiente de
compresibilidad del aceite (co), viscosidad
del aceite (µo) y densidad del aceite (po).
Es importante mencionar que la presión
del punto de burbuja (pb) es la presión a
la cual la primera burbuja de gas comienza
a liberarse del aceite, cada yacimiento
tiene su presión de burbuja particular,
por lo cual, a presiones mayores a ella
(p>pb) los hidrocarburos se encuentran
en estado líquido y el gas se encuentra
disuelto en el aceite, denominándose
zona bajo saturada. A presiones menores
o iguales a la presión de burbuja (p≤pb)
existe el gas libre, debido a la liberación
gradual del aceite en el que previamente
se encontraba disuelto, denominándose
como zona saturada.
Factor de volumen de formación
de aceite, (Bo)
Es el volumen de aceite (incluido el gas
disuelto) en el yacimiento necesario
para producir un barril de aceite en
condiciones de superficie (60 °F y 14.7
psi). Se representa así:
Bo. Se expresa generalmente en
Condición
@c.y.
@c.e.
Significado
Condiciones de yacimiento.
Condiciones estándar o de superficie (60 °F y 14.7 psi)
Tabla 4. Condiciones expresadas en unidades de propiedades de los fluidos petroleros.
3 3
3 3
@ . . @ . . @ . .
, .
@ . . @ . . @ . .
b c y ft c y m c y
o
b c e ft c e m c e
1.3Propiedadesdelosfluidos
petroleros
Su conocimiento es indispensable para los
cálculos comprendidos en la ingeniería de
producción.
Su estimación se obtiene mediante
estudios de laboratorio a partir de
muestras representativas. Sin embargo,
en ausencia de ellas, el desarrollo de
correlaciones empíricas también ha
permitido su cálculo.
Las condiciones en las que se expresan las
propiedades de los fluidos se explican en
la siguiente tabla:
o

CTPE | 20
El volumen de aceite producido en el
tanquedealmacenamientoencondiciones
estándar es menor que el volumen de
aceite que fluye del yacimiento hacia el
pozo productor. El cambio de volumen del
aceite se debe a:
1. La liberación del gas disuelto en el
aceite (la presión desde el yacimiento
hasta la superficie va disminuyendo).
2. La expansión del aceite remanente
debido a la liberación del gas disuelto en
el aceite (que sucede conforme la presión
decrece).
3. Contracción del aceite remanente
(a causa de la disminución en la
temperatura).
Figura 4. Factor de volumen del aceite respecto a variación de presión.
O
Fuido se expande, debido
a su compresibilidad.
El Bo aumenta.
Etapa saturada
p<pb
Pb P
B
Gas es liberado,
al ritmo de su Rs
El aceite se encoge en el
yacimiento. El Bo disminuye
Todo el gas permanece
en solución.
Etapa bajosaturada
p<pb
Ejemplo comportamiento Bo:
Para ejemplificar el significado del Bo se
puede afirmar que si se redujera la presión
del yacimiento a la presión atmosférica y
la temperatura del yacimiento a 60 °F, el
valor del factor de volumen de formación
sería igual a 1 b@c.y./b @c.e.
Porarribadelapresióndeburbuja,elfactor
de volumen de formación disminuye al
tiempo que aumenta la presión debido a la
compresibilidad del aceite. Por debajo de
la presión de burbuja,el factor de volumen
de la formación decrece al disminuir
la presión, incluida en las causas la
vaporización de los componentes ligeros.

21 | ITPE
u
W
u
ρ
γ
ρ
=
Densidad del aceite
En la industria petrolera, la densidad
se representa en grados API, la cual se
obtiene con la siguiente expresión:
La densidad relativa del aceite se define
como la relación existente entre la
densidad del aceite y la densidad del
agua, a las mismas condiciones de presión
y temperatura, generalmente a 60 °F y 1
atm, es decir:
141.5
131.5
API
γο
° = −
Relación gas-aceite (RGA),
relación de solubilidad (Rs)
La relación gas aceite indica el cociente
del volumen de gas producido respecto al
volumen de aceite producido, ambos en
condiciones estándar. Se representa como
RGA.
Los volúmenes en superficie del gas y el
líquido se referencian en condiciones
estándar, por lo que las unidades para
la relación gas disuelto-aceite son pies
cúbicos en condiciones estándar por barril
en condiciones de tanque o condiciones
estándar, (ft³ @ c.e./b @ c.e.)
La relación gas-aceite incluye el gas
obtenido en el separador (que se mide)
y el gas que se ventea en el tanque de
almacenamiento (que normalmente no se
mide). Ver figura 5.
Figura 5. Relación gas-aceite respecto a variación de presión.
P P
b
R
Etapa bajosaturada
p > pb
Segregación de gas
hacia la parte superior
Etapa saturada
p < pb
Si p > pb
Rs = RGA

CTPE | 22
@ . .
@ .
gd
s
V c e
R
V c e
ο
=
La relación de solubilidad Rs, se define
como la relación entre el volumen de
gas disuelto en el aceite a una presión y
temperatura dada y el volumen de aceite
en el cual está disuelto, ambos medidos
en condiciones de tanque.
La figura 6 muestra el comportamiento
de la relación de solubilidad a diferentes
presiones. A presiones de yacimiento por
arriba de la presión de burbuja, se observa
que existe una línea horizontal (relación
de solubilidad constante). Esto se explica
debido a que en estas presiones el gas no
se libera en el espacio poroso y la mezcla
total de líquido (gas + aceite + agua) se
produce dentro del pozo.
Si la presión de yacimiento está por debajo
de la presión de burbuja, la relación gas
disuelto-aceite Rs decrece conforme
decrece la presión del yacimiento. Esto
se debe a que se va liberando más gas en
el yacimiento, quedando atrapado en el
casquete y no permitiendo que fluya hacia
los pozos productores, dejando menos
cantidad de gas disuelto en el líquido.
Etapa Saturada
p < pb p > pb
Etapa BajoSaturada
Rs es constante
Todo el gas permanece
en solución en el aceite.
Es el único que se produce.
Rs disminuye a
medida que se
libera gas en
solución.
Rs
Pb P
Figura 6. Relación de solubilidad respecto a la variación de presión.

23 | ITPE
Pb P
Bt
O
B
Rsb Rs Bg
( (
Pb
Bt incrementa
Bt = Bo, todo el gas se
encuentra disuelto en
el aceite a c.y.
Bo disminuye al disminuir py,
líquido en yacimiento tiene
menos gas en solución
Figura 7. Factor de volumen total respecto a la variación de presión.
O en términos de otras propiedades: Donde Rsb
es la cantidad de gas en solución
a la presión de saturación (burbuja).
Factor de volumen total de la
formación, (Bt)
Definido como la relación del volumen
temperatura dada, y el volumen de aceite
Bt
=
(V aceite + V gas disuelto + V gas liberado) @c.y.
V aceite @c.e. Bt
= Bo
+ Bt
+Bg
(Rsb
- Rs)
integradoporelaceiteygasaunapresióny
temperatura dada, y el volumen de aceite.
en condiciones de tanque. Representado
como Bt, es conocido también como
factor de volumen de dos fases (figura 7).

CTPE | 24
1 1 B
V
c
V p B p
ο
ο
δ
δ
ο
δ δ
   
=
− =
−
   
   
1
g
B Rs
c B
B p p
ο
ο
δ δ
ο
δ δ
 
   
=
− −
 
   
   
 
El término Rsb-Rs es el volumen del gas liberado en el yacimiento (gas libre).
Siendo:
( )
Bt
=
b aceite y gas en solución a c.y.+ b gas @c.y.
b aceite @c.e.
Coeficiente de compresibilidad
del aceite, (co)
Se define como el cambio del volumen del
aceite a un cambio de presión, su unidad
de medida es (psi)-1. Ver figura 9.
Presenta dos comportamientos de
acuerdo a la presión existente.Apresiones
del yacimiento mayores que la presión de
saturación (p > pb), la compresibilidad del
aceite (co) se define como:
Figura 8. Cambio de volumen cuando la presión se reduce por debajo del punto de burbuja a temperatura
de yacimiento constante (T1=T2).
A presiones del yacimiento menores
que la presión de saturación (p < pb), se
adiciona un término para tomar en cuenta
el volumen de gas liberado (gas libre),
siendo la expresión:
Existe una discontinuidad en el punto
de burbuja, debido a la liberación de la
primera burbuja de gas causando un
incremento en el valor de la co
.

25 | ITPE
Figura 9. Coeficiente de compresibilidad del aceite respecto a variación de presión.
!
CO Discontinuidad en debido
a la liberación de la primera
burbuja de gas, causando un
incremento en el valor de CO
La es
prácticamente
constante
CO
Pb P
Pb
Coeficiente de viscosidad del
aceite
La viscosidad es una medida de la
resistencia al flujo ejercida por un fluido,
se representa por Ver figura 10.
La unidad de medida de forma general es
el centipoise (cp). La viscosidad del aceite
es afectada por varios factores:
• Un incremento en la temperatura
provoca un decremento en la viscosidad
• Una disminución en la presión provoca
una disminución en la viscosidad
• Un decremento en la cantidad de gas
en solución en el líquido provoca un
incremento en la viscosidad, siendo la
cantidad de gas en solución una función
directa de la presión.

CTPE | 26
Cambio de
composición
del líquido
(moléculas
más complejas).
Si p decrece
disminuye, mayor
movimiento de
moléculas.
Pb P
μO
μO
Figura 10. Coeficiente de viscosidad del aceite respecto a variación de presión.
Por arriba de la presión de burbuja, la
viscosidad del aceite en un yacimiento
decrece de manera casi lineal conforme
la presión decrece. A presiones por debajo
de la presión de burbuja, la viscosidad del
aceite se incrementa conforme la presión
decrece.
En el rango de p≥pb conforme p decrece
la μo decrece debido a que las moléculas
se alejan más una de otra y se mueven
más fácilmente. Conforme la presión
del yacimiento decrece por debajo de la
presión de burbuja, el líquido cambia su
composición, el gas que se libera toma
las moléculas más pequeñas (ligeras) del
líquido, dejando al líquido remanente en
el yacimiento las moléculas con formas
más complejas (más pesadas).Este cambio
en la composición del líquido provoca
un gran incremento en la viscosidad
del aceite en el yacimiento conforme la
presión decrece por debajo del punto de
burbuja.
Propiedades del gas
Las propiedades físicas requeridas para
estudios de ingeniería petrolera son:
factor de volumen del gas (Bg),coeficiente
de compresibilidad del gas (cg),viscosidad
del gas (µg), densidad del gas (pg) y factor
de desviación del gas (z).
Densidad relativa del gas, (y)
La densidad relativa de un gas es la
relación de la densidad del gas con la
densidad del aire seco, ambos medidos
a la misma presión y temperatura y
expresados en unidades de [masa/
longitud³], generalmente en lbm/ft³ o g/
cm³, por lo que la densidad relativa del
gas es un valor adimensional.

27 | ITPE
.
.
g g
g
aire
P M
aire P M
ρ
γ
ρ
= =
Etapa saturada
p < pb
El Bg aumenta debido
a que el gas se expande
más a medida que
disminuye la presión
Pb P
Bg Etapa bajosaturada
p > pb
Figura 11. Factor de formación del gas respecto a variación de presión.
También puede obtenerse como un
cociente de los correspondientes pesos
moleculares (P.M), recordando que el peso
molecular del aire corresponde a 28.9625
lbm/lbm-mol.
Factor de desviación del gas, (z)
Representa un factor de corrección de
los gases respecto al comportamiento
de los gases ideales. Se representa con
la letra z y varía conforme al valor de la
presión, comúnmente a bajas presiones
y temperaturas z es próximo a la unidad.
Para gases cercanos al punto crítico,
z se encuentra entre 0.3 y 0.4; si la
temperatura y la presión aumentan, el
factor de compresibilidad z incrementa
hasta un valor igual o mayor a 2.
El factor de desviación del gas es
adimensional.
V real
V ideal
z =
Factor de formación del gas,
(Bg)
Es la relación del volumen de una cantidad
de gas con las condiciones del yacimiento
respecto al volumen de la misma cantidad
del gas en condiciones estándar. Se
representa como Bg. Ver figura 11.
Se expresa en unidades generalmente de:

CTPE | 28
Figura 12. Factor de compresibilidad del gas
respecto a variación de presión.
Figura 13. Coeficiente de viscosidad del gas
respecto a variación de presión.
del gas, (cg)
Se define como el cambio fraccional
del volumen en función del cambio de
presión a una temperatura constante. Se
representa como cg. Las unidades son 1/
lb/in² o 1/psi. Ver figura 12.
Paraungasidealelcgesaproximadamente
igual a 1/p (independiente de la
temperatura). Lo que explica el efecto de
la presión sobre el volumen del gas.
gas, (µg)
Es una medida de la resistencia al flujo
ejercida por el gas, a su recíproco se
le llama fluidez. Se representa como
µg. En unidades de campo, se expresa
en centipoises (cp) y es denominada
viscosidad dinámica.
Viscosidad dinámica = (densidad de gas) x
(viscosidad cinemática)
Se observa que, a presiones bajas, la
viscosidad del gas se incrementa conforme
la temperatura se incrementa. Sin
embargo, a presiones altas, la viscosidad
del gas decrece conforme la temperatura
incrementa. Ver figura 13.
Propiedades del agua de
formación
Al agua de formación también se le conoce
como salmuera o agua salada.
Las propiedades físicas del agua de
formación requeridas para estudios
de ingeniería petrolera son: Factor de
volumen del agua (Bw), coeficiente de
compresibilidad del agua (cw), viscosidad
del agua (µw) y densidad del agua (pw).
Densidad del agua de
formación, (ℓw)
La mayor parte del agua de formación
en los yacimientos petroleros contiene
sólidos disueltos, principalmente cloruro
de sodio, NaCl.
El agua de formación en los yacimientos
petroleros se encuentra en el rango entre
200 ppm a 300,000 ppm.
Incremento
de
temperatura
g
P
μ

29 | ITPE
Elaguademarcontieneaproximadamente
35,000 ppm de sólidos totales.
La densidad del agua de formación en
condiciones de yacimiento se calcula
dividiendo la densidad del agua de
formación en condiciones estándar
entre el factor de volumen del agua de
formación en condiciones de yacimiento
entre condiciones estándar.
La figura 14 proporciona el
comportamiento de la densidad del agua
de formación en condiciones estándar
como una función de los sólidos totales
disueltos en el agua de formación.
Figura 14. Efecto de la salinidad en el valor de la densidad del agua de formación.
Factor de volumen del agua,
(Bw)
Representa el volumen de agua más el gas
disuelto en condiciones de yacimiento
requeridos para producir una unidad
de volumen de agua en la superficie. Se
representa con Bw. Ver figura 15.
Las unidades que se obtienen son:
@ . .
@ . .
b c y
b c e
 
 
 
BW
= V agua @c.e.
V agua + gas disuelto @ c.y.
0 5 10 15 20 25 30
60
62
64
66
68
70
72
74
76

CTPE | 30
1 1 1
w w w
w
w w w
V B
C
V p B p p
δ δ δρ
δ δ ρ δ
     
=
− =
− =
−
     
     
1 w sw
w g
w
B R
C B
B p p
δ δ
δ δ
 
   
=
− −
 
   
   
 
del agua, (cw)
Definida como el cambio de volumen
del agua a una variación de presión, se
representa con cw. Ver figura 16.
Presenta dos comportamientos,
dependiendo si la presión es mayor o
menor a la correspondiente a la presión
de saturación.
Si p> pb:
Si p<pb, es necesario considerar el efecto
del gas liberado.
Figura 15. Factor de volumen del agua respecto a variación de presión.
Figura 16. Coeficiente de compresibilidad del
agua respecto a variación de presión.

31 | ITPE
agua, (μw)
Esunamedidadelaresistenciapresentada
por el agua a fluir. Representada como μw.
La viscosidad del agua decrece conforme
la presión disminuye, tanto para p>pb
como p<pb
. Ver figura 17.
Figura 17: Diagrama coeficiente de viscosidad.
Relación de solubilidad del agua,
(Rsw)
Eslarelacióndelvolumendegasproducido
en condiciones estándar respecto al
volumen de agua de formación producida
en el tanque de almacenamiento. El gas
natural también puede disolverse en el
agua de formación. Se representa como
Rsw. Ver figura 18.
Figura 18. Relación de solubilidad del agua respecto a variación de presión.

RESUMEN DEL CAPÍTULO 1
En este capítulo vimos la composición
química del petróleo y sus características
principales, así como los tipos de mezclas
que hay y sus clasificaciones. Después
entramos de lleno a las unidades de
medida y los factores de conversión
existentes entre ellas.
El entendimiento del comportamiento de
las distintas propiedades de los fluidos
producidos es importante cuando varían
junto con los parámetros de operación
(como la temperatura, la presión y
el volumen). Estos fluidos son los
hidrocarburos en forma de aceite y gas,así
como el agua de formación que siempre
está presente en los yacimientos. Se
presentó la definición de cada propiedad,
las unidades en las que se expresan y
las representaciones gráficas de sus
comportamientos a diferentes presiones
considerando en la mayoría de los casos
los procesos isotérmicos.
El conocimiento de las propiedades de
los fluidos producidos de un yacimiento
petrolero permite el desarrollo óptimo de
todas las etapas de explotación.

33 | ITPE
CAPÍTULO 2
Introducción
En el sistema integral de producción,
los hidrocarburos normalmente se
encuentran en fase líquida (aceite crudo,
condensados) y fase gas (disuelto en la
fase líquida o libre),la mayoría de las veces
contiene agua de formación, por lo que es
importante comprender las condiciones
de presión, temperatura y volumen en
las que presentan un comportamiento
multifásico.
Definiremos los tipos de fluidos de
yacimientos petroleros en el sistema
integral de producción, apoyados con
sus correspondientes diagramas de fase
de presión-temperatura en distintas
condiciones de explotación.
Presentaremos una guía para la
identificación del tipo de fluido en función
del análisis de datos de producción que
se obtienen en los pozos, en el sistema
de separación y de algunas propiedades
físicas de los fluidos. Conocerás las
ecuaciones de estado y equilibrio líquido-
vapor necesarias para entender el
comportamientodelosfluidosproducidos.
2.1 Comportamiento de fase
Una fase puede definirse como parte de
un sistema que contiene una sustancia
homogénea, físicamente distinta y
separada por superficies fronterizas de
otras partes del sistema.
Existen tres fases:
•Gaseosa
•Líquida
•Sólida
Son de interés para este capítulo las
fases gaseosa y líquida, al ser los estados
en las que mayormente se presentan los
hidrocarburos.
Ungassedefinecomounfluidohomogéneo
de baja densidad y viscosidad que no tiene
formanivolumenindependiente,peroque
se expande para ocupar completamente el
recipiente que lo contiene. Un líquido es
una sustancia que no presenta una forma
propia determinada, pero sí un volumen
fijo que se distribuye en el recipiente que
lo contiene adaptándose a su forma, sus
partículas presentan mayor movilidad
que los sólidos, pero menor que los gases.
Ver figura 19.
COMPORTAMIENTO DE LOS FLUIDOS EN EL
SISTEMA INTEGRAL DE PRODUCCIÓN
El objetivo de este capítulo es conocer los tipos de fluidos y su respectivo
comportamiento, así como también, comprender la clasificación de los
yacimientos petroleros.

CTPE | 34
Figura 19. Ejemplo de fase: Hielo y
agua son dos fases.
Figura 20. Esquema transformaciones de fase.
El cambio que existe entre las fases se
llama comportamiento de fase y describe
las condiciones de temperatura y presión
a las cuales pueden existir. En estudios
de comportamiento de fase se incluye el
manejo de tres variables: la presión, la
temperatura y el volumen.
Porejemplo,cuandolatemperaturadeuna
sustancia aumenta o disminuye,la energía
que esta sustancia posee se ve alterada. A
su vez, los cambios de energía resultan
en alteraciones en el movimiento de las
moléculas de las sustancias, dando como
resultado cambios en las fases o estados
de la materia. Estas transformaciones o
cambios son fenómenos de naturaleza
física, pues las sustancias continúan
siendo las mismas químicamente. Las
transformaciones que sufre la materia son
mostradas en la siguiente figura,en donde
se ejemplifica también el movimiento de
las moléculas contenidas:
Las determinaciones experimentales y
matemáticas del comportamiento de las
fases se expresan en diferentes tipos de
gráficas llamados diagramas de fase, los
cuales presentan las condiciones bajo las
cuales se pueden presentar las diferentes
fases de una sustancia.
Diagramas de fase para una
sustancia pura
El entendimiento cuantitativo de las
relaciones entre la temperatura, la
presión y el volumen de componentes
puros proporciona las bases para el
entendimiento del comportamiento
de fases de mezclas complejas de
hidrocarburos.
Un componente se define como las
especies atómicas que se encuentran
presentes en una sustancia. Un sistema
de un solo componente está formado
totalmente de una clase de átomos o
moléculas.

35 | ITPE
Figura 21. Diagrama de fase presión-temperatura
para una sustancia pura.
La figura 21 muestra el diagrama de fase
presión-temperatura de una sustancia
pura, los principales puntos abarcados en
él son los siguientes:
• Línea de presión de vapor:
Representada por la línea separa las
condiciones de presión y temperatura
para cuando la sustancia es un líquido
de las condiciones para cuando es un
gas. La sustancia se encuentra en fase
líquida en los puntos P-T por arriba de
la línea de presión de vapor y en fase
gaseosa por debajo de ella, ambas fases
coexisten cuando los puntos de presión y
temperatura se encuentran exactamente
en la línea.
• Punto crítico: Representado por el
punto C,es el límite superior de la línea de
presión de vapor, señala el estado crítico
de un componente puro y representa el
estado límite (máximos valores de presión
y temperatura) para la coexistencia de dos
fases (en el caso mostrado de líquido y
gas).
• Presión crítica: Representada por Pc,
presión existente en el punto crítico,
indica la presión por arriba de la cual
el líquido y el gas no pueden coexistir
independientemente de la temperatura
que se le aplique (término válido
solamente para sustancias de un solo
componente).
• Temperatura crítica: Representada por
Tc,temperatura por arriba de la cual el gas
nopuedeserlicuado,independientemente
(términoválidosolamenteparasustancias
de un solo componente).
• Punto triple: Punto T localizado sobre
la línea de presión de vapor, señala la
presión y la temperatura en que las fases
sólida, líquida y gaseosa coexisten bajo
condiciones de equilibrio.
• Línea de presión de sublimación:
Separa las condiciones en donde
una sustancia es sólida o es gaseosa.
Teóricamente, esta línea se extiende a
presión y temperatura de cero absoluto.
• Línea de punto de fusión: Separa las
condiciones cuando una sustancia es
sólida o líquida, los puntos de presión
y temperatura que se encuentran
exactamente sobre esta línea indican
equilibrio entre las dos fases (coexisten
sólido y líquido).

CTPE | 36
Figura 23. Etapa 1
Figura 22. Etapa A
Ejemplo:
Empleo diagrama de fase proceso
isotérmico.
Experimento: Una celda cilíndrica llena
con fluido líquido, que es un componente
puro, y un pistón en condiciones
establecidas de presión y de temperatura
en el que el volumen de la celda puede
ser controlado mediante la inyección o
eliminación de mercurio. El descenso
de presión se logra al levantar el pistón
y eliminar el mercurio del cilindro, el
aumento de presión se obtiene con la
inyección de mercurio. Se considera el
fluido que se encuentra dentro de la celda
a una presión p1, y a una temperatura
por debajo de la temperatura crítica del
componente t1 (condición representada
por etapa A en figura 22 y punto 1 en
figura 23).
Proceso isotérmico
La temperatura se mantiene constante
durante el experimento, el volumen de
la celda se incrementará en cada etapa,
con la reducción de la presión a través de
eliminación de mercurio.
El proceso de incrementar el volumen en
forma continua dentro de la celda seguirá
la trayectoria de la línea vertical 1-2-3
en el diagrama presión-temperatura que
se presenta en la figura 23. Conforme el
pistón se levanta, la presión disminuye
rápidamente hasta alcanzar un valor de
presión de vapor del fluido o sustancia pv
(etapa B en la figura 22 y punto 2 en la
figura 23). En este punto, se comienza a
formar la fase vapor (gas) a medida que
las moléculas salen del líquido debido al
depresionamiento de la celda.
Como el pistón se levanta de una
manera continua (etapa C en la figura
22), el volumen de la fase gaseosa se
incrementará y el volumen de la fase
líquida disminuirá; sin embargo, la
presión permanecerá constante en un
valor de pv. Una vez que toda la fase
líquida se ha vaporizado (etapa D en la

37 | ITPE
figura 22), un levantamiento adicional
del pistón causará una disminución en la
presión a medida que la fase vapor (gas)
se expande hasta alcanzar la presión p³
(Punto 3 en la figura 23).
Posteriormente, si al mismo proceso se
le aplica una temperatura mayor que la
temperatura crítica (Representado por la
línea 4-5 en la figura 23 a T>Tc), a pesar de
existir un decremento de presión la línea
de presión de vapor no será atravesada y
no existirá un cambio de fase (el gas no
pasará a fase líquida).
Punto de burbuja y punto de
rocío
La presión en la cual aparece la primera
cantidad de moléculas de vapor formando
una pequeña burbuja de gas se denomina
presión de vapor, presión de burbuja o
presión de saturación pb.
La presión en la cual se tiene solamente
una pequeña gota de líquido es conocida
como presión de rocío pr.
Para una sustancia pura, la presión en el
punto de burbuja y en el punto de rocío es
igual a la presión de vapor de la sustancia
a la temperatura de interés.
Diagrama de fase para sistemas
multicomponentes
Losdiagramasdefasepresión-temperatura
para sistemas multicomponentes se
emplean esencialmente para clasificar
los yacimientos petroleros en función
del tipo de fluidos que contiene, clasificar
los sistemas de hidrocarburos existentes
en forma natural y para describir el
comportamiento de fase de los fluidos
del yacimiento a distintas condiciones
de presión, temperatura y volumen. La
comprensión adecuada de sus significados
es muy útil para identificar y definir los
puntos clave sobre dichos diagramas.
El comportamiento de fase de sistemas
multicomponentes de hidrocarburos en
la región líquido-vapor, es muy semejante
al comportamiento de fase de sistemas de
dos componentes puros. Sin embargo, los
rangos de presión y temperatura en los
cualeslasdosfasesexistenseincrementan
significativamente si el sistema llega a ser
más complejo y con un gran número de
componentes puros.
Es decir, conforme el número y
complejidad de las moléculas en una
mezcla de hidrocarburos se incrementa,
la separación entre las líneas de puntos
de burbuja y puntos de rocío sobre
el diagrama de fase es mucho mayor,
existiendo una amplia variedad de
presiones y temperaturas críticas, así
como diferentes localizaciones de los
puntos críticos sobre las envolventes de
saturación.
La figura 24 representa un diagrama de
presión-temperatura para un sistema
multicomponente con una composición
total específica, aunque existen diferentes
sistemas de hidrocarburos, los cuales se
abordarán en los siguientes apartados de
este capítulo, la configuración general es
muy parecida.

CTPE | 38
Figura 24. Diagrama de presión temperatura
En la figura 24 se pueden observar los
siguientes elementos:
• Curva de puntos de burbuja: Línea
que separa la región de la fase líquida de
la región de dos fases (vapor-líquido).
• Curva de puntos de rocío: Línea que
separa la región de la fase de vapor de la
región de dos fases (vapor-líquido).
• Punto crítico: Punto C, estado en que,
a determinada presión y temperatura,
todas las propiedades intensivas de las
fases líquido y vapor son idénticas, la
correspondiente presión y temperatura
se denominan presión crítica pc, y
temperatura crítica Tc de la mezcla.
• Cricondenterma: Temperatura máxima
por arriba de la cual, la fase líquida no
se puede formar independientemente
de la presión que se tenga. La presión
en el punto E se denomina presión
cricondenterma.
• Cricondenbara: Presión máxima por
arriba de la cual la fase de vapor (gas),
no se puede formar independientemente
de la temperatura que se tenga. La
temperatura en el punto D se denomina
temperatura cricondenbara.
• Líneas de calidad: Las líneas
interrumpidas dentro de la región
de dos fases del diagrama de fase de
presión-temperatura, proporcionan las
condiciones de presión y temperatura
para volúmenes equivalentes de líquidos.
Todas las líneas de calidad convergen en
el punto crítico C.
La localización del punto crítico, así como
la forma y tamaño del diagrama de fase,
son función del tipo de fluidos contenidos
en el yacimiento.
Ejemplo uso de diagrama de fase
mezcla de dos componentes:
Figura 25. Diagrama de fase para una mezcla de
metano y etano.
La figura 25 representa varios diagramas
de fase de presión contra temperatura de
metanoyetano(laformageométricapuede
ayudar al entendimiento del presentado
por mezclas multicomponentes). Cada
diagrama de fase está definido por una
envolvente enumerada y una composición
determinada de ambos componentes.

39 | ITPE
La mezcla 2 corresponde a una mezcla
en la que existe una gran cantidad del
componente más ligero (metano). Se
observa que la envolvente de fase es
relativamente pequeña y se localiza a
temperaturas bajas. De igual manera, el
punto crítico de la mezcla se localiza en
una posición baja del lado izquierdo y muy
cercano al punto crítico del componente
puro más ligero.
Conforme mayor concentración del
componente puro de mayor peso
molecular,enestecasoetano,seadicionaa
la mezcla (ver las trayectorias de las líneas
4 y 5). La envolvente de fase incrementa
en tamaño cubriendo un rango más
amplio de presiones y temperaturas. De
esta manera, el punto crítico de la mezcla
se mueve hacia arriba muy cercano a la
cima de la envolvente de fase.
El comportamiento de los fluidos del
yacimiento (mezclas multicomponentes)
es similar. Los gases del yacimiento,
conformados predominantemente
por metano, presentan diagramas de
fase relativamente más pequeños con
temperaturas críticas un poco mayores
que la temperatura crítica del metano.
Los líquidos de los yacimientos petroleros
están formados por menores cantidades
de componentes ligeros. Los líquidos
del yacimiento contienen también un
rango muy amplio de moléculas largas
e intermedias. Los diagramas de fase
para los fluidos son extremadamente
largos y cubren un rango muy amplio de
temperaturas, muy similar a la mezcla 7.
2.2 Clasificación de
Los yacimientos petroleros pueden ser
clasificados en función de la localización
del punto crítico y las condiciones
iniciales de presión p, y temperatura T,
del yacimiento en un diagrama presión-
temperatura del fluido del yacimiento:
•Yacimientos de aceite: Cuando en la
mezcla multicomponente la temperatura
del yacimiento Ty, es menor que la
temperatura crítica, Tc.
•Yacimientos de gas natural: Cuando
en la mezcla multicomponente la
temperatura del yacimiento Ty, es mayor
que la temperatura crítica, Tc.
Yacimientos de aceite
En función de la presión inicial del
yacimiento los yacimientos de aceite se
subdividen en las categorías siguientes:
•De aceite bajosaturado (cuando la pi >
pb),
•De aceite saturado (cuando la pi = pb),
•De aceite saturado con casquete de gas.
Se presenta cuando la pi < pb representa
un yacimiento de dos fases o yacimiento
con casquete de gas, en el cual el gas es la
fase vapor y por segregación gravitacional
se localiza sobre una fase de aceite.
Los aceites crudos cubren un amplio rango
en propiedades físicas y composiciones
químicas. En general, McCain clasifica
comúnmente los aceites crudos dentro de
dos tipos, es decir:
•Aceites negros
•Aceites volátiles

CTPE | 40
Estas clasificaciones se basan,
esencialmente, en las propiedades que
presentan algunos aceites negros como,
por ejemplo: la composición, la relación
gas-aceite, la apariencia (color) y la forma
del diagrama de fase de presión contra
temperatura.
Yacimientos de gas natural
Si la temperatura del yacimiento Ty, es
mayor que la temperatura crítica del
sistemadehidrocarburosTc,elyacimiento
se clasifica como un yacimiento de gas
natural. Los gases naturales se clasifican
en función de sus diagramas de fase de
presión-temperatura y de las condiciones
que prevalecen en el yacimiento. De
acuerdo a McCain, los yacimientos de gas
se clasifican como:
•Gas y condensado
•Gas húmedo
•Gas seco
2.3 Tipos de fluidos de un
yacimiento petrolero
“Existen cinco tipos de yacimientos
petroleros en función del tipo de fluido,
es importante señalar que cada uno de
ellos implica la necesidad de diferentes
aproximaciones y tratamientos dentro
de producción en la industria petrolera
y debe de identificarse al momento del
descubrimiento o bien durante las etapas
iniciales de la vida de explotación del
mismo”. (McCain, 1990).
Comúnmente, estos yacimientos se
denominan de:
•Aceite negro
•Aceite volátil
•Gas y condensado
•Gas húmedo
•Gas seco
El conocimiento del tipo de fluido que
contiene el yacimiento es un factor clave
para la toma de decisiones que se deben
realizar para la explotación óptima de los
yacimientos.
Aceites negros
Están formados por una variedad
de especies químicas que incluyen
moléculas largas, pesadas y no volátiles.
Cabe mencionar que el término de aceite
negro no implica que dicho aceite sea
necesariamente negro. A este tipo de
fluido del yacimiento se le conoce como
aceite negro ordinario o aceite crudo de
bajo encogimiento.
para yacimiento de aceite negro.

41 | ITPE
La figura 26 presenta el diagrama de fase
más común de un aceite negro. El punto
crítico se localiza cercano a la cima de la
envolvente de fase. Las líneas dentro de
la envolvente de fase se denominan líneas
de calidad o de isovolúmenes. Estas líneas
representan volúmenes constantes de
líquido que se miden como un porcentaje
del volumen total. Las líneas de calidad
se encuentran separadas presentando
una distancia casi constante dentro de
la envolvente de fase. El volumen de gas
se calcula con base en 100% menos el
volumen de líquido.
A pesar de que el agua se encuentra
siempre presente, en el desarrollo de este
capítulo no se considera.
Dentro del diagrama de fase se presenta
la línea vertical representada por la línea
1-2-3 la cual indica la trayectoria de
la reducción de presión a temperatura
constante que ocurre durante la
explotación de los fluidos del yacimiento,
tambiénseindicalapresiónytemperatura
a las condiciones de separación en la
superficie.
Cuando la presión del yacimiento se
encuentra dentro del rango de la línea, el
aceite se denomina aceite bajosaturado.
Esto significa que el gas existente se
encuentra disuelto en su totalidad en el
aceite, y que el aceite es capaz de disolver
más gas si este último estuviese presente.
Cuando la presión en el yacimiento se
localiza en el punto 2 de la línea vertical,el
aceite se encuentra en el punto de burbuja
y se denomina aceite saturado, es decir, el
aceite contiene demasiado gas disuelto,
más del que puede disolver, por lo que la
primera burbuja de gas libre se forma. Una
caída en la presión del yacimiento liberará
gas, formando una fase de gas libre en
el yacimiento. Conforme se explota el
yacimiento en condiciones normales,
la presión declina a lo largo de la línea
liberando gas adicional.
Conforme la presión declina en la línea
vertical, el gas se libera del aceite en el
yacimiento. De manera similar, conforme
la presión declina durante el trayecto del
punto 2 hacia el separador en superficie,
se libera gas del aceite obteniendo gas
y aceite en superficie. Sin embargo, las
condiciones de presión y temperatura del
separador (localizado, dentro de la región
de dos fases de la envolvente) indican que
una cantidad relativamente grande de
líquido se obtiene en la superficie.
Aceites volátiles
Formados por pocas moléculas pesadas y
mayor cantidad de moléculas intermedias
(definidas como etano, propano, butanos,
pentanos y hexanos) en relación con
las que contienen los aceites negros.
También se conocen como aceites de alto
encogimiento y aceites cercanos al punto
crítico.
El gas que se obtiene de fluidos de aceite
volátil es muy rico en componentes
intermedios, generalmente se define
como gas condensado (retrógrado).
El gas obtenido en aceites volátiles
libera una gran cantidad de líquido
conforme se mueve hacia la superficie
a través de las tuberías de producción.
Aproximadamente, la mitad del líquido
que se obtiene de la producción en el
tanque de almacenamiento a lo largo de
la vida de explotación del yacimiento
conteniendo aceite volátil, se extrae del
gas que entra de la zona productora hacia
el pozo. En consecuencia, esto invalida

CTPE | 42
para yacimiento de aceite volátil.
el empleo de ecuaciones de balance de
materia para aceites negros en determinar
los comportamientos en aceites volátiles.
para yacimiento de gas retrógrado.
La figura 27 presenta un diagrama común
de comportamiento de fase para un aceite
volátilconteniendounalíneaisotérmicaal
reducir la presión del yacimiento y llevado
hasta las condiciones del separador en
superficie. Este diagrama de fase es algo
diferente respecto al mostrado para el
aceite negro. El rango de temperaturas
que cubre el diagrama de fase es más
pequeño. Sin embargo, la localización del
punto crítico es de mayor interés.
La temperatura crítica Tc, es muy cercana
a la temperatura del yacimiento Ty, es
mucho más baja respecto a la temperatura
crítica para un aceite negro. Las curvas de
calidad para el porcentaje del líquido se
encuentran regularmente espaciadas, sin
embargo, se observa que se encuentran
menos espaciadas al acercarse a la línea
de puntos de burbuja.
La línea vertical 1-2-3 muestra a
temperatura constante la trayectoria que
se obtendría provocada por una reducción
en la presión del yacimiento originada
por la explotación de los fluidos. Una
reducción pequeña en la presión por
debajo del punto de burbuja (punto 2)
provoca la liberación de una significante
cantidad de gas en el yacimiento, es así
como las curvas de calidad que presentan
un menor porcentaje de líquido son las
encontradas en las condiciones de presión
y temperatura del separador.
Gases retrógrados y
condensados (gases
retrógrados)
Inicialmente, en condiciones de
yacimiento, el fluido se encuentra
en estado gaseoso y presenta un
comportamiento retrógrado. McCain
indica que, debido a esto, el término gas
retrógrado es el nombre correcto que se le
debe dar a este fluido.
También se les denomina como
gas retrógrado-condensado, gases
condensados retrógrados, condensados
del gas o condensados.
Al líquido producido en condiciones
del tanque de almacenamiento a partir
de yacimientos de gas retrógrado, se le
denomina condensado.

43 | ITPE
Gases húmedos
Al líquido que se obtiene en condiciones
de superficie de este tipo de yacimiento
se le denomina condensado (al gas del
yacimiento se le conoce como gas o
condensado).
La palabra húmedo en gases húmedos no
significa que el gas está húmedo con agua,
esto se refiere al líquido hidrocarburo que
se condensa en condiciones de superficie.
En realidad, los yacimientos de gas se
encuentran normalmente saturados
con agua. La envolvente del diagrama
de fase de la mezcla de hidrocarburos
predominantemente formada por
moléculas pequeñas cae por debajo de la
temperatura del yacimiento.
La figura 29 presenta un diagrama de fase
de presión-temperatura correspondiente
a un gas húmedo, en donde se observa
una línea vertical isotérmica de reducción
de presión (línea 12) y un separador
superficial (punto 2).
La figura 28 presenta un diagrama común
de un gas y condensado (gas retrógrado),
el cual es más pequeño que el diagrama de
fase para un aceite negro. El punto crítico
se localiza más hacia la izquierda inferior
del diagrama. Estos cambios son debido a
que los gases retrógrados contienen una
menor cantidad de hidrocarburos pesados
respecto a los aceites negros y volátiles.
El gas retrógrado se encuentra totalmente
en forma de gas en condiciones iniciales
del yacimiento (punto 1). Conforme la
presión del yacimiento decrece debido
a la explotación, el gas retrógrado
alcanza el punto de rocío (punto 2).
Reducciones de presión subsecuentes
inician la condensación de líquido a
partir del gas, formando una cantidad
apreciable de líquido libre (condensado)
en el yacimiento. Este condensado libre,
normalmente no fluye hacia los pozos
productores y comienza a formar un anillo
de condensado dentro del yacimiento,
lo que podría obstruir el flujo de fluido
hacia los pozos y ocasionar una menor
recuperación de hidrocarburos.
Siguiendo la trayectoria de la línea vertical
en el yacimiento sobre el diagrama de la
figura 28, se observa que, en algún punto,
a presión baja, el líquido (condensado)
en el yacimiento inicia a revaporizarse
(obsérvense las líneas de calidad de 15%
y 10% de líquido).
Este fenómeno se observa en condiciones
experimentales en laboratorio, sin
embargo, McCain explica que este
fenómeno no se presenta con bastante
efecto durante la explotación, debido a
que la composición total del fluido del
yacimiento cambia.
para yacimiento de gas húmedo.

CTPE | 44
para un yacimiento de gas seco.
Prácticamente, un gas húmedo existe
solamente como un gas en el yacimiento
a lo largo de la caída de presión en el
yacimiento provocada por la extracción.
Teóricamente, la trayectoria de la caída
de presión isotérmica en el yacimiento
(línea 12) no entra a la envolvente de
fases, esto implica que no se formará
líquido (condensado) a las condiciones
prevalecientes en el yacimiento, sin
embargo, en algunos yacimientos se ha
determinado que se forma algo de líquido,
por lo que la trayectoria de la caída de
presión isotérmica en el yacimiento (línea
12), sí podría entrar a la envolvente de
fases.
De igual manera, en las condiciones de
separación en la superficie, la trayectoria
de producción entra a la región de dos
fases, lo que origina que algo de líquido
(condensado) se forme en la superficie.
Gases secos
La palabra seco, indica que el gas no
contiene suficientes moléculas de
hidrocarburos pesados para formar
líquidos en condiciones de presión y
temperatura de superficie, se encuentra
formado en una mayor proporción por
metano, y en menor proporción por
algunos componentes intermedios.
Se debe evitar alguna confusión debido
a que algunas veces a los yacimientos de
gas húmedo se les denomina yacimientos
de gas. Asimismo, un gas retrógrado
inicialmente existe como fase gas en
condiciones de yacimiento.
En la figura 30 se muestra un diagrama
típico de presión-temperatura para un
gas seco observando una línea vertical de
caída de presión a temperatura constante
(12) en condiciones de separador, la
cual, además, presenta una variación de
temperatura.
Debido a las condiciones presentes en el
yacimiento, sólo se encuentra presente
la fase gas, al igual que de forma teórica
en condiciones de separación en la
superficie. Por lo cual, en la trayectoria de
producción no se cruza la envolvente de
fase.
Sin embargo, en algunos yacimientos de
gas seco se puede formar una cantidad
insignificante de condensado en
condiciones de superficie.
Ejemplo:
Identificación de fluido producido en fase
a diagrama de fase presentado.
La siguiente imagen muestra una serie
de diagramas de fases de una mezcla que

45 | ITPE
contiene metano y etano a diferentes
proporciones. Si se considera que dichos
diagramas representan una mezcla de
hidrocarburosparadiferentesyacimientos
y además presentan las siguientes
condiciones de presión y temperatura en
distintos puntos, considerar:
A) Condiciones iniciales en yacimiento:
1000 lb/in2 y -40 °F.
B) Condiciones finales en yacimiento: 150
lb/in2 y -40 °F.
C) Condiciones en separador: 100 lb/in2
y -160 °F.
¿Cómo clasificaría el fluido considerando
los diagramas de fase mostrados con los
números 2 y 10?
Solución:
Señalando las trayectorias indicadas
por los datos proporcionados, la imagen
anterior se representa de la siguiente
manera (primer diagrama).
Figura 31. Diagrama de fase para una mezcla de
metano y etano.
El segundo diagrama señala la trayectoria
del fluido como GAS SECO, esto debido a
que la mezcla de hidrocarburo se localiza
fuera de la envolvente del diagrama de
fase tanto para condiciones iniciales como
para el separador.No se tiene la formación
de líquido tanto en condiciones del
separador como dentro del yacimiento, ya
que no contiene suficientes moléculas de
hidrocarburos pesados para condensarse.

CTPE | 46
Eneldiagramadefasedearribasemuestra
con color rojo la trayectoria señalada, el
fluido del yacimiento se podría clasificar
como ACEITE NEGRO. Lo anterior debido
a que la Ty es menor que la Tc.
El diagrama de fase se localiza hacia la
derecha conteniendo mayor cantidad de
componentes pesados respecto de los
aceites volátiles.
2.4 Identificación de
fluidos con base en datos
de campo y laboratorio;
comportamiento de los
fluidos en función al tiempo
de explotación
A partir de la información obtenida de
datos de producción, se han desarrollado
métodos empíricos para la identificación
de los fluidos producidos. Sin embargo,
son necesarios estudios de laboratorio
para su reconocimiento preciso.
Los criterios brindados en este capítulo
siguen fines didácticos y no deben
de confundirse con las descripciones
establecidas por las agencias legales que
regulan la industria petrolera.
El conocimiento de los valores de
algunas de las propiedades explicados
en el capítulo uno, son utilizados
para su reconocimiento en campo, las
principales propiedades utilizadas son la
relación gas-aceite y la densidad, algunas
ocasiones también es posible inferirlo con
el color del aceite producido, aunque este
parámetro no ofrece mucha confiabilidad.
La composición es un factor clave en el
comportamiento presentado durante la
producción por los diferentes tipos de
fluidos. Los aceites negros son mezclas
de miles de diferentes compuestos que
van desde ligeros como el metano hasta
moléculas largas, pesadas y no volátiles.
Los aceites volátiles contienen una
menor cantidad de moléculas pesadas,
los gases retrógrados y gases húmedos
presentan incluso menores cantidades
de componentes no volátiles y los gases
secos básicamente se integran de metano.
Los aceites negros y aceites volátiles
son líquidos en el yacimiento, presentan
puntos de burbuja a medida que la presión
del yacimiento disminuye durante la
producción y liberan gas a presiones
menores a la presión de burbuja. A pesar
de la inferencia en los nombres, un aceite
negro no es necesariamente de color
negro y un aceite volátil no produce
necesariamente más gas en superficie que
un aceite negro.
Los gases retrógrados, gases húmedos
y gases secos son inicialmente gases
en el yacimiento. Los gases retrógrados
presentan punto de rocío a medida que
la presión del yacimiento es reducida y
liberanmayoresvolúmenesdecondensado
en el volumen poroso a medida que la
presión es reducida por debajo del punto
de rocío. Sin embargo, este condensado
pocas veces fluye hacia el pozo y, por lo
tanto, se pierde su producción. Los gases
húmedos liberan condensados a medida
que la presión y la temperatura son
reducidas en condiciones de separador,
los gases secos permanecen en fase
gaseosa en superficie.

47 | ITPE
Los gases retrógrados también muestran
un valor constante de RGA a etapas
tempranas cuando la presión es mayor
que la presión de rocío, incrementando el
RGA a presiones menores; sin embargo, la
razón de este incremento es diferente al de
los aceites. Muy poco del líquido liberado
de gases retrógrados en el yacimiento
fluirá, este es líquido que sería parte del
condensado recuperado en la superficie
si no se perdiera en el yacimiento. Por
lo tanto, el condensado obtenido en la
superficie disminuye y la RGA aumenta
a medida que la presión del yacimiento
disminuye durante la producción.
Generalmente la relación gas-aceite de un
gas húmedo permanece constante a través
de la vida productiva del yacimiento.
Los cambios en la densidad API en el
tanque de almacenamiento durante
la producción son interesantes. En
algunas ocasiones estas variaciones
son de ayuda en la diferenciación entre
aceites negros y volátiles, la densidad
permanece constante cuando la presión
del yacimiento es mayor que la presión
de burbuja. Sin embargo, a medida que la
presión disminuye por debajo del punto
de burbuja, las tendencias son diferentes
para aceites negros y volátiles.
El aceite negro contiene una gran
cantidad de hidrocarburos pesados, su
factor de volumen (Bo) es menor o igual
a 2, generalmente se encuentra como
un líquido de color negro u oscuro que
incluso llega a una tonalidad verdosa.
A presiones de yacimiento mayor a la
presión de saturación (py>pb), el valor de
la RGA se mantiene constante; a mayores
tiempos de producción, cuando la presión
de yacimiento es menor a la presión de
saturación (py<pb) la RGA aumenta hasta
alcanzar su valor máximo. Lo anterior se
explica con el aumento de la liberación
del gas previamente disuelto en el aceite
y su producción, y después comienza a
descender.
El aceite volátil no puede ser caracterizado
con las ecuaciones de estado generadas
para el aceite negro ya que no son
precisas (como se explicó en el diagrama
de fase correspondiente en el desarrollo
previo del capítulo), se requieren más de
dos etapas de separación para obtener la
mayor cantidad de líquidos recuperados
en los separadores.
La tendencia de la relación de gas-aceite
producido (RGA) se mantiene constante
para los aceites mientras que la presión
del yacimiento sea mayor a la presión
de burbuja; ambos aceites presentan un
aumento en el valor de RGA a mayores
tiempos de producción cuando la presión
de yacimiento es menor a la presión de
saturación (py < pb) y las dos fases existen
en el yacimiento, lo cual se explica con
el aumento de la liberación del gas
previamente disuelto. La existencia del
gas del yacimiento tiene una menor
viscosidad y, por lo tanto, fluye más
fácilmente que el aceite al pozo.
El gas seco asociado con la producción del
aceitenegroesretiradoenlaprimeraetapa
de separación. El gas retrógrado asociado
al aceite volátil libera condensado en
la primera etapa de separación. Para
periodos cortos de producción se registra
un incremento en los valores de la RGA
hasta alcanzar la presión de saturación
para ambos aceites (negros y volátiles)
debido a la liberación del gas disuelto en
el aceite. Para periodos largos la relación
gas-aceite tiende a mantenerse constante.

CTPE | 48
En cuanto a los gases, McCain estableció
que los valores de RGA son un factor en
la identificación del tipo de yacimiento
de fluido producido, para RGA inicial
mayor a 15 000 ft³ @c.e./b@c.e pueden
tratarse a los fluidos del yacimiento como
gas húmedo; gases con valor inicial de
RGA mayor a 100 000 ft³ @c.e./ b@c.e
pueden tratarse como gases secos. Estos
valores se explican debido a la cantidad
de componentes pesados presentados y la
posibilidad de su liberación en forma de
condensados.
La siguiente tabla resume las reglas
empíricas establecidas por McCain para
la identificación de los cinco tipos de
fluidos presentados en los yacimientos
basándose en los datos de campo, como
se mencionó anteriormente:
Aceite
negro
Aceite
volátil
Gas
condensado
Gas
húmedo
Gas
seco
Relación de solubilidad
inicial, Rsi
(ft3 de gas @
c.e./b de aceite @ c.t.)
<1,750 1,750-3,200 >3,200 >15,000 >100,00
°API en el tanque de
almacenamiento
<45 <40 <40 Arriba de 70 No líquido
Color del líquido
en el tanque de
almacenamiento
Oscuro
Café, naranja
o verde
Ligeramente
con color
Blanco,
transparente,
similar al
H2
O
No liquido
Tabla 5. Identificación de fluidos de yacimiento con base en datos de campo.

49 | ITPE
2.5 Ecuaciones de estado
Se definen como expresiones analíticas
que relacionan la presión, temperatura y
volumen. Una descripción adecuada de la
relación entre esas variables es necesaria
para la determinación de los volúmenes y
el comportamiento de fase de los fluidos
petroleros, sirviendo como medio para
la obtención de cualquier propiedad
termodinámica.
En la literatura especializada se
encuentran una gran cantidad de
ecuaciones de estado, dentro de las
cuales el nivel de complejidad varía; en el
desarrollo de este capítulo se explican las
principales.
Gases ideales y gases reales
Un gas ideal es un gas hipotético, también
recibe el nombre de perfecto y cumple con
las siguientes características:
El volumen ocupado por las moléculas
es insignificante si se compara con el
volumen del gas.
Las fuerzas de atracción y repulsión
son despreciables tanto de forma
intermolecular como con el gas y el
recipiente que lo contiene.
Las colisiones entre las moléculas de los
gases son elásticas, lo cual significa que
no existe pérdida de energía interna.
Las tendencias típicas de producción de
los cinco fluidos que pueden encontrarse
en un yacimiento son mostradas en la
siguiente tabla, en la cual se resume la
explicación previa referente a los valores
de RGA y API y se señala cualitativamente
la variación de sus valores conforme al
tiempo de explotación de cada tipo de
yacimiento:
Tabla 6. Tendencias de producción.

CTPE | 50
Donde:
p = presión absoluta.
V = volumen.
n = número de moles del gas presente (P.M.=
peso molecular del gas y m = masa de la molécula
individual).
T = temperatura.
R = constante universal de los gases y cuyo
valor dependerá de las unidades en las que se
encuentren expresadas la temperatura, presión y
volumen.
La siguiente tabla muestra los valores de
estaconstanteendiferentesunidades,para
el empleo de cada una es indispensable
verificar la consistencia de unidades de
todas las variables manejadas.
Un gas real es también conocido como un
gas no ideal y cumple con las siguientes
características:
Las moléculas se atraen entre sí por
fuerzas eléctricas existentes entre ellas.
A bajas presiones, las moléculas del gas
se encentran distantes entre sí, por lo que
las fuerzas atractivas son insignificantes y
su comportamiento puede aproximarse al
descrito por un gas ideal.
Generalmente,elgasnaturalesunamezcla
de gases hidrocarburos, normalmente
metano,etano,propano,butano,pentanos
y pequeñas cantidades de alcanos más
pesados, y no hidrocarburos, los cuales
son impurezas que incluyen dióxido de
carbono, nitrógeno y azufre.
Ecuación de estado de gases
ideales
Expresa la relación existente entre la
presión p, volumen V y temperatura
T para una cantidad dada de moles de
gas n. Aunque carece de validez para
la descripción general de gases reales
debido a que ninguno se comporta de
forma teórica, es de utilidad para su
descripción a baja presión, además de
ser el punto de inicio para el desarrollo
de las ecuaciones de estado para gases
reales. Matemáticamente se expresa con
la siguiente ecuación:
Constante universal de los gases
3
2
10.732
lb
ft
in
R
lbm mol R
−
=
− °
3
0.7302
atm ft
R
lbm mol R
−
=
− °
0.08314
bar L
R
g mol K
−
=
−
3
0.08314
kPa m
R
g mol K
−
=
−
2
/
0.08476
kg cm L
R
g mol K
−
=
−
Tabla 7. Tabla de valores de la constante
universal de los gases.

51 | ITPE
Sedesarrollarálaecuacióndegasesideales
basados en resultados experimentales,
apoyados en la combinación de las
ecuaciones de Boyle, Charles y Avogadro.
La ecuación de gases ideales también
puede obtenerse de forma teórica
mediante el análisis de la teoría cinética
de los gases, para fines prácticos en
este capítulo solo se abordará el primer
desarrollo.
Ecuación de Boyle
Observó que experimentalmente, el
volumen de un gas ideal se comportaba
de forma inversa a la variación de presión
presente a una temperatura constante.
Ecuación de Charles
Observó que a una presión constante,
la variación de volumen de un gas ideal
era proporcional a la variación de la
temperatura percibida.
Ley de Avogadro
Estableceque,bajolasmismascondiciones
de presión y temperatura, los mismos
volúmenes considerados de distintos
gases ideales contienen igual número de
moléculas, siendo este igual a 6.02 x 10²³
moléculas por lb-mol.
Derivación de la ecuación de los
gases ideales
Considera un proceso de dos etapas para
una masa constante de gas ideal a cambio
de presión y temperatura.
En la primera etapa consideramos una
masa definida de gas con un volumen V1
,
a una presión p1
y temperatura constante
T1
, modificaremos la p1
a p2
mientras la
temperatura se mantiene constante (Ley
de Boyle), lo cual causa que el volumen
cambie de V1
a V (figura 31).
Enlasegundaetapalapresiónsemantiene
constante a un valor de p2
. La temperatura
cambia de un valor de T1
a un valor de T2
,
lo que origina un cambio de volumen, V2
,
(Ley de Charles) tal como se observa en la
figura 32.
Figura 31. Representación de la primera etapa de
proceso en la derivación de ecuación de los gases
ideales (Ley de Boyle).
Figura 32. Representación de la segunda etapa
del proceso en la derivación de la ecuación de los
gases ideales (Ley de Charles).
pV = constante
V1
(p1
,T1
)
T1
=cte
p1
V1
T1
=cte
V(p2
,T1
)
T1
= cte
p2
V
V(p2
,T1
)
T1
p2
V2
p2
=cte
V2
(p2
,T2
)
T2
p2
= cte
p2
V
En las dos etapas se aplican las ecuaciones
de Boyle y Charles.

CTPE | 52
p1
V1
= p2
V
1 1 1 1
2 2
p V V T
p T
=
1 1 2 2
1 2
pV p V
T T
=
1 1
2
pV
p
=
2
1 2
V
V
T T
=
2
1 2
V
V
T T
=
2 1
2
V T
V
T
=
Durante la primera etapa, la siguiente
expresión puede escribirse (ecuación de
Boyle):
Despejando V de la ecuación anterior,
tenemos:
tan
pv
cons te R
T
= =
De forma similar, durante la segunda
etapa, aplicando la ecuación de Charles:
Figura 33. Comportamiento de z a diferentes
presiones.
Igualando ambas ecuaciones que
describen a V:
Y despejando V de la ecuación anterior:
Organizando los términos, la ecuación
anterior puede escribirse como:
V
Podemos observar que:
A esta constante se le llama R; representa
la constante universal de los gases.
Comportamiento de gases
reales
Aunque existen numerosas ecuaciones de
estado que describen el comportamiento
de los gases reales, solo se abordarán
algunas de las de mayor uso en la industria
petrolera.
Considerando la ecuación de estado de
los gases ideales y para tomar en cuenta
el comportamiento de los gases reales, el
cual se encuentra alejado al presentado
por la idealidad de los gases teóricos,
se agrega el factor de compresibilidad
del gas también conocido como factor
z (explicado en el capítulo 1 del curso)
no es un valor constante y se encuentra
en función de la presión, la temperatura
y la composición del gas, generando
la denominada ecuación de estado de
compresibilidad, también conocida
como ecuación de los gases reales, cuya
expresión matemática es:

53 | ITPE
Para gases reales, el factor de desviación z
se calcula como:
1 w sw
w g
w
B R
c B
B p p
δ δ
δ δ
 
   
=
− −
 
   
   
 
El factor de compresibilidad z es
adimensional. Comúnmente z es próximo
a la unidad. Para gases cercanos al punto
crítico, z se encuentra entre 0.3 y 0.4, si
la temperatura y la presión aumentan, el
factor de compresibilidad z se incrementa
hasta un valor igual o mayor a 2.
Las ecuaciones de estado descritas en la
parte superior de este capítulo presentan
limitaciones en la descripción del
comportamiento de fluidos reales en un
rangoampliodepresionesytemperaturas.
El desarrollo de las ecuaciones de
estado cúbicas se fundamenta en el
trabajo desarrollado por Van der Waals
en 1873. En general, buscan corregir
el comportamiento ideal de los gases,
incluyendo los efectos de las fuerzas
de atracción-repulsión y el volumen de
las moléculas mediante la adición de
términos a la ecuación de gases ideales.
A continuación, se presentan cuatro
ecuaciones de estado y sus generalidades:
ecuación de Van der Waals, ecuación
de Redlich-Kwong, ecuación de Soave-
Redlich-Kwong y ecuación de Peng-
Robinson.
Ecuación de Van der Waals
Es una mejora a la ecuación de gases
ideales, pero como anteriormente se
explicó, los gases reales se aproximan a
bajas temperaturas y permiten ingresar
la corrección derivada de la presión
pv
z
nRT
=
ocasionada por las fuerzas de atracción
existentes entre las moléculas del gas.
La adición del término representa una
corrección a la presión considerando las
fuerzas de atracción existentes entre las
moléculas. La constante b corresponde a
una corrección al volumen molar debido
al volumen ocupado por las moléculas.
Las constantes a y b son características
de cada gas en particular, y la constante R
indica la constante universal de los gases.
Ecuación de Redlich-Kwong
Modificaron la ecuación de Van der Waals
incluyendo un factor de ajuste ( ) en
términos de la temperatura, mejorando
considerablemente las estimaciones
obtenidas.
Ecuación de Soave-Redlich-
Kwong
Posteriormente al desarrollo de la
ecuación anterior, Soave ajustó el
comportamiento de ( ) al incluir al
factor acéntrico de Pitzer (ω)
Ecuación de Peng-Robinson
Propusieron una ecuación de estado que
mejorara las predicciones realizadas en
sistemas compuestos de moléculas más
complejas, modificando el factor de ajuste
( ) por intervalos.

CTPE | 54
2.6 Equilibrio líquido-vapor
Describen el comportamiento de mezclas
de hidrocarburo en la región de dos fases,
en la cual el líquido y el gas coexisten en
equilibrio. Las variables más importantes
que determinan el estado de equilibrio
son: la temperatura del sistema,la presión
del sistema y la composición.
Su comprensión es de importancia para
el diseño de instalaciones de separación
en superficie y el desarrollo de modelos
composicionales.
Al igual que con los gases, las soluciones
líquidas pueden manejarse como ideales
o reales.
Las propiedades de soluciones líquidas
ideales se presentan cuando los
componentes de la solución se mezclan
mostrando una solubilidad mutua, no
existe interacción química entre los
componentes de la mezcla y las fuerzas
intermoleculares de atracción y repulsión
son iguales entre las moléculas. Por otro
lado, las soluciones líquidas ideales no
existen; al igual que en el caso de los
gases, se comportan de manera similar a
una solución ideal a presiones bajas.

RESUMEN DEL CAPÍTULO 2
El capítulo abarcó el entendimiento del
comportamiento de fase, explicando los
componentes principales de un diagrama
defasetantodeunasustanciapuracomode
mezclas multicomponentes, como lo son
los correspondientes a los hidrocarburos
de los yacimientos, las ecuaciones de
estado (explicando el comportamiento de
los gases tanto de forma ideal como real)
y equilibrio líquido-vapor (explicando el
comportamientodemezclasmultifásicas).
Todos los desarrollos son de utilidad
para comprender los diferentes cambios
que presentan los fluidos producidos
en el sistema integral de producción a
variación de las condiciones de presión,
temperatura y volumen.
Se definieron y caracterizaron los tipos
de fluidos de yacimientos petroleros
apoyados en la forma típica de sus
correspondientes diagramas de fase
de presión-temperatura a distintas
condiciones de explotación, se explicaron
los comportamientos generales
mostrados respecto al tiempo, así como
guías empíricas para su identificación
basados en datos de campo y los valores
de algunas de las propiedades de los
fluidos explicados en el capítulo 1.

CTPE | 56
CAPÍTULO 3
Introducción
Los parámetros básicos que gobiernan
el comportamiento de producción de
un yacimiento de hidrocarburos son:
presión, volumen y temperatura.
Una forma de relacionar estos
parámetros son: los análisis presión-
volumen-temperatura, PVT, los cuales
consisten en simular en el laboratorio
el comportamiento de los fluidos de los
yacimientos,así como determinar algunas
propiedades físicas de los mismos.
La información de estudios PVT es de
gran importancia en la identificación
de los mecanismos de recuperación, el
comportamiento de flujo de los pozos y la
simulación composicional de los fluidos
de los yacimientos.
Las propiedades de los fluidos petroleros
deben ser consideradas en la operación de
los distintos sistemas de producción. Sus
aplicaciones permiten la optimización
de las actividades, abarcando entre ellas
la correcta selección de las condiciones
óptimasdeseparacióndemezclas,equipos
de bombeo para líquidos y compresión de
gas natural, así como el aseguramiento
del buen funcionamiento de los equipos
de medición.
APLICACIÓN DEL CONOCIMIENTO DE LAS
El objetivo de este capítulo es conocer el diseño de los análisis de los fluidos y
su uso en laboratorio, así como también, entender a qué áreas son aplicables
los conocimientos adquiridos sobre los fluidos petroleros.
3.1. Análisis PVT
Danesh (1998) define de esta manera a
los análisis PVT: “Son diseñados para
estudiar y cuantificar el comportamiento
de fase y las propiedades del fluido de un
yacimiento en condiciones simuladas en
un laboratorio. La mayoría de las pruebas
son experimentos de decremento, donde
se reduce la presión del fluido de prueba
(en una sola fase) sucesivamente, ya sea
incrementando el volumen de fluido o
removiendo parte de él”.
•Vaporización flash (composición
constante).
•Vaporización diferencial.
•Prueba de separadores.
Para que el análisis PVT simule
correctamente el comportamiento de los
fluidos de un yacimiento, es fundamental
que la muestra del fluido sea lo más
representativa posible.
Procedimientos análisis PVT
Estos procedimientos se realizan con
muestras de los fluidos tomadas en el
fondo del pozo o bien en las instalaciones
superficiales de producción.

57 | ITPE
Las propiedades físicas que se pueden
determinaratravésdeestetipodeestudios
como función de la presión son: la pb, el
Bo, la Rs, el Bt, la co, y la µo, cuando la p
disminuye de la py inicial, pasando por la
pb hasta una p más baja.
También en estos estudios se determina
el factor de compresibilidad z, el Bg y la
µg.
Vaporización flash
También conocida como prueba a
composición constante, involucra el
estudio de una muestra de aceite en
una celda PVT a temperatura constante
y a una presión inicial que exceda
la presión inicial del yacimiento. La
presión es reducida a través de varios
pasos mediante la remoción de mercurio
de la celda, y el cambio en el volumen
total del hidrocarburo, Vt, es medido
para cada variación de presión. A cada
declinación de presión, se conserva todo
el gas liberado del aceite, por lo que se
mantiene constante la composición total
del sistema.
Parte de la información obtenida de esta
incluye:
• Presión de saturación (presión de
burbuja).
•Volumentotaldehidrocarburocontenido
como función de la variación de presión.
• Vaporización diferencial
El proceso mencionado se puede observar
en la figura 34:
Vaporización diferencial
Es un proceso en el cual se separa
continuamente el gas liberado del aceite
como resultado de un cambio en la presión
o la temperatura antes de establecer un
equilibrio con la fase líquida. Por lo tanto,
durante este proceso la composición del
sistema varía continuamente.
Parte de la información obtenida de esta
incluye:
•Cantidad de gas en solución como
función de la variación de presión.
•Propiedades del gas, incluyendo la
composición del gas liberado, el factor
de compresibilidad del gas y la gravedad
específica de este.
•Densidad del aceite remanente como
función de la presión.
Generalmente, la prueba de liberación
diferencial describe más claramente el
proceso de separación que tiene lugar en
el yacimiento.
Involucra el estudio de una muestra de
fluido en una celda PVT a temperatura
Figura 34. Prueba de expansión a composición
constante.

CTPE | 58
constante y a una presión inicial igual a
la presión de saturación. La presión es
reducida a través de varios pasos mediante
la remoción de mercurio, el gas liberado
es extraído de la celda y su volumen es
medido en condiciones de superficie.
El volumen de aceite remanente Vl, es
medido también para cada variación de
presión. El aceite remanente es sujeto de
cambios constantes de composición al
aumentar progresivamente el porcentaje
de componentes pesados. El proceso
continúa hasta alcanzar la presión
atmosférica, cuando el volumen del aceite
remanente es medido y analizado a una
temperatura de 60 °F, Vsc
.
Los factores de formación del aceite,
comúnmente llamados factores de
volumen de aceite relativo Bod
,a diferentes
presiones, son calculados dividiendo el
volumen de aceite presente en la etapa Vl,
entre el volumen de aceite residual, Vsc
.
La relación de solubilidad del aceite, Rsd,
se calcula con la división del volumen del
gas en solución y el volumen de aceite
residual.
Prueba de separadores
Simula los cambios en el comportamiento
volumétrico del fluido a través de su paso
en el separador (o los separadores) y
después en el tanque de almacenamiento.
Ver figura 36.
El objetivo principal de esta prueba es
proporcionarlainformacióndelaboratorio
necesaria para la determinación de las
condiciones óptimas de separación en
superficie, usualmente es considerada
la presión del separador que resulte
en un menor volumen de factor de
formación del aceite, la cual resultará
en la maximización del volumen en el
tanque de almacenamiento. Además, los
resultados de la prueba, en combinación
con los proporcionados por la prueba
de liberación diferencial, proveen
información necesaria para la obtención
de parámetros como Bo
, Rs
y Bt
.
La prueba se lleva a cabo mediante la
colocacióndeunamuestradehidrocarburo
en una celda PVT a presión de saturación
y temperatura de yacimiento. El volumen
de la muestra es medida como Vsat. En los
siguientes pasos, el fluido es extraído de
Figura 36. Prueba de separadores.
Figura 35. Prueba de vaporización diferencial.

59 | ITPE
Determinación de las
propiedades de los fluidos a
partir de pruebas PVT
Las propiedades de los fluidos estudiadas
en el capítulo 1 pueden obtenerse con
cálculos basados en una combinación de
los resultados de los distintos análisis
PVT.
En presiones menores a la presión de
burbuja, se empieza a liberar gas en el
yacimiento, siendo menor la presión
cerca del pozo productor, por lo cual el
gas liberado cerca de este es posible que
alcance valores mayores,siendo el proceso
diferencial el más representativo para
esta zona cercana al pozo productor; sin
embargo,enzonasalejadasdelpozopuede
fluir solamente aceite y el proceso con el
cual se reproduce este comportamiento
será una separación flash.
En los separadores en superficie, también
se considera que el proceso flash es el más
representativo, ya que los hidrocarburos
queentranalseparadorestánenequilibrio
y dentro de este siempre va a existir un
volumen de aceite en contacto con un
cierto volumen de gas; adicionalmente,
para condiciones de flujo estabilizado en
el separador, la composición de líquido
será prácticamente la misma que se tiene
a la entrada. Esto implica suponer que el
gas y el líquido en el yacimiento están
separados, aunque existe controversia
al respecto. Un proceso del laboratorio
que represente más exactamente el
proceso de producción sería complicado
y costoso, además de que requeriría
muestras excesivamente grandes de
líquido del yacimiento. La experiencia
muestra que las propiedades del aceite
negro calculadas bajo esta suposición son
suficientemente prácticas y precisas para
los cálculos de ingeniería petrolera.
Cuando la presión está por arriba de
la pb, las propiedades de los fluidos se
calculan por combinación de los datos
con la separación flash y las pruebas de
separación. En los párrafos siguientes se
explican los cálculos realizados en cada
análisis PVT y los valores obtenidos.
Vaporización flash
Todos los valores del volumen total Vt,
en el punto de burbuja se dividen por
el volumen en el punto de burbuja Vb,
(Vt/Vb), y los datos se reportan como
un volumen relativo, (Vt/Vb)F, que es el
volumen total dividido entre el volumen a
la presión de burbuja por separación flash.
En el siguiente ejemplo se señala el
cálculo de la presión de burbuja de una
muestra de líquido (figura 37):
la celda mediante etapas de separación,
comúnmente de una a tres etapas. La
presión y la temperatura de estas etapas
son establecidas para representar las
condiciones de separación en superficie,
actuales o deseadas. El gas liberado en
cada etapa es removido para medir la
gravedad específica y el volumen en
condiciones estándar. El volumen de
aceite remanente en la última etapa
(representada por las condiciones del
tanque de almacenamiento) es medido y
referenciado como Vsc
.
Los valores pueden ser usados para
determinar el volumen de formación del
aceite y la relación de solubilidad.

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