Propiedades físicas fluidos producción

PROPIEDADES FÍSICAS DE LOS
FLUIDOS DE PRODUCCIÓN
Instructor :
LUIS HERNÁN
CORREDOR CUÉLLAR

Propiedades Físicas de los Fluidos de Producción
CONTENIDO
1. Generalidades.
• ¿Qué son los Hidrocarburos?
• Hidrocarburos en estado Gaseoso
• Hidrocarburos en estado Líquido
• Hidrocarburos en estado Sólido
• Condiciones en el Yacimiento

CONTENIDO
2. Propiedades Físicas del Petróleo.
• Presión de Burbuja (Pb)
• Relación Gas en Solución – Petróleo (GOR)
• Relación Gas en Solución – Petróleo, @ P < Pb (Rs)
• Factor Volumétrico del Petróleo (Bo)
• Compresibilidad del Petróleo (Co)
• Viscosidad del Petróleo (o)
• Densidad del Petróleo (o)
• Gravedad Específica del Aceite (SGo)
• Gravedad API (ºAPI)

3. Propiedades Físicas del Gas.
• Ecuación de Estado para Gases
• Factor de Desviación de los Gases (Z)
• Factor Volumétrico del Gas (Bg)
• Densidad del Gas (g)
• Compresibilidad del Gas (Cg)
• Viscosidad del Gas (g)
• Riqueza del Gas (GPM)
• Gravedad específica del gas (SGg)
CONTENIDO

4. Propiedades Físicas del Agua.
• Introducción
• Composición Química del Agua de Formación.
• Relación Gas en Solución – Agua(Rsw)
• Factor Volumétrico del Agua (Bw)
• Compresibilidad del Agua (Cw)
• Viscosidad del Agua (w)
• Densidad del Agua (w)
• Tensión interfacial para sistemas agua-hidrocarburo (σwh)
• Resistividad del agua de formación
CONTENIDO

Los hidrocarburos (HC) son unos compuestos orgánicos que se
encuentran en la naturaleza y están constituidos de Hidrógeno y
carbono. Estos pueden ser livianos o pesados (según la cantidad
de átomos de carbón que contengan) y se pueden encontrar en
estado gaseoso, líquido o sólido.
Tipos de Hidrocarburos:
Nombre Fórmula Nomenclatura Petrolera
Metano CH4 C1
Etano C2H6 C2
Propano C3H8 C3
Butano C4H10 C4
Pentano C5H12 C5
Hexano C6H14 C6
Heptano plus Desde el C7H16 C7+
¿Qué son los Hidrocarburos?

Como se mencionó anteriormente, los hidrocarburos pueden ser:
Livianos
Son hidrocarburos compuestos principalmente de Metano (C1). Se les
conoce como gases pobres porque no contienen hidrocarburos pesados
y por lo tanto no tienen un buen valor económico.
Intermedios
Se componen principalmente de los hidrocarburos entre Etano (C2) y
Hexano (C6). Dentro de este rango están la gasolina, el gas Propano y
el gas butano.
Pesados
Se les llama así a los hidrocarburos compuestos a partir del Heptano (C7)
y tienen un gran valor económico comparado con los HC livianos.
Por facilidad en la caracterización se definió el HEPTANO PLUS (C7+)
para agrupar todos los compuestos que siguen al C7.
¿Qué son los Hidrocarburos?

METANO
Es el hidrocarburo gaseoso más liviano y
abundante y el principal componente del
gas natural. El Metano es un gas incoloro
e inodoro
GAS NATURAL
Es una mezcla natural de gases hidrocarburos
la cual es altamente compresible y
expansible. El metano es su principal
constituyente con más del 85% y
cantidades pequeñas de C2 hasta el C5.
Además, contiene impurezas como Dióxido de
carbono, Nitrógeno y Sulfuro de
Hidrógeno. Este es el tipo de gas que se
extrae de los yacimientos de Chuchupa y
Ballenas en la Guajira.
HC en Estado Gaseoso
Llama de una estufa a gas natural.

Los hidrocarburos en estado líquidos
son los que comúnmente se conocen
como petróleo o alguno de sus
derivados.
PETRÓLEO
Es una mezcla compleja de
hidrocarburos encontrados en la
naturaleza. El petróleo puede
encontrarse como sólido, liquido o
gas, pero esta palabra generalmente
es usada para aceite crudo líquido.
Las propiedades como el color, la
gravedad API, olor, viscosidad e
impurezas varían dependiendo del
yacimiento.
Muestra del Crudo extraído de
un pozo en Caño Limón
HC en Estado Líquido

BITUMEN
Es una materia orgánica inflamable formada de Kerógeno
durante el proceso de formación del petróleo. El Bitumen
incluye Hidrocarburos como Asfaltenos y Cera Mineral.
Por lo general es sólido y de color negro o marrón.
Asfalto
HC en Estado Sólido
El principal uso del asfalto es en la pavimentación de vías

Condiciones en el Yacimiento
Presión
En un yacimiento de petróleo se encuentra gas,
crudo y agua. Debido a que el yacimiento se
encuentra a miles de pies de profundidad
del suelo, la cantidad de tierra y rocas que
hay encima de éste ejerce grandes
presiones (miles de libras por pulgada
cuadrada o psi) sobre el gas y crudo
contenidos en el. El volumen del crudo y el
gas varían con la presión.
Los tipos de crudo se diferencian
principalmente por las siguientes
propiedades que se explicarán a
continuación:
Pb Bo GOR o Rs
SG ºAPI Viscosidad
Color Co Densidad

• Presión de Burbuja (Pb)
La presión en el punto burbuja, se
designó por el símbolo Pb, y se define
como la presión a la cual se forma la
primera burbuja al pasar un sistema
del estado líquido al estado de dos
fases (gas y líquido), donde la fase
líquida está en equilibrio con una
cantidad infinitesimal de gas libre.
Esta propiedad depende de otros
factores como la Relación Gas en
Solución – Petróleo (GOR), gravedad
específica del gas, temperatura del
yacimiento, gravedad API de tanque;
dicha propiedad se mide en Psia.
Propiedades Físicas del Petróleo
Presión
Temperatura
Presión de
Brubuja
Presión
de rocío
Presión crítica

• Factor Volumétrico de Petróleo (Bo)
STB
Bl
res
estándar
s
condicione
a
petróleo
.
Vol
yacimiento
en
disuelto
gas
petróleo
.
Vol
Bo 


El factor volumétrico de formación del aceite (Bo) compara los volúmenes de crudo
y gas disuelto en el yacimiento contra el volumen de ese crudo en superficie (a
condiciones estándar).
res Bl:
Es el volumen del crudo y del gas disuelto dentro del crudo, en el yacimiento.
Debido a las altas presiones, el volumen del gas es reducido dramáticamente
en comparación a su volumen arriba en la superficie.
STB:
Stock Tank Barrel o barril en tanque de almacenamiento. Es el volumen que ocupa
el sólo crudo (sin gas) a condiciones estándar (60ºF y 14.7psi de presión
absoluta).
El Bo siempre es mayor que uno.

• Factor Volumétrico de Petróleo (Bo) (cont.)
Bo
Presión
Pb
Expansión del
líquido
Liberación del gas
en solución
El Bo (factor volumétrico del aceite) también es afectado por la liberación de gas,
cuando la presión del crudo cae por debajo de la presión de burbuja.
La expansión del crudo por disminución en la presión es compensada por la
temperatura, si esta llegase también a reducirse.

• Relación Gas en Solución – Petróleo (GOR), @
P ≥ Pb
La relación Gas en Solución – Petróleo o solubilidad del gas
en el petróleo, se designa por el símbolo GOR y se define
como el número de pies cúbicos estándar PCS de gas que
pueden disolverse en un barril estándar BS de petróleo
cuando ambos son llevados a las condiciones de presión y
temperatura prevalecientes en el yacimiento -
(PCSgas/Bspetróleo). Esta relación viene dada por;
estándar
s
condicione
a
petróleo
de
Volumen
estándar
s
condicione
a
yacimiento
del
T
y
P
a
disuelto
gas
de
Volumen

GOR

• Relación Gas en Solución – Petróleo (GOR), @
P ≥ Pb (cont.)
Se dice que un crudo está saturado con gas natural cuando
tiene en solución la máxima cantidad de gas que admite a
esas condiciones de presión y temperatura, y en este
caso al reducir un poco la presión ocurre liberación de
gas.
La solubilidad del gas en un yacimiento de petróleo está
limitado por las condiciones de presión y temperatura que
allí existan y por supuesto la cantidad de gas disponible.
Por esta razón se encuentran yacimientos con capa de
gas inicial y yacimientos subsaturados.

RELACIÓN GAS EN SOLUCIÓN-PETRÓLEO vs PRESIÓN
0
200
400
600
800
1000
1200
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000
PRESIÓN, Psia
Rs,
PCS/BS
Presión de
burbuja
Rs
GOR

• Relación Gas en Solución-Petróleo (Rs), @ P < Pb
Por debajo de la presión de burbuja el petróleo está saturado y
una disminución de presión origina una liberación de gas,
debido a que Rs disminuye.
Obsérvese que Rs aumenta con presión hasta llegar a la presión
de burbuja, Pb, donde existe más gas disponible para entrar
en solución con el petróleo y a apartir de esta presión el Rs
permanece constante y es llamado GOR.
La solubilidad del gas en el petróleo depende de:
P Rs T Rs
ºAPI Rs SGg Rs

• Compresibilidad del Petróleo (Co)
La compresibilidad o coeficiente isotérmico de compresibilidad
de un fluido, Co (Psi-1), se define como el cambio fraccional
en volumen cuando la presión es cambiada a temperatura
constante.
El volumen para un petróleo subsaturado (petróleo que está por
encima de la presión de burbuja) disminuye a medida que la
presión aumenta., esto quiere decir que la presión y el
volumen son inversamente proporcionales, de ahí las
unidades de la compresibilidad (Psi-1).
T
oil
oil
oil P
V
V
Co 










1

• Densidad del petróleo (o)
Acero
Masa = 5 lbm
Volumen = 1galón
Hielo
Masa = 2 lbm
Volumen = 4 galones
La densidad de una sustancia se define como su masa por unidad de
volumen.
ρ=m/V
La unidad de medida en el S.I. de Unidades es kg/m3, también se utiliza
frecuentemente la unidad g/cm3, pero en la industria petrolera se suele
determinar la densidad en lb-m/ft3 o lb-m/gl (ppg).

• Densidad del petróleo (o) (cont.)
En la caracterización de yacimientos de petróleo, hay
que calcular la densidad del petróleo (o), a
condiciones de yacimiento considerando la merma en
volumen que sufre el petróleo al pasar de
condiciones de yacimiento a condiciones de
superficie.
El método más utilizado en la industria petrolera para
estimar la densidad del petróleo a condiciones
estándar está basada en los principios de la solución
ideal.
Una solución ideal es una mezcla líquida hipotética,
donde el volumen es la suma de los volúmenes de
los componentes líquidos que participan en la mezcla
y no hay merma o expansión cuando estos son
mezclados.
El conocimiento de la densidad del crudo
es importante en operaciones de
transporte por tubería.

• Viscosidad del petróleo (o)
viscosidad
Presión
Pb
 disminuye
con Presión
 aumenta con la
disminución Presión
La viscosidad en los fluidos influye en
la facilidad de estos para fluir.
Cuando se tiene un valor alto de
viscosidad, el fluido tiene mucha
resistencia al flujo.
Para los hidrocarburos, la viscosidad
varía por la presión y la
temperatura. En el caso de la
presión, cuando el crudo baja de
la presión de burbuja y
comienza la liberación de gas, la
viscosidad aumenta
notablemente.

• Viscosidad del petróleo (o) (cont.)
Líquidos con altas viscosidades no
forman salpicaduras.
En general, la viscosidad de un fluido es una
medida de la fricción interna o resistencia que
ofrecen sus moléculas a fluir. En el petróleo se
deben distinguir dos tipos de viscosidad:
Viscosidad de un petróleo sin gas en solución
Se trata de un petróleo libre de gas o también
conocido como “petróleo muerto”.
Viscosidad de un petróleo con Rs
Se trata de la viscosidad de un petróleo a
determinada presión y temperatura llevando
consigo la cantidad de gas (Rs) que puede
disolverse a esas condiciones.

Se pueden definir dos tipos de
viscosidad en la industria
petrolera: dinámica o absoluta y
cinemática; las cuales dependen
de varios factores, entre los que
se encuentran la temperatura y
la presión. Debido a ello, estas
propiedades se deben tener muy
en cuenta a la hora de realizar
cualquier estudio reológico.
• Viscosidad Dinámica o absoluta
• Viscosidad Cinemática

Viscosidad Absoluta (Cp): Representa la viscosidad dinámica del líquido
y es medida por el tiempo en que tarda en fluir a través de un tubo
capilar a una determinada temperatura. Sus unidades son el poise o
centipoise (gr/(seg*cm)), siendo muy utilizada en la industria petrolera.
Viscosidad Cinemática (stk): Representa la característica propia del
líquido desechando las fuerzas que genera su movimiento, obteniéndose
a través del cociente entre la viscosidad absoluta y la densidad del fluido
estudiado. Su unidad es el stoke o centistoke (seg/cm2). Donde la
densidad del fluido debe estar en unidades de gr/cm3.
fluido
absoluta
cinematica


 

• Gravedad Específica del aceite (SGoil)
Se suele designar como SG y se define como la relación de la
densidad del fluido entre la densidad del fluido base, para
líquidos como el petróleo, el fluido base es el agua.
Normalmente esa temperatura es 4 ºC (39.2 ºF), ya que a esta
temperatura la densidad del agua es 1 g/cm3 (62.43 lb/ft3),
pero para los fluidos producidos en un pozo se debe hacer la
corrección de esta propiedad por temperatura, llevándola a la
temperatura estándar petrolera (60 ºF).
43
.
62
fluido
base
fluido
fluido
SG






• Gravedad API del aceite (ºAPIoil)
Una clasificación de la calidad de los crudos se fundamenta en su
densidad relativa, la cual se mide según sean más livianos o
más pesados que el agua. La mayoría de los crudos tienen
densidades menores de 1 g/cm3, es decir que son menos
densos que el agua, por tal razón los encontramos en los
yacimientos por encima del acuífero asociado al yacimiento.
Mientras más liviano es un crudo, mejor es su calidad y mayor es
su precio. En la industria petrolera es muy común expresar la
densidad relativa de un crudo o su gravedad específica en
grados API o °API, unidad creada por el "American Petroleum
Institute". En esta escala, cuanto más ligero es un
petróleo, mayor es su gravedad API y cuanto más pesado es el
crudo, menor será su gravedad API.

COMPORTAMIENTO DE LA VISCOSIDAD Y ºAPI CON RESPECTO AL PRECIO DEL PETRÓLEO
10
15
20
25
30
35
40
45
50
65 67 69 71 73 75 77 79 81 83 85
Precio bbl (US$)
ºAPI
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
1,4
1,6
Viscosidad
(Cp)

• Gravedad API del aceite (ºAPIoil) (cont.)
La ecuación para calcular la gravedad API de un crudo a
condiciones de operación, teniendo en cuenta la gravedad
específica del mismo es:
Es de aclarar, que si bien la gravedad API no indica una medida del
precio del crudo, si puede dar un estimativo de la calidad de
este y de forma indirecta relacionarlo con el crudo de referencia.
5
.
131
5
.
141
º 

SG
API

• Gravedad API del aceite (ºAPIoil) (cont.)
TIPO DE CRUDO ºAPI
Condensado a partir de 42
Liviano más de 30
Mediano de 22,0 hasta 29,9
Pesado de 10,0 hasta 21,9
Extrapesado hasta 9,9
Bitumen promedio 8,2
Tabla 1. Clasificación de los crudos según su °API

• Ecuación de Estado para Gases
Inicialmente, aplicando la teoría cinética de los gases y las leyes de
Boyle y Charles (o Gay Lussac), se obtuvo una primera ecuación de
estado para los gases, la cual trae incluida algunas suposiciones.
La ecuación así obtenida se conoce como ecuación de estado para un
gas ideal y tiene la siguiente forma:
Donde:
P = Presión absoluta a la que se encuentra el gas, Psia.
V = Volumen que ocupa el gas, ft3.
n = Cantidad de gas en moles, lb-mol.
R = Constante universal de los gases.
T = Temperatura absoluta a la cual se encuentra el gas.
Propiedades Físicas del Gas
nRT
PV 

• Ecuación de Estado para Gases (cont.)
La ecuación anterior se aplica a
cualquier gas cuando se encuentra a
presiones bajas (< 50 Psia) y
temperatura moderadamente bajas,
donde se puede considerar como gas
ideal.
Cuando el gas se encuentra a
temperaturas y presiones altas no se
puede utilizar la ecuación de los
gases ideales, porque a estas
condiciones un gas no se puede
considerar como ideal. Banco de Pruebas para determinación de
propiedades de los gases

P V T n R
atm cm3 ºK(273.16+ºC) gr-mol 82.057
atm Litros ºK(273.16+ºC) gr-mol 0.082057
atm ft3 ºR(460+ºF) lb-mol 0.73024
Psia pulg3 ºR(460+ºF) lb-mol 18510.0
Psia ft3 ºR(460+ºF) lb-mol 10.732
Tabla 2. Valores de la constante general de los gases para diferentes unidades de P, V, T.
R, se conoce como la constante universal de los gases y su valor,
para el uso en la industria petrolera se utiliza:
R
mol
lb
ft
Psia
R
*º
*
732
.
10
3



• Factor de Desviación de los gases, Z
La forma general de la ecuación de estado para los gases reales,
como el gas natural o gas asociado a yacimientos de petróleo,
es la siguiente:
La ecuación general de los gases reales, es aplicable no solo a
gases reales sino también a gases ideales con la diferencia que
aparece la variable “Z”, conocida como Factor de Desviación del
Gas y cuando se aplica a presiones y temperaturas
moderadamente bajas (gas ideal), Z se considera igual a la
unidad (Z=1).
ZnRT
PV 

• Factor de Desviación de los gases, Z
El factor Z , es un factor introducido para hacer una corrección a la
ecuación general de los gases ideales. Este factor se puede
obtener experimentalmente dividiendo el volumen real de n
moles de un gas a presión, P, y temperatura T, por el volumen
ideal ocupado por la misma masa de gas a iguales condiciones
de P y T. esto es:
Este factor puede ser mayor o menor a la unidad, dependiendo de
la presión y temperatura del sistema. Así, para una temperatura
constante y presiones cercanas a la atmosférica, el valor de Z es
aproximadamente unitario.
T
y
P
@
gas
de
moles
n
de
ideal
Volumen
T
y
P
@
gas
de
moles
n
de
real
Volumen

Z

• Factor Volumétrico del Gas, Bg
El factor volumétrico del gas, designado por el símbolo Bg, se define
como el volumen en barriles (ó pies cúbicos) que un pie cúbico
normal de gas ocupará como gas libre en el yacimiento a las
condiciones de presión y temperatura prevalecientes,
(Bygas/PCSgas).
También puede definirse como el cambio de volumen que
experimenta la fase gaseosa al pasar de las condiciones de
yacimiento a las condiciones de superficie como consecuencia
de la expansión del gas. Para un gas real, esta relación viene
dada por,
PCS
PCY
Bg
estándar
s
condicione
@
gas
de
moles
n
de
Volumen
T
y
P
@
gas
de
moles
n
de
Volumen


• Densidad del Gas, g (lb/ft3) (cont.)
La densidad del gas se puede definir como la cantidad de gas
(masa) que se tendría por cada unidad de volumen del mismo,
pero retomando el concepto de factor volumétrico del gas (Bg),
se debe tener en cuenta la expansión o liberación de gas, por
efecto de la disminución de presión al pasar el fluido de
yacimiento hasta superficie.
De este modo, la densidad del gas, g, puede determinarse
aplicando la ley general de los gases reales, teniendo finalmente
que la densidad en función del peso molecular es:
T
R
Z
MW
P
g
*
*
*



Donde:
= Densidad del Gas, lbm/ft3
P = Presión Absoluta, Psia
T = Temperatura Absoluta, ºR
MW = Peso Molecular del Gas, lb-m/lbmol
Z = Factor de Compresibilidad del Gas
R = Constante Universal de los Gases,
10.732 (Psia-ft3)/(lbmol-ºR)
T
R
Z
MW
P
g
*
*
*


g


Otra forma de expresar g, es considerando la ley de la
conservación de la masa para una cantidad dada de gas, lo cual
indica que el cambio en densidad de condiciones de yacimiento a
condiciones de superficie o estándar , está dado por el cambio
de volumen, puesto que la masa permanece constante, es decir
que el volumen está dado por el factor volumétrico del gas, Bg y
en forma indirecta también la densidad del gas, para lo cual se
tiene:
g
CS
g
g
B
*
6146
.
5
,

 

Donde, el Bg es el factor volumétrico del gas (BY/PCS) a la presión
y temperatura a la cual g(lb/ft3) es deseada. La densidad del
gas a condiciones estándar, g,CS, está dada por;
Donde la densidad a condiciones de superficie, g,CS está dado en
lbm/ft3 a condiciones de superficie, ya que a estas condiciones
es que es vital determinar dicha propiedad para de este modo
conocer la calidad de dicho gas producido.
g
CS
g 
 *
0763
.
0
, 

• Compresibilidad del Gas, Cg
La compresibilidad isotérmica del gas, al igual
que la del líquido, se define como el cambio
fraccional en volumen cuando la presión es
cambiada a temperatura constante.
Además, el término compresibilidad de un gas
o Cg, no debe confundirse con el término
factor de compresibilidad del gas o factor
Z, como comúnmente se le denomina al
factor de desviación de los gases.
La compresibilidad del gas es determinada en
unidades de Psi-1, ya que esta propiedad es
inversamente proporcional al, cambio de
presión siempre y cuando la temperatura
del sistema se mantenga constante o
estable.
La compresibilidad de los gases es mucho
mayor que la compresibilidad de los líquidos.
P
P
Líquido
Gas

• Viscosidad del Gas, µg
Aunque no es un concepto que se
maneje con tanta frecuencia como la
viscosidad de un líquido, en algunos
casos es necesario conocer la
viscosidad del gas, por ejemplo para
aplicar la Ley de Darcy al flujo de
gas en un medio poroso, calcular la
relación gas-petróleo instantánea,
etc.
De todos modos, la viscosidad de un
gas es bastante menor que la de un
petróleo, pues mientras la de este es
normalmente de varios centipoises,
Cp, en el caso del gas es de sólo
centésimas de centipoises.

• Riqueza del Gas (GPM)
También se conoce como “contenido de hidrocarburos
licuables de un gas” y se define como el número de galones
de líquido que pueden obtenerse de 1000 ft3 estándar de
gas procesado (MPCS). Se expresa generalmente por el
símbolo GPM.
En el cálculo de GPM se debe conocer el número de pies
cúbicos estándar de un componente dado en estado
gaseoso, requeridos para producir un galón de líquido. Este
factor se determina fácilmente a partir de la densidad
líquida y el peso molecular de cada componente puro.

• Gravedad Específica del Gas (g)
La Gravedad Específica, como ya se trató anteriormente es la
relación entre la densidad másica de la mezcla (sistema de
gas) y la densidad másica del aire que es la sustancia de
referencia para este tipo de fluidos a condiciones estándar
de presión y temperatura (14.7 psi y 60 ºF) y asumiendo
comportamiento ideal del gas y del aire se tiene:
9625
.
28
fluido
base
fluido
fluido M
M
M
SG 


• Introducción
Desde el punto de vista del
agotamiento del yacimiento, la
cantidad de agua conectada con
un yacimiento es tan importante
como las propiedades de la misma.
Desde el punto de vista de
producción, la movilidad del agua
es importante y requiere
determinar su punto de saturación,
viscosidad, relación gas en
solución-agua, factor volumétrico,
densidad y tensión interfacial.
Propiedades Físicas del Agua
El conocimiento de las propiedades físicas del
agua de formación es de vital importancia
para estimar las condiciones de
almacenamiento y transporte del crudo

• Composición química de las aguas de formación
Todas las aguas de yacimiento, debido a que han estado en contacto
con los minerales de las rocas, contienen sales disueltas, además de
tener dichas propiedades debido al ambiente de depositación de la
mayoría de los yacimientos de petróleo.
Los cationes disueltos en agua de campos petroleros son:
Sodio (Na+) Calcio (Ca++) Magnesio (Mg++)
Hierro (Fe++) Potasio (K+) Bario (B++) Litio (Li+)
Los aniones disueltos son:
Cloro (Cl-) Bicarbonato (HCO3
-) Sulfato (SO4
=)
Carbonato (CO3
=) Nitrato (NO3
-) Bromo (Br-)
Borato (BO3
=) Azufre (S=)

• Composición química de las aguas de formación
(cont.)
Los análisis cuantitativos de las aguas de formación, se presentan de
diferentes formas. Deben expresar tanto la concentración total,
como la concentración de cada uno de los iones presentes en la
solución. Los valores se expresan frecuentemente en:
 Miligramos de sólido/litro de salmuera, (mg/l)
 Partes por millón, ppm
Partes por millón, se refiere a gramos de sólido por millón de gramos de
salmuera.
  
l
mg
ppm ws 

Donde:
= Densidad de la salmuera a condiciones estándar.
ws


• Relación Gas en Solución-Agua (Rsw)
La relación gas en solución-
agua ó solubilidad del gas
natural en agua, se designa
por símbolo, Rsw, y se
expresa generalmente en
PCS de gas por BS de agua,
(PCSgas/Bsagua)
La solubilidad del gas natural
en el agua es pequeña,
comparada con la solubilidad
en un crudo a la misma
presión y temperatura.

• Factor Volumétrico del Agua (Bw)
En forma similar al petróleo, se
define como el volumen que
ocupa en el yacimiento la unidad
volumétrica de agua a condiciones
estándar más su gas en solución,
Rsw.
Se expresa generalmente en BY/
BS. El valor de Bw depende
lógicamente de la temperatura y
presión, así como también de la
salinidad del agua que afecta la
solubilidad.
Condiciones de yacimiento
Condiciones de superficie

• Factor Volumétrico del Agua (Bw) (cont.)
La variación de Bw con
presión es diferente a la del
petróleo, o sea que aumenta
con disminución de presión.
Cuando la presión inicial del
yacimiento es reducida hasta
la presión de burbuja, el
factor volumétrico del agua
aumenta debido a la
expansión del agua.

• Compresibilidad del Agua (Cw)
La compresibilidad del agua, Cw (psi-1), se
define de manera similar a la compresibilidad
del petróleo, es decir como como la variación
fraccional en volumen cuando la presión es
cambiada a temperatura constante.
Esta propiedad es afectada por presión,
temperatura y solubilidad del gas en el agua,
la cual a su vez es afectada por la salinidad.
Así, un aumento en presión, causa una
reducción en la compresibilidad, mientras que
un aumento en temperatura produce un
aumento en esta propiedad.

• Viscosidad del Agua (w)
Pocos trabajos han sido publicados sobre la
viscosidad del agua pura y de formación , sin
embargo, puede decirse que la viscosidad disminuye
con la temperatura. Por ejemplo, a 32 „F tiene un
valor de 1.79 Cp y a 321 „F tiene un valor de 0.174
Cp.
Un aumento en la presión a igual temperatura
aumenta la viscosidad del agua. Por ejemplo, a 86
„F, la viscosidad cambia de 0.871 Cp a 0.921 Cp,
para un aumento de 14.2 psia a 14.7 psia.
Por otra parte, un aumento en la concentración de
sólidos (salinidad) aumenta la viscosidad del agua.
El efecto de los gases disueltos en el agua a
condiciones de yacimiento, podría reducir la
viscosidad, sin embrago, aún no se ha publicado
información al respecto.
Muchas veces se comete el error de pensar
que el agua no tiene viscosidad debido alos
valores tan pequeños de esta

• Densidad del Agua (w)
A veces es necesario hacer cálculos donde
se requiere la densidad del agua de
formación. Esta propiedad puede ser
determinada dividiendo la densidad del
agua a condiciones estándar, wst (lb/PC),
por el factor volumétrico del agua, Bw, a
condiciones de yacimiento. Esto es:
Este cálculo es estrictamente correcto si la
salmuera está saturada con gas natural a
las condiciones de yacimiento.
w
wst
w
B

 

• Tensión interfacial para sistemas agua-
hidrocarburo, (σwh)
La tensión interfacial puede definirse como
la fuerza que actúa sobre la frontera
existente entre la fase agua y la fase
hidrocarburo, la cual se encarga de no
permitir la miscibilidad entre los dos
fluidos.
La variación de la tensión interfacial para
sistemas agua-hidrocarburo es
aproximadamente de 72 dinas/cm para
sistemas salmuera-gas a condiciones de
superficie y de 20 a 30 dinas/cm
salmuera-petróleo de tanque a condiciones
de superficie.

• Resistividad del agua de formación
Para la interpretación de perfiles
eléctricos se requiere un conocimiento
fidedigno de las resistividades de las
aguas de formación.
Las aguas de formación conducen
electricidad debido a las sales ionizadas
que contienen en solución, debido a
esta electricidad se puede determinar si
una roca está saturada con fluidos
resistivos o conductivos, y de este modo
determinar zonas saturadas con
hidrocarburos o agua.

Entre más grandes sean
las dificultades, más
grande será la Gloria.
Anónimo

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