1. Analisis de los Fluidos en el reservorio (1ra parte).pptx
1. TEMA 1
Analisis de los
fluidos en el
reservorio
FEBRERO 2024
PRODUCCION PETROLERA II
2. OBJETIVOS
Determinar la densidad del fluido,
compresibilidad, razón de solubilidad, factor
volumétrico, viscosidad, y presión de
burbuja por correlaciones, para sistema
bifásico o monofásico.
Determinar el índice de productividad y el
volumen de hidrocarburo in situ,
interpretando los resultados de las pruebas
de presión del reservorio.
Determinar el índice de productividad,
modelo de Vogel, modelo de Fetkovich,
modelo de Golan & Whitson, efectos de
turbulencia y factor de daño.
3. Antecedentes
El estudio del comportamiento del fluido en el
reservorio es muy importante para optimizar la
producción ya que el mecanismo de elevación
depende del comportamiento del fluido en el
reservorio.
Los reservorios pueden ser petrolíferos y gasíferos,
pero nos abocaremos a los que son de nuestro
interés para nuestro análisis de acuerdo a su
composición y relación gas – petróleo, pero para
tener un mejor concepto del comportamiento de
fluido tendremos que explicar el diagrama de fases y
sus concepto para poder clasificar el reservorio de
acuerdo al análisis PVT (relación de Presión,
Volumen y Temperatura).
4. Diagrama de Fases
Para una mezcla
multicomponente con una
composición especifica en
general, los diagramas P-T
de mezcla
multicomponente nos
sirven para:
• Clasificar los reservorios
• Clasificar naturalmente
el sistema de
hidrocarburos.
• Describir el
comportamiento de
fases del fluido.
5. Comportamiento de Fases
Fase a una parte homogénea de un sistema que es
físicamente distinta y separada de otras partes del
sistema por limites bien definidos.
Las fases mas importantes que se cubren en un reservorio
son:
Fase Liquida, petróleos o condensados
Fase Gaseosa, gases naturales
Con cambios de presión y temperatura algunos de estos
hidrocarburos simples pasan de una fase a otra en forma
parcial o total.
6. Comportamiento de Fases
Las fases tienen propiedades que pueden ser intensivas o
extensivas.
Las propiedades intensivas son independientes de la cantidad de
materia, como la densidad, el factor de compresibilidad.
Las propiedades extensivas son dependientes de la cantidad de
materia, como el volumen y la masa.
La temperatura representa la medida física de la energía cinética
de la moléculas de un determinado material en este caso los
hidrocarburos.
La presión es una reflexión del número de veces que las
moléculas del material colisionan con las paredes del recipiente
que los contiene, en este caso la roca reservorio.
Las fuerzas intermoleculares son aquéllas relacionadas con la
atracción o repulsión entre moléculas del material
7. Diagrama de Fases de una Mezcla
Cricondenterma (Tct).- Es definido
como la máxima temperatura
encima de la cuál el líquido no
puede ser formado sea cual se la
presión (punto E).
Cricondenbar (Pcb). Es la máxima
presión encima de la cual el gas no
puede ser formado sea cual sea la
temperatura (Punto D).
Punto Crítico. Para una mezcla
multicomponente es referido como
el estado de presión y temperatura
a la cuál todas las propiedades
intensivas de las fases de gas y
líquido son iguales (Punto C).
Región de dos Fases. La región
encerrada por la curva de punto de
burbuja y la curva de punto de rocío
(línea BCA), donde el gas y el
liquido coexisten en equilibrio
8. Diagrama de Fases de una Mezcla
Líneas de Calidad.- Las líneas
discontinuas dentro del diagrama de
fase son llamadas líneas de calidad,
ellos describen las condiciones de
presión y temperatura para
volúmenes iguales de líquidos. Note
que las líneas de calidad convergen
en el punto crítico (punto C).
Curva de Punto de Burbuja.- La
curva de punto de burbuja (línea
BC) es definida como la línea que
está separando la región de la fase
líquida de la región de dos fases.
Curva de Punto de Rocio.- La
curva de punto de rocio (línea AC)
es definida como la línea que está
separando la región de la fase vapor
de la región de dos fases.
9. CLASIFICACION DE LOS RESERVORIOS
En general, los reservorios son convenientemente
clasificados en las bases de la ubicación del punto que
representa la presión inicial de reservorio Pi, y la
temperatura T con respecto al diagrama de presión-
temperatura del fluido de reservorio.
Por lo tanto, los reservorios pueden ser clasificados
dentro de básicamente dos tipos que son:
Reservorios de petróleo. Si la temperatura del
reservorio Tr, es menor que la temperatura crítica Tc,
del fluido del reservorio.
Reservorios de gas. Si la temperatura del
reservorio Tr, es mayor que la temperatura crítica Tc,
del fluido del reservorio.
10. Clasificación de los fluidos en el reservorio
•Los gases secos no forman hidrocarburos líquidos condensados en superficie.
Gas seco
•Los gases húmedos forman hidrocarburos líquidos condensados en superficie.
Gas Humedo
•Los denominados gases retrógrados forman hidrocarburos líquidos condensados tanto en superficie como en
la roca reservorio.
Gas y condensado (retrogrado)
•Los petróleos volátiles tienen mucho gas disuelto, por lo que en superficie reducen mucho su volumen y se
puede obtener alrededor de un 10% de liquidos con respecto al volumen original de petróleo en el reservorio.
Petróleo Volátil
•Los denominados petróleos negros tienen menor cantidad de gas disuelto que los petróleos volátiles. En
superficie reducen su volumen obteniéndose aproximadamente un 25% de líquidos en superficie con respecto
al volumen original en el reservorio.
Petróleo Negro
•Los petróleos pesados tienen muy poco gas disuelto y reducen muy poco su volumen en superficie,
obteniéndose mucho liquido en superficie, en el orden del 85%.
Petróleo Pesado
11. RESERVORIOS DE PETROLEO
Dependiendo de la presión de reservorio inicial Pi, los reservorios de petróleo pueden
ser subclasificados dentro de las siguientes categorías.
Reservorios de petróleo bajo
saturados. Si la presión inicial del
reservorio Pi, (como es representado por
el punto 1 ) es mayor que la presión del
punto de burbuja Pb, del fluido de
reservorio. El reservorio es llamado un
reservorio de petróleo bajo saturado.
Reservorio de petróleo saturados.
Cuando la presión de reservorio inicial, Pi,
es igual a la presión del punto de burbuja,
(como representamos en la figura por el
punto 2), el reservorio es llamado como
reservorio de petróleo saturado.
Reservorio con capa de gas. Si la presión de reservorio inicial Pi, está por debajo
de la presión del punto de burbuja del fluido del reservorio (como se indica por el punto
3), el reservorio es llamado reservorio con capa de gas o reservorio de dos fases, en la
cual el gas o la fase vapor esta sobre una fase de petróleo.
12. PETROLEO NEGRO ORDINARIO
Debe notarse que las líneas de calidad las cuales son aproximadamente
equitativamente espaciados caracterizan este tipo de diagrama de fase
de petróleo negro.
13. Petróleo de Bajo Encogimiento
El diagrama es caracterizado por líneas de calidad que están
estrechamente espaciadas cerca a la curva de rocío.
Recuperación sustancial de líquido a condiciones de separador como es
indicado por el punto G sobre la línea de calidad de 85 %.
14. Petróleo Alto Encogimiento (Volátil)
Note que las líneas de calidad están estrechas cerca a la curva de
punto de burbuja y son más ampliamente espaciadas a bajas
presiones.
Baja recuperación de liquido a condiciones de separador como
es indicado en el punto G
15. Petróleo Cerca al Punto Critico
La temperatura del reservorio T esta cerca de la temperatura
crítica Tc,
las líneas de calidad
convergen al punto crítico,
una caída de presión
isotérmica (linea EF ) puede
encoger el petróleo crudo
desde 100% del volumen de
HC poral en el punto de
burbuja hasta 55 % o menos
a una presión de 10 a 50 psi
por debajo del punto de
burbuja.
16. Encogimiento de líquido para
sistemas de petróleo
La figura compara las forma característica de la curva de
encogimiento de líquido para cada tipo de petróleo.
a). Petróleo de bajo
encogimiento
b). Petróleo Negro
Ordinario
c). Petróleo de alto
encogimiento (volátil)
d). Petróleo cerca al
punto critico
17. RESERVORIO DE GAS SECO
La mezcla de HC existe como gas en el reservorio y en las facilidades
de superficie.
El único líquido asociado con el
gas de un reservorio de gas
seco es el agua..
Usualmente un sistema que
tiene una relación gas-petróleo
mayor que 100000 scf/STB es
considerado un gas seco.
El gas es mayoritariamente
metano (% C1 >95 %)
18. RESERVORIO DE GAS HUMEDO
La temperatura del reservorio Tr, está por encima de la cricondenterma
Tct de la mezcla de HC..
El fluido de reservorio permanecerá
siempre en la región de fase vapor a
medida que el reservorio es depletado
isotérmicamente, a lo largo de la línea
vertical A-B.
Mientras el gas producido fluye hacia
la superficie, sin embargo, la presión
y la temperatura del gas declinará. Si
el gas entra a la región de dos fases,
una fase líquida condensará fuera del
gas y es producido en los
separadores de superficie.
Por tal razón nunca se integran las
dos fases en reservorio (solo gas)
19. GAS CONDENSADO - RETROGRADO
Si la temperatura del reservorio Tr está entre la Temperatura
Crítica Tc y la cricondenterma Tct del fluido.
Considere las condiciones iniciales del
reservorio de gas retrógrado, el punto
1 (fase vapor, presión encima del
punto de rocio Sup.)
A medida que la presión de reservorio
disminuye isotérmicamente, debido a
la producción, desde el punto 1 al
punto 2.
Esto provoca que la atracción entre las
moléculas de los componentes livianos
y pesados se vayan distanciando. A
medida que ocurre esto, la atracción
entre las moléculas de componentes
más pesados sea más efectiva y asi el
líquido empiece a condensarse.
20. GAS CONDENSADO - RETROGRADO
Este proceso de condensación
retrograda continua con la disminución
de presión hasta que la condensación
de liquido alcanza su máximo en el
punto 3.
Futura reducción en la presión, permite
que las moléculas pesadas comiencen
el proceso normal de vaporización, en
el punto 4.
El proceso de vaporización continúa
hasta que la presión de reservorio
alcance la presión de curva de rocío
inferior. Esto significa que todo el
líquido que se formó debe vaporizarse
porque el sistema es esencialmente
todo vapor en el punto de rocío más
bajo.
21. 1.1. Propiedades del Sistema Roca Fluido de
reservorio
El sistema roca fluido, constituye el foco de estudio, análisis y desarrollo más exhaustivo
que se requiere para desplegar la producción de hidrocarburos, en el que se enmarca
todas las propiedades necesarias para la obtención de datos importantes dentro del
desarrollo de un yacimiento.
Presion
Porosidad
Permeabilidad
Propiedades de las
Rocas
Propiedades del fluidos
21
Temperatura
Viscosidad Volumen
Especifico
Gravedad
Especifica
Densidad
Saturacion de
fluidos
22. Propiedades del Fluido
Definiciones
22
Presion:
Induce al movimiento del petróleo desde los confines del yacimiento hacia los
pozos y desde el fondo de éstos a la superficie.
Temperatura:
La temperatura está en función de la profundidad, mientras más profundo esté
el yacimiento, mayor es la temperatura.
Se toma medidas de temperatura en los pozos para tener idea del gradiente de
temperatura, que generalmente se expresa en 1 °C por cierto intervalo
constante de profundidad.
Viscosidad:
Es la medida de la resistencia del petróleo al flujo.
La resistencia al flujo es causada por fricción interna generada cuando las
moléculas del fluido tratan de desplazarse unas sobre otras.
Volumen Especifico:
volumen ocupado por la unidad de masa del gas.
23. Propiedades del Fluido
Definiciones
23
Gravedad Especifica:
La relación entre la densidad del petróleo y la densidad del agua ambas
medidas a 60°F y presión atmosférica.
Es importante destacar que la gravedad especifica de un líquido es
adimensional, pero tradicionalmente se reporta en unidades 60°/60°, para
señalar que ambas densidades se miden en condiciones normales.
Densidad:
La densidad como la masa de unidad de volumen del crudo a determinada
temperatura y presión y, generalmente, se expresa en lb/pie3.
Con respecto a la densidad del agua, está íntimamente ligada a la expansión
térmica y la compresibilidad.
30. ECUACION DE ESTADO PARA GASES IDEALES
La ecuación de estado para un gas ideal se puede deducir de una combinación
de las leyes de Boyle, Charles y Avogadro:
nRT
pV
• Donde:
P= Presión absoluta, psia
V= Volumen ft3
T= Temperatura absoluta oR
n= número de moles, lb-mol
R= Constante universal de los gases ideales= 10.73 psia x ft3/lb-mol x oR
R
mol
lb
ft3
psia
73
.
10
R
520
mol
lb
1
ft
4
.
379
psia
7
.
14
o
o
3
R
• El numero de lb-mol de un gas, n es igual a la masa de gas dividido por el
peso molecular del gas, la ley del gas ideal puede ser expresada como:
RT
M
m
pV
• Donde:
m= masa de gas, lb
M= Peso molecular del gas, lb /lb-mol
31. MEZCLA DE GASES IDEALES
Debido a que el ingeniero petrolero trabaja con mezcla de gases, las
leyes que gobiernan el comportamiento de mezcla de gases ideales
serán presentados
• LEY DE DALTON.- La presión ejercida por una mezcla de gases es igual a la suma
de las presiones ejercidas por sus componentes, esta presión ejercida por cada
componente es conocida como su presión parcial. La presión ejercida por cada
componente de la mezcla, se determina con la ecuación de gas ideal.
V
RT
n
P
,
V
RT
n
P
,
V
RT
n
P C
C
B
B
A
A
V
RT
n
V
RT
n
V
RT
n
P C
B
A
....
P
P
P
P C
B
A
n
ni
V
RT
V
RT
P
La relación de la presión parcial ejercida del componente i, Pi, con la presión total de
la mezcla p, es
• Donde yi, es definido como la fracción molar del componente i, en la mezcla de gas.
Por lo tanto, la presión parcial de un componente de una mezcla de gas ideal es el
producto de su fracción molar por la presión total.
i
i
y
n
n
i
i
i n
n
P
P
32. MEZCLA DE GASES IDEALES
LEY DE AMAGAT: El volumen total ocupado por una mezcla de gas es igual a la suma
de los volúmenes que cada componente ocuparía a la misma presión y temperatura.
Esta ley es correcta solo si la mezcla y los componentes obedecen la Ley de gas ideal.
El volumen parcial ocupado por cada componente pude ser calculado usando la
ecuación de gas ideal.
P
RT
n
V
,
P
RT
n
V
,
P
RT
n
V C
C
B
B
A
A
• De acuerdo a la Ley de Amagat, el volúmen total es:
....
V
V
V
V C
B
A
P
RT
n
P
RT
n
P
RT
n
V C
B
A
n
ni
P
RT
P
RT
V
• La relación del volumen de i componente con el volumen de la mezcla es:
i
y
n
n
i
i
i n
P
RT
P
RT
n
V
V
• Esta ecuación indica que para un gas ideal la fracción de volúmen de un componente es
igual a la fracción molar de ese componente por volumen total.
33. DENSIDAD DEL GAS IDEAL Y PESO MOLECULAR APARENTE
La densidad del gas es definido como la masa por unidad de volumen, la
ecuación para estimar la densidad del gas a cualquier presión y
temperatura es:
• Donde:
rg=Densidad del gas, lb/ft3
RT
M
m
pV
RT
pM
V
m
g
r
• Desde que una mezcla de gas esta compuesta de moléculas de varios tamaños,
decir que una mezcla de gas tiene un peso molecular no es correcto, sin embargo
una mezcla de gas se comporta como si tuviera un peso molecular definido, que es
conocido como peso molecular aparente y está definido como:
i
i
a M
y
M
• Donde:
Ma= Peso molecular aparente
yi= fracción molar del componente i
Mi= Peso molecular del componente i
34. GRAVEDAD ESPECIFICA DEL GAS
• La gravedad específica del gas está definida como la relación de la
densidad del gas con la densidad del aire seco, ambos medidos a la misma
presión y temperatura, simbólicamente se expresa:
aire
g
g
r
r
• Asumiendo que el comportamiento del gas y del aire, pueden ser representados
usando la ecuación de gas ideal, la gravedad específica puede ser dada como sigue:
T
R
M
p
V
m
g
r
T
R
p
a
97
.
28
r
• Por lo tanto la gravedad específica del gas es:
97
.
28
97
.
28
M
T
R
p
T
R
M
p
g
• Donde:
g= Gravedad específica del gas
M= Peso molecular lbm/lb-mol
28.97= Peso molecular del aire.
35. ECUACION DE ESTADO PARA GASES REALES
La ley de gases reales es simplemente la relación Presión Volumen,
descrita por la ley de gas ideal, modificada por un factor de
corrección que toma en cuenta el comportamiento no ideal de un
gas a alta presiones y temperaturas, la ley de gas real es:
:
znRT
pV
• Donde: z es adimensional y se lo denomina factor z, factor de compresibilidad o
factor de desviación del gas real.
Se la define como la relación que existe entre el volumen ocupado por un
gas natural a una determinada presión y temperatura con respecto al
volumen ocupado por el mismo gas a la misma presión y temperatura pero
comportándose como un gas ideal
T
y
P
a
natural
gas
ideal
Volumen
T
y
P
a
natural
gas
actual
Volumen
i
a
V
V
z
• La determinación de z f(presión y la temperatura y composición del gas) se realiza
experimentalmente en laboratorio sobre muestras de gas de reservorio y mediante
correlaciones.
36. Grafico de z en función de presión y
temperatura constante
37. Propiedades Pseudocriticas del Gas Natural
COMPOSICION CONOCIDA:
Cuando la composición del gas es conocida, diferentes reglas han sido propuestas para
determinar las propiedades criticas del gas.
1) REGLA DE LA MEZCLA DE KAY
Kay propuso la siguiente regla de la mezcla para calcular las propiedades pseudos
criticas de las mezclas de hidrocarburos.
n
i
i
i
i
pc Tc
y
T
1
*
n
i
i
i
i
pc Pc
y
P
1
*
2) REGLA DE LA STEWART-BURKHARDT VOO (SBV).
Las reglas de mezclado de Stewart y colaboradores, requieren que la composición
del gas sea conocida, Esta regla de Stewart provee mayor exactitud aunque requiere
mas cálculos:
2
5
.
0
3
2
3
1
i
i
i
i
i
i
i
i
Pc
Tc
y
Pc
Tc
y
J
i
i
i
i
Pc
Tc
y
K 5
.
0
j
K
Tpc
2
j
Tpc
Ppc
38. Propiedades Pseudocriticas del Gas Natural
COMPOSICION DESCONOCIDA:
En caso donde la composición del gas natural no esta disponible, las propiedades pseudo criticas Ppc
y Tpc, pueden ser calculadas con la gravedad específica del gas.
CALCULO
DE
Ppc
y
Tpc
con
GRAVEDAD
ESPECIFICA
39. Propiedades Pseudocriticas del Gas Natural
CORRELACION DE STANDING
Standing expresó esta correlación grafica en las siguientes
formas matemáticas:
Para gas natural:
2
5
.
12
325
168 g
g
Tpc
2
5
.
37
0
.
15
677 g
g
Ppc
Para gas – condensado:
2
5
.
71
330
187 g
g
Tpc
2
1
.
11
7
.
51
706 g
g
Ppc
40. CORRELACION DE HALL & YARBOROUGH
La ecuación de Hall y Yarborough (1973), desarrollada usando la
ecuación de estado de Starling Carnahan:
• Donde:
Ppr= Presión Pseudo reducida
t= recíproco de la temperatura reducida (Tpc/T)
Y= Densidad reducida
Y
e
t
P
z
t
pr
2
)
1
(
2
.
1
06125
.
0
• La densidad reducida de la ecuación, se calcula con la siguiente expresión:
0
)
3
(
)
2
(
1
1
)
( 4
2
3
4
3
2
X
Y
X
Y
X
Y
Y
Y
Y
Y
X
Y
F
• Donde:
2
)
1
(
2
.
1
06125
.
0
1 t
pr e
t
P
X
)
58
.
4
76
.
9
76
.
14
(
2 3
2
t
t
t
X
)
4
.
42
2
.
242
7
.
90
(
3 3
2
t
t
t
X
)
82
.
2
18
.
2
(
4 t
X
41. La presión pseudo
reducida de un fluido se
define como la presión
actual del fluido dividida
entre su presión pseudo
crítica, esto es:
c
pr
P
P
P
• Donde:
Ppr, Tpr= Presión y Temperatura pseudo reducida
P, T = Presión y Temperatura actual del gas natural
Ppc,Tpc= Presión y Temperatura pseudo critica del gas natural
Propiedades Pseudo reducidas
La temperatura pseudo
reducida de un fluido se
define como la
temperatura actual del
fluido dividida entre su
temperatura pseudo
crítica, esto es:
pc
pr
T
T
T
42. Método
de
Standing
and
Katz 1. GRAFICO
DE STANDING
& KATZ: Con
los valores de
presión pseudo
reducida se
ingresa por la
parte inferior de
la grafica y se
sube hasta
interceptar las
temperatura
pseudo
reducida y se
lee el valor de
z.
43. Corrección por Impurezas
Los gases naturales frecuentemente contienen otros componentes, como nitrógeno,
dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno. Dependiendo de la cantidad de sulfuro de
hidrógeno, se considera amargo si un gas contiene 1 gramo de H2S por 100 pies cúbicos.
Concentración de hasta 5 % de estos componentes no hidrocarburíferos no afectara la
exactitud, cuando existen concentraciones altas de componentes no hidrocarburíferos en
las mezclas de gas. causa errores del orden del 10% en calculo de z.
Es el factor de ajuste de la temperatura critica que tiene la siguiente formula:
MÉTODO DE WICHERT – AZIZ
Desarrolló una correlación para tomar en cuenta los efectos del CO2 y H2S.
Esta ecuación usa un factor de corrección, para ajustar las propiedades pseudo
criticas de temperatura y presión:
Tpc
pc
T´
)
1
(
´
´
B
B
Tpc
pc
T
Ppc
pc
P
4
5
.
0
6
.
1
9
.
0
15
120 B
B
A
A
Donde el coeficiente A, es la suma de la fracción molar H2S y CO2 en la mezcla de
gas.
2
2 CO
S
H y
y
A
Donde B, es la fracción molar H2S, en la mezcla de gas.
45. Factor de Volúmen del Gas, Bg
Relaciona el volumen de gas evaluado a condiciones de reservorio y el
volumen del mismo gas a condiciones standard ( Psc=14.7 psia y Tsc=
60 oF). Generalmente se expresa en pies cúbicos o barriles de volumen
en el reservorio por pie cúbico de gas en las condiciones normales
• Donde: Bg= Factor de volumen del gas, ft3/scf
Vp,T=Volumen de gas a presión y temperatura, ft3
Vs.c.=Volumen de gas a condiciones estandard, scf
.
.
,
c
s
T
p
g
V
V
B
46. Factor de Volumen del Gas, Bg
En condiciones normales, la
misma masa de gas ocupa el
volúmen
• Reemplazando en la ecuación del factor volumétrico del gas (Asumiendo
Psc= 14.7 psia, Tsc=520 oR y Zsc= 1), tenemos :
sc
sc
sc
p
T
R
n
z
V
p
T
z
p
T
z
B
sc
sc
sc
g
• De acuerdo a la ecuación de estado de
los gases reales, el volumen de una
determinada masa de gas m,
equivalente a un número de moles n,
es dada a condiciones de reservorio
por:
p
T
R
n
z
V
scf
ft
p
T
z
p
T
z
Bg
3
02827
.
0
520
1
7
.
14
• Donde Bg=Factor de volumen de gas, ft3/scf
z=Factor de compresibilidad del gas
T= Temperatura, oR
47. Factor de Volúmen de Gas, Bg
• Y También puede ser expresado en bbl/Mscf:
Mscf
bbl
p
T
z
Bg 035
.
5
• El reciproco del factor de volumen del gas es llamado el factor de expansión
del gas y está designado con el símbolo Eg:
3
37
.
35
ft
scf
T
z
p
Eg
Bbl
scf
T
z
p
Eg 6
.
198
• En unidades de campo:
bbl
Mscf
T
z
p
Eg 1986
.
0
• En unidades de campo, el factor de volumen de gas Bg, puede ser expresado
en bbl/scf:
3
3
615
.
5
02827
.
0
ft
bbl
scf
ft
p
T
z
Bg
scf
bbl
p
T
z
Bg 005035
.
0
48. VISCOSIDAD DEL GAS
La viscosidad del gas natural disminuye a medida que la presión declina,
las moléculas se separan a bajas presiones por lo que las moléculas se
pueden mover mas fácilmente.
• La figura también muestra
que a bajas presiones la
viscosidad del gas se
incrementa a medida que
se incrementa la
temperatura sin embargo
a altas presiones la
viscosidad disminuye a
medida que se incrementa
la temperatura.
Dos métodos populares que son comunmente usados en la industria
del petróleo son:
1. Correlacion de Carr Kobayashi-Burrows (Metodo Grafico)
49. VISCOSIDAD DEL GAS
1. Correlacion de Carr Kobayashi-Burrows (Metodo Grafico)
• El procedimiento se resume en los siguientes pasos:
• Paso 1. Calcule las propiedades pseudo criticas de presión y
temperatura, el peso molecular aparente de la gravedad específica
o de la composición del gas natural. Correcciones a las propiedades
pseudo criticas por la presencia de CO2, N2 y H2S, deben
realizarse si están presentes en concentraciones más grandes que
el 5% molar.
S
H
C
N
corregida
no 2
2
2 0
1
1
• Donde: 1= Viscosidad del gas corregida a una atmósfera de
presión y temperatura de reservorio, cp
(N2 =Corrección de viscosidad debido a la presencia de N2
(CO2 =Corrección de viscosidad debido a la presencia de CO2
(H2S =Corrección de viscosidad debido a la presencia de H2S
(1)no corregida = Viscosidad del gas sin corregir, cp
50. VISCOSIDAD DEL GAS
• Paso 2. Obtener la viscosidad del gas natural a una atmósfera y a la
temperatura de interés de la figura esta viscosidad es denotada como 1,
debiendo ser corregido por la presencia de componentes no hidrocarburiferos
usando los gráficos insertados en la figura. Las fracciones no
hidrocarburíferas tienden a incrementar la viscosidad del gas. El efecto de los
componente no hidrocarburiferos se expresan en la siguiente relación.
• Paso 3. Calcular las propiedades pseudo reducidas de presión y
temperatura.
51. VISCOSIDAD DEL GAS
• Paso 4. A partir de la
presión pseudo reducida
y temperatura pseudo
reducida, obtener la
relación de viscosidades
(g/1) de la figura. El
término g, representa la
viscosidad del gas
natural a las condiciones
requeridas.
• Paso 5. La viscosidad
del gas, g a la presión y
temperatura de interés
es calculado
multiplicando la
viscosidad a una
atmósfera y temperatura
del sistema por la
relación de viscosidad.
1
1
g
g
52. VISCOSIDAD DEL GAS
2. Método de Lee Gonzales y Eakin
X
Y
2
.
0
4
.
2
• Es una relación semi empirica para el calculo de la viscosidad del gas
y la expresaron en términos de la temperatura del reservorio, densidad
del gas y peso molecular del gas
a
M
T
X
01
.
0
986
5
.
3
T
M
T
M
K
a
a
19
209
02
.
0
4
.
9 5
.
1
z
T
R
M
p a
g
r
y
g
g X
K
4
.
62
exp
10 4 r
• Donde :
g=viscosidad del gas (cp)
r=densidad del gas (lb/ft3)
T= temperatura oR
M=peso molecular aparente del gas, lbm/ lb-mol
54. Gravedad del Petróleo
La gravedad específica de un petróleo está definido como la relación de la
densidad del petróleo con la densidad del agua, ambas densidades son
medidas a 60 oF y a presión atmosférica.
w
o
o
r
r
• Donde:
o=Gravedad específica del petróleo
ro=Densidad del petróleo, lb/ft3
rw=Densidad del agua, 62.4 lb/ft3
4
.
62
o
o
r
Aunque la densidad y gravedad específica son usadas ampliamente en la
industria del petróleo, la gravedad API es la escala de gravedad preferida.
La gravedad API, está relacionada con la gravedad específica con la siguiente
relación:
5
.
131
5
.
141
o
o
API
• Las gravedades API de los petróleos varian desde 47º API para petróleos
livianos hasta 10º API para petróleos pesados.
55. Densidad del petróleo
La densidad del petróleo es definido como la masa por unidad
de volumen a una presión y temperatura definida. Es
usualmente expresada en lb/pie3.
La siguiente relación puede ser usada para calcular la
densidad del petróleo a presión debajo o igual a la presión de
punto de burbuja.
o
g
s
o
o
B
R
r
0136
.
0
4
.
62
Donde: o=gravedad especifica del petróleo en tanque
Rs= Solubilidad del gas, scf/STB
r o=Densidad del petróleo, lb/pie3
56. Densidad del petróleo
Para Petróleos bajo saturados
La densidad del petróleo a presiones encima del punto de
burbuja puede ser calculado con:
Donde: r o=Densidad del petróleo a presión p, lb/pie3
r ob=Densidad del petróleo a presión de burbuja, lb/pie3
Co= Coeficiente de compresibilidad isotérmica del petróleo, psi-1
b
o
ob
o p
p
c
exp
r
r
57. Densidad del petróleo
Para Petroleos Saturados
Incorporando la correlación empírica de Standing para el calculo
del factor volumétrico de petróleo, la densidad del petróleo a
presión y temperatura especifica puede ser calculado con la
siguiente ecuación:
2
.
1
5
.
0
0
)
460
(
25
.
1
000120
.
0
9759
.
0
0136
.
0
4
.
62
T
R
R
g
s
g
s
o
o
r
Donde: o=gravedad especifica del petróleo en tanque
T= Temperatura del sistema, ºR
Rs= Solubilidad del gas, scf/STB
58. Densidad del petróleo
Para Petróleos Subsaturados
Las correlaciones de Vasquez Beggs y de Admed pueden ser
incorporadas para dar:
Para la ecuacion de Vasquez Beggs:
API
T
R
A gs
sb 61
.
12
1180
)
460
(
2
.
17
5
1433
10 5
b
ob
o
p
p
Aln
exp
r
r
• Donde:
Para la ecuacion de Ahmed:
59. Gravedad especifica del gas en solución
La gravedad específica del gas en solución g, es descrita por
un promedio de peso de las gravedades especificas del gas
separado de cada separador.
n
i
st
i
sep
n
i
st
st
i
sep
i
sep
g
R
R
R
R
1
1
• Donde: n= número de separadores
Rsep=Relación gas petróleo del sepador, scf/STB
sep=gravedad del gas de separador
Rst=Relación gas petróleo de tanque, scf/STB
st=gravedad del gas de tanque
60. Solubilidad del Gas, Rs
La solubilidad del gas, Rs, es definido como el número
de pies cúbicos de gas que se disuelve en un barril de
petróleo en el tanque de almacenamiento a cierta
presión y temperatura.
• La solubilidad de un gas natural en el petróleo está en
función de la presión, temperatura, gravedad API y
gravedad del gas.
@c.s.
Petróleo)
de
(Vol.
@c.s.
disuelto)
Gas
de
(Vol.
RS
61. Solubilidad del Gas, Rs
• Como la presión es reducida desde Pi hasta Pb, no se forma gas del
petróleo consecuentemente la solubilidad del gas permanece constante a
su máximo valor de Rsb.
• A presiones menores que la Pb, el gas en solución es liberado y el valor de
Rs disminuye con la presión.
62. Solubilidad del Gas, Rs
• CORRELACIÓN DE STANDING:
• En 1947 propuso una correlación gráfica para determinar la solubilidad del
gas en función de la presión, gravedad específica del gas, gravedad API y
temperatura del sistema. En 1981 expresó su su correlación gráfica en
forma matemática:
2048
.
1
10
4
.
1
2
.
18
x
g
s
p
R
• Donde: T= Temperatura, oR
p=Presión del sistema,psia
g=gravedad especifica del gas en solución
• Donde:
460
00091
.
0
0125
.
0
T
API
x
63. Solubilidad del Gas, Rs
• Donde, es un numero correlativo y está definido por:
• Correlación de Glaso:
• En 1980, propuso una correlación para calcular la solubilidad del gas como
una función de la gravedad API, presión, temperatura y gravedad
especifica del gas.
2255
.
1
b
*
172
.
0
989
.
0
p
460
T
API
R g
s
b
*
p
• Con:
x
10
p b
*
5
.
0
)
log(
3093
.
3
1811
.
14
8869
.
2 p
x
64. Presión de punto de burbuja, Pb
• Diferentes maneras de combinas los parámetros en forma gráfica o en
expresiones matemáticas son propuestas por numerosos autores:
• La presión de punto de burbuja pb, de un hidrocarburo es definido como la
máxima presión a la cual la primera burbuja de gas es liberado del
petróleo.
• Las correlaciones están esencialmente basadas sobre las suposición de la
presión de punto de burbuja es una fuerte función de-,
)
,
,
,
( T
API
R
f
p g
s
b
• Standing
• Vasquez & Beggs
• Glaso
• Marhoun
• Petrosky & Farshad
65. Presión de punto de burbuja, Pb
• Con:
• Correlación de Standing
• En una forma matemática, Standing (1981) presentó la siguiente
correlación:
4
.
1
10
/
20
.
18
83
.
0
a
g
s
b R
p
API
T
a 0125
.
0
460
00091
.
0
• Correlación de Standing debe ser usado con precaución en presencia de
componentes no hidrocarburiferos en el sistema:
• Donde: Pb= Presión del punto de burbuja, psia
T= Temperatura del sistema, oR
66. Factor de Volumen del Petróleo, Bo
Se define como la relación del volumen de petróleo (
más el gas en solución) a la temperatura y presión de
reservorio con el volumen de petróleo medido a las
condiciones superficiales.
@c.s.
(Vo)
T
@p,
(Vo)
BO
• Donde: Bo= Factor de volumen del petróleo, bbl/STB
(Vo)p,T= Volumen de petróleo bajo p y T de reservorio, bbl
(Vo)p,T= Volumen de petróleo medido a condiciones estándar, STB
67. Factor de Volumen del Petróleo, Bo
1. A medida que la presión de reservorio disminuye de Pi a Pb, Bo aumenta
debido a la expansión del petróleo en el reservorio.
2. A Pb, el petróleo alcanza su máxima expansión y por consiguiente un
máximo valor para Bo.
3. Una reducción de la presión debajo de la Pb, resulta en liberación del
gas, por lo que el petróleo tiene un volumen menor y por consiguiente
una Bo menor. Cuando la presión es reducida a presión y temperatura
atmosférica Bo es igual a uno.
68. Factor de Volumen del Petróleo, Bo
Correlación de Standing:
Standing (1981), mostró que el factor de volumen del petróleo puede ser
calculada con la siguiente ecuación
• Donde: T= Temperatura, oR
g=gravedad especifica del gas
o= gravedad especifica del petróleo en tanque
2
.
1
5
.
0
0
)
460
(
25
.
1
000120
.
0
9759
.
0
B
T
R g
s
o
69. • Donde A:
• Correlación de Glaso
• En 1980, propuso la siguiente expresión para el cálculo de Bo:
• Donde: o=Gravedad especifica del petróleo en tanque
T= Temperatura del sistema, oR
A
o
B 10
0
.
1
Factor de Volumen del Petróleo, Bo
2
ob
*
ob
*
)
log(B
27683
.
0
)
(B
2.91329log
-6.58511
A
• Donde Bob*, está definido por:
)
460
(
968
.
0
B
5
.
0
0
ob
*
T
R
g
s
70. Factor de Volumen del Petróleo para petróleos bajo
saturados
• Para la ecuación de Vasquez & Beggs:
• Donde:
b
ob
o
p
p
A
B
B ln
exp
API
T
R
A gs
sb 61
.
12
1180
)
460
(
2
.
17
5
1433
10 5
71. Compresibilidad del petróleo, co
Por definición la compresibilidad isotérmica de una sustancia es el cambio
de volumen por cambio de presión , se representa:
• Para un sistema de petróleo, el coeficiente de compresibilidad
isotérmica de la fase de petróleo co es definida para presiones
encima del punto de burbuja por una de las siguientes expresiones.
T
p
V
V
c
1
T
o
p
V
V
c
1
• Donde: c o=Compresibilidad isotérmica, psi-1
r o= Densidad del petróleo lb/ft3
B o=Factor de volumen de formación del petróleo, bbl/STB
T
o
o
o
p
B
B
c
1
T
o
o
o
p
c
r
r
1
72. Compresibilidad del petróleo, co
• A presiones debajo del punto de burbuja, la compresibilidad es
definida como:
• Donde: B g=Factor de volumen de formación del gas, bbl/scf
T
s
o
g
T
o
o
o
p
R
B
B
p
B
B
c
1
• Hay varias correlaciones para calcular la co, a presiones encima de la
presión de burbuja, ( petróleo bajo saturado )
» Correlación de Vasquez & Beggs
» Correlación de Petrosky Farshad
» Correlación de McCain
73. Compresibilidad del petróleo, co
• Correlación de Vasquez & Beggs:
Propusieron la siguiente ecuación:
p
API
T
R
c gs
sb
o 5
10
61
.
12
1180
)
460
(
2
.
17
5
1433
Donde: T= Temperatura, oR
p=Presión encima de la presión de punto de burbuja, psia
Rsb= Solubilidad del gas a la presión de punto de burbuja.
gs=gravedad del gas a presión de separación.
74. VISCOSIDAD DEL PETROLEO, o
A medida que la presión decrece, la o inicialmente decrece debido a la
expansión del petróleo hasta alcanzar la Pb.
A medida que la presión decrece por debajo de la Pb, la o aumentará
debido al gas liberado del líquido, el incremento se debe a que se
remueve los componentes ligeros del líquido.
La viscosidad en general, es definida como la resistencia
interna del fluido al flujo.
o=f (T, p, o, o, Rs)
75. VISCOSIDAD DEL PETROLEO, o
Viscosidad de Petróleo Saturado:
Es definida como la viscosidad del petróleo a la presión de
punto de burbuja y temperatura del reservorio.
Viscosidad de Petróleo Bajo Saturado:
Es definido como la viscosidad del petróleo a presión encima
del punto de burbuja y temperatura de reservorio.
Viscosidad de Petróleo Muerto:
Es definido como la viscosidad del petróleo a presión
atmosférica ( no hay gas en solución) y temperatura del sistema.
De acuerdo a la presión, la viscosidad del petróleo puede ser
clasificado en tres categorías.
76. Viscosidad De Petróleo Muerto, od
Correlación de Beal:
a
od
T
API
260
360
)
10
(
8
.
1
32
.
0 53
.
4
7
• Con
)
/
33
.
8
43
.
0
(
10 API
a
• Donde: od= Viscosidad del petróleo muerto, medido a 14.7 psia y
temperatura del reservorio, cp
T =Temperatura, oR
77. Viscosidad De Petróleo Muerto, od
Correlación de Beggs & Robinson:
1
10
x
od
• Donde:
163
.
1
)
460
(
T
Y
x
Z
Y 10
API
Z 02023
.
0
0324
.
3
78. Viscosidad De Petróleo Muerto, od
Correlación de Glaso:
• Donde el coeficiente a es dado por:
a
od API
T )
log(
460
10
141
.
3
444
.
3
10
447
.
36
)
460
log(
313
.
10
T
a
79. Viscosidad De Petróleo Saturado, ob
Correlación de Chew Connally
• Con
• Donde: ob= Viscosidad del petróleo a presión punto de burbuja, cp
od= Viscosidad del petróleo muerto, medido a 14.7 psia y
temperatura del reservorio, cp
b
od
a
ob
10
4
7
10
4
.
7
10
2
.
2
s
s R
R
a
e
d
c
b
10
062
.
0
10
25
.
0
10
68
.
0
s
R
c 5
10
62
.
8
s
R
d 3
10
1
.
1
s
R
e 3
10
74
.
3
80. Viscosidad De Petróleo Saturado, ob
Correlación de Beggs Robinson
• Con
b
od
ob a
515
.
0
100
715
.
10
s
R
a
338
.
0
150
44
.
5
s
R
b
81. Viscosidad De Petróleo Bajo Saturado, o
Correlación de Vasquez Beggs:
• Con
m
b
ob
o
p
p
p
e
p
m 0000898
.
0
513
.
11
187
.
1
6
.
2
