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PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS EN TUBERIA
Los fluidos en tubería al igual que en el reservorio presentan ciertos cambios en
sus propiedades debido a los efectos de presión y temperatura como así también
en su composición.
2.3.1. Densidad del petróleo
Es una propiedad que tiene grandes efectos sobre el flujo de fluidos en el
reservorio como en tubería. Este factor ejerce una relación entre la masa
compuesta del fluido y su volumen tal es así que una columna de líquido se ve
afectada por la gravedad de la densidad de su masa.
Cuando existe una variación o incremento en la densidad del líquido se produce
una disminución notable en la presión de cabeza o de surgencia. Petróleos cuya
RGP están por debajo de los 1100 pc/bbl se convierten en un serio problema para
producirlos y no así los petróleos cuya RGP está entre los 1100 y 5600 pc/bbl.
2.3.2. Efecto de la densidad en tubería vertical
Las figuras 2.6 y 2.7 muestran el efecto de un cambio en la densidad en
términos de gravedad °API cuando la viscosidad es considerada constante a 1 cp.
En la relación que existe entre la densidad y la viscosidad, esta debe
mantenerse constante y separar el efecto de la densidad.
Cuando el °API se incrementa la presión fluyente disminuye a cualquier
profundidad. Un petróleo pesado es más dificultoso producirlo que un petróleo
liviano de 50°API.
Si el efecto de la viscosidad es incluido con el efecto de cambio de la densidad se

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produce una pronunciada diferencia.
2.3.3. Viscosidad del petróleo
La viscosidad y la densidad están relacionadas, tal es así, que el efecto de
densidad del petróleo se tiene que aislar para mantener constante la viscosidad.
Cuando existe una variación de la viscosidad debido a los cambios de las
condiciones del reservorio, y de las condiciones de tubería, se tiene un serio
problema en el flujo de petróleo hacia la superficie, y se puede observar
variaciones de la viscosidad por efecto de presión y temperatura en las anteriores
relaciones gráficas.
Sin embargo la viscosidad también es una propiedad muy importante que
afecta al movimiento de los fluidos tanto en el reservorio como en la tubería,
existen varios estudios propuestos que relacionan la viscosidad como un efecto
indisoluble de otros factores siendo necesario realizar un análisis del
comportamiento de la viscosidad en el flujo de fluido.
2.3.4. Efecto de la viscosidad en la tubería vertical
La figura 2.8 muestra el efecto de la viscosidad. El °API también se muestra a lo
largo de la viscosidad del crudo. La práctica nos enseña la dificultad para producir
crudos con altas viscosidades. Los resultados se muestran en la figura 2.9 donde
se puede ver la gran diferencia entre un crudo de 10Cp que necesita una presión
de surgencia de 1462 Psi comparado con uno de 500 Cp que necesita 2612 Psi.

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2.3.5. Efecto de la viscosidad en la tubería horizontal
La figura 2.10 muestra la variación en la gradiente de presión horizontal a 4000 ft.
De tubería para varios °API el cual en su momento puede ser correlacionado con
la viscosidad. La razón de esto es que generalmente los crudos son afectados por
la temperatura produciéndose un enfriamiento en la línea de superficie y haciendo
a este más viscoso. Por ejemplo, en la gráfica 2.10 observamos que se produce
una caída de presión de 215 Psi para una viscosidad de 1Cp, comparada con una
caída de presión de 400 Psi para una viscosidad de 500 cp.
2.3.6. Compresibilidad del petróleo
La variación del volumen de un fluido dentro de una tubería es debido al efecto de
compresibilidad, el cual está relacionado inversamente con el factor volumétrico
del petróleo como se puede observar en la ecuación 2.28. La presión y
temperatura del petróleo que contiene gas en solución dentro del reservorio varia,
liberándose gas debido a la expansión del mismo fluido. Esta liberación de gas en
solución produce un encogimiento del petróleo convirtiendo al fluido de
monofásico a bifásico existirían dos fases.

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2.3.7. Tensión superficial del petróleo en la tubería
Esta definida como la razón de la fuerza superficial a la longitud a lo largo de la
cual actúa. La tensión entre el petróleo y el gas depende de la gravedad del
petróleo, de la temperatura y gas disuelto, además de otras variables. La tensión
superficial del petróleo se calcula mediante la siguiente ecuación:
Cuando la fase liquida contiene agua y petróleo es usado otro factor para calcular
la tensión superficial del líquido, siendo este la fracción del petróleo y agua
respectivamente, y se expresa:
2.3.8. Efecto de la tensión superficial en tubería vertical
El efecto en la tensión superficial es muy cuestionable. Brill demostró por medios
de cálculos, que un incremento en la tensión superficial, produciría un incremento
en el gradiente de presión con otras variables constantes, ver Fig. 2.11 y 2.12.

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2.3.9. Efecto de la tensión superficial en tubería horizontal.
El efecto de la tensión superficial es el mismo que para flujo vertical y no es
claramente definido.
2.3.10. Efecto de la relación de gas – petróleo en tubería vertical.
Un incremento en la relación causa una disminución en la presión requerida
en el fondo del pozo. Un punto ideal es alcanzado, donde cualquier incremento en
la relación de solubilidad incrementará la presión de surgencia del fondo del pozo.
Este es el resultado de dos factores, el cambio de gradiente cerca de la superficie
y el incremento de caída por fricción a lo largo de la tubería.
Esto es explicado por el hecho de que un incremento continúo de gas va a
incrementar la velocidad produciendo un incremento de la fricción.
2.3.11. Efecto de la relación de gas – petróleo en tubería horizontal
Sobre las caídas de presión horizontal es mostrada en la Fig.2.15 para flujo
vertical debe recordar que un incremento en la relación gas – petróleo causa una
disminución en la presión hasta alcanzar el mínimo gradiente para ciertas
condiciones establecidas.
Esto es debido al incremento de la gradiente estática de descarga de gas,
lo que causa un decrecimiento de la presión horizontal. El efecto opuesto tomado
para un punto de flujo horizontal, donde los fluidos no están siendo elevados
verticalmente, y por lo tanto el gas sólo representa un fluido adicional que está
moviendo en la línea horizontal. Por ejemplo, una relación gas – líquido de 200
pc/bbl requiere 116 psi comparado a una relación gas – líquido de 1500 pc/bbl que

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requiere 330 psi. Viendo de esta manera que cuando la relación gas – petróleo se
incrementa la presión también se incrementa.
Analizando las propiedades de los fluidos podemos encontrar la relación directa
que puede tener la permeabilidad sobre las propiedades de los fluidos del
reservorio, siendo esta definida como la capacidad de flujo dentro del reservorio.
Esta es normalmente calculada con datos de pruebas por métodos propuestos así
como Horner, etc., o de un núcleo o muestra a laboratorio, para ser analizado. La
permeabilidad de un núcleo convencional está alrededor de 20 md, si un caso éste
es inferior es a causa del efecto de trituramiento por efecto del impacto en la
perforación. Ahora si el núcleo es fracturado dentro de la pared del pozo la
permeabilidad es mucho mayor a 20 md. La figura 2.16 está hecha sobre 5300
muestras de núcleos llevadas a laboratorio.

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