propiedades de los fluidos petroleros 1.4-1.6.3

1.4 Propiedades del gas natural Se denomina gas natural al formado por los miembros más volátiles de la serie parafinica de hidrocarburos, principalmente metano, cantidades

menores de etano, propano y butano y, finalmente, puede contener porcentajes muy

pequeños de compuestos más pesados. Además, es posible conseguir en el gas

natural cantidades variables de otros gases no hidrocarburos, como dióxido de

carbono, sulfuro de hidrógeno (ácido sulfhídrico), nitrógeno, helio, vapor de agua,

etc. El gas natural puede obtenerse como tal en yacimientos de gas libre o asociado en yacimientos de petróleo y de condensado (porciones volátiles

de petróleo).

Gas dulce Es aquel que contiene cantidades de sulfuro de hidrógeno

(H2S), menores a 4 ppm. La GPSA define un gas apto para ser transportado por

tuberías como aquel que contiene menos de 4 ppm de H2S; menos del 3,0%

de CO2 y 6 a 7 libras de agua por millón de pies cúbicos en condiciones

normales (pcn). Gas agrio o ácido: Es aquel que contiene cantidades apreciables de sulfuro de

hidrógeno, dióxido de carbono (CO2) y otras componentes ácidos (COS,

CS2, mercaptanos, etc.,) razón por la cual se vuelve corrosivo en presencia de agua libre.

Gas rico(humedo) Es aquel del cual se puede obtener

cantidades apreciables de hidrocarburos líquidos,C3 de, aproximadamente, 3,O

GPM (galones por 1.000 pies cúbicos en condiciones normales). No tiene ninguna

relación con el contenido de vapor de agua que pueda contener el gas.

Gas pobre(seco) Es un gas que prácticamente está formado

por metano (C1) y etano (C2). Sin embargo, en sistemas de compresión de gas,

se habla de gas húmedo, en inglés "wet gas", al que contiene vapor de agua y

"gas seco" (inglés "dry gas"), al que no contiene vapor de agua. El ingeniero debe

tener presente los problemas de semántica que, por lo general, se observan

en estos casos.

1.4.1Densidad Relativa La densidad relativa es una comparación de

la densidad de una sustancia con la densidad de otra que se toma como referencia. Ambas densidades se expresan en las mismas unidades y en iguales condiciones de temperatura y presión si la presión y la temperatura son diferentes, entonces las densidades van a cambiar.

La densidad relativa es adimensional (sin unidades), ya que queda definida como el cociente de dos densidades.

La densidad relativa o gravedad especifica está definida como el cociente entre la densidad que primordialmente es de una sustancia y la de otra sustancia tomada como referencia, resultando.

donde  Pr es la densidad relativa,  P es la densidad absoluta lbm y Po es la densidad de

referencia lbm.

Para los gases, la densidad de referencia habitual es la del aire a la presión de 1 atm y la temperatura de 0 °C.

1.4.1La densidad relativa del gas La densidad relativa del aire es 1.00, ya que el

aire es el punto de referencia. La densidad relativa del amoníaco es 0.59, argón es 1.38, benceno es 2.6961, butano es 2.0061, dióxido de carbono es 1.5189, monóxido de carbono es 0.9667, cloro es 2.486, etano es 1.0378, el flúor es de 1.31, y el helio es 0.138. El hidrógeno y sus compuestos también tienen diferentes densidades relativas dependiendo de qué compuesto exista. Por ejemplo, el hidrógeno es 0.0696, cloruro de hidrógeno es 1.268, sulfuro de hidrógeno es 1.1763, y el ácido clorhídrico es 1.261.

Densidad relativa-gases

Aire 1.00 Hidrógeno 0.07 Amoníaco0.60 Neón 0.70 Argón 1.38 Nitrógeno0.97 Butano 2.00 Óxido nitroso 1.53 Cloro 2.49 Monóxido de carbono 0.97 Gas carbónico 1.53 Oxígeno 1.10 Helio 0.14 Ozono 1.72 r aire = 1293 g/m3       Masa molaraire 25 °C = 28.96

g/mol

1.4.2 Factor de volumen del gas El factor de volumen de formación de gas se define como la

relación entre el volumen de gas a la temperatura y presión del depósito al volumen a la temperatura y presión estándar o superficie (p s y T s).

Bg=Vyacimiento/Vestandar= Psc T z / p Tsc rcf/scfSiendo las condiciones estandar:

Ps=14.7 psia y Ts=519.7 °RRemplazando tenemos:

Bg=0.02828 (T z/p) rcf/scfDonde:p=presion del yacimientoT=temperatura del yacimientoz=factor de comprensibilidad de los gases

Ley de Boyle - Mariotte relaciona inversamente las proporciones de volumen y presión de un gas, manteniendo la temperatura constante: P1. V1 = P2 . V2

Ley de Gay-Lussac afirma que el volumen de un gas, a presión constante, es directamente proporcional a la temperatura absoluta:

Ley de Charles sostiene que, a volumen constante, la presión de un gas es directamente proporcional a la temperatura absoluta del sistema:

1.4.3 FACTOR DE COMPRESIBILIDADEl factor de compresibilidad (Z), conocido también como el factor de compresión, es la razón del volumen molar de un gas con relación al volumen molar de un gas ideal a la misma temperatura y presión. Es una propiedad termodinámica útil para modificar la ley de los gases ideales para ajustarse al comportamiento de un gas real. En general, la desviación del comportamiento ideal se vuelve más significativa entre más cercano esté un gas a un cambio de fase, sea menor la temperatura o más grande la presión. Los valores de factor de compresibilidad son obtenidos usualmente mediante cálculos de las ecuaciones de estado, tales como la ecuación del virial la cual toma constantes empíricas de compuestos específicos como datos de entrada. Para un gas que sea una mezcla de dos o más gases puros (aire o gas natural, ejemplo), es requerida una composición del gas para que la compresibilidad sea calculada.

1.4.3 Factor de Compresibilidad

1.4.3 Factor de Compresibilidad La relación única entre el factor de compresibilidad y

la temperatura, presión reducidas, y respectivamente, fue reconocida en principio por Johannes van der Waals en 1873 y es conocida como el teorema de los estados correspondientes de dos parámetros. El principio de estados correspondientes expresa la generalización de que las propiedades de un gas, las cuales dependen de las fuerzas moleculares, están relacionadas con las propiedades críticas del gas en una forma universal. Eso provee una base más importante para desarrollar correlaciones de propiedades moleculares.

1.4.4 Densidad de gas En un determinado volumen las moléculas de gas ocupan

cierto espacio por lo tanto se distribuirán de manera que encontremos menor cantidad en el mismo volumen anterior.

Podemos medir la cantidad de materia, ese número de moléculas, mediante una magnitud denominada masa. La cantidad de moléculas, la masa, no varía al aumentar o disminuir (como en este caso) el volumen, lo que cambia es la relación masa - volumen. Esa relación se denomina densidad (d).

La densidad es inversamente proporcional al volumen (al aumentar al doble el volumen, manteniendo constante la masa, la densidad disminuye a la mitad) pero directamente proporcional a la masa (si aumentamos al doble la masa, en un mismo volumen, aumenta al doble la densidad).

1.4.4 Densidad de gasla densidad tiene las unidades de masa por unidad de

volumen (d = m/V). Podemos acomodar la ecuación del gas ideal para obtener unidades similares, moles por unidad de

volumen:n/V=P/RT

Si multiplicamos ambos lados de esta ecuación por la masa molar, M, obtenemos la siguiente relación:

nM/V=PM/RTEl producto de las cantidades n/V y M es igual a la

densidad en g/L, como vemos a partir de sus unidades: moles/Litro*gramos/mol=gramos/Litro

Así la densidad del gas está dada por la expresión del lado derecho de la última ecuación:d=PM/RT

1.4.5 Propiedades de gases que contienen N2,CO2,H2S El gas natural es una mezcla de gases hidrocarburos principalmente,

que se encuentra en el subsuelo, cuyo componente en su mayor parte es el metano. Puede contener impurezas tales como: bióxido de carbono(CO2), nitrógeno(N2), acido sulfhídrico(H2S), helio(He) y argón(Ar).

El nitrógeno molecular o di-nitrógeno(N2), generalmente llamado nitrógeno, es un gas inerte, no metal , incoloro, inodoro e insípido que constituye aproximadamente las cuatro quintas partes del aire atmosférico, si bien no interviene en la combustión ni en la respiración. Condensa a 77 °K y solidifica a 63 °K.

Compuestos de nitrógeno: El nitrógeno se encuentra en las fracciones ligeras del crudo formando parte de compuestos básicos, y con mayor frecuencia en las fracciones pesadas, en compuestos no básicos que también pueden contener trazas metálicas.

El anhídrido carbónico o dióxido de carbono es un gas incoloro, indoloro, resultante de la combinación de dos cuerpos simples: el carbono y el oxígeno. Se produce por la combustión del carbón o los hidrocarburos.

 Dado que el CO2 es soluble en agua, ocurre naturalmente en aguas subterráneas, ríos , lagos, campos de hielo , glaciares y mares. Está presente en yacimientos de petróleo y gas natural.

Dióxido de carbono: Puede proceder de la descomposición de bicarbonatos presentes en el crudo o añadidos al mismo, o del vapor utilizado en el proceso de destilación.

El sulfuro de hidrógeno, denominado ácido sulfhídrico en disolución acuosa (H2Saq), es un hidrácido de fórmula H2S. Este gas , más pesado que el aire, es inflamable , incoloro, tóxico : su olor es el de materia orgánica en descomposición, como de huevos podridos.

El ácido sulfhídrico se encuentra naturalmente en petróleo «crudo» (procesado), gas natural, gases volcánicos y manantiales de aguas termales.

Azufre y sus compuestos: El azufre está presente en el gas natural y el petróleo crudo en forma de ácido sulfhídrico (H2S), formando compuestos (tioles, mercaptanos, sulfuros, polisulfuros, etc.) o como azufre elemental. Cada gas y cada crudo tienen distintos tipos y cantidades de compuestos de azufre, pero por lo general la proporción, estabilidad y complejidad de los compuestos son mayores en las fracciones pesadas del crudo.

Los compuestos de azufre denominados mercaptanos, que tienen olores característicos, detectables incluso a muy bajas concentraciones, se encuentran en el gas, en los crudos de petróleo y en los destilados. Los más comunes son los metilmercaptanos y los etilmercaptanos.

Existe riesgo de exposición a niveles tóxicos de H2S cuando se realizan trabajos de perforación, producción, transporte y procesado de petróleo y de gas natural. La combustión de hidrocarburos de petróleo que contienen azufre produce compuestos indeseables, como el ácido sulfúrico y el dióxido de azufre.

INTRODUCCION

Definición de Saturación La saturación de un medio

poroso con respecto a un fluido se define como la fracción del volumen poroso de una roca que esta ocupada por dicho fluido.

1.5.1 Factor de volumen del agua saturada

El factor de volumen del agua saturada se puede

calcular con la siguiente ecuación: Bw= 1 + 1.2 x 10-4 ( T-60) + 1 x 10-6 (T-60) -

3.33 x 10-6 p Donde: Bw: Volumen del agua saturada T: Temperatura P: Presion

1.5.2 Densidad del agua saturada

Es la cantidad de masa en un determinado volumen

La densidad del agua saturada puede obtenerse con la expresión siguiente:

Ρw= 62.43/Bw Donde: Pw: Densidad del agua Saturada Bw: Volumen del agua Saturada

1.5.3 VISCOSIDAD SATURADA DEL AGUA

La viscosidad solo se manifiesta en líquidos en la relación existente entre el esfuerzo cortante y el gradiente de velocidad generalmente se representa con letra µ. Para calcular la precion superficial basta con

dividir la viscosidad dinamica por la densidad del fluido.

Formula: velocidad

1.5.3 VISCOSIDAD DEL AGUA SATURADA

La viscosidad del agua es una porcion del porsentaje de NaC1 que contenga y este ada por:

µw= A + B/T Donde:A= -0.4518 + 0.009313 (% NaCl) 2B= 0.70634 + 0.09576 (% NaCl) 2 Si las porciones son elevadas, es necesario corregir el error de la viscosidad, obteniendo con la ecuacion por efecto de la presion.

Este factor se tiene con la expresión: C (p, T) = 1 + 3.5 * 10-12 p2 (T -40)

Propiedades del agua bajo saturada

Porque la solubilidad del gas en el agua es muy baja comparada con la del aceite; es común en la práctica pasar por alto la solubilidad del gas en el agua, si asumimos despreciable la expansión térmica, entonces el factor de volumen del agua de formación se considera 1.0

Actualmente en los campos hay agua que muestra solubilidad al gas, y así, se contrae bajo una caída de presión.

1.5.4 Tension Superficial del agua La tensión superficial es la fuerza en la superficie de

un líquido que hace que el área de esa superficie sea la mínima posible. De otra manera la tensión superficial es la medida de la fuerza elástica por unidad de longitud que actúa en la superficie de un líquido.

Las moléculas en el interior de un líquido son atraídas por sus vecinas desde todos los lados. Las moléculas que están en la superficie no tienen moléculas vecinas por todos sus lados por consiguiente son atraídas hacia el líquido.

Tabla que muestra la tensión superficial de algunos líquidos a 20ºC

LÍQUIDO γ(DINA/CM)Agua 72.75

Acetona 23.7

Benceno 28.9

Tetra cloruro de carbono 26.7

n-octano 21.8

Nitrobenceno 41.8

Etanol 22.3

Metanol 22.6

Factores Que Afectan La Tension Superficial

Entre los factores que afectan la tensión superficial se encuentran las sustancias tenso activas las cuales disminuyen la tensión superficial del agua; las sales, las cuales aumentan la tensión superficial y la temperatura disminuye la tensión superficial , ya que las fuerzas de cohesión disminuyen al aumentar la agitación térmica.

1.5.5 Solubilidad Del Gas En Agua

El gas puede disolverse en líquidos cuando el medio circundante es conductivo. La temperatura y la presión afectan en la manera en que el gas se disuelve en un líquido y qué tan fácilmente puede salirse de la solución.

Factores Que Afectan La Solubilidad

Temperatura: Cuando la temperatura aumenta, la solubilidad de un gas disminuye. La razón de esto es que a medida que aumenta la temperatura, la energía calorífica se transfiere a las moléculas de gas soluto en donde se convierte en energía cinética. Conforme las moléculas de líquido comienzan a moverse, se mueven más lejos una de la otra y el gas escapa del líquido más fácilmente.

Factores Que Afectan La Solubilidad

Presión: Cuando se incrementa la presión sobre un líquido, la solubilidad del gas aumenta. La razón de esto es que a medida que aumenta la presión, más moléculas de gas chocan con la superficie del líquido para entrar en la solución.

1.6.1 Compresibilidad Meehan presentó una correlación empírica para determinar el

coeficiente isotérmico de compresibilidad del agua, libre de gas y con gas en solución. Para agua libre de gas, la relación que obtuvo fue la siguiente:

(cw)= (A+BT+CT2)x10-6 f* Donde: (Cw)= Compresibilidad del agua, libre de gas, psi-1

Y: A = 3.8546 – (0.000134) p B = - 0.01052 + (4.77 x 10-7) p  C= (3.9267 x 10-5) – (8.8 x 10-10) p f*= 1+8.9x10-3 Rsw f* es el factor de corrección por presencia de gas en solución. El rango de aplicación de esta correlación es: 80° F <T<250°F 1000 lb/pg2 abs <p< 6000lb/pg2 abs 0 pies3 /bl <Rsw< 25 pies3/bl

1.6.2 Factor de Volumen El factor de volumen del agua bajosaturada está

dado por la siguiente expresión: Bw = Bwb exp [-Cw(p-pb)]

Donde: Bw = factor de volumen del agua arriba de la

presión de burbujeo. Bwb =  factor de volumen del agua en la presión de

burbujeo. Cw =compresibilidad del agua, psi-1 P = presión del sistema (P > Pb ), psia.

1.6.3 Densidad La densidad del agua bajo saturada se

determina con la ecuación:

Pw = Pwb exp [Cw(p-pb)]

Bibliografia http://fluidos.eia.edu.co/fluidos/propieda

des/densidadrelativapf.html http://ingenieria-de-yacimientos.lacomun

idadpetrolera.com/2008/11/factor-volumtrico-de-formacin-del-gas.html

http://www.gasnaturalfenosa.com.mx/mx/conocenos/responsables+con+la+energia/uso+responsable/del+gas/adultos/1297249493645/propiedades+del+gas+natural.html

https://carteleraelectronica.files.wordpress.com/2011/01/ing-gas-caracteristicas-y-comportamiento-de-los-hidrocarburos.pdf