DENSIDAD RELATIVA DEL ACEITE

La densidad específica o relativa de un aceite, γo, se define como la

relación de densidad del líquido a la densidad del agua, 62.4 lb/𝑝𝑖𝑒3a

las mismas condiciones de presión y temperatura, es decir:

La densidad relativa del aceite, γo, se puede expresar como la

densidad relativa 60°/60°, lo que significa que las densidades del

líquido y del agua se midieron a 60°F, a la presión atmosférica.

En la industria petrolera se emplea la densidad en grados API, que se

define como:

11

w

oo

5.1315.141

o

o API

Calcule la gravedad especifica y la gravedad API de un sistema de petróleo crudo

Con una densidad medida en condiciones normales de 53 lb/𝑝𝑖𝑒3

w

oo

5.1315.141

o

o API

=53

62.4= 0.849 lb/𝑝𝑖𝑒3

=141.5

0.849- 131.5 = 35 º API

Factor de Volumen del aceite (Bo)

El factor volumétrico del petróleo se designa por el símbolo Bo, y se

define como el volumen que ocupa a condiciones de yacimiento un

barril normal de petróleo más el gas en solución. El factor volumétrico

del petróleo se obtiene mediante la siguiente ecuación:

𝐵𝑜 =𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 (𝑎𝑐𝑒𝑖𝑡𝑒 + 𝑔𝑎𝑠 𝑑𝑖𝑠𝑢𝑒𝑙𝑡𝑜 𝑎 𝐶. 𝑌. )

𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑎𝑐𝑒𝑖𝑡𝑒 𝑚𝑢𝑒𝑟𝑡𝑜 𝑎 𝐶. 𝐵. )

Donde:

Bo: Factor de Volumen del aceite.

Ty: Temperatura del yacimiento, (°F).

Py: Presión del yacimiento, (lpc).

FUNCIONES PRESION – VOLUMEN - TEMPERATURA

Involucra:

a. Expansión del aceite al disolver gas

b. Expansión térmica del aceite con su gas disuelto

c. Compresión del aceite con su gas disuelto

FACTOR DE VOLUMEN DEL ACEITE, BO

El volumen de aceite que se produce en el tanque de almacenamiento

a condiciones estándar, es menor que el volumen de aceite que fluye

del yacimiento hacia el fondo del pozo productor. Este cambio en

volumen del aceite se debe a tres factores:

1. Liberación del gas disuelto en el aceite conforme la presión

decrece desde la presión del yacimiento a la presión de la

superficie.

2. La reducción en la presión causa una expansión ligera del aceite.

3. El aceite también se contrae debido a la reducción en la

temperatura.

El factor de volumen del aceite, Bo, se define como el volumen de

aceite con su gas disuelto en el yacimiento que se necesita para

producir un volumen de aceite muerto, a condiciones estándar.

555

FACTOR DE VOLUMEN DEL ACEITE, BO

La Figura representa el comportamiento típico del factor de volumen

del aceite, para un aceite negro. Si la presión del yacimiento se pudiera

reducir a la presión atmosférica, el valor del factor de volumen de

formación sería muy cercano a 1 Bl@c.y./Bl@c.e. Una reducción en

temperatura a 60°F sería requerida para obtener un valor del factor de

volumen de formación igual 1 Bl@c.y./Bl@c.e.

Por arriba de la presión de burbuja, el factor 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 (por

ejemplo, se vaporizan los componentes ligeros).

666

777

Comportamiento típico del factor de volumen del aceite, Bo, para un aceite negro como una

función de la presión a temperatura de yacimiento constante.

Bo

p

Predominan “a” y “b” sobre “c” por lo que siempre Bo > .

Forma típica de Bo contra p. (T = cte.)

PPiPb

Boi

Bob

Bo

0

1.00

3

2

1

1 a 2 rama bajo saturado

2 a 3 rama saturada.

aceite negro

aceite de alto encogimiento

En ocasiones es conveniente manejar estos factores en forma de polinomio:

Bo = 𝐴𝑜 + 𝐴1𝑝 para p > pb

Bo = 𝐴2 + 𝐴3𝑝 + 𝐴4 𝑝2 + 𝐴5 𝑝3 + 𝐴6 𝑝4 para p < pb

El exponente de p no debe ser mayor a 5, ya que el ajuste no seria representativo

de todo el fenómeno.

CORRELACION DE STANDING

Standing presento una correlación grafica que permite estimar el Bo teniendo como

parámetros la solubilidad y gravedad del gas, la gravedad del aceite y temperatura

CORRELACION DE VASQUEZ Y BEGGS

Desarrollaron una relación para determinar el Bo en función de Rs, 𝛾𝑜, 𝛾g y T.

Bo = 0.9759 + 0.000120 [𝑅𝑆 (γ𝑔

𝛾𝑜)0.5 + 1.25 (T-460)]1.2

Bo = 1.0 + 𝐶1 𝑅𝑠 + (T-520)(API/𝛾𝑔𝑠) [𝐶3 + 𝐶𝑟𝑅𝑠]

CORRELACION DE GLASO

Propuso la siguiente correlación para estimar el Bo en función de Rs, 𝛾𝑜, 𝛾g y T.

Donde A = -6.58511 + 2.91329 log Bob – 0.27683 (log Bob)2

Bob = Rs (γ𝑔

𝛾𝑜)0.526 + 0.968(T-460)

A condiciones normales.

Bo = 1.0 +10𝐴

CORRELACION DE AL MARHOUN

Desarrollo la siguiente correlación para estimar el Bo en función Rs, 𝛾𝑜, 𝛾g y T.

donde T es la temperatura del sistema en ºR y con el parámetro de correlación F definido

por la siguiente ecuación:

F = 𝑅𝑠𝑎 𝛾𝑔𝑏 𝛾𝑜𝑐

Los coeficientes a, b y c con los siguientes:

A = 0.742390; b = 0.32394, c = 1.202040

Bo = 0.497069 + 0.862963 x 10−3 T + 0.182594 x 10−2 F + 0.318099 x 10−5𝐹2

Bo = 1.0113 + 7.2046 (10−5) [𝑅𝑠0.3778𝛾𝑔0.2914

𝛾𝑜0.6265+ 0.24626(𝑇 − 460)0.5371]3.0936

CORRELACION DE PETROSKY Y FARSHAD

Propusieron una nueva expresión para determinar Bo, similar a la desarrollada por standing,

Utilizando los parámetros en condiciones normales.

CORRELACION DE BALANCE DE MATERIALES

Bo = 62.4𝛾𝑜+0.0136𝑅𝑠 𝛾𝑔

𝜌𝑜

Donde Rs es la solubilidad del gas en pc/bl; 𝛾𝑔, la gravedad especifica del gas;

𝛾𝑜, la gravedad especifica del aceite en condiciones normales.

FACTOR VOLUMÉTRICO DEL GAS (BG)El factor volumétrico del gas, se designa con el símbolo Bg, se define

como el volumen en barriles (o pies cúbicos) que un pie cúbico normal de

gas ocupara como gas libre en el yacimiento a las condiciones de presión

y temperatura prevalecientes.

El factor volumétrico del gas se obtiene mediante la siguiente ecuación:

Bg = 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑔𝑎𝑠 𝑎 𝐶𝑌

𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑔𝑎𝑠 𝑎 𝐶𝐵

De acuerdo a la ley de los gases se puede expresar

Bg = 𝑉𝑐𝑦

𝑉𝐶𝐵=

𝑍𝑌 𝑛 𝑅 𝑇𝑦 /𝑝𝑦

𝑍𝑐𝑏 𝑛 𝑅𝑇𝑐𝑏

𝑃 𝑐𝑏

= 𝑍𝑦 𝑇𝑦 𝑝𝑐𝑏

𝑍𝑐𝑏 𝑇𝑐𝑏 𝑃𝑦

Considerando como condiciones base: pcb = 1 atm = 1.033 kg/cm2, Abs.

Tcb = 20ºC = 293 ºK y Zcb = 1, se tiene:

Bg = 3.5256 x 10−3𝑍𝑦 𝑇𝑦

𝑃𝑦(m3/m3)

Ejemplo:

Calcular Bg para un campo del cual se tiene la siguiente información

Py = 150 kg/cm2

Ty = 70ºC

Zy = 0.90

Las temperaturas y la presión deben ser absolutas, por lo que

Pyabs = 150 + 1.033 = 151.033 kg/cm2 abs

Tyabs = 70 + 273 = 343 ºK

Por lo que sustituyendo en la ecuación de Bg.

Bg = 3.5256 x 10−30.90 𝑥 343

151.033= 7.20606 x 10−3 (m3/m3)

Se vera ahora la constante para el sistema ingles donde la Bg

sea en p3 a cy / p3a CB

Con los siguientes valores:

pCB = 14.689 psia

TCB = 60 ºF + 459.688 = 519.688 ºR, por lo que

Bg = 2.8265 x 10−2𝑍𝑦 𝑇𝑦

𝑃𝑦(cf/scf)

Ejemplo:

Calcular Bg para un campo del cual se tiene la siguiente información

Py = 151.033 kg/cm2 abs = 2147.689 psia

Ty = 343ºK = 617.4ºR

Zy = 0.90

Por lo que sustituyendo en la ecuación de Bg.

Bg = 2.8265 x 10−20.90 𝑥 617.4

2147.689= 7.31285 x 10−3 (cf/scf)

Con este valor difiere muy poco del obtenido en el sistema decimal.

(diferencia 1.48%)

Bg = 𝐴0 + 𝐴1𝑝 + 𝐴2 𝑝2 + 𝐴3 𝑝3 + 𝐴4 𝑝4

El exponente de p no debe ser mayor a 5.

RELACIÓN GAS DISUELTO EN ACEITE RSSe denota como Rs. También se le denomina solubilidad del gas en

petróleo, razón gas disuelto y relación gas petróleo, RGP (en inglés

GOR). Se define como la cantidad de gas medido a condiciones de

superficie, que se disuelven en un barril de petróleo, también medido a

condiciones de superficie. (Condiciones Base).

𝑅𝑠 =𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑔𝑎𝑠 𝑑𝑖𝑠𝑢𝑒𝑙𝑡𝑜 𝑒𝑛 𝑒𝑙 𝑎𝑐𝑒𝑖𝑡𝑒 𝑎 𝐶. 𝑌. 𝑎 𝐶𝐵

𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑎𝑐𝑒𝑖𝑡𝑒 𝑎 𝐶. 𝐵.

PPiPb

Rsi

Rsi

Rs

3

2 1

1 a 2 Rama bajo saturada

2 a 3 Rama saturada

Rs = 𝐴0 + 𝐴1𝑝 + 𝐴2𝑝2 + 𝐴3𝑝3

En este caso el exponente de p

no debe ser mayor a 5.

La siguiente Figura muestra el comportamiento de la relación gas

en solución-aceite para un aceite negro.

A presiones del 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 estas presiones el gas no

se libera en el espacio poroso y la mezcla total de líquido se

produce dentro del pozo.

A presión de yacimiento por debajo de la presión de burbuja, la

relación gas disuelto-aceite, Rs, decrece conforme decrece la

presión del yacimiento. Esto se explica debido a que más y más

gas se libera en el yacimiento, quedando atrapado en el casquete

de gas y no dejando que fluya hacia los pozos productores, dejando

menos cantidad de gas disuelto en el liquido.

1616

RELACIÓN GAS DISUELTO EN ACEITE RS

RELACIÓN GAS DISUELTO EN ACEITE RS

1717

Comportamiento típico de Rs para un aceite negro como una función de la presión a

temperatura de yacimientos constante.

Rs

p

RELACION GAS DISUELTO ACEITE Rs

Los factores que afectan la solubilidad del gas en el petróleo, Rs,

son:

• Presión, al aumentar la presión, aumenta Rs

• Temperatura, al aumentar la temperatura, disminuye Rs

• API, al aumentar la gravedad API, aumenta Rs

El gas en solución, Rs, se calcula en función de la presión,

temperatura, gravedad API y gravedad específica del gas, γg.

FACTOR DE VOLUMEN DE LA FASE MIXTA (BT) (T = CTE)

es el volumen que ocupa a condiciones de yacimiento el aceite con su

gas disuelto mas el gas liberado.

𝐵𝑡 =𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑎𝑐𝑒𝑖𝑡𝑒 + 𝑔𝑎𝑠 𝑑𝑖𝑠. +𝑔𝑎𝑠 𝑙𝑖𝑏𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜 𝑎 𝐶. 𝑌.

𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑎𝑐𝑒𝑖𝑡𝑒 𝑎 𝐶. 𝐵.

Bt = Bo + Bg (Rsi – Rs)

De esta expresión se observa que Bt solo existe cuando la presión del

yacimiento es menor que la saturación, como en la rama bajo saturada

no hay gas liberado, se puede decir que cuando p > pb; Bt = Bo.

Forma típica de Bt contra p (T = cte)

PPiPb

Bt

Bt

3

2

1

4

Bo

Bg (Rsi –RS)

Forma típica de Bt contra p (T = cte)

1 – 2- 4 Bo

2 – 3 Bt

Bt > Bo (rama saturada)

PROPIEDADES DEL AGUA DE YACIMIENTOS

La mayor parte del agua de formación en los yacimientos petroleros

contiene sólidos disueltos, principalmente cloruro de sodio, NaCl. El agua

de formación también se conoce como salmuera o agua salada.

La salinidad del agua de formación en los yacimientos petroleros se

encuentra en el rango entre 200 ppm a 300,000 ppm. El agua de mar

contiene aproximadamente 35,000 ppm de sólidos totales.

Los cationes disueltos en el agua de formación, normalmente encontrados,

son Na+, Ca++, Mg++. Las concentraciones de los sólidos disueltos en el

agua de formación se reportan en partes por millón, ppm, miligramos por

litro, mg/lt, o porciento en peso de los sólidos. Las partes por millón, ppm,

implican gramos de sólidos por un millón de gramos de agua de formación,

es decir:

2121

formación de agua degr 10

sólidosgr 6

ppm

FACTOR DEL VOLUMEN DE AGUA (BW)

Es el volumen que ocupa en el yacimiento, con su gas y sales disueltos,

en un metro Cubico de agua a C.B.

𝐵𝑤 =𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑎𝑔𝑢𝑎 + 𝑔𝑎𝑠 𝑑𝑖𝑠. +𝑠𝑎𝑙𝑒𝑠 𝑒𝑛 𝑠𝑜𝑙𝑢𝑐𝑖ó𝑛 𝑎 𝐶. 𝑌.

𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑎𝑔𝑢𝑎 𝑎 𝐶. 𝐵.

Debido a la baja solubilidad del gas en el agua, en comparación con la

del aceite, en Algunos problemas de ingeniería de yacimientos se usa

Bw = 1 para cualquier presión Como una aproximación razonable.

El factor de volumen del agua de formación representa el volumen de

agua en el yacimiento que se requieren para producir un volumen de

agua en la superficie; es decir:

Al igual que el factor de volumen del aceite, Bo, se involucran tres

efectos:

1. La liberación del gas disuelto del agua de formación conforme la

presión se reduce.

2. La expansión del agua de formación conforme la presión se reduce.

3. La contracción del agua de formación conforme la temperatura se

reduce.

FACTOR DE VOLUMEN DEL AGUA (BW)

La Figura presenta la forma más común del Bw en función dela presión, a una temperatura del yacimiento constante.

Conforme la presión del yacimiento se reduce desde la presióninicial, pi, hasta la presión de burbuja, pb, se presenta unincremento en el Bw debido a la expansión del agua en elyacimiento.

Una reducción en la py por debajo de la pb da lugar a laliberación del gas desde el agua de formación hacia el espacioporoso del yacimiento. Como consecuencia de la reducción dela presión del yacimiento, py, se obtiene una pérdida delvolumen de líquido debido a la liberación del gas, pero tambiénun aumento en su volumen por la expansión del agua. Por loque, el Bw continúa incrementándose conforme la presión sereduce.

23

FACTOR DE VOLUMEN DEL AGUA (BW)

Forma típica del factor de volumen del agua de formación, Bw, como función de la

presión, a temperatura de yacimiento constante.

Bw

p

(debido a que el agua sigue

expandiéndose y la liberación del gas es

muy pequeña)

COMPRESIBILIDAD TOTAL DEL SISTEMA ROCA

FLUIDOSLa compresibilidad es una medida del cambio en el volumen con la

presión, Considerando un volumen dado.

C = -1

𝑉(𝑑𝑣

𝑑𝑝)𝑡

Se conoce como compresibilidad total de un sistema roca fluidos, a la

suma de la Compresibilidad de cada fluido por su saturación, mas la

compresibilidad de la roca.

𝐶𝑡 = 𝑆𝑜𝐶𝑜 + 𝑆𝑤𝐶𝑤 + 𝑆𝑔𝐶𝑔 + 𝐶𝑓

Se le llama compresibilidad efectiva a un fluido, por ejemplo: al aceite bajo

saturado, A la compresibilidad total entre la saturación del fluido.

Coe = 𝐶𝑡

𝑆𝑜=

𝐶𝑜𝑆𝑜+𝐶𝑤𝑆𝑤+𝐶𝑓

𝑆𝑜

Compresibilidad del Aceite.

Ejemplo de calculo: C = -𝐵𝑜1 −𝐵𝑜2

𝐵𝑜1 (𝑃1−𝑃2)

Datos:

Pi = 351.62 kg/cm2 Bo1 = 1.35469

P2 = 253.16 kg/cm2 Bo2 = 1.37500

C = -1.35469 −1.37500

1.35469 (351.62−253.16)=

0.02031

133.38278= 1.52269 x 10−4 (kg/cm2)−1

Datos:

Pi = 5000 psi Bo1 = 1.35469

P2 = 3600 psi Bo2 = 1.37500

C = -1.35469 −1.37500

1.35469 (5000−3600)=

0.02031

1896.566= 1.07088 x 10−5 (psi)−1

De lo anterior:

Co = [𝑝𝑠𝑖−1] = 𝐶𝑜 [

𝑘𝑔

𝑐𝑚2]−1

14.22o Co = [𝑘𝑔/𝑐𝑚2]−1 = 14.22 Co[𝑝𝑠𝑖−1]

COMPRESIBILIDAD DE LA ROCA

Un yacimiento localizado a miles de pies por debajo de la superficie esta sometido a una

Presión de sobrecarga causado por el peso de las formaciones superiores.

La presión de sobrecarga varia de área a área y depende fundamentalmente de:

Profundidad

Naturaleza de la estructura

Consolidación de la formación edad geológica

Historia de las rocas

Siendo el mas importante, el primero de los mencionados.

Típicamente la presión de sobrecarga es de 1psi por pie de profundidad. Esta presión

aplica una fuerza compresiva al yacimiento.

Una presión de poro típica (referida como presión de yacimiento) típicamente es

de 0.5 psi por pie de profundidad.

La presión de sobrecarga que tiende a comprimir el yacimiento es sometida a dos fuerzas

Resistencia de la roca.

Presión dentro del espacio poroso.

Al disminuir la presión del yacimiento, el volumen total del yacimiento es disminuido,

a consecuencia de:

Cambio en el volumen de los granos de roca (matriz)

Reducción en porosidad.

𝐶𝑓 = 𝐶𝑟 + 𝐶𝑝

Donde:

𝐶𝑓 = compresibilidad de la formacion,m1/psi

𝐶𝑟 = compresibilidad de la roca, 1/psi

𝐶𝑝 = compresibilidad de volumen poroso, 1/psi.

En la mayoría de los yacimientos, el cambio en el volumen de los granos es mucho

Menor que el cambio en la porosidad. De allí que :

𝐶𝑓 = 𝐶𝑝

Y la compresibilidad de la formación es:

𝐶𝑓 = -(1

𝑉) (

𝑑𝑉

𝑑𝑝)

La compresibilidad es muy pocas veces medida en laboratorio; generalmente su valor

Es obtenido de correlaciones, siendo la mas usada la correlación de hall:

𝐶𝑓 = (13.392

∅0.438) / 1000000

Correlación de hall, compresibilidad de la formación contra porosidad.

El cambio de porosidad debido al cambio en presión puede ser estimado de la

siguiente correlación:

∅2 = ∅1 𝑒𝑐𝑓(𝑝2−𝑝1)

Esta ecuación muestra la reducción de la porosidad debido al crecimiento de la

presión de confinamiento.

La cual es frecuentemente aproximada por:

∅2 = ∅1(1+𝐶𝑓(𝑝2 − 𝑝1))

Donde:

∅1 = porosidad a la presión p1

∅2 = porosidad a la presión p1

𝐶𝑓 = compresibilidad de la formación, 1/psi.

COMPRESIBILIDAD ISOTÉRMICA DEL AGUA, CW

Por arriba de la pb, la cw se calcula con:

Cuando la py es mayor o igual que la pb, entoncesla Rsw es constante. Cuando la py es menor que lapb entonces la Rsw decrece. La Rsw se encuentraentre 5 y 10 ( pies3 gas @ c.e)/(Bls de agua @c.e, mientras que la Rs es del orden de 500 a 1000(pies3 gas @ c.e.)/(Bls aceite @ c.e)

3131

T

w

w

wp

B

Bc

1

sws RR 100

COEFICIENTE DE COMPRESIBILIDAD ISOTÉRMICA

DEL AGUA, CW

A py por debajo de la pb, la cw se define como:

El primer término de la Ecuación se relaciona con lacw a presiones de yacimiento por arriba de la pb ymuestra la expansión del agua. El segundo términode la ecuación anterior se relaciona con la cw apresiones de yacimiento por debajo de la pb y muestrael incremento del volumen del sistema (ver siguienteFigura).

3232

T

sw

w

g

T

w

w

wp

R

B

B

p

B

Bc

1

COMPRESIBILIDAD ISOTÉRMICA DEL AGUA, CW

3333

Comportamiento de cw con respecto a la presión a temperatura constante.

cw

py

CLASIFICACIÓN DE YACIMIENTOS PETROLEROS DE

ACUERDO AL TIPO DE FLUIDOS

Los sistemas de hidrocarburos, encontrados en los yacimientos petroleros,exhiben un comportamiento de fases, dentro de un amplio rango depresiones y temperaturas. Las fases más importantes que se presentan enlos yacimientos petroleros son la fase líquida y la fase gas.

Las condiciones bajo las cuales existen estas fases son de sumaimportancia en el estudio de la explotación de los yacimientos, permitiendoconocer su comportamiento, mejorando las prácticas de producción y elmanejo de los fluidos en superficie, así como optimizar la recuperación delos hidrocarburos.

El comportamiento de una mezcla de HC en un yacimiento, a lo largo delperíodo de explotación, se determina por la forma de su diagrama de fasesy la posición de su punto crítico.

La comprensión del comportamiento de la mezcla de dos componentespuros se utiliza como guía para entender el comportamiento de mezclasmulticomponentes.

CLASIFICACIÓN DE YACIMIENTOS PETROLEROS

Los yacimientos petroleros se clasifican, mediante diagramas de fases

presión temperatura, en función de la localización del punto crítico:

Yacimientos de aceite cuando Ty es menor que la Tc de la mezcla.

Yacimientos de gas natural, cuando Ty es mayor que la Tc de la mezcla.

YACIMIENTOS DE ACEITE (TY < TC )

En función de pi, los yacimientos de aceite se subdividen en las

categorías siguientes:

1. Yacimientos de aceite bajosaturado, cuando la pi > pb

2. Yacimientos de aceite saturado, cuando la pi = pb

3. Yacimiento de aceite saturado con casquete inicial de gas,

cuando la pi < pb (por segregación gravitacional, el gas se

localiza sobre la fase aceite). En estos yacimientos, la relación

del volumen del casquete de gas al volumen de la zona de

aceite se determina por las líneas de calidad correspondientes.

Los aceites crudos cubren un amplio rango en propiedades

físicas y composiciones químicas.

YACIMIENTOS DE GAS NATURAL

De manera general, si Ty es mayor qu Tc del sistema dehidrocarburos, el yacimiento se clasifica como un yacimientode gas natural. Éste se clasifica en función de su diagrama defase de presión-temperatura y de las condiciones queprevalecen en el yacimiento.

De acuerdo a McCain (The Properties of Petroleum Fluids) ,los yacimientos de gas se clasifican como:

1. Gas y condensado,

2. Gas húmedo, y

3. Gas seco.

.

TIPOS DE FLUIDOS EN LOS YACIMIENTOS PETROLEROS

Existen cinco tipos de yacimientos petroleros, en función de los tiposde fluido: De aceite negro, aceite volátil, gas y condensado, gashúmedo y gas seco.

El tipo de fluido en un yacimiento debe de identificarse al momento deldescubrimiento, o bien durante las etapas iniciales de su vida deexplotación. El conocimiento del tipo de fluido es un factor clave envarias de las decisiones que se deben de tomar para la explotaciónóptima del yacimiento.

Esto permite optimizar los rubros siguientes: el método de muestreo defluidos, las características del equipo superficial para manejo yconducción de la producción, los métodos de cálculo de volumen dehidrocarburos originales, las condiciones del yacimiento, las técnicasde estudio del comportamiento de yacimiento; el plan de explotación,incluyendo la selección de métodos de recuperación primaria,secundaria y/o mejorada, para estimar las reservas de hidrocarburos.

ACEITES NEGROS

Un aceite negro esta formado 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

ordinario o como aceite crudo de bajo

encogimiento.

ACEITE VOLÁTIL

Un aceite volátil contiene, pocas moléculas pesadas y mayor cantidad

de moléculas intermedias (definidas como etano, propano, butanos,

pentanos y hexanos), en relación con las que contiene un aceite negro.

Un aceite volátil también se conoce como aceite crudo de alto

encogimiento o aceite cercano al punto crítico.

El gas que se obtiene de un aceite volátil es muy rico en componentes

intermedios y generalmente se define como gas condensado

(retrógrado). El gas obtenido de 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 el empleo de ecuaciones de balance de

materia en aceites volátiles.

GAS RETRÓGRADO Y CONDENSADO A esta mezcla también se le denomina como gas retrógrado-condensado, gases condensados retrógrados, condensados del gas ocondensados. Inicialmente, a condiciones de yacimiento el fluido seencuentra en estado gaseoso. Al líquido producido a condiciones deltanque de almacenamiento, a partir de yacimientos de gas retrógrado,se le denomina condensado. Similarmente, al líquido producido acondiciones de yacimiento se le denomina condensado o líquidoretrógrado.

Una relación de producción inicial gas-condensado de 3,300 a 5,000pies3 a c.s./Bl a c.s , indica un gas condensado muy rico, que podríacondensar suficiente líquido para llenar 35% o más del volumen delyacimiento, aún cuando esta cantidad de líquido raramente fluirá hacialos pozos productores.

El gas libre en las instalaciones superficiales es muy rico encomponentes intermedios y se procesa para eliminar los líquidos depropanos, butanos, pentanos e hidrocarburos más pesados.

GAS HÚMEDO

En yacimientos petroleros con este tipo de fluidos,

al líquido que se obtiene a condiciones

superficiales se denomina condensado y al gas

del yacimiento, algunas veces, se le conoce como

gas y 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

a condiciones de superficie. En realidad, los

yacimientos de gas se encuentran también con

una saturación de agua.

GAS SECO

La palabra seco en este caso indica que el gas no contiene suficientes

moléculas de hidrocarburos intermedios para formar hidrocarburos

líquidos, a las condiciones de presión y temperatura de superficie. Sin

embargo, comúnmente se condensa algo de agua en la superficie.

A un yacimiento de gas seco, comúnmente se le denomina un

yacimiento de gas. Se debe de evitar alguna confusión debido a que

los yacimientos de gas húmedo se les denomina yacimientos de gas.

Asimismo, un gas retrógrado inicialmente existe como fase gas a

condiciones de yacimiento. Se han desarrollado ecuaciones analíticas

de balance de materia, para calcular el volumen de gas a condiciones

de yacimiento y para pronósticos de producción y para calcular las

reservas probadas de gas. Las ecuaciones de balance de materia

derivadas para los yacimientos de gas seco se pueden emplear para

los yacimientos de gas húmedo, tomando en cuenta la definición de las

propiedades de los gases húmedos.

DIAGRAMAS DE FASES PRESIÓN – TEMPERATURA

PARA ACEITES NEGROS

El diagrama de fases más común de un aceite negro se

presenta en la Figura siguiente, mostrando una línea

isotérmica para una reducción en la presión del yacimiento y

condiciones superficiales de separación. Este diagrama de

fases cubre un rango amplio de temperaturas. El punto crítico se

localiza cercano a la cima de la envolvente de fases. Las líneas

dentro de la envolvente de fase se denominan líneas de

calidad. Estas líneas representan volúmenes constantes de

líquido que se miden como un porcentaje, regularmente, del

volumen total. La línea vertical representada por 1-2-3 indica la

trayectoria de la reducción de presión a temperatura constante,

que ocurre dentro del yacimiento durante la explotación de los

fluidos. En forma similar, se indica la presión y temperatura a las

condiciones de separación en la superficie.

DIAGRAMAS DE FASES PRESIÓN – TEMPERATURA

PARA ACEITES NEGROS

Cuando la presión del yacimiento se encuentra dentro del rango

de la línea 1-2 , el aceite se denomina aceite bajosaturado.

Cuando la presión en el yacimiento se localiza en el punto 2 de

la línea vertical 1-2-3, el aceite se encuentra en el punto de

burbuja y se denomina aceite saturado.

Después, una caída en la presión del yacimiento liberará gas

formando una fase de gas libre en el yacimiento.

Conforme la presión declina en la línea vertical 2-3, el gas se

libera del aceite en el yacimiento. Similarmente, 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.

DIAGRAMAS DE FASES PRESIÓN – TEMPERATURA

PARA ACEITES NEGROS

Diagrama de fases de presión contra temperatura, para un yacimiento de aceite negro a una temperatura constante

y reducción de la presión del yacimiento; se presentan también condiciones superficiales del separador.

DIAGRAMAS DE FASES PRESIÓN-TEMPERATURA

PARA ACEITES VOLÁTILESLa Figura siguiente presenta un diagrama común de comportamiento

de fases, para un aceite volátil, conteniendo una línea isotérmica al

reducir la presión del yacimiento y condiciones del separador en

superficie. La línea vertical 1-2-3 muestra a temperatura constante la

trayectoria que se obtendría en el yacimiento, provocada por una

reducción en la presión originada por la explotación de los fluidos. Una

reducción pequeña en la presión por de bajo del punto de burbuja

(punto 2) provoca la liberación de una significante cantidad de gas en

el yacimiento.

Para un aceite volátil por debajo de la presión en el punto de burbuja,

caídas de presión de sólo 100 a 200 lb/pg2abs provocan una liberación

aproximada al 50% del gas disuelto en el aceite, a condiciones del

yacimiento. De igual manera, las curvas de calidad, que presentan un

menor porcentaje de líquido, atraviesan las condiciones de presión y

temperatura superficiales del separador.

DIAGRAMAS DE FASES PRESIÓN-TEMPERATURA

PARA ACEITES VOLÁTILES

Diagrama de fases presión contra temperatura para un yacimiento de aceite volátil a una temperatura constante y

reducción de la presión del yacimiento a condiciones superficiales del separador.

DIAGRAMA DE FASES PRESIÓN-TEMPERATURA

PARA GAS Y CONDENSADOS (RETRÓGRADO)

La siguiente Figura presenta un diagrama común de un gas y condensado(gas retrógrado) con una línea vertical isotérmica 1-2-3 al reducir lapresión del yacimiento y condiciones del separador en la superficie.

El punto crítico se localiza más hacia la izquierda baja del diagrama. Estoscambios del diagrama de fases y del punto crítico, son resultado de quelos gases retrógrados contengan una pequeña cantidad de hidrocarburospesados respecto a los aceites negros.

El diagrama de fases de un gas y condensado presenta una temperaturacrítica menor que la temperatura crítica de los aceites negros, y unacricondenterma mayor que la temperatura del yacimiento. El gasretrógrado se encuentra totalmente en forma de gas a condicionesiniciales del yacimiento. Conforme la presión del yacimiento decrecedebido a la explotación, el gas retrógrado alcanza el punto de rocío (punto2). Reducciones de presión subsecuentes, inician la condensación delíquido a partir del gas, formando una cantidad apreciable de líquido libre(condensado) en el yacimiento.

DIAGRAMA DE FASE DE PRESIÓN-TEMPERATURA

PARA GAS Y CONDENSADOS (CONTINUACIÓN)

Diagrama de fase de presión contra temperatura para un yacimiento de gas retrógrado a una temperatura

constante y reducción de la presión del yacimiento y a condiciones superficiales del separador.

DIAGRAMA DE FASES PRESIÓN-TEMPERATURA

PARA GASES HÚMEDOS

La siguiente Figura muestra un ejemplo común de un diagrama defase de presión-temperatura, en donde se observa una línea verticalisotérmica de reducción de presión (línea 1-2) y la representación deun separador superficial.

La envolvente del diagrama de fases de la mezcla de hidrocarburos,predominantemente formada por moléculas pequeñas, cae por debajode la temperatura del yacimiento.

Un gas húmedo existe solamente como un gas en el yacimiento a lolargo de la caída de presión, la trayectoria de la caída de presiónisotérmica en el yacimiento (línea 1-2), no entra a la envolvente defases; esto implica que no se formará líquido a las condicionesprevalecientes en el yacimiento.

A las condiciones de separación en la superficie la trayectoria deproducción entra a la región de dos fases, lo que origina que algo delíquido (condensado) se forme en la superficie.

DIAGRAMA DE FASE DE PRESIÓN-TEMPERATURA

PARA GASES HÚMEDOS (CONTINUACIÓN)

Diagrama de fase de presión contra temperatura para un yacimiento de gas húmedo volátil a una temperatura

constante y reducción de la presión del yacimiento y a condiciones superficiales del separador.

DIAGRAMA DE FASES PRESIÓN-TEMPERATURA

PARA GAS SECO

La siguiente Figura representa un diagrama común de presión-

temperatura para un gas seco observando una línea vertical de caída

de presión isotérmica (línea 1-2) y condiciones de separador.

El gas seco está principalmente formado por metano, con algunos

componentes intermedios. A condiciones de presión y temperatura del

yacimiento, la mezcla de hidrocarburos sólo se encuentra presente en

la fase gas. De igual manera, a las condiciones de separación en la

superficie, teóricamente sólo se obtiene gas. Esto implica que las

trayectorias de producción tanto a condiciones de yacimiento (línea 1-

2) como de superficie (separador), no cruza la envolvente de fases.

Por lo tanto, no se forma líquido (condensado) tanto a condiciones de

yacimiento como a condiciones de superficie. Sin embargo, se

observa que en algunos yacimientos de gas seco se forma una

cantidad insignificante de condensado a condiciones de superficie.

DIAGRAMA DE FASE DE PRESIÓN-TEMPERATURA

PARA GASES HÚMEDOS

Diagrama de fase de presión contra temperatura para un yacimiento de gas seco a una temperatura constante y

reducción de la presión del yacimiento y a condiciones superficiales del separador.