UNIVERSIDAD UNIVERSIDAD NACIONAL DE PIURA FACULTAD DE INGENIERÍA DE MINAS ESCUELA PROFESIONAL DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO
TEMA:
- PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS ANÁ LISIS S PVT - ANÁLISI CORRELACIONES PARA SISTEMAS DE PETRÓLEO, PETRÓLEO, GAS Y AGUA A GUA - CORRELACIONES DE FORMACIÓN
CURSO: LABORATORIO DE RESERVORIO DE PETRÓLEO (PVT)
-
ALUMNOS: AL UMNOS: GRAU DIOS SUSY SUSY MARIBEL MARTÍNEZ ROSALES SANDRA RUTH MORALES CHUQUIRIMA CHUQUIRIMA HEBERT AL EXANDER VIGO SUÁREZ YANINA SADHIT
DOCENTE: MUCCHING MUCCHING RAMÍREZ ALBERTO AL BERTO
FECHA: 19/11/2016
ÍNDICE 1. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DEL YACIMIENTO 1.1. PROPIEDADES DEL GAS 1.1.1. GAS IDEAL A. LEY DE BOYLE B. LEY DE CHARLES Y GAY- LUSSAC C. ECUACION DE ESTADO D. DENSIDAD DE UN GAS IDEAL E. COMPORTAMIENTO DE LOS GASES REALES F. VOLUMEN DE UN GAS A CONDICIONES DE YACIMIENTO G. VOLUMEN DE UN GAS A CONDICIONES DE SUPERFICIE 1.2.
PROPIEDADES DEL PETRÓLEO A. RELACIÓN GAS DISUELTO O EN SOLUCIÓN - PETRÓLEO (R S) B. LA SOLUBILIDAD DEL GAS EN EL PETRÓLEO DEPENDE DE LOS SIGUIENTES FACTORES C. DETERMINACIÓN DE LA SOLUBILIDAD, RS D. FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÓLEO, BO
1.3.
PROPIEDADES DEL AGUA DE FORMACIÓN A. COMPRENSIBILIDAD DEL AGUA (CW ) B. COEFICIENTE DE EXPANSIÓN TÉRMICA DE AGUA (Β) C. FACTOR VOLUMÉTRICO DEL AGUA (BW) D. VISCOSIDAD DEL AGUA CONNATA E. SOLUBILIDAD DEL AGUA EN GAS NATURAL F. HIDRATOS
2. ANÁLISIS PVT 2.1. MUESTREO DE FLUIDOS 2.1.1. MUESTRAS DE SUPERFICIE (RECOMBINADAS DE SEPARADOR) 2.1.2. MUESTRAS DE CABEZAL 2.1.3. MUESTRAS DE FONDO 2.2.
VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LOS TIPOS DE MUESTREO
2.3.
PRUEBAS PVT
2.4. MÉTODOS DE SEPARACIÓN 2.4.1. SEPARACIÓN FLASH (PRUEBA DE EXPANSIÓN A COMPOSICIÓN CONSTANTE) 2.4.2. SEPARACIÓN DIFERENCIAL CONVENCIONAL 2.4.3. SEPARACIÓN DIFERENCIAL A VOLUMEN CONSTANTE 2.4.4. SEPARACIÓN FLASH A CONDICIONES DE SEPARADORES DE CAMPO 3. CORRELACIÓNES PARA SISTEMAS DE PETRÓLEO
ÍNDICE 1. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DEL YACIMIENTO 1.1. PROPIEDADES DEL GAS 1.1.1. GAS IDEAL A. LEY DE BOYLE B. LEY DE CHARLES Y GAY- LUSSAC C. ECUACION DE ESTADO D. DENSIDAD DE UN GAS IDEAL E. COMPORTAMIENTO DE LOS GASES REALES F. VOLUMEN DE UN GAS A CONDICIONES DE YACIMIENTO G. VOLUMEN DE UN GAS A CONDICIONES DE SUPERFICIE 1.2.
PROPIEDADES DEL PETRÓLEO A. RELACIÓN GAS DISUELTO O EN SOLUCIÓN - PETRÓLEO (R S) B. LA SOLUBILIDAD DEL GAS EN EL PETRÓLEO DEPENDE DE LOS SIGUIENTES FACTORES C. DETERMINACIÓN DE LA SOLUBILIDAD, RS D. FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÓLEO, BO
1.3.
PROPIEDADES DEL AGUA DE FORMACIÓN A. COMPRENSIBILIDAD DEL AGUA (CW ) B. COEFICIENTE DE EXPANSIÓN TÉRMICA DE AGUA (Β) C. FACTOR VOLUMÉTRICO DEL AGUA (BW) D. VISCOSIDAD DEL AGUA CONNATA E. SOLUBILIDAD DEL AGUA EN GAS NATURAL F. HIDRATOS
2. ANÁLISIS PVT 2.1. MUESTREO DE FLUIDOS 2.1.1. MUESTRAS DE SUPERFICIE (RECOMBINADAS DE SEPARADOR) 2.1.2. MUESTRAS DE CABEZAL 2.1.3. MUESTRAS DE FONDO 2.2.
VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LOS TIPOS DE MUESTREO
2.3.
PRUEBAS PVT
2.4. MÉTODOS DE SEPARACIÓN 2.4.1. SEPARACIÓN FLASH (PRUEBA DE EXPANSIÓN A COMPOSICIÓN CONSTANTE) 2.4.2. SEPARACIÓN DIFERENCIAL CONVENCIONAL 2.4.3. SEPARACIÓN DIFERENCIAL A VOLUMEN CONSTANTE 2.4.4. SEPARACIÓN FLASH A CONDICIONES DE SEPARADORES DE CAMPO 3. CORRELACIÓNES PARA SISTEMAS DE PETRÓLEO
3.1. 3.1.1. 3.1.2. 3.1.3.
DENSIDAD DEL PETRÓLEO CORRELACIÓN DE STANDING G CORRELACIÓN DE VÁSQUEZ –BEGGS CORRELACIÓN DE PETROSKY –FARSAHAD
3.2. PRESIÓN DE BURBUJEO PB 3.2.1. CORRELACIÓN DE STANDING, M.B 3.2.2. CORRELACIÓN DE LASATER, J.A 3.2.3. CORRELACIÓN DE VÁSQUEZ, M.E Y BEGGS, HD: 3.2.4. CORRELACIÓN DE GLASSO, O. 3.2.5. CORRELACIÓN DE LA TOTAL C.F.P 3.2.6. DE AL-MARHOUN, M.A 3.2.7. CORRELACIÓN DE PETROSKY, GE., JR Y FARSHAD 3.2.8. CORRELACIÓN DE MC CAIN 3.2.9. CORRELACIÓN DE FARHAD, LABLANCE, GARBER & OSORIO 3.2.10. CORRELACIÓN DE HEMMATI & KHARRA 4. CORRELACIONES PARA SISTEMA DE GAS 4.1. GRAVEDAD ESPECÍFICA DE UNA MEZCLA DE GASES 4.1.1. LA CORRELACIÓN DE VÁZQUEZ Y BEGGS 4.1.2. LA CORRELACIÓN DE KATZ 4.1.3. CORRELACIÓN HERNÁNDEZ Y PICHON 4.2. 4.2.1. 4.2.2. 4.2.3. 4.2.4. 4.2.5.
PROPIEDADES CRÍTICAS PARA GAS EN SUPERFICIE PARA CONDENSADOS CORRELACIÓN DE WICHERT Y AZIZ MÉTODO DE CARR-KOBAYASHI-BURRO CARR-KOBAYASHI-BURROWS WS CALCULO DE PRESIÓN Y TEMPERATURA REDUCIDAS
5. CORRELACIÓNES PARA SISTEMAS DE AGUA 5.1.1. AGUA SIN GAS: 5.1.2. PARA AGUA SATURADA CON GAS 5.2.
VISCOSIDAD DEL AGUA
5.3. 5.4.
COMPRESIBILIDAD DEL AGUA Y GAS DISUELTO GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL AGUA
PSEUDO
-
INTRODUCCIÓN
Los análisis PVT son un conjunto de pruebas que se hacen en el laboratorio a diferentes presiones, volúmenes y temperaturas para determinar las propiedades de los fluidos de un yacimiento petrolífero. Es necesario conocer dichas propiedades, ya que como ingenieros de petróleo necesitaremos aquellos datos para poder determinar los diversos parámetros y metodologías que se desarrollarán para poner a producir el yacimiento. Los análisis PVT son absolutamente necesarios para llevar a cabo el diseño de instalaciones de producción, análisis nodales, diversas actividades de la ingeniería de yacimientos; permiten obtener cálculos como el POES del yacimiento, predecir su vida productiva; definir los esquemas óptimos de producción, evaluar los métodos de recuperación mejorada y además propiedades que predicen el comportamiento de los pozos a medida que son explotados. En el presente trabajo se detallarán las propiedades de los fluidos, pruebas PVT y correlaciones de los fluidos, para así tener un amplio conocimiento sobre el tema.
OBJETIVOS:
-
El análisis PVT tiene tiene como objetiv objetivo o simular correctamente correctamente el comportamiento de un yacimiento durante la producción del fluido, desde el yacimiento hasta los separadores, donde es fundamental que la muestra sea representativa del fluido original en el yacimiento.
-
Determinar ciertos parámetros del yacimiento y condiciones actuales del pozo, para predecir el futuro comportamiento del mismo.
-
Permite estimar estimar nuevas nuevas reservas reservas y diseñar la completación del pozo pozo más adecuada a las necesidades del mismo.
-
Permite saber si existe existe suficientes suficientes hidrocarburos hidrocarburos que que justifiquen justifiquen los cortes de perforación de nuevos pozos o desarrollo de nuevos campos.
1. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE YACIMIENTO:
Un fluido de yacimiento puede presentarse como líquido, gas y sólido, dependiendo de la presión, temperatura y de la composición del fluido. Cuando se estudia un yacimiento los fluidos de interés son petróleo, gas y agua. Para tener un entendimiento completo de la composición del crudo, gas y agua; es necesario evaluar sus propiedades y comportamiento a condiciones de superficie y yacimiento, para logar que la recuperación de petróleo y gas sea lo mas económicamente posible. 1.1.
PROPIEDADES DEL GAS:
El gas,es un fluido el cual no tiene forma definida ni volumen, pero se expande llenando totalmente el recipiente que lo contiene. Las propiedades de los gases y líquidos son diferentes, fundamentalmente porque las moléculas de gas están mucho más apartadas una de otras que en el caso de las moléculas de líquido. La mayor distancia intermolecular permite que los cambios de presión y temperatura afecten a la densidad del gas mucho más que la densidad del líquido. 1.1.1. GAS IDEAL:
Un gas ideal es un fluido en cual:
El volumen ocupado por las moléculas es insignificante respecto al volumen ocupado por el fluido total. No hay fuerzas de atracción ni de repulsión entre moléculas o entre las moléculas y las paredes del recipiente. Todas las colisiones de las moléculas son perfectamente elásticas, así que no hay pérdidas de energía interna por colisión.
El comportamiento de un gas ideal está regido por las siguientes leyes: A. LEY DE BOYLE: “A temperatura constante, la presión de un gas ideal es i nversamente proporcional a su volumen”.
1
B. LEY DE CHARLES Y GAY- LUSSAC:
“A presión constante, el volumen de un gas ideal varia directamente con la temperatura”.
“A volumen constante, la presión varia directamente con la temperatura”
C. ECUACION DE ESTADO:
Las dos ecuaciones anteriores se combinan en una única ecuación de estado, la cual describe las relaciones presión - volumen - temperatura de una cantidad dada de un gas ideal, en la siguiente forma:
222
Donde: -
P1, V1 y T1 son la presión. El volumen y temperatura de gas en estado 1. P2, V2 y T2 son la presión. El volumen y temperatura de gas en estado 2.
D. DENSIDAD DE UN GAS IDEAL:
= = o
E. COMPORTAMIENTO DE LOS GASES REALES:
-
A bajas presiones, el comportamiento de un gas real se desvía muy poco de la ecuación de estado de un gas ideal. En el caso de la industria petrolera, la ley de los gases ideales puede ser utilizada dentro de ciertos límites para predecir el comportamiento real de los gases, introduciendo un “factor de corrección o factor de desviación”, se tiene que: PV = ZnRT
-
Factor de compresibilidad z: Es determinado experimentalmente como la razón del volumen actual de un gas y su volumen ideal a la misma presión y temperatura.
-
Densidad de un Gas Real:
Se tiene que:
= Ɣ=
-
Gravedad Específica de un Gas:
-
Factor vol umétrico del gas, Bg:
“Es el volumen de gas a condiciones de yacimiento requerido para producir una unidad volumétrica de gas a condiciones normales de superficie”.
=
F. VOLUMEN DE UN GAS A CONDICIONES DE YACIMIENTO: El volumen de “n moles” de un gas a condiciones de yacimiento cualquiera (P, T) puede calcularse así:
G. VOLUMEN DE UN GAS A CONDICIONES DE SUPERFICIE:
El volumen del mismo número de moles de gases a condiciones normales de superficie es:
Sustituyendo las ecuaciones se obtiene la expresión general:
-
Factor de Expansión del Gas:
“Es el volumen ocupado a condiciones normales por ciert a cantidad de gas que ocupa una unidad volumétrica a condiciones de yacimiento”.
-
Compresibilidad de los Gases:
Se define como el cambio relativo en volumen por unidad de cambio en presión, lo cual se expresa como:
-
Viscosidad de los Gases:
“El coeficiente de viscosidad es una medida de la fricción interna o resistencia al flujo ejercida por un fluido”.
La unidad absoluta es el poise que es dina-seg/cm 2 o gr/(seg-cm), pero lo que usualmente se usa es el llamado centipoise (cp), el cual es la centésima parte del poise.
El termino viscosidad normalmente se usa para la viscosidad dinámica para la diferenciarla de la viscosidad cinemática, la cual se define como la viscosidad dinámica dividida entre la densidad del fluido.
Una formulación matemática es la ofrecida por Lee y Colaboradores del Instituto Tecnológico del Gas y es la siguiente:
Dónde: ug es la viscosidad del gas a condiciones normales de P y T.
1.2.
PROPIEDADES DEL PETRÓLEO:
“Un líquido es un fluido sin forma definida pero que tiene un volumen definido para una masa dada y un conjunto de condiciones”
Comportamiento Volumétrico de los Líquidos:
El volumen de un líquido ideal no cambia con la presión y la temperatura y su viscosidad debe valer cero porque no hay fricción intermolecular. Sin embargo, los líquidos reales se desvían ampliamente del comportamiento ideal.
Compresibil idad de los Líquidos:
La relación presión-volumen en los líquidos es tal que la compresibilidad es casi constante.
O se obtiene:
Gravedad Específica del Petról eo: “Es la densidad de un líquido entre la densidad del agua, ambas a la misma temperatura y presión”
Ɣ=
En la industria petrolera la gravedad del petróleo se especifica como gravedad API (medida en grado) definida como:
141,Ɣ5 131,5
Tensión Interfacial y Viscosidad de Líquidos
La tensión Interfacial entre una fase líquida y una fase gaseosa en equilibrio es una función de la presión, la temperatura y composición de las fases. Más allá del punto crítico la tensión Interfacial es cero ya que no hay límites de fases. La tensión superficial es menor cuando el gas esta disuelto en el crudo. Petróleos de bajas tensiones interfaciales fluyen a través del yacimiento más fácilmente. Los valores de tensión superficial para el petróleo son necesarios para resolver problemas relacionados con los fenómenos capilares y la forma de obtener estos valores es mediante pruebas de laboratorio para cada petróleo en particular. La viscosidad de los líquidos, al igual que la viscosidad de los gases, es una medida de resistencia al flujo. En contraste a la viscosidad de los gases, la viscosidad de los líquidos decrece en el incremento de la temperatura. La viscosidad del líquido incrementa con el peso molecular y con la densidad. Existen correlaciones muy útiles para estimar la viscosidad del petróleo libre de gas o petróleo muerto a la presión atmosférica y temperatura del yacimiento cuando la gravedad API a condiciones de superficie o tanque es conocida.
La viscosidad del petról eo saturado de gas (uo):
Puede ser estimado por Connally:
O también
la correlación de Chew-
Solubilidad del Gas, Rs
“Solubilidad o gas disuelto en petróleo” es como si se tratase de un sistema de dos componentes. Solubilidad implica que hay un límite a la cantidad de gas que puede ser disuelto en petróleo, esto es incorrecto. La cantidad de moléculas formadas de gas en la fase liquida a la temperatura del yacimiento está limitada solamente por la presión o por la cantidad de moléculas livianas presentes”.
La solubilidad del gas es la cantidad de gas que se deprende del líquido a medida que el líquido es transportado hasta las condiciones de superficie desde la condición de presión del yacimiento. A. RELACIÓN GAS DISUELTO O EN SOLUCIÓN - PETRÓLEO (RS) “Es el volumen de gas, a condiciones de superficie, que se disuelve a condiciones de yacimiento, en una unidad volumétrica de petróleo a condiciones de superficie. B. LA SOLUBILIDAD DEL GAS EN EL PETRÓLEO DEPENDE DE LOS SIGUIENTES FACTORES:
1. Presión: A mayor presión mayor solubilidad. 2. Temperatura: A medida que aumenta la temperatura disminuye la solubilidad del gas. 3. Gravedad API del petróleo: A presión y temperatura constante al aumentar la gravedad API mayor es la solubilidad del gas. 4. Composición del gas: A medida que aumenta la gravedad del gas aumenta la solubilidad del mismo. 5. Tipo de Liberación: La manera de separarse el gas del petróleo produce diferentes valores de Rs. C. DETERMINACIÓN DE LA SOLUBILIDAD, RS
1. 2. 3. 4. 5.
Análisis de Fluidos (PVT). Si se conoce la composición del petróleo del yacimiento. Si solo se conoce la presión en Psia. Correlación de Beal. Correlación se Standing.
D. FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÓLEO, B O “Volumen de líquido a condiciones de yacimiento requerido para producir un volumen unitario de petróleo”
Dos valores específicos de factor volumétrico de petróleo son usados comúnmente: Boi: El valor de Bo a presión inicial de yacimiento. Bob: El valor de Bo a la presión de burbuja.
Determinación del Factor Volumétrico del Petróleo, B o A. Por debajo del punto de Burbuja (P≤Pb) 1. De pruebas de laboratorio.
2. A partir de la composición del petróleo.
3. A partir de los principios de la solución ideal.
1
4. Mediante correlaciones.
-
Si solo se conoce la solubilidad de gas Rs o la presión P-
-
Mediante la correlación de Standing.
B. Factor volumétrico del petróleo en punto de burbujeo y por debajo de él:
C. Por encima del punto de burb ujeo:
1.3.
PROPIEDADES DEL AGUA DE FORMACIÓN:
La asociación del agua con los otros fluidos en el yacimiento y en la superficie es muy importante en la evaluación y en desarrollo de la producción petrolera. A. Comprensibilidad del Agua (Cw ):
La comprensibilidad del agua es una función de la presión, la temperatura y la concentración de gas disuelto.
La comprensibilidad del agua pura a temperatura constante es:
Dónde:
1
V es el volumen de agua pura (Bls) ΔV es el cambio de volumen (Bls) ΔP es el cambio de presión (Psi) A una presión y temperatura dadas, el gas disuelto incrementa la comprensibilidad del agua de acuerdo a la ecuación:
Donde:
10,0088
es la solubilidad del gas natural en el agua del yacimiento (pie 3/BY). La solubilidad del gas natural es el agua del yacimiento se determina por correlaciones. B. Coeficiente de expansión térmica de agua (β): El coeficiente de expansión térmica de agua (β) a presión constante se expresa por:
1
Donde V y T son el volumen y la temperatura. C. Factor Volumétrico del agua (B w ):
El factor volumétrico del agua depende de su presión y temperatura. La emisión o desprendimiento del gas y la expansión de agua salada a medida que la presión es reducida y la contracción de la salmuera a medida que la temperatura disminuye. En adicción al gas disuelto la mayoría de las aguas de yacimiento contienen sales las cuales decrecen la solubilidad del gas; un incremento en la salinidad del agua disminuye el factor volumétrico B w El factor volumétrico Bw de un agua de yacimiento se puede calcular: 1. Bw se determina para agua pura y agua pura saturada con gas natural a la presión y temperatura fijadas.
2. Un factor de corrección para la solubilidad del gas como una función de temperatura y salinidad es calculado de:
1,96−,26
Donde Y y T son la salinidad y la temperatura. 3. El
Donde
verdadero
valor
de
Bw
es
dado
por:
es el factor volumétrico del agua pura.
es la diferencia entre los factores volumétricos del agua pura y el agua pura saturada de gas. D. Viscosi dad del Agua Connata
:
La viscosidad del agua incrementa con la disminución de la temperatura. Este efecto se muestra para el agua pura y el agua saturada con cloruro de sodio. Sales disueltas incrementan la viscosidad. Debajo de 18°C, incrementos en la presión reducen la viscosidad. Sin embargo, el efecto de la presión es despreciable para el agua pura y probablemente para soluciones saladas a presiones típicas de yacimiento. E. Solubilidad del Agua en Gas Natural: La solubilidad del agua en gas natural es importante porque ella influye en el procesamiento y transporte del gas. Ella depende de la presión, temperatura y composición, tanto del gas natural como del agua. F. Hidratos: El gas natural y el agua se combinan para formar solidos conocidos como hidratos a temperaturas por encima del punto de congelación del agua. Estos solidos pueden formarse a temperaturas y presiones normalmente encontradas en las tuberías de gas natural. Las presiones a las cuales los hidratos se formarán son significativamente menores para gases de alta gravedad, es decir, gases que contienen hidrocarburos pesados.
2. ANÁLISIS PVT: 2.1.
MUESTREO DE FLUIDOS:
Los estudios de laboratorio son muy importantes para conocer las propiedades de la formación productora, las propiedades de los fluidos contenidos y la distribución de los mismos, entre otros aspectos, los cuales ayudan a entender el potencial y la factibilidad de aplicación de los métodos de Recuperación Mejorada. Las pruebas para la selección de los métodos de Recuperación Mejorada pueden clasificarse en 4 grupos: -
Caracterización de la mezcla de hidrocarburos. Estudios de fluidos de inyección. Caracterización de núcleos de yacimiento. Estudios de desplazamiento en medios porosos.
Para caracterizar a la mezcla de hidrocarburos es necesaria la obtención de una muestra representativa del fluido del yacimiento, es decir una muestra a condiciones in situ. El muestreo es una operación muy importante, ya que los datos arrojados de experimentos PVT realizados a las muestras, se utilizan para realizar cálculos y simulaciones de trascendencia técnica y económica. Entre la información obtenida más importante se encuentra lo siguiente: -
Cálculo de reservas de petróleo y gas. Programas de desarrollo del yacimiento. Predicciones del comportamiento del yacimiento. Cálculo de la vida fluyente de los pozos. Diseño de baterías de separación y recolección. Selección del proceso de recuperación mejorada de hidrocarburos. Diseño de plantas de tratamiento, procesamiento y refinación.
Dependiendo del lugar donde se tomen las muestras, éstas se pueden clasificar de la siguiente forma: -
Muestra de superficie (recombinadas de separador) Muestras de cabezal Muestras de fondo
2.1.1. Muestras de superfici e (recombinadas de separador):
En este procedimiento la toma de muestras se realiza en el separador de alta presión después de un período adecuado de estabilización, y posteriormente, en el laboratorio, se recombinan los fluidos en las mismas proporciones que existían al momento del muestreo de acuerdo a la relación de gas-petróleo medida en el separador. Este método es recomendable cuando la presión fluyente en el fondo del pozo es mayor que la presión de burbuja de la mezcla de hidrocarburos. Si la presión
fluyente en el fondo del pozo es menor, se produce gas libre y la presión de burbuja obtenida en el laboratorio será mayor que la original del yacimiento. Se debe tener las siguientes recomendaciones para el muestreo en superficie: -
Las muestras de petróleo y gas deben ser tomadas de manera simultánea. El separador debe estar operando a condiciones estabilizadas de presión, temperatura y flujo. Determinar con la mayor precisión posible las condiciones del separador durante el muestreo. Para el muestreo de gas se recomienda llenar un cilindro evacuado. Para el muestreo de líquido se recomienda utilizar la técnica de desplazamiento. Las muestras deben ser tomadas en el separador de mayor presión.
2.1.2. Muestras de cabezal:
Este procedimiento se aplica básicamente en la toma de muestras en pozos productores de condensados. Para realizarlo se requiere de la misma preparación e información de los pozos que el método de recombinación de muestras; la presión y temperatura juegan un papel importante y, por ello, es necesario conocer sus valores en el punto de toma de la muestra. Este método utiliza un tubo de pequeño diámetro que se introduce en el centro de la tubería de flujo del pozo, punto donde existe la mayor velocidad de flujo. El fluido que se pasa por dicho tubo es desviado a un separador auxiliar o a un recipiente para tomar muestras. También se pueden tomar muestras separadas de gas y líquido para tratarlas como en el método de recombinación de muestras. Este método pierde exactitud cuando los pozos producen con alto contenido de líquido, ya que los líquidos se distribuyen a lo largo de la tubería y no fluyen distribuidos uniformemente en el gas, lo que ocasiona que no sean recogidos cuando el tubo toma muestras se ubica en el centro de la tubería. 2.1.3. Muestras de fondo:
Para obtener este tipo de muestras es necesario preparar el pozo seleccionado para el muestreo, el tiempo requerido para esta actividad dependerá de la historia y capacidad de producción del pozo. Para el muestreo se introduce un tomamuestras con la ayuda de un cable, se ubica a la profundidad deseada y se activa su cierre desde la superficie, obteniendo la mezcla de hidrocarburos a la presión y temperatura de muestreo. Se recomienda tomar por lo menos 33 muestras, a las cuales se les debe determinar la presión de burbuja en el campo a temperatura ambiente. Una vez adquirida la muestra, ésta se lleva a la superficie, donde se determinar el buen estado del equipo de muestreo que contiene los líquidos a presión, con la finalidad de verificar que no tenga pérdidas.
El muestreo de fondo no se recomienda en yacimiento de gas y condensado debido a que cuando el pozo está fluyendo, parte del líquido que se condensa dentro del pozo se queda adherido a las paredes de la tubería y si la muestra de fondo se toma con el pozo fluyendo, la cantidad de líquido y gas que se recogerá en el equipo tomamuestras será diferente a la contenida en el yacimiento. Además, al cerrar el pozo el condensado que existe en la parte superior de la tubería de producción se depositará en el fondo del pozo, originando que el fluido del pozo contenga una mayor cantidad de hidrocarburos pesados que el fluido original; por lo tanto, se recomienda que para yacimientos de gas y condensado las muestras se obtengan de superficie y se recombinen a las condiciones adecuadas. 2.2.
Ventajas y desventajas de los tip os de muestreo:
2.3.
Pruebas PVT:
Para realizar estudios de yacimientos y para planificar adecuadamente el desarrollo de los mismos, se necesita conocer cómo se comportan volumétricamente los fluidos dentro del yacimiento, dentro de los pozos y en condiciones de superficie. Como tal comportamiento depende de la presión, volumen y temperatura se deben determinar las diferentes propiedades físicas de los fluidos en un amplio rango de temperaturas y presiones, estas propiedades se identifican a partir de pruebas experimentales conocidas como análisis PVT. Algunas propiedades que pueden ser obtenidas mediante Análisis PVT, son las siguientes: -
Gravedad del gas libre. Gravedad específica del gas disuelto. Densidad del petróleo. Solubilidad del gas. Presión de burbuja. Factor de volumen de formación del petróleo. Tensión superficial.
Los análisis PVT deben efectuarse sobre muestras representativas de los fluidos contenidos en el yacimiento. El objetivo de dichos análisis es el de simular el comportamiento termodinámico de los hidrocarburos, tanto a las condiciones del yacimiento como a las de superficie. Actualmente, existen cuatro procedimientos de laboratorio para los análisis PVT: 1. 2. 3. 4.
Separación diferencial al volumen constante. Separación diferencial convencional. Separación flash (prueba de expansión a composición constante). Simulación de las condiciones de operación de los separadores de campo.
Los tres primeros procesos tratan de simular el comportamiento de los fluidos en el yacimiento y el último en la superficie. 2.4.
MÉTODOS DE SEPARACIÓN:
2.4.1. SEPARACIÓN FLASH (PRUEBA DE EXPANSIÓN A COMPOSICIÓN CONSTANTE):
Se define como el proceso en el cual, todo el gas liberado de una mezcla de hidrocarburos, permanece en contacto y en equilibrio con la fase líquida de la que se separa y consiste en efectuar cambios en la presión del sistema variando el volumen total ocupado por la muestra.
Los experimentos de expansión a una composición constante, son realizados a condensados o a petróleo crudo para simular las relaciones de presión y volumen de esos sistemas de hidrocarburos. El análisis se realiza para determinar: -
La presión de saturación (el punto de burbuja o el punto de roció) Coeficiente de compresibilidad isotérmico del fluido en una fase cuando se excede la presión de saturación. Factor de compresibilidad de la fase gaseosa. El volumen total de hidrocarburos en función de la presión.
Esta prueba consiste en colocar una muestra del fluido del yacimiento (petróleo o gas) en una celda visual PVT a la temperatura del yacimiento y a una presión por encima de su presión inicial. La presión de la celda se disminuye a temperatura constante al ir removiendo mercurio a pequeños intervalos de la celda, incrementando así el espacio disponible para el fluido, se agita la celda y se permite un tiempo suficiente para que ocurra el equilibrio, sin remover de ella ningún líquido ni gas. Se mide entonces el cambio en el volumen total de hidrocarburos ( ) para cada caída de presión.
Este procedimiento se continúa hasta observar un cambio brusco en la pendiente del gráfico de presión vs volumen. Para petróleo crudo este cambio ocurre cuando el gas en solución comienza a liberarse y, por lo tanto, indica la presión de burbuja del sistema de hidrocarburos .
El volumen correspondiente se mide y registra para utilizarlo como referencia. El volumen del sistema de hidrocarburos en función de la presión de la celda se reporta como el cociente del volumen de referencia. Éste se
denomina volumen relativo y se expresa matemáticamente por la siguiente ecuación:
Donde: -
Volumen relativo Volumen total del sistema de hidrocarburos Volumen a la presión de saturación
Una vez obtenido el equilibrio se registra la presión resultante. El proceso se repite, midiendo en cada paso el volumen total del sistema de hidrocarburos en función de la presión de la celda. Este volumen se denomina volumen total, , ya que, a presiones por debajo de la presión de burbuja o presión de rocío en el caso de un gas condensado, incluye tanto a la fase gas como a la fase líquida. Con los datos reportados, es posible conocer también: -
Los volúmenes relativos de la fase líquida o vapor respecto al volumen total de hidrocarburos a las diferentes presiones, datos que se utilizan también en análisis de comportamiento de fases.
Determinación de la presión de burbuja con datos de una prueba PVT. Se observa que el volumen relativo es igual a uno a la presión de saturación, P3
2.4.2. SEPARACIÓN DIFERENCIAL CONVENCIONAL:
En este proceso, el gas liberado mediante reducciones de la presión es removido del contacto con la fase líquida inmediatamente después que ocurre la separación, con lo cual, la composición y la masa del sistema cambian constantemente. La muestra de fluido se coloca en una celda a una presión por encima de la presión de saturación del fluido del yacimiento. La presión se va disminuyendo con pequeños incrementos de volumen y se mide el cambio en el volumen del sistema. Esto se repite hasta que aparece la primera burbuja de gas, es decir, al alcanzar la presión de burbuja. Posteriormente, para presiones determinadas o incrementos de volumen se retira mercurio de la celda y ocurre liberación del gas en solución. Después, se agita la celda hasta alcanzar el equilibrio entre las fases presentes y se retira de la celda todo el gas liberado.
El volumen total del gas y del petróleo se determina por los cambios en volúmenes de mercurio durante la prueba. Todo el gas libre se retira de la celda a una presión constante inyectando mercurio. Luego, el volumen de gas libre desplazado y el volumen de petróleo residual en la celda se miden así en las condiciones de la celda. Como el gas libre también se mide en condiciones normales, se puede estimar el factor de desviación del gas. Después de este punto, la presión se reduce gradualmente, normalmente de 10 a 15 niveles de presión. A cada presión de análisis se agita la muestra para alcanzar el equilibrio y todo el gas liberado se remueve, y su volumen se mide en condiciones estándar. El volumen del petróleo residual, , también es medido cada vez que se disminuye la presión.
Este proceso se continúa a condiciones de presión atmosférica, donde el volumen residual del petróleo ( ) es medido a condiciones estándar. De esta manera podemos obtener los factores del volumen diferencial del petróleo (comúnmente llamado el factor del volumen relativo del petróleo).
La relación diferencial del gas disuelto – aceite, Rsd, se calcula dividiendo el volumen de gas en solución entre el volumen residual del petróleo. Para obtener el volumen relativo total, Btd, a partir de la liberación diferencial, se puede usar la siguiente expresión:
×
En donde:
Volumen relativo total, bbl/STB.
Factor de volumen de formación del gas, expresado por:
El factor de desviación, Z, puede ser calculado a partir de las mediciones del volumen del gas, como se muestra:
×
Donde:
Volumen del gas liberado en la celda PVT.
Volumen del gas removido, el cual contiene el factor de volumen de formación del gas, expresado por:
Donde:
∕
Factor de volumen de formación del gas,
Temperatura,
°
Presión de la celda, Psia Temperatura a condiciones estándar, °R
Presión a condiciones estándar, Psia
Todos los datos que se obtuvieron anteriormente son indispensables para el cálculo de reservas. Es de notarse que la prueba de liberación diferencial representa el comportamiento del aceite en el yacimiento cuando la presión disminuye. Es necesario encontrar la manera de traer este petróleo a la
superficie, que posteriormente irá a los separadores y a los tanques de almacenamiento. 2.4.3. SEPARACIÓN DIFERENCIAL A VOLUMEN CONSTANTE:
Esta técnica de separación se aplica a fluidos del tipo de petróleos volátiles y condensados. Consiste en que durante el agotamiento de la presión se extrae sólo una parte del gas liberado, manteniendo al final de cada etapa un volumen igual al ocupado por la muestra a la presión de saturación; dicho volumen estará formado por aceite y gas disuelto más un casquete de gas cada vez
mayor. En la figura se muestra el procedimiento de laboratorio de esta prueba, y se resume en los siguientes pasos: -
Paso uno:
Se carga una celda PVT con una cantidad previamente medida de una muestra representativa del fluido del yacimiento original, a la presión de rocío, Pd, cuya composición si es conocida. La temperatura de la celda PVT se mantiene a la temperatura del yacimiento, T, a lo largo de todo el experimento. El volumen inicial, Vi, del fluido saturado se usa como volumen de referencia. -
Paso dos:
Se calcula la compresibilidad inicial del gas real a partir de la ecuación de los gases reales:
Donde:
Presión de rocío, Psia
Volumen del gas inicial,
/
Número inicial de moles del gas,
Constante de los gases, 10.73
Temperatura, °R Factor de compresibilidad a la presión de rocío
Masa de la muestra de gas, lb
-
Peso molecular aparente de la muestra del gas Paso tres:
Se reduce la presión de la celda desde la presión de saturación hasta un nivel predeterminado, P. Esto se puede lograr retirando mercurio (o agua) de la celda, como se ilustra en la figura. Durante el proceso, una segunda fase (liquido retrógrado) se forma. El fluido dentro de la celda se lleva al equilibrio y el volumen de gas, Vg, y el volumen de líquido retrógrado, VL, se miden visualmente. Este volumen de líquido retrógrado se reporta como un porcentaje del volumen inicial, Vi, el cual básicamente representa la saturación del líquido retrógrado, Sl, la saturación retrógrada de líquido se calcula con la siguiente ecuación:
Donde:
Volumen de líquido en la celda PVT a cualquier presión de prueba Volumen de celda
Esta saturación puede ser corregida con el fin de tomar en cuenta la saturación de agua, Sw, con:
1
Para la mayoría de los yacimientos con condensación retrógrada, la máxima condensación de líquido ocurre entre los 2000 y los 2500 psia. -
Paso cuatro :
Se reinyecta mercurio (o agua) dentro de la celda PVT a presión constante, p, mientras al mismo tiempo se remueve un volumen de gas equivalente. Cuando el volumen inicial, Vi, Se alcanza, se detiene la inyección del mercurio. Este paso simula un yacimiento que produce únicamente gas, con el líquido retrógrado remanente inmóvil en el yacimiento.
-
Paso cinco:
El gas removido se analiza mediante un equipo especializado, donde se determina su composición, yi, y su volumen se mide a condiciones estándar y se le nombra como (Vgp)sc. Después de eso, los moles correspondientes al gas producido pueden ser calculados a partir de la expresión:
()
Donde:
( )
Moles de gas producido Volumen de gas producido medido a condiciones estándar, SCF
Temperatura estándar, °R
10.73
-
Paso seis:
Se calcula el factor de compresibilidad del gas a la presión y temperatura de la celda a partir de la ecuación de estado de los gases reales que se muestra:
(( )) Donde:
( )
Es el volumen de gas remanente medido en la celda a condiciones p y
t,
El factor de compresibilidad para dos fases representa la compresibilidad total de todo el fluido remanente (gas y líquido retrógrado) en la celda y su ecuación se obtiene a partir de la ley de los gases reales:
( )
Donde:
Representa los moles remanentes de fluido en la celda
Moles iniciales dentro de la celda Moles acumuladas del gas removido
El factor Z para dos fases es una propiedad de importancia, porque se usa cuando se construye la gráfica de p/Z vs el gas acumulado producido, con el fin de evaluar la producción del gas y condensado. La ecuación puede ser expresada de una forma más conveniente, reemplazando los moles del gas, ni y np, por sus volúmenes de gas equivalentes:
Donde:
1
Factor de desviación del gas a la presión de rocío
Presión de rocío, Psia
Presión del yacimiento, Psia Gas inicial in situ
Gas acumulado producido a la presión P, SCF
-
Paso siete:
Se calcula el volumen de gas producido como porcentaje del gas inicial in situ dividiendo el volumen acumulado del gas producido entre el gas inicial in situ, ambos a condiciones estándar:
% ∑ () 100 % 100 El procedimiento experimental se repite varias veces hasta que se alcanza la presión mínima de la prueba, después de la cual se determina la cantidad y composición del gas y el líquido retrógrado que quedaron remanentes dentro de la celda. Esta prueba puede ser aplicada a una muestra de aceite volátil. En este caso, la celda PVT contiene inicialmente líquido, en lugar del gas, a su presión de burbujeo. Además de determinar la composición del gas, también se determina la composición del líquido retrógrado. Estos datos pueden ser utilizados con propósitos de un balance de materia. El condensado puede ser expresado como porcentaje del volumen poroso (saturación), la ecuación para hacer el cálculo correspondiente es: Donde:
1
Saturación del líquido retrógrado (petróleo), % Condensado de líquido, %
Saturación inicial de agua, fracción
Frecuentemente, el gas que se produce en la superficie e s procesado para remover y licuar los componentes hidrocarburos que son más pesados que el metano, como el etano y el propano. A estos líquidos también se les conoce como productos de planta o productos líquidos. Las cantidades de los productos líquidos se expresan en galones de líquido por miles de pies cúbicos a condiciones estándar de gas procesado, gal/Mscf, y se denotan como GPM. Normalmente se reportan los grupos C3+ a C5+ en cada etapa de agotamiento de la presión. La siguiente expresión puede ser usada para calcular con anticipación el GPM para cada componente en la fase gaseosa:
Y si asumimos:
14.7 Psia 520 °R
La ecuación se reduce a:
11.73
0.31585
Por ejemplo, la producción de líquido del grupo C (3+) en la prueba de análisis a volumen constante, en su etapa k está dada por la siguiente ecuación:
Donde:
+ + + ∑ 0. 3 1585∑ = =
Presión estándar, Psia Temperatura estándar, °R
Fracción un lado del componente i en la fase gaseosa Peso molecular del componente i
Gravedad específica del componente i cuando el líquido se encuentra a condiciones estándar. Debe ser mencionado que la recuperación completa de estos productos no es factible. Sin embargo, se propone como una regla de dedo, 5-25% de etano, 80 – 90% de propano, 95% o más de butano y el 100% de los componentes más pesados pueden ser recuperados a partir de unas instalaciones en superficie simples.
+ + + ∑ 0. 3 1585∑[ ] = =
2.4.4. SEPARACIÓN FLASH A CONDICIONES DE SEPARADORES DE CAMPO:
Este tipo de pruebas se efectúan para determinar las condiciones óptimas de operación a las cuales deben manejarse los separadores de las estaciones de recolección de crudo. Las muestras de fluidos del yacimiento se pasan por una o varias etapas de separación, cambiando las condiciones de presión y temperatura. Como resultado se obtiene un juego de valores para estos parámetros, con los cuales se tendrá la máxima recuperación de líquidos en el tanque de almacenamiento. El fluido del yacimiento se coloca en una celda cerrada (desde este momento se referirá a la celda como separador) a una presión y una temperatura por debajo de las del yacimiento. Condiciones típicas pueden rondar entre los 70 bar y 50 °C, a estas temperaturas la mezcla del fluido del yacimiento se separa en su fase gaseosa y líquida. El gas se deja salir del separador a través de la cima y posteriormente es transferido a condiciones estándar, donde se mide su
volumen. Por otro lado, en el experimento de liberación diferencial, el condensado de líquido que se obtiene a partir del gas se convierte a su volumen equivalente en gas a condiciones estándar. El líquido obtenido del primer separador se transfiere a un segundo separador a unas presiones y temperaturas menores que las del primer separador, a estas condiciones se va a separar más gas. Y tal como se hizo con el gas del primer separador, este gas se transfiere a condiciones estándar. El aceite obtenido a partir del último separador a condiciones estándar se le conoce como tanque almacenador de aceite, y al volumen contenido se le conoce como volumen de aceite en el tanque de almacenamiento. El término tanque de almacenamiento señala que el aceite puede ser almacenado a condiciones atmosféricas sin que exista una liberación de gas. El propósito de un experimento de separador es obtener una idea acerca de las cantidades volumétrica y relativas de gas y aceite producidos de un yacimiento en particular. Uno de los resultados de esta prueba incluye el factor Bo. Este factor expresa cuánto aceite saturado a la temperatura del yacimiento se va a encoger a través de las cuatro etapas de separación con temperaturas y presiones diferentes hasta llegar a las condiciones estándar. Otro dato que podemos obtener con este estudio es la relación gas –aceite de separador, la cual equivale a la relación entre el volumen de gas liberado en una etapa tomado a condiciones estándar y el volumen de aceite de la última etapa de separación, la cual está a condiciones estándar.
Principales resultados obtenidos mediante una prueba de separador para petróleo o para condensado
Volumen del gas de la etapa de separación actual a condiciones estándar dividida entre el volumen de petróleo de la última etapa (a condiciones atmosféricas). Peso molecular del gas de la etapa de separación actual dividida entre el peso molecular del aire a condiciones estándar. Factor de volumen de formación del petróleo, volumen de petróleo de la capa de separación dividido entre el volumen de petróleo de la última etapa.
Como ya se había mencionado el objetivo de esta prueba consiste en determinar las condiciones óptimas del separador en superficie, por lo tanto, esta prueba es fundamental en el diseño o reacondicionamiento de las instalaciones en superficie. Se hac e una gráfica como la que se muestra a continuación, donde se determinan las condiciones óptimas del separador.
3. CORRELACIÓNES PARA SISTEMAS DE PETRÓLEO
Para analizar el comportamiento del yacimiento, es necesario conocer características del mismo, pero en muchas oportunidades no se cuenta con esta información experimental, porque no se puede obtener muestras representativas del fluido presente en el yacimiento o porque no es rentable realizar el análisis PVT, en estos casos las propiedades físicas de los fluidos se determinan usando analogías o correlaciones empíricas. El uso de las correlaciones es muy importante para poder determinar las propiedades de los fluidos debido a que se pueden obtener valores que ayudan
a optimizar y mejorar la caracterización del yacimiento tales como la cantidad de fluidos de interés presentes en el yacimiento, capacidad de producción y vida productiva del yacimiento. A continuación, se mencionan las correlaciones más usadas y algunas aplicaciones a nivel mundial también se menciona el rango de aplicación sugerido por los autores de cada una. 3.1.
DENSIDAD DEL PETRÓLEO:
3.1.1. CORRELACIÓN DE STANDING G:
Standing planteó en 1981 una correlación para estimar la densidad del petróleo, en función de la solubilidad del gas, gravedad especifica del petróleo, gravedad especifica del gas, a presión y temperatura específica.
3.1.2. CORRELACIÓN DE VÁSQUEZ –BEGGS:
Para obtener la correlación, los Señores Vásquez y Beggs en 1980 estudiaron más de 600 sistemas petroleros en todo el mundo y consideraron aproximadamente 6000 puntos de datos para realizar las mediciones, en diferentes circunstancias para poder realizar la correlación de la densidad del petróleo. La densidad del petróleo se obtiene con la gravedad API, la gravedad específica del gas haciéndole una corrección con los datos de Temperatura del separador y presión del separador, la temperatura de interés y la relación de gas petróleo en el punto de burbuja.
3.1.3. CORRELACIÓN DE PETROSKY –FARSAHAD:
En el año de 1993 para obtener la correlación para la densidad del petróleo fueron utilizados 81 análisis PVT de crudos del golfo de México donde obtuvieron la siguiente ecuación:
3.2.
PRESIÓN DE BURBUJEO PB:
La presión de burbuja o presión del punto de burbuja se define como la presión a la cual se forma la primera burbuja de gas al pasar de un sistema en estado líquido al estado de dos fases, donde la fase liquido esta en equilibrio con la cantidad infinitesimal de gas.
3.2.1. CORRELACIÓN DE STANDING, M.B:
Standing en 1947 encontró una correlación entre el denominado factor de correlación F y la presión de burbujeo Pb, la cual fue desarrollada a partir de 105 muestras experimentales de 22 mezclas de crudo /gas natural de campos de California. Los gases presentes en las mezclas se encontraban libres de N 2 y H2S, pero el CO2 estaba presente en algunas muestras en concentraciones menores a 1% (%molar).
El error promedio de la correlación cuando fue aplicada a los datos que la generaron fue de 4,8% y 106 PSI.
3.2.2. CORRELACIÓN DE LASATER, J.A:
En 1958 Lasater encontró una correlación entre el denominado factor de la presión de burbujeo y la fracción molar del gas en el sistema. Para obtener la correlación se realizaron 158 experimentos con 137 sistemas independientes,
los sistemas fueron tomados de Canadá, Estados Unidos, y América del Sur. Donde se obtuvo un error medio mínimo de 3.8 % y el error máximo de 14.7%
Procedimiento:
1. 2. 3. 4.
Determinar el peso molecular efectivo de petróleo. Calcular la fracción molar de gas en el sistema. Determinar el factor de presión de burbujeo. Calcular la presión de burbujeo.
3.2.3. CORRELACIÓN DE VÁSQUEZ, M.E Y BEGGS, HD:
En 1980 VASQUEZ, M.E Y BEGGS, HD. Para desarrollar la correlación utilizaron un total de 6004 puntos de datos, donde los datos fueron separados en dos grupos debido a la volatilidad de los crudos. El primer grupo con API<=30 y el segundo grupo API>30.
3.2.4. CORRELACIÓN DE GLASSO, O.:
Para realizar la correlación 1980 utilizaron un total de 45 muestras de crudo la mayoría de la región del mar del norte. Glasso reporto un error promedio de 1,28%.
3.2.5. CORRELACIÓN DE LA TOTAL C.F.P:
Esta correlación se obtuvo a partir de 336 análisis PVT de crudos del oriente de Venezuela donde el 86,5% de 289 valores Pb calculados con la correlación presentaron errores menores a 20%.
3.2.6. CORRELACIÓN DE AL-MARHOUN, M.A:
En 1988 AL-MARHOUN, M. A para desarrollar la correlación utilizó un total de 160 puntos de datos determinados experimentalmente de 69 análisis PVT de crudos del medio oriente donde reprobaba un error de 0,03% entre las presiones medidas y las presiones calculadas.
3.2.7. CORRELACIÓN DE PETROSKY, GE., JR Y FARSHAD:
Para realizar la correlación, realizaron 81 análisis PVT de crudos del Golfo de México, donde los autores reportaron un error promedio de 0,17%
3.2.8. CORRELACIÓN DE MC CAIN:
En 1991 MC CAIN desarrolló la correlación usando 100 puntos de datos, tomados de varios crudos a nivel mundial.
3.2.9. CORRELACIÓN DE FARHAD, LAB LANCE, GARBER & OSORIO:
Para desarrollar esta correlación se basaron en 98 puntos de datos, tomados de diferentes crudos colombianos.
3.2.10.
CORRELACIÓN DE HEMMATI & KHARRAT:
En 2007 HEMMATI & KHARRAT, basándose en la correlación de Standing para calcular la presión de burbuja, hicieron algunos cambios para aplicarla a crudos de Irán, donde analizaron 287 puntos de datos.
4. CORRELACIONES PARA SISTEMA DE GAS: 4.1.
GRAVEDAD ESPECÍFICA DE UNA MEZCLA DE GASES:
Se denota como . La gravedad específica de un gas, se define como la relación entre su densidad y la densidad del aire. En el campo ésta propiedad se mide fácilmente en la cabeza del pozo, por lo tanto, es usada como una indicación de la composición del gas. 4.1.1.
LA CORRELACIÓN DE VÁZQUEZ Y BEGGS:
Permite efectuar éste proceso:
4.1.2. LA CORRELACIÓN DE KATZ:
4.1.3. CORRELACIÓN HERNÁNDEZ Y PICHON:
4.2.
PROPIEDADES CRÍTICAS:
Es el conjunto de condiciones físicas de presión, temperatura y volumen, a las cuales la densidad y otras propiedades del líquido y gas se vuelven idénticas, es decir, es un punto a una presión y temperatura dada donde físicamente no puede diferenciarse si se trata de gas o líquido. Estas propiedades críticas son únicas (una sola presión, una sola temperatura) para una sustancia dada y se requiere para la determinación de otras propiedades de la sustancia. La presión crítica, Pcr, y la temperatura crítica, Tcr, son medidas en el laboratorio y usualmente son desconocidas por lo que se requiere su determinación por medio de Correlaciones, como la de Brown, para determinar las propiedades críticas en función de la gravedad específica del gas.
4.2.1. PARA GAS EN SUPERFICIE:
4.2.2. PARA CONDENSADOS:
Y
la
gravedad
específica
se
obtiene
mediante:
Las propiedades críticas están sujetas a variaciones por presencia de contaminantes (Dióxido carbónico, CO2 y Sulfuro de Hidrógeno, H2S). 4.2.3. CORRELACIÓN DE WICHERT Y AZIZ:
Es
utilizada
para
efectuar
éstas
4.2.4. MÉTODO DE CARR-KOBAYASHI-BURROWS
correcciones:
4.2.5. CALCULO DE PRESIÓN Y TEMPERATURA PSEUDO - REDUCIDAS:
5. CORRELACIÓNES PARA SISTEMAS DE AGUA: 5.1.
FACTOR VOLUMÉTRICO DE FORMACIÓN DEL AGUA:
Esta propiedad se evalúa mediante la correlación de Donson y Standing. ßw = (A + B P + C P²) SALCOR 5.1.1. AGUA SIN GAS:
−6 10−6 10 −6 − 10− 10 10 10− 10−2 10− − 10− 10 1010−−6 1010−−9 1010−2− 10− 10−6 10−
A = 0.9947 + 5.8x B = -4.288x C = 1.3x
+ 1.02x
+ 1.8376x
+ 1.3853x
T²
T - 6.77x
T²
T + 4.285x
T²
5.1.2. PARA AGUA SATURADA CON GAS:
A = 0.9911 + 6.35x
T + 8.5x
B = -1.903x
- 3.497x
C = -5.1x
+ 6.429x
SALCOR=5.1X (T-60) NaCl+1 5.2.
(5.47X
T²
T+ 4.57x
T²
T - 1.43x -1.95X
T²
10−
P) (T-60) +(-3.23X
+0.0085P)
VISCOSIDAD DEL AGUA:
Esta propiedad se estima mediante la correlación de Meehan.
10 2. √
µ w=PRESCOR(SALCOR)0.02414 X
√ .
SALCOR=(1-0.00187 0.00034 )
+0.000218
+
.
-0.0135T)(0.0827Nacl-
PRESCOR = 1.0031 + 3.5x 5.3.
10−2
P² (T - 60)
COMPRESIBILIDAD DEL AGUA Y GAS DISUELTO:
Aparte de la presión, la compresibilidad del agua depende de la concentración de sal y el efecto de gas disuelto. Donson y Standing, presentaron su correlación para estimar la compresibilidad del agua y el gas disuelto Cw = SALCOR (1 + 0.0089 Rsw) (A + B T + C T²) /1000000 SALCOR = (0.052+0.0002T - 1.14x Rsw = (A + B P + C P²) SALCOR
10−6
T² + 1.121x
10−9 . )
+1
A = 2.12 + 0.00345T - 0.0000359T² B = 0.0107 - 0.0000526T + 0.000000148 T² C = -8.75x
10− 10−9 10− + 3.9x
T -1.02x
T²
SALCOR = 1 - (0.0753 - 0.000173T)NaCl Nota: La concentración de cloruro de sodio se entra en ppm y se divide por 10000. 5.4.
GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL AGUA:
Cuando se desconoce la gravedad específica del agua, pero se conoce el contenido de sólidos disueltos en mg/lt, SDC, la gravedad específica del agua puede calcularse con: w = 1 + 0.695x
10−6
SDC
