Propiedades de Crudos 18032014 97 2003 p1

Propiedades de Crudos

Produccin de Crudos Pesados y ExtrapesadosApertura del cursoPresentacin del instructorPresentacin de los participantesExpectativas de los participantesInstructor: Jos A. Colmenares D.Ing. IndustrialMSc. Ing. [email protected]

Produccin de Crudos Pesados y Extrapesados-Orientado a:A profesionales de las diversas especialidades, operadores y personas de experiencia interesados en la produccin y en el transporte de petrleo.

Produccin de Crudos Pesados y Extrapesados-Objetivo generalCapacitar al participantes con las tcnicas de produccin de crudos pesados y extra pesados. Analizar el impacto de la densidad y viscosidad en la capacidad de afluencia de yacimiento y el flujo de fluido multifsico a lo largo del sistema de produccin. Considerar completaciones de pozos, que permitan hacer posible la disminucin de la viscosidad de estos crudos mediante la inyeccin de un diluente, el calentamiento, la formacin de una emulsin o un flujo anular a lo largo del sistema de produccin.

Produccin de Crudos Pesados y Extrapesados-Objetivo especficos.Evaluar el efecto de la dilucin y calentamiento en la densidad de los crudos pesados y extra pesados. Evaluar el efecto de la formacin de una emulsin o un flujo anular en la densidad y viscosidad efectiva de las mezclas de crudos pesados y extra pesados con agua. Discutir los fundamentos del proceso de produccin de petrleo pesados y extrapesados, hacindose nfasis en el impacto de los diferentes elementos (Yacimiento, Pozo, Tuberas, accesorios, etc) que forman el sistema de produccin y las diferentes componentes que conforman los gradientes de presin y temperatura.Anlisis del mtodo de produccin (Flujo natural y Levantamiento artificial (Gas lift y Bombeo)) utilizado en el sistema de produccin de crudos pesado y extra pesados. Analizar completaciones que hagan posible la adicin de diluentes y calor en el pozo. Anlisis del sistema de recoleccin con o sin sistema de bombeo multifsico.

Produccin de Crudos Pesados y Extrapesados-ContenidoConceptos generales.GeneralidadesComportamiento de fasesEquilibrio lquido - vaporPropiedades y comportamiento de los fluidos.Anlisis del sistema de produccinMtodos de produccin. Mejoramiento de la fluidez de los crudos pesados y extra pesados.Mtodos de levantamiento para crudos pesados y extra pesados.Sistema de recoleccin.

Generalidades

PROCESO DE PRODUCCIN*TRATAMIENTO DE EFLUENTES

GeneralidadesIntroduccinUn fluido en un yacimiento petrolfero puede presentarse como lquido, gas o slido, lo cual depender de su composicin, presin y temperatura. Para los ingenieros de produccin en la industria petrolera, los fluidos de inters son el petrleo crudo, el gas natural y el agua.Los dos primeros son el resultado de mezclas complejas, que en su mayora corresponden a hidrocarburos parafnicos o alcanos. Los gases naturales contienen principalmente metano y progresivamente pequeas cantidades de etano, propano y otros ms pesados, mientras que el petrleo crudo contiene hidrocarburos ms pesados y molculas con otros elementos adems del carbono y el hidrgeno. La composicin de los hidrocarburos ayuda a determinar si los materiales sern gaseosos o lquidos en el yacimiento y en la superficie, y cuan fcilmente pueden ser recuperados.En cuanto al agua, prcticamente siempre est presente con el petrleo y el gas, su composicin y propiedades afectan tambin la produccin de hidrocarburos, aun cuando su comportamiento es menos complejo.

GeneralidadesDefinicin de trminosLa temperatura crtica: es la temperatura lmite por encima de la cual un gas miscible no puede ser licuado por compresin. Por encima de esta temperatura no es posible condensar un gas aumentando la presin. A esta temperatura crtica, si adems se tiene una presin crtica (la presin de vapor del lquido a esta temperatura), se est en el punto crtico de la sustancia. La temperatura crtica es caracterstica de cada sustancia. Las sustancias a temperaturas superiores a la crtica tienen un estado de agregacin tipo gas, que tiene un comportamiento muy parecido al de un gas ideal.La presin crtica: es una caracterstica de cualquier sustancia, que define el campo en el que sta puede transformarse en vapor en presencia del lquido correspondiente. La relevancia de estas caractersticas de las sustancias viene del hecho de que, a presiones superiores a la presin crtica la transformacin del lquido en gas sucede sin paso por la fase del vapor, por lo tanto de modo prcticamente instantneo y conservando la continuidad de las caractersticas fsicasCricondenterma: es la mxima temperatura a la cual pueden coexistir en equilibrio un liquido y su vapor.Cricondenbara: es la mxima presin a la cual pueden coexistir en equilibrio un liquido y su vaporZona de condensacin retrograda: es aquella en la cual al bajar la presin, a temperatura constante, ocurre condensacin.

GeneralidadesComportamiento de fases.Crudos: sub saturado, saturado y sobre saturado.

GeneralidadesPropiedades de los fluidosClasificacin de los yacimientos.

Se basan en:La configuracin de las trampas geolgicas.El diagrama de fases de presin y temperatura.El tipo de hidrocarburo.El tipo de empuje yLa cercana a la superficie

Clasificacin de los yacimientos segn el tipo de hidrocarburos.Yacimientos de petrleos.Petrleo crudo de baja merma o petrleo negro.Petrleo crudo de alta merma o voltil.Yacimientos de gas:Gas condensado o retrgrado.Gas hmedoGas seco.

GeneralidadesDiagrama de fase de petrleo crudo de baja merma o petrleo negro.

GeneralidadesDiagrama de fase de petrleo crudo de alta merma o voltil.

GeneralidadesDiagrama de fase de gas condensado o retrgrado.

GeneralidadesDiagrama de fase de gas condensado o retrgrado en yacimientos con capa de gas.

GeneralidadesDiagrama de fase de gas hmedo.

GeneralidadesDiagrama de fase de gas seco.

GeneralidadesCaractersticas tpicas de yacimientos de petrleo y gas.

GeneralidadesCaractersticas del gas naturalUn gas natural se define como un fluido homogneo de baja viscosidad y densidad que no tiene un volumen definido, pero se expande completamente para llenar el recipiente que lo contiene. Generalmente, es una mezcla de hidrocarburos gaseosos y ciertas impurezas. La mezcla de hidrocarburos gaseosos esta formada por los miembros mas voltiles de la serie parafnica de hidrocarburos (CnH2n+2). En cuanto a las impurezas, en ellas se incluyen el dixido de carbono (CO2), el sulfuro de hidrogeno (H2S), el nitrgeno (N2), el helio (He), el vapor de agua y otros.

Gravedad especifica para gases:

Tambin puede expresarse de la siguiente manera:

Peso molecular aparente:

GeneralidadesGases realesComportamiento de los Gases Reales:Para corregir las desviaciones entre los valores de volmenes medidos y el calculado utilizando la ley de gas ideal, se considera factor de correccin Z, llamado factor de compresibilidad, que se puede obtener experimentalmente dividiendo el volumen real (V) de n moles de un gas a presin (p) y temperatura (T), entre el volumen ideal (Vi )ocupado por la misma masa de gas a la misma p y T:

Ecuacin de Estado para un Gas Real:Todos los gases se desvan de un comportamiento como gas ideal. Se han realizado numerosos intentos para cuantificar las desviaciones entre el comportamiento real y el comportamiento ideal de un gas. La ecuacin de estado ms utilizada para representar el comportamiento real de los gases es la siguiente:

GeneralidadesLey de gases reales y expresiones de composicinFraccin MolarFraccin VolumtricaFraccin en Peso

GeneralidadesRelacin entre factor de compresibilidad, presin seudorreducida y temperatura seudorreducidaLos estudios realizados por Kay (1936) y por Standing & Katz (1942) sobre factores de compresibilidad del gas para gases naturales de diferentes composiciones, han mostrado que pueden generalizarse con bastante aproximacin cuando se expresan en funcin de las dos propiedades adimensionales siguientes:Presin seudorreducida:

Temperatura seudorreducida

donde p es la presin absoluta del sistema, lpca; psr, la presin seudorreducida adimensional; T la temperatura absoluta del sistema, R; Tsr, la temperatura seudorreducida, adimensional; psc y Tsc, la presin y temperatura seudocrticas, respectivamente.

GeneralidadesPresin y temperatura seudocrtica en funcin de la composicin del gasLa presin y temperatura seudocrticas estn definidas por las siguientes relaciones con base en la composicin del gas:Presin seudocrtica:

Temperatura seudocrtica:

donde pci y Tci son la presin y temperatura crtica absolutas del componente i; y yi la fraccin molar del componente i.

GeneralidadesFactor de compresibilidad: mtodo grfico de Standing y Kats

GeneralidadesEcuaciones de Standing para estimar psc y Tsc

Cuando no se conoce la composicin del gas, las propiedades seudocrticas se pueden estimar a partir de su gravedad especfica. En esto se basaron Brown, Katz, Oberfell y Alden (1948) queiens presentaron un mtodo grfico que permite realizarlo con muy buena aproximacin conociendo nicamente la gravedad especfica delgas. Standing (1977) expres esta correlacin grfica por medio de las siguientes ecuaciones:Caso 1: sistemas de gas natural

Caso 2: sistemas de gas condensado

donde psc es la presin seudocrtica en lpca; Tsc, la temperatura seudocrtica en R; y g, la gravedad especfica de la mezcla de gas.

GeneralidadesAjuste de las curvas de Standing y Katz: correccin de Wichert y Aziz.

Frecuentemente, los gases naturales que contienen CO2 y H2S exhiben un comportamiento del factor de compresibilidad diferente al de un gas dulce, razn por la cual Wichert y Aziz (1972) presentaron un procedimiento para tomar en cuenta esas impurezas, usando un factor de correccin para ajustar la temperatura y presin seudrocrtica, el cual depende de la concentracin de CO2 y H2S en el gas. Las expresiones utilizadas son:

donde Tsc es la temperatura seudocrtica en R; psc, la presin seudocrtica en lpca; Tsc, la temperatura seudocrtica corregida en R; psc, la presin seudocrtica corregida en lpca; B, la fraccin molar de H2S en la mezcla de gas; y Fsk, el factor de ajuste de la temperatura seudocrtica, definido matemticamente por la siguiente expresin:

donde el coeficiente A es la suma de las fracciones molares de H2S y CO2 presentes en la mezcla de gas, o sea:

GeneralidadesEjercicio para determinacin de factor de compresibilidad y densidad de gas natural.

Un yacimiento contiene gas con la siguiente composicin:

La presin inicial y temperatura del yacimiento son 3000 lpca y 180 F, respectivamente. Calcular el factor de compresibilidad del gas y la densidad del gas, utilizando tanto los valores de Tci y Pci conocidos como los estimados a partir de la gravedad especifica de la mezcla del gas.

ComposicinyiMiTciPciCO20.0244.01547.911071N20.0128.01227.49493.1C10.8516.04343.33666.4C20.0430.1549.92706.5C30.0344.1666.06616.4i-C40.0358.1734.46527.9n-C40.0258.1765.62550.6

GeneralidadesMtodos para calcular de factor de compresibilidad de gas natural.

Clculos Directo: Correlacin de Hall-Yaborough.

Clculos Directo: Correlacin de Dranchuk y Robinson.

Donde:

GeneralidadesViscosidad del gas.

La viscosidad es la resistencia interna que ofrece un fluido al movimiento relativo de sus partes. Para ilustrar este concepto, considere dos capas de un mismo fluido, de rea A, separadas entre s una distancia infinitesimal dy, las cuales se consideran en movimiento. La capa superior tiene una velocidad v + dv y la capa inferior una velocidad v. debido a la friccin entre las molculas del fluido, se requiere aplicar una fuerza F en la capa superior para mantener la diferencia de velocidad, dv, entre las capas. En general, la viscosidad de un gas es mucho menor que la de un lquido, ya que sus distancias intermoleculares son mayores que las de este ltimo.

Como toda propiedad intensiva, esta propiedad depende de la presin, la temperatura y la composicin, y se puede expresar por la siguiente ecuacin:

GeneralidadesMtodos para calcular la viscosidad de un gas natural.

Standing (1977) , propuso las siguientes ecuaciones para describir los efectos de CO2, H2S y N2 sobre la viscosidad del gas natural a presin atmosfrica y temperatura del proceso:

Donde g1, es la viscosidad del gas a presin atmosfrica y a la temperatura del proceso en cp (los subndices c y sc significan corregida y sin corregir); T la temperatura del proceso, R; g la gravedad especfica del gas.

GeneralidadesMtodos para calcular la viscosidad de un gas natural.

Lee, Gonzlez y Eakin midieron experimentalmente la viscosidad de varios gases naturales con impurezas a temperaturas desde 100 hasta 340F y presiones desde 200 hasta 2000 lpca, generando las siguientes correlaciones:

Con:

Donde g es la viscosidad del gas a p y T en cp; T, la temperatura del proceso R; g, la densidad del gas a p y T; y Ma el peso molecular aparente de la mezcla de gas.

GeneralidadesQue es el petrleo.

El petrleo crudo es una mezcla compleja de hidrocarburos producidos en forma lquida. La gravedad especifica API del petrleo crudo puede estar en un rango de 8 a 50 API y una viscosidad de 5 a 90000 cp en condiciones promedio de operacin. Su color vara de verde claro, amarillo, marrn y negro.

GeneralidadesClasificacin del petrleo.

La clasificacin del petrleo ms utilizada corresponde a la realizada por el American Petroleum Institute.

Con base en la definicin de grados API, los petrleos se han clasificado como:API > 30 Petrleo liviano20 < API < 30 Crudo mediano10 < API < 20 Crudo pesadoAPI < 10 Extrapesado / bitumenes

GeneralidadesCaractersticas del crudo muerto.

Gravedad especifica del petrleo.

Gravedad especifica API.

GeneralidadesGravedad especfica del petrleo crudo en funcin de la temperatura.

Gravedad especifica del petrleo muerto

Mtodo PDVSA INTEVEP.

Gravedad especfica de fracciones de petrleo (Cortesa del libro de datos de la GPSA

GeneralidadesGravedad especfica del petrleo crudo en funcin de la temperatura.

Gravedad especifica del petrleo muerto

Calculation of specific oil gravity at standard condition, 60 F SGOSC = 141.5 / (131.5 + API) 'Definition of coefficients terms in the polinomical eq. (5th grades) C5 = 2.4638171 C4 = -11.067322 C3 = 19.864575 C2 = -17.809579 C1 = 7.9764129 C0 = -1.4282403'Calculation of specific gravity slope SGSLOP = C5 * (SGOSC ^ 5) + C4 * (SGOSC ^ 4) + C3 * (SGOSC ^ 3) + C2 * (SGOSC ^ 2) _ + C1 * SGOSC + C0'Calculation of specific oil gravity at fluid temperature condition (TEMP) SGOT = SGSLOP * (TEMP - 60) + SGOSC'Calculation of oil density at fluid temperature condition (TEMP), kg/m^3 API2500 = SGOT * 1000

GeneralidadesCorreccin de API en funcin del contenido de agua en el crudo y salinidad en el agua.

GeneralidadesEjercicio. Correccin de API en funcin del contenido de agua en el crudo y salinidad en el agua.

En una muestra de petrleo que contiene 20% de agua emulsionada, se midi la gravedad especifica a 122 F con un hidrmetro, observndose un valor igual a 0.9416. Determine la gravedad especifica del crudo seco a 60 F, sabiendo que el contenido de sal en el agua es 100000 ppm de NaCl. Desarrolle una hoja en Excel, haciendo uso de las ecuaciones y conocimientos recibidos hasta el momento en el presente curso.

GeneralidadesViscosidad de fluidos y la ley de Newton

GeneralidadesLey de viscosidad de Newton

GeneralidadesEfecto de la temperatura sobre la viscosidad de los lquidos.

GeneralidadesEfecto de la temperatura sobre la viscosidad de crudos pesados (CP) y extra pesados (XP).Ecuacin generada por Chirinos y colaboradores (1983)

GeneralidadesEstimacin de la viscosidad de crudo muerto: Correlacin de Beal

GeneralidadesEstimacin de la viscosidad de crudo muerto: Correlacin de Begss Robinson (1975)

GeneralidadesEstimacin de la viscosidad de crudo muerto.

Correlacin de Meneven & Total

Correlacin de Ng & Egbogah

GeneralidadesEstimacin de la viscosidad de crudo muerto.

Correlacin Modificada Egbogah Jack (XP)

Correlacin Modificada Egbogah Jack (P)

GeneralidadesEstimacin de la viscosidad de crudo muerto: Correlacin de Ghetto

GeneralidadesComo se puede disminuir la viscosidad de un fluido

Efecto de CalentamientoMtodo ASTM

Efecto de dilucin.Mtodo publicado por Chirinos y colaboradores (1983)Densidad de la mezcla

Viscosidad de la mezcla

:


Efecto de dilucin.Mtodo publicado por Chirinos y colaboradores (1983)Densidad de la mezcla

:


Viscosidad de la mezcla

:


Efecto de dilucin.Mtodo ASTMA 40 C.

:A 100 C:

GeneralidadesEfecto de la dilucin sobre la gravedad especifica y viscosidad de un crudo

Efecto de dilucin.

GeneralidadesEfecto de la dilucin sobre la gravedad especifica y viscosidad de un crudo. Dilucin basado en VBI y VBN

Viscosity blendingThe viscosity blending of two or more liquids having different viscosities is a three-step procedure. The first step is to calculate the Viscosity Blending Index (VBI) of each component of the blend using the following equation (known as a Refutas equation):

where v is the viscosity in square millimeters per second (mm/s) or centistokes (cSt) and ln is the natural logarithm (log e). It is important that the viscosity of each component of the blend be obtained at the same temperature.The next step is to calculate the VBN of the blend, using this equation:

where w is the weight fraction (i.e., % 100) of each component of the blend.Once the viscosity blending number of a blend has been calculated using equation (2), the final step is to determine the viscosity of the blend by using the invert of equation (1):

where VBN is the viscosity blending number of the blend and e is the transcendental number 2.71828, also known as Euler's number

GRACIAS POR SU ATENCIN

*Subsaturados. Yacimientos cuya presin inicial es mayor que la presin en el punto de burbuja. Inicialmente slo se presenta la fase lquida. Las burbujas de gas se desprenden del crudo una vez el punto de burbuja se alcanza. Eventualmente, el gas librado empieza se aglutina hasta tener condiciones de flujo hacia al pozo en cantidades cada vez incrementales. Contrariamente, el flujo de crudo decrementa gradualmente y en la etapa de deplecin permanece mucho crudo en el yacimiento. Saturados. Yacimientos cuya presin inicial es menor o igual que la presin en el punto de burbuja. Este yacimiento bifsico consiste de una zona gasEoSa suprayaciendo una zona lquida. Puesto que la composicin del gas y el crudo son completamente diferentes, estas pueden representarse por diagramas de fases individuales que tienen poca relacin entre ellas o en composicin. La zona lquida est en su punto de burbuja y ser producida como un yacimiento subsaturado modificado con la presencia de la capa de gas. La capa de gas est en el punto de roco y podra ser retrgrada o no retrgrada (yacimiento de gas).

*Los yacimientos de hidrocarburos por ser producto de la naturaleza son diferentes en cuanto a sus caractersticas y no hay dos que sean iguales. Por esto es necesario clasificarlos segn diferentes criterios. Las cinco clasificaciones mas usuales se basan en:La configuracin de las trampas geolgicas.El diagrama de fases de presin y temperatura.El tipo de hidrocarburo.El tipo de empuje yLa cercana a la superficie.En este curso nos limitaremos solo a la clasificacin segn el tipo de hidrocarburo, dados los objetivos principales del curso y las limitaciones de tiempo.Una mezcla de hidrocarburos que se encuentra en estado liquido. En condiciones de yacimiento, comnmente se conoce como petrleo crudo. Este a su vez se sub clasifica en dos tipos segn el liquido producido en la superficie: petrleo crudo de baja merma o petrleo negro y petrleo voltil o de alta merma.Una mezcla de hidrocarburos que se encuentre en estado gasEoSo en el yacimiento se clasifica en: gas condensado o retrogrado, gas hmedo y gas seco, dependiendo de sus diagramas de fase y condiciones de yacimiento.

*Un petrleo crudo de baja merma o petrleo negro generalmente produce en la superficie una relacin gas petrleo (RGP) de 2000 PCN/BN o menos con una gravedad especifica menor a 45 API. El factor volumtrico del petrleo inicial en la formacin es de 2 BY/BN o menor. La composicin determinada en el laboratorio muestra la presencia de componentes mayores que el heptano en un 30%, lo cual indica la gran cantidad de hidrocarburos pesados en este tipo de petrlEoS. El diagrama de fase del petrleo negro se muestra en la figura en la cual se observa lo siguiente: La temperatura critica del crudo es mayor que la temperatura del yacimiento.La lnea vertical AC es la reduccin isotrmica de la presin del yacimiento a medida que el es producido.En el punto A el petrleo no est saturado con el gas, es decir, el fluido en el yacimiento se encuentra en estado liquido. Los yacimientos en esta regin (presin del yacimiento mayor que la presin de burbujeo del crudo) se denominan yacimientos sub saturados. La regin de dos fases cubre un amplio intervalo de presin y temperatura.Debido a la baja compresibilidad de los lquidos del yacimiento, la presin disminuye rpidamente con la produccin, alcanzndose el punto de burbujeo A en el cual el petrleo est saturado con gas, es decir, contiene tanto gas disuelto como es posible. Si las condiciones iniciales de presin y temperatura corresponden al punto de burbujeo, el yacimiento se llama saturado.A medida que contina la reduccin de la presin (hacia el punto B) se forma la fase gas y entonces coexisten en el yacimiento las dos fases: liquido y gas.

*Los petrlEoS voltiles o casi crticos son fluidos muy livianos que se presentan en estado liquido en el yacimiento, puesto que la temperatura de este es muy cercana a la temperatura critica del fluido. Estos petrlEoS exhiben una presin de saturacin cercana a la del punto de burbujeo y tienen un alto grado de merma, que por lo general alcanza un 40% del espacio poroso, del hidrocarburo para una reduccin de presin de solo 10 lpc. Este fenmeno se comprende fcilmente a partir del diagrama de fases. Se observa que las lneas de calidad cercanas al punto critico y a la temperatura del yacimiento se encuentran muy juntas y casi paralelas al punto de burbujeo. La lnea AA representa la reduccin isotrmica de la presin hasta el punto de burbujeo. Cualquier disminucin de la presin por debajo de ese punto cortara rpidamente la lnea de calidad del 75% indicando el alto grado de merma de estos crudos.Los petrlEoS voltiles o de alta merma contienen menos molculas pesadas que los de baja merma y son crudos con gravedad especifica de 40 API o mayores y relacin gas petrleo entre 2000 3000 PCN/BN. *Los yacimientos de gas condensado producen lquidos en la superficie con gravedades especificas por encima de los 50 API y RGP entre 8000 a 70000 PCN/BN. El gas condensado contiene mas componentes pesados que el hmedo y usualmente se encuentra a profundidades mayores a 5000 pies. Un diagrama de fase tpico de gas condensado se muestra en la figura, en la cual las condiciones del yacimiento se indican con la lnea AE a medida que el petrleo se remueve desde el yacimiento, la presin y la temperatura decrecen gradualmente hasta alcanzar las condiciones del separador en la superficie, lo cual se representa siguiendo la lnea A Separador. Si estas condiciones son bastantes cercanas a la curva de puntos de burbujeo, aproximadamente el 85% de petrleo producido permanece como liquido en condiciones de superficie. El remanente de los hidrocarburos es producido como gas.*Si las condiciones originales de presin y temperatura del yacimiento se encuentran dentro de la envolvente (punto D en la figura) se habla de yacimientos con capa de gas. En estos originalmente existe liquido (petrleo) en equilibrio con una capa primaria de gas en la parte superior o alta de la estructura geolgica del yacimiento. El gas se encontrar en el punto de roci y el petrleo en el punto de burbujeo.En esta figura se observa lo siguiente: la temperatura del yacimiento est entre la temperatura del punto crtico y el punto cricondentrmico del sistema, y la presin inicial est por encima de la presin de roco correspondiente a la temperatura del yacimiento. El gas denso en un yacimiento de condensado contiene liquido disuelto en cantidades que dependen de deposicin y de la presin y temperatura de yacimiento.Cuando este se encuentra en el punto A, solo existe una sola fase a (pi, Ty). A medida que la presin del yacimiento declina durante el proceso de explotacin, ocurre la condensacin retrgrada. Cuando alcanza el punto B en la curva de punto de roco, comienza a formarse liquido y su cantidad se incrementa a medida que la presin del yacimiento disminuye del punto B a D. Los componentes mas pesados son los que comienzan a condensarse cuando la presin declina isotrmicamente a lo largo de la lnea B D. El liquido condensado moja la formacin y no puede extraerse con el gas producido. En consecuencia, es recomendable mantener las condiciones iniciales de presin de un yacimiento de gas condensado para que las fracciones de liquido permanezcan como gas hasta que ellas alcancen la superficie. Cuando se produce la transicin a las condiciones del separador en la superficie, se producirn entonces mas hidrocarburos lquidos.La mxima cantidad de liquido ocurre en el punto D y debido a una posterior reduccin de presin, el liquido se re vaporizar. Esta mezcla contendr mas hidrocarburos livianos y menos hidrocarburos pesados en comparacin con el petrleo voltil. A medida que el yacimiento contina en produccin, la RGP tiende a aumentar por la perdida de algunos componentes pesados del liquido formado a Ty. *Un gas hmedo normalmente contiene componentes de hidrocarburos mas pesados. En la figura se muestra un diagrama de fase tpico donde se observa lo siguiente: la regin de las dos fases (rea interior de la curva de envolvente) es algo mas extensa que la correspondiente al gas seco y el punto crtico se encuentra a una temperatura mucho mayor.La temperatura del yacimiento (en condiciones iniciales el punto A) excede al punto cricondentrmico, de modo que en este caso, durante la explotacin (reduccin de presin siguiendo la lnea isotrmica AB), el fluido en el yacimiento siempre permanecer en estado de gas como una sola fase.Las condiciones de presin y temperatura en la superficie (separador) se encuentran en la regin de dos fases, de modo que la fase liquida se formara o condensara a medida que el fluido es transportado hasta el separador siguiendo el comportamiento sealado con la lnea A Separador. La expresin gas hmedo no significa que el gas es mojado por agua, sino que el gas contiene algunas molculas de hidrocarburos mas pesados que en condiciones de superficie, forman una fase liquida. Entre los productos lquidos producidos en esta separacin se tienen butano y el propano.Los gases hmedos se caracterizan por RGP en la superficie entre 60000 100000 PCN/BN, asociados con petrlEoS usualmente con gravedad especifica mayor a 60 API.*Cuando se produce con una relacin gas petrleo mucho mayor que 100000 PCN/BN, al fluido se le denomina comnmente gas seco o gas natural. Este consiste, fundamentalmente, de metano con poca cantidad de etano y posiblemente muy pequeos porcentajes de otros componentes de hidrocarburos ms pesados. Tambin puede contener vapor de agua, que se condensar cuando las condiciones lo determinen. En la figura se muestra un diagrama de fase tpico para un yacimiento de gas seco. En esta figura se observa lo siguiente:Tanto en condiciones de yacimiento durante la etapa de explotacin (lnea isotrmica AB) como en condiciones de superficie, en el separador, el sistema se encuentra en estado gasEoSo, fuera la lnea envolvente.La temperatura del yacimiento es mayor que el punto cricondentrmico al igual que la temperatura de superficie en el separador, por lo que no se condensarn hidrocarburos lquidos en el sistema, ni en el yacimiento ni en la superficie.**La gravedad especifica para el gas (g) se define como la relacin entre la densidad del gas (g) y la densidad del aire (aire). Ambas densidades se miden y expresan a la misma presin y temperatura, las cuales, comnmente, corresponden a la temperatura y presin en condiciones normales.Siendo Ma el peso molecular aparente del gas; Maire el peso molecular del aire; yi la fraccin molar del componente i en la mezcla de gas; y Mi el peso molecular del componente i en la mezcla.

*Los gases reales son los que en condiciones ordinarias de temperatura y presin se comportan como gases ideales; pero si la temperatura es muy baja o la presin muy alta, sus propiedades se desvan en forma considerable de las de los gases ideales. Regularmente las condiciones reales de flujo de gas natural a travs de tuberas y medios porosos son de alta presin (3.52 - 3515 kg/cm2 abs) y moderadas temperaturas (26.67 -121.11 C). En tales condiciones, el gas natural tiene un comportamiento real y no ideal, por lo que es necesario tener en cuenta el volumen ocupado por las molculas y las fuerzas de atraccin y repulsin entre ellas.

****En 1941, Standing y Kats presentaron una grfica para el factor de compresibilidad basada en mezclas binarias de hidrocarburos. Establecieron una correlacin grfica del factor de compresibilidad en funcin de la presin reducida y la temperatura reducida. Esa grfica es generalmente confiable para mezclas de gases reales dulces, siendo necesario corregirla cuando en la mezcla estn presente el sulfuro de hidrogeno y el dixido de carbono.Para hacer uso de la correlacin de Standing y Katz es necesario conocer la composicin del gas o su peso molecular para determinar la presin seudo crtica y la temperatura seudo crtica, haciendo uso de las reglas de Kay.

*Para tener buenos resultados con el mtodo de Standing y Katz se deben tener en cuenta las siguientes limitaciones del mismo:El gas natural debe ser rico en metano (C1 > 80%)El gas no debe tener hidrocarburos aromticosEl gas no debe tener impurezas. Un contenido de 20% de N2 produce un error del 4%, y la presencia de CO2, un error de Z igual al valor del porcentaje de CO2 en la mezcla.No presenta buenos resultados a temperaturas y presiones cercanas a la crticaNo se recomienda su uso en el clculo de Z a presiones mayores de 10000 lpca.

*******El petrleo es una mezcla en la que coexisten en fases slida, liquida y gas, compuestos denominados hidrocarburos, constituidos por tomos de carbono e hidrogeno y pequeas proporciones de heterocompuestos con presencia de nitrgeno, azufre, oxgeno y algunos metales, ocurriendo en forma natural en depsitos de roca sedimentaria. Su color vara entre mbar y negro. La palabra petrleo significa aceite de piedra.ORIGENDurante la era terciaria en el fondo de los mares se acumularon restos de peces, invertebrados y, probablemente, algas, quedando sepultadas por la arena y las arcillas sedimentadas. Las descomposiciones provocadas por microorganismos, acentuadas por altas presiones y elevadas temperaturas posteriores, dieron origen a hidrocarburos. Al comenzar la era cuaternaria los movimientos orognicos convulsionaron la corteza terrestre y configuraron nuevas montaas, la cordillera de los Andes entre ellas. Los estratos sedimentarios se plegaron y el petrleo migr a travs de las rocas porosas, como las areniscas, hasta ser detenido por anticlinales, pliegues con forma de A mayscula, y por fallas que interrumpieron la continuidad de los estratos.El yacimiento no debe imaginarse como un gran "lago" subterrneo. El petrleo ocupa los intersticios de rocas sedimentarias muy porosas, acompaado habitualmente de gas natural y de agua salada.

*Esta clasificacin permite comparar los diferentes crudos de acuerdo a la diferencia de densidad del petrleo con respecto a la del agua, a la cual le fue asignada una densidad de 10 API a 60 F. As, el petrleo con una densidad mayor a 10 API representa un fluido ms liviano que el agua y por lo tanto bajo condiciones estticas flotara en presencia de la misma. Todo lo contrario sucede para fluidos con gravedad API menor a 10.La definicin de API ha servido de referencia para visualizar la separacin de las fases en contacto con el agua, de all la dificultad de deshidratar un crudo de 10 API cuando slo se emplea la gravedad como mecanismo de separacin de las fases.

*La densidad del petrleo se define como la masa de una unidad de volumen de crudo a determinada temperatura y presin, generalmente se expresa en el sistema internacional como kg/m3 y en unidades inglesas como lb/ft3. En cuanto a la gravedad especifica de un petrleo crudo, sta se define como la relacin entre la densidad del petrleo exento de agua (o crudo seco) y la densidad del agua ambas medidas a 60 F y presin atmosfrica.Donde o es la gravedad especifica del petrleo crudo, o es la densidad del petrleo (kg/m3 en Sistema Internacional, o lb/ft3 en el sistema Ingles), w es la densidad del agua (kg/m3 en Sistema Internacional, o lb/ft3 en el sistema Ingles). Es importante destacar que la gravedad especifica de un liquido es adimensional, pero tradicionalmente se reporta en unidades 60/60 para sealar que ambas densidades se miden en condiciones normales.Gravedad especifica API: es una medida estndar usada por la American Petroleum Institute, La gravedad especifica por lo general se empresa a una temperatura de 15 C y una atmosfera de presin.*Mara Luisa Chirinos, Julio Gonzlez e Ignacio Layrisse en un articulo titulado Rheologycal properties of crude oils from the Orinoco Oil Belt and their mixtures with diluents. Publicado en la Revista Tcnica Intevep 3 (2) en Julio de 1983, presentando resultados de estudios de variaciones de densidad con la temperatura, en aproximadamente 100 muestras de crudos de la Faja Petrolfera del Orinoco (con gravedades especificas entre 5 y 10 API ) y muestras de mezclas de dichos crudos con diluentes, encontrando una variacin lineal de la densidad con la temperatura, obteniendo la ecuacin mostrada.Donde, es la densidad del crudo a la temperatura deseada, en g/cm3, T la temperatura a la cual se desea calcular la densidad, en F; API es la gravedad especifica API del crudo a 60 F.Se encontr que el error al comparar los valores calculados con los obtenidos experimentalmente, es menor de 0.1%.

**Es frecuente observar que se cometen errores en la determinacin de la gravedad especifica del crudo, cuando existe la presencia de agua, a veces escuchamos que ha bajado la gravedad especifica de un crudo pesado, y esto usualmente se debe al incremento del contenido de agua en el crudo.El agua es un fluido que normalmente encontramos asociado a las acumulaciones de petrleo y por eso, pocas veces se obtiene produccin de petrleo sin la produccin de agua. De hecho, en muchos casos el volumen de este fluido asociado a los yacimientos de hidrocarburos excede el de la acumulacin de petrleo, y por consiguiente, el volumen total de produccin de agua tambin es mayor que la produccin de petrleo. Histricamente ha existido mucha confusin en la literatura de ingeniera de yacimientos con respecto a la identificacin y la clasificacin de las aguas de yacimiento; sin embargo hoy en da resultan comunes los trminos agua connata, intersticial, residual y libre, para nombrar solamente algunos. En cada yacimiento de petrleo debe disponerse de un anlisis qumico de sus caractersticas y el mismo debe ser lo mas completo posible, y de tal alcance, que permita predecir y resolver los problemas futuros que se presentan. Tal anlisis debe mostrar los slidos totales y las partes por milln de cada in y/o radical positivo y negativo, ya que con esta informacin ser posible representar grficamente el anlisis y calcular las caractersticas tanto del agua de formacin como las de sus diferentes componentes. Por eso, siempre que sea posible, se recomienda que los anlisis de las muestras representativas del yacimiento en estudio, se obtengan de un laboratorio confiable, pues de este modo el ingeniero de yacimientos puede entonces encontrar conveniente recurrir a los datos o a las cartas empricas de correlaciones.Las diferentes caractersticas fsicas y qumicas que exhiben las aguas de yacimiento se deben a los ambientes geolgicos sumamente diversos donde se encuentran, con presiones de yacimiento hasta 15000 lpc y temperaturas hasta 350 F.Las caractersticas fsicas del agua dependen de su composicin qumica, temperatura y presin. El agua puede ser pura o puede contener sales disueltas, arrastradas o suspendidas, materiales inertes o gases. En general, todas las aguas de formacin contienen sales disueltas, principalmente cloruro de sodio. Por esta razn, se le denomina algunas veces como salmueras, dependiendo de la concentracin salina.**La viscosidad es la resistencia interna que ofrece un fluido al movimiento relativo de sus partes. Para ilustrar este concepto, considere dos capas de un mismo fluido, de rea A, separadas entre si una distancia infinitesimal dy, las cuales se consideran en movimiento, tal como se muestra en la figura.La capa superior tiene una velocidad v + dv, y la capa inferior una velocidad v. Debido a la friccin entre las molculas del fluido, se requiere aplicar una fuerza F, en la capa superior para mantener la diferencia de velocidad dv, entre las capas.Experimentalmente se ha encontrado que F/A dv/dy, donde la constante de proporcionalidad define precisamente la viscosidad del fluido esto es F/A = .dv/dy, F/A se denomina esfuerzo de corte , y dv/dy es conocida como la tasa de corte.En otras palabras, si la friccin entre las capas de fluidos es pequea, es decir, baja viscosidad, la aplicacin de una fuerza de corte se traducir en un alto gradiente de velocidad. A medida que la viscosidad aumenta, cada capa de fluido ejercer una mayor friccin en el arrastre de las capas adyacentes y el gradiente de velocidad disminuir.

*Un fluido Newtoniano se caracteriza por que el esfuerzo de corte es directamente proporcional a la tasa de corte dv/dy, mostrando un comportamiento lineal, tal y como se puede apreciar en la figura, donde la pendiente corresponde al valor de viscosidad.*La viscosidad de los lquidos disminuye de manera exponencial con la temperatura tal y como se puede apreciar en la figura y en la ecuacin que rige dicho comportamiento*La viscosidad de los lquidos disminuye de manera exponencial con la temperatura tal y como se puede apreciar en la figura y en la ecuacin que rige dicho comportamiento*Las ecuaciones mostradas permiten estimar el valor de la viscosidad cinemtica en funcin de la temperatura, a partir de la determinacin experimental de un solo valor de viscosidad y de temperatura del crudo bajo estudio. Dichas ecuaciones fueron obtenidas por Mara Luisa Chirinos, Julio Gonzlez e Ignacio Layrisse a partir de correlacionar medidas experimentales en aproximadamente 100 muestras de crudos pesados y extrapesados y fue publicado en un articulo titulado Rheologycal properties of crude oils from the Orinoco Oil Belt and their mixtures with diluents, en la Revista Tcnica Intevep 3 (2) en Julio de 1983. El error obtenido al comparar los valores medidos con respecto a los valores estimados mediante las ecuaciones presentadas es menor al 5%.***************

Documents

Propiedades de Crudos 18032014 97 2003 p1