Escrito por 4:10 pm Artículos de Opinión

PROPIEDADES FÍSICA DE LOS FLUIDOS PETROLEROS

Los yacimientos petroleros pueden producir hidrocarburo hasta en tres fases, aceite, agua y gas. Este último puede estar presente de manera libre como un casquete de gas o libre entre el aceite.

Para predecir comportamientos de los yacimientos o hacer optimización en la producción, es importante tener conocimiento de las propiedades física de los fluidos. Usualmente estas se obtienen a través de estudios de laboratorio, en caso de no contar con estos valores, se pueden utilizar correlaciones empíricas para su calculo.

Para poder obtener un análisis y/o interpretación preciso es importante tener datos confiables y determinar si los valores son correctos de acuerdo a su comportamiento teórico.

ACEITE

> Densidad relativa del aceite [γo]: Es sencillo, ya que es definida como la relación entre la densidad del aceite y la densidad del agua, evaluadas en las mismas condiciones (ecuación #1).

> Densidad [°API]: La calidad del aceite es expresada en grados °API, siendo la unidad común en la industria petrolera para expresar la calidad del aceite y se calcula de la siguiente manera (ecuación 2):

> Factor de volumen de aceite [Bo]: Se expresa con la ecuación 3, siendo el volumen de aceite con gas disuelto considerados a condiciones de yacimiento que es necesario para producir un barril de aceite a condiciones estándar.

En la figura 1.- se observa en la curva que conforme la presión de yacimiento vaya disminuyendo para alcanzar la presión de burbuja, exista un incremento de Bo, ya que existe una expansión del aceite bajo saturado. Siendo la presión de burbuja, el punto en el que se alcanza una mayor Bo, y posterior a este exista la liberación de gas, provocado por la disminución de la presión del yacimiento, por ende, el factor volumétrico del aceite disminuye cercano a la unidad.

Figura 1.- Curva del comportamiento típico del Factor de Volumen del Aceite

> Relación gas en solución [Rs]: Se define como el volumen medido a condiciones estándar, que se encuentra disuelto en un barril de aceite a condiciones estándar.

En la figura 2.- se puede observar que cuando el yacimiento cuenta con una presión mayor a la presión de burbuja se tiene una línea horizontal constante. Esto es provocado por que no existe la liberación de gas a estas presiones, existiendo únicamente fluidos líquidos. Una vez alcanzada la presión de burbuja hasta disminuir la presión a condiciones atmosféricas, la relación de solubilidad disminuye. debido a que cada vez hay más gas que se va liberando.

Figura 2.- Comportamiento de la Relación de solubilidad del aceite.

> Viscosidad del aceite [μo]: La viscosidad del aceite se encuentra en función de la temperatura, presión, composición del aceite y la gravedad especifica del aceite y del gas. De acuerdo con la figura 3.-, cuando se encuentra en la presión atmosférica se tiene el valor de viscosidad más alto. Mientras la presión vaya aumentando, la viscosidad irá disminuyendo. Cuando se alcanza la presión de burbuja, se obtendrá el valor mínimo de la viscosidad del aceite.

Figura 3.- Curva de comportamiento de la viscosidad del aceite.

GAS

> Factor de volumen de gas [Bg]:  Se define como la relación entre el volumen de gas a condiciones de yacimiento y el volumen de gas a condiciones estándar, y se expresa con la siguiente fórmula:

 Y se expresa gráficamente con la figura 4.-. En un yacimiento con una temperatura constante, el factor volumétrico (Bg) se comporta respecto a la presión del yacimiento, a mayor presión el Bg será menor sin llegar al cero, y conforme la presión disminuya el Bg irá aumentando.

Figura 4.- Comportamiento de la curva de factor de volumen del gas.

> Viscosidad del gas [μg]: El coeficiente de viscosidad representa a la resistencia de un flujo a fluir. Este se basa en medir el esfuerzo cortante y el gasto mientras el fluido se encuentra en movimiento. En la figura 5.-, se ilustra como es el comportamiento de la viscosidad del gas en función de la presión del yacimiento, haciendo una comparación de tres curvas a diferentes presiones de yacimiento. Se observa que mientras la presión de yacimiento es menor y la temperatura va en aumento, la viscosidad del gas aumenta. Mientras que la presión del yacimiento incrementa, y la temperatura va disminuyendo, la viscosidad del gas decrece.

Figura 5.- Curvas a diferentes temperaturas, representando el comportamiento de la viscosidad del gas.

 

> Densidad específica del gas [ϒg]: Se le conoce como la relación entre la densidad del gas o mezcla de gases y la del aire, consideras a las mismas condiciones.

> Factor de desviación de los gases reales [Z]: Basándose en la ley de los gases ideales, el factor de desviación es la relación entre el volumen de gas real evaluado a una temperatura y presión dadas, y el volumen de gas ideal, calculado con la ecuación de gases ideales. Con el diagrama de Katz y Standing mostrado en la figura 6,. sirve para entender qué tan alejado de la idealidad se encuentra un gas de ser un gas ideal.

Figura 6.- Diagrama de Katz y Standing, usado para determinar el valor del factor de desviación.

AGUA DE FORMACIÓN

> Factor de volumen del agua de formación [Bw]: Representa los barriles de agua en el yacimiento que se necesita para producir un barril de agua en la superficie, a condiciones estándar.
En la figura 7.- Se observa que el comportamiento de la curva es que conforme la presión va disminuyendo, desde la presión del yacimiento hasta la presión de burbuja, el factor volumétrico del agua aumenta provocado por la expansión de agua en el yacimiento. Después cuando la presión, llega a ser menor a la presión de burbuja,  se tiene pérdida de volumen de líquido ya que existe liberación de gas, pero aumenta por la expansión del agua por lo que el factor de volumen del agua sigue en aumento.

Figura 7.- Curva del comportamiento del factor de volumen del agua

> Relación de solubilidad de gas en el agua [Rsw]: El gas también puede disolverse en el agua, y tiene un comportamiento similar a la relación de solubilidad del gas en el aceite (Figura 2). De la presión del yacimiento hasta la presión de burbuja, se mantiene constante. Después del punto de burbuja, esta comienza a disminuir por la liberación del gas.

 

REFERENCIAS

[1] Burcik, E. J. (1979). Properties of petroleum reservoir fluids. Boston: International Human.

[2] Tarek, A. (2007). Equations of state and PVT analysis. Houston: Gulf Publishing Company.

 

 

 

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Autor: Ing. Pamela Montserrat Cortés Torres

Contacto: pamela.cortes@dyscoep.com

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