Libro de Petroleo (1).pdf

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(1)ANALISIS NODALY EXPLOTACION DE PETROLEO -------------------------------------------------------- 1. INDICE. CAPITULO I GENERALIDADES 1.1. INTRODUCCION 1.2. DEFINICION DE CONCEPTOS BASICOS 1.2.1. CLASIFICACION DE NODOS a. Nodo Común b. Nodo Funcional 1.3. ELEMENTOS USADOS EN EL SISTEMA DEL ANALISIS NODAL 1.3.1. Ubicación de los nodos componentes 1.3.2. Componentes que intervienen en el análisis nodal a. Separador b. Línea de flujo horizontal c. Choque superficial d. Cabeza de pozo e. Válvula de seguridad f. Choque de fondo g. Presiones fluyentes h. Presión promedio del reservorio 1.4. ANALISIS DETALLADO DEL SISTEMA 1.4.1. Esquema gráfico del análisis completo de un reservorio de producción 1.4.2. Procedimiento del análisis nodal 1.4.3. Comportamiento de un sistema de producción completo 1.4.4. Análisis del comportamiento gráfico a. Curva de presión de tanque b. Curva de presión de separador c. Curva de línea de producción horizontal d. Curva de comportamiento de choque de fondo e. Curva de capacidad de transporte de cañería f. Curva de presión fluyente de fondo g. Curva IPR a la pared del pozo h. Curva de presión estática 1.4.5. Presión Constante 1.4.6. Análisis del sistema en fondo del pozo 1.4.7. Optimización de la tubería de Producción. 9 9 9 9 9 10 10 11 11 11 11 12 12 12 12 12 12 12 13 14 14 14 15 15 15 15 15 15 15 15 15 16. CAPITULO II PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS 2.1. 2.2.. INTRODUCCION PROPIEDADES FISICAS DEL PETROLEO 2.2.1. Densidad y Gravedad específica del Petróleo 2.2.1.1. Correlaciones para el cálculo de la densidad Petróleo Saturado Petróleo Sub saturado 2.2.2. Viscosidad del Petróleo 2.2.2.1. Correlaciones para el cálculo de la viscosidad Petróleo Muerto Petróleo Saturado Petróleo Bajo Saturado 2.2.3.-Factor Volumétrico del Petróleo 2.2.3.1.- Correlaciones para el cálculo del factor volumétrico del petróleo Petróleo Saturado Petróleo Bajo Saturado 2.2.4.-Compresibilidad del petróleo 2.2.4.1.- Correlaciones para el cálculo de la compresibilidad del Petróleo Petróleo Bajo Saturado Petróleo Saturado 2.2.5. Relación de solubilidad del gas en el petróleo 2.2.5.1.- Correlaciones para el cálculo de la solubilidad del gas en el Petróleo. Ing. José Luis Rivero S.. 18 19 19 19 19 20 21 22 22 23 24 26 26 26 27 29 29 29 30 30 31. 1.

(2) ANALISIS NODALY EXPLOTACION DE PETROLEO -------------------------------------------------------- 2 2.2.6.-Presión de Burbuja 2.2.6.1- Correlaciones para el cálculo de la presión de burbuja 2.2.7.-Tensión Superficial 2.3. Propiedades de los fluidos en tubería 2.3.1. Densidad del petróleo 2.3.2. Efecto de la densidad en tubería vertical 2.3.3. Viscosidad del petróleo 2.3.4. Efecto de la viscosidad en tubería vertical 2.3.5. Efecto de la viscosidad en tubería horizontal 2.3.6. Compresibilidad del petróleo 2.3.7. Tensión superficial del petróleo 2.3.8. Efecto de la tensión superficial en tubería vertical 2.3.9. Efecto de la tensión superficial en tubería horizontal 2.3.10. Efecto de la relación gas-petróleo en tubería vertical 2.3.11. Efecto de la relación gas-petróleo en tubería horizontal 2.4. Propiedades fisicas del Gas 2.4.1. Factor de Compresibilidad 2.4.1.1.-.Determinación del factor de desviación del gas 2.4.2.- Factor Volumétrico del Gas Bg 2.4.2.1.- Determinación del Factor Volumétrico del gas Bg 2.4.3.- Viscosidad del Gas 2.4.3.1.- Determinación de la viscosidad del gas. 31 32 32 32 32 33 33 33 34 34 35 35 35 36 36 37 37 38 39 40 41 41. CAPITULO III ANALISIS DE FLUIDO EN EL RESERVORIO 3.1.Introducción 3.2.Diagrama de Fases (Presión –Temperatura) 3.2.1.- Propiedades Intensivas 3.2.2.- Punto Crítico 3.2.3.- Curva de Burbujeo 3.2.4.- Curva de Roció 3.2.5.- Región de dos Fases 3.2.6.-Cricondenbar 3.2.7.- Cricondenterma 3.2.8.- Zona de Condensación Retrógrada 3.2.9.-Petróleo Saturado 3.2.10.-Petróleo Bajo Saturado 3.2.11.-Petróleo Supersaturado 3.2.12.-Saturación Crítica de un Fluido 3.3.Reservorio de Petróleo 3.3.1.- Reservorio de Petróleo Sub Saturado 3.3.1.1.- Reservorio de Petróleo Saturado 3.3.1.2.- Reservorio con capa de Gas 3.3.2.- Petróleo Negro 3.3.2.- Petróleo Negro de Bajo Rendimiento 3.3.4.-Petróleo Volátil 3.3.5.- Petróleo cerca al punto crítico. 44 44 45 45 45 45 45 45 45 45 46 46 46 46 46 46 47 47 47 48 49 50. CAPITULO IV ANALISIS DE RESERVORIO 4.1. Introducción 4.2. ECUACION DE FLUJO (LEY DE DARCY´S) 4.2.1. Flujo lineal 4.2.2. Flujo radial 4.2.3. Flujo de petróleo 4.2.4. Flujo pseudo estático 4.3.-COMPORTAMIENTO DE LA PRESION EN EL RESERVORIO 4.3.1.-Alteración de la Permeabilidad (K) y Turbulencia (D) 3.3.1. Factores que controlan el paso de los fluidos desde el reservorio hasta el pozo. Ing. José Luis Rivero S.. 53 53 55 55 58 58 58 59 60. 2.

(3) ANALISIS NODALY EXPLOTACION DE PETROLEO -------------------------------------------------------- 3 4.4. INDICE DE PRODUCTIVIDAD 4.5. MECANISMO DE EMPUJE 4.5.1.- Proceso de Desplazamiento 4.5.1.1.- Expansión de la Roca y los Fluidos 4.5.1.2..- Empuje por Gas Liberado 4.5.1.2.1.- Característica de la Producción 4.5.1.3.- Empuje por casquete de Gas 4.5.1.3.1.- Característica de la Producción 4.5.1.4.- Empuje hidráulico 4.5.1.4.1.- Característica de la producción 4.5.1.5.- Desplazamiento por segregación gravitacional 4.5.1.5.1.- Característica de la Producción 4.5.2.- Comparación de los empujes 4.5.3.- Empuje combinado 4.5.4,- Determinación del índice de desplazamiento 4.6. FLUJO DE UNA SOLA FASE 4.6.1. Espesor de la zona productora (h) 4.6.2. Presión promedio del reservorio (Pr) 4.6.3. Viscosidad promedio del petróleo (µo) 4.6.4. Factor de volumen de formación promedio (βo) 4.6.5. Radio de drenaje (re) 4.6.6. Radio de pozo (rw) 4.6.7. Factor de skin o daño (S) 4.6.8. Flujo turbulento (Dq) 4.7. FLUJO EN EL RESERVORIO DE DOS FASES 4.7.1. Combinación de la fase líquida y las dos fases 4.8. PREDICCION DE IPR PARA POZOS DE PETROLEO 4.8.1. Método de Vogel 4.8.1.1.- Reservorio bajo Saturado 4.8.2. Método de Vogel modificado por Standing (sin daño) 4.8.3. Método de Fetkovich 4.8.4. Método de Blount y Glaze 4.9. CONSTRUCCION DE LA IPR CON PRUEBAS NO SON ESTABILIZADAS 4.10. DETERMINACION DE LA CURVA IPR 4.10.1. Cálculo de la presión de fondo fluyente para un cierto Caudal de flujo para construir curvas de IPR 4.10.2.- Cálculo del caudal de flujo a cierta presión de flujo para la Construcción de la curva IPR 4.10.3.- Cálculo preliminar para construir la curva compuesta de IPR Con datos de prueba 4.11. PREDICCIÓN FUTURA DEL IPR PARA POZOS PETROLÍFEROS 4.12.-FORMACIONES ESTRATIFICADAS 4.13.-POZOS HORIZONTALES 4.13.1.- Impacto del efecto de Daño en el Comportamiento de un Pozo Horizontal 4.14.-TIPOS DE PRUEBAS 4.14.1.-Prueba de Flujo Tras Flujo 4.14.2.-Prueba Isócronal 4.14.3.-Prueba Isócronal Modificada 4.14.4.-Prueba de Producción CAPITULO V CAIDAS DE PRESION. 60 61 61 61 62 64 64 66 66 67 68 69 69 72 72 73 74 74 74 74 74 75 75 75 77 78 80 80 80 81 82 86 92 92 92. 5.1. INTRODUCCION 5.2. ECUACION BASICA DE ENERGIA 5.3. FLUJO DE UNA SOLA FASE 5.3.1. Ecuación de gradiente de presión 5.3.2. Ecuación de gradiente de presión de componentes 5.4. COMPORTAMIENTO DE FLUJO DE DOS FASES 5.4.1. Flujo de dos fases 5.4.2. Resbalamiento de líquido HOLD-UP (HL). 103 104 108 109 109 110 110 110. Ing. José Luis Rivero S.. 94 95 95 96 97 98 99 99 99 100 100 101. 3.

(4) ANALISIS NODALY EXPLOTACION DE PETROLEO -------------------------------------------------------- 4 5.4.2.1. Valor de resbalamiento del líquido 5.4.3. Suspensión de líquido 5.4.4. Densidad 5.4.5. Velocidad 5.4.6 Viscosidad 5.4.7 Tensión superficial 5.5. MODIFICACION DE LA ECUACION DE GRADIENTE DE PRESION PARA FLUJO DE DOS FASES 5.5.1 Cambio del componente de elevación 5.5.2. Componente de fricción 5.5.3. Componente de aceleración 5.5.4. Modelo de flujo patrón 5.5.5. Procedimiento con la distribución de temperatura 5.5.6. Cálculo de la presión de recorrido 5.5.6.1. Procedimiento para incremento de la longitud de línea 5.5.6.2. Procedimiento para incremento de caída de presión 5.6. CORRELACIONES DE FLUJO PARA POZO VERTICAL 5.6.1. Correlación de Poettmann y Carpenter 5.6.2. Correlación general de Hagerdorn y Brown 5.6.3. Correlación de Beggs y Brill 5.6.3.1. Determinación de flujo * Flujo segregado (zona I) * Flujo intermitente (zona II) * Flujo distribuido ** Zona IIA ** Zona IIIB * Flujo de transición (zona IV) * Segregado * Transición * Intermitente * Distribuido * Densidad bifásico * Factor de fricción * Término de la aceleración 5.6.4.- Correlación de Orkiszewki 5.6.4.1. Flujo burbuja 5.6.4.2. Flujo por baches 5.6.4.3. Flujo por transición 5.6.4.4. Flujo niebla 5.7. CORRELACION DE FLUJO HORIZONTAL 5.7.1. Métodos de predicción 5.7.2. Método de Eaton y Al 5.7.3. Método de Dukler y Al 5.7.4. Método de Beggs y Brill 5.7.5. Método de Flaningan 5.8. CAIDA DE PRESION A TRAVES DE LAS PERFORACIONES 5.8.1. Caída de presión a través de las perforaciones 5.9. TIPOS DE RESTRCCIONES QUE PRODUCEN PERDIDAS DE PRESION 5.9.1. Válvula de seguridad 5.9.1.1. Válvula de seguridad superficial 5.9.1.2. Válvula de seguridad Sub-superficial 5.9.1. Choque superficial 5.9.1.1. Choque de fondo 5.10.-Determinación de la caída de Presión en Línea Horizontal 5.11.- Determinación de la caída de Presión en la Línea Vertical. Ing. José Luis Rivero S.. 110 111 111 112 112 113 113 113 113 114 114 115 115 115 116 117 117 119 120 121 122 122 122 122 122 122 122 122 122 122 123 123 124 124 125 127 128 129 129 130 130 130 131 132 132 134 135 136 136 137 137 137 140 141. 4.

(5) ANALISIS NODALY EXPLOTACION DE PETROLEO -------------------------------------------------------- 5. CAPITULO VI ANALISIS DEL SISTEMA DE PRODUCCION 6.1. INTRODUCCION 6.2. SELECCIÓN DEL TUBING (TUBERIA) 6.3. EFECTO DEL DIAMETRO DE LA LINEA DE FLUJO 6.4. CAMBIOS EN EL TAMAÑO DEL CONDUCTO DE FLUJO 6.5. EFECTO DE LA ESTIMULACION 6.6. ANALISIS DEL SISTEMA TOTAL CON RESTRICCIONES 6.6.1. Choque superficial 6.6.2. Choque de seguridad 6.7. EVALUACION DE LOS EFECTOS DE TERMINACION 6.8. PROCEDIMIENTO GENERAL PARA EL CÁLCULO DE LA PÉRDIDA DE PRESION PARA CUALQUIER PUNTO O NODO 6.9. PROCEDIMIENTO PARA EL CÁLCULO DE LA PÉRDIDA DE PRESION UTILIZANDO EL PUNTO O NODO EN EL FONDO DEL POZO (NODO 6) 6.10. USANDO LA SOLUCION EN EL PUNTO O NODO 3 SEGUIMOS EL SIGUIENTE PROCEDIMIENTO 6.11. USANDO LA SOLUCION EN EL PUNTO O NODO 1 6.12. DETERMINE EL EFECTO O TAMAÑO DEL ESTRANGULADOR O CHOQUE DE SUPERFICIE USANDO EL NODO 2 COMO NODO SOLUCION. 142 143 143 145 145 147 147 147 147 148 148 151 152 155. CAPITULO VII OPTIMIZACION DE LA SEGUNDA ETAPA DE SEPARACION 7.1.-EQULIBRIO LIQUIDO-VAPOR 7.2 CALCULO DE LA RELACION DE EQULIBRIO 7.3 RELACION DE EQUILIBRIO PARA SOLUCIONES REALES 7.3.1.- Correlación de Wilson 7.3.2.- Correlación de Standing 7.3.3.- Correlación de Galimberti Campbell 7.3.4.-Correlación de Whtson y Torp 7.3.5.-Correlación de Lohrenz et Al 7.4 Presión de Convergencia 7.4.1 Método de Estanding 7.4.3 Método de Rzasa 7.5.-RELACION DE EQUILIBRIO PARA LOS COMPONENTES MAS PESADOS 7.5.1. Método de Winn 7.5.2 Método de Katz 7.6. CALCULO DE LA SEPARACION INSTANTANEA 7.7 APLICACIONES DE LA CONSTANTE DE EQUILIBRIO K EN LA INDUSTRIA 7.7.1.- Determinación del punto de Roció 7.7.2.- Determinación del punto de burbuja 7.8 CALCULO DE LOS SEPARDORES 7.9.- OPTIMIZACION DE LA SEGUNDA ETAPA DE SEPARACION. 159 159 161 161 162 163 163 164 164 166 166 166 166 167 167 169 169 171 173 177. CAPITULO VIII BALANCE DE MATERIALES PARA YACIMIENTOS DE PETROLEO 8.1.- Introducción 8.2.- Condiciones del Balance de Materiales 8.3.- Generalidades del Balance de Materiales 8.3.1.- Balance de Materiales para Yacimientos de Petróleo Sub Saturados 8.3.1.1.- Balance Volumétrico despreciando la Compresibilidad del Agua y la formación 8.3.1.2.- Balance Volumétrico Considerando la Compresibilidad del Agua y la Formación 8.3.1.3.- Balance de Materia considerando la entrada de agua, despreciando la Compresibilidad del agua y la formación. 8.3.1.4.- Balance de Materiales con entrada de agua, considerando la compresibilidad del agua Y la formación. 8.3.1.5.- Balance de Materia con inyección de agua, despreciando la compresibilidad del agua. Ing. José Luis Rivero S.. 180 180 180 180 181 181 182 183 184. 5.

(6) ANALISIS NODALY EXPLOTACION DE PETROLEO -------------------------------------------------------- 6 Y la formación 8.3.1.6.- Balance de Materia con inyección de agua, considerando la compresibilidad del agua Y la formación. 8.3.2.- Balance de Materiales para Yacimientos de Petróleo Saturados 8.3.2.1.- Balance Volumétrico despreciando la compresibilidad del agua y la formación 8.3.2.2.- Balance Volumétrico Considerando la compresibilidad del agua y la formación 8.3.2.3.- Balance de Materiales con entrada de agua despreciando la compresibilidad del Agua y la formación. 8.3.2.4.- Balance de Materiales Con entrada de agua considerando compresibilidad del agua y la formación. 8.3.2.5.- Balance de Materiales Con inyección de gas despreciando compresibilidad del. 184 184 185 186 186 187 188. Agua y la formación. 8.3.2.6.- Balance de Materiales Con inyección de gas considerando compresibilidad. 188. del agua y la formación. 8.3.2.7.- Balance de Materiales Con inyección de agua despreciando compresibilidad. 189. del agua y la formación. 8.3.2.8.- Balance de Materiales Con inyección de agua considerando compresibilidad. 189. del agua y la formación. 8.3.3.- Balance de materiales para yacimientos de petróleo con capa de gas.. 190. 8.3.3.1.- Balance Volumétrico despreciando la compresibilidad del agua y la formación. 191. 8.3.3.2.- Balance Volumétrico considerando la compresibilidad del agua y la formación. 192. 8.3.3.3.- Balance de Materiales Con entrada de agua despreciando la compresibilidad. 193. del agua y la formación. 8.3.3.4.- Balance de Materiales Con entrada de agua considerando la compresibilidad. 193. del agua y la formación. 8.3.3.5.- Balance de Materia Con inyección de gas despreciando la compresibilidad. 194. del agua y la formación. 8.3.3.6.- Balance de Materia Con inyección de gas considerando la compresibilidad. 194. del agua y la formación. 8.3.3.7.- Balance de Materia Con inyección de agua despreciando la compresibilidad. 195. del agua y la formación. 8.3.3.8.- Balance de Materia Con inyección de agua considerando la compresibilidad del agua y la formación. 8.4.- Usos y limitaciones de la ecuación de balance de materiales. 195 196. CAPITULO IX EVALUACION DE LA ENTRADA DE AGUA EN LOS YACIMIENTOS DE PETROLEO 9.0.- Introducción 9.1.- Clasificación de los Acuíferos 9.1.1.- Clasificación de los acuíferos según su régimen de flujo. 200 200 200. 9.1.1.1.- Acuíferos de régimen estable. 201. 9.1.1.2.- Acuíferos de régimen semiestable. 201. 9.1.1.3.-Acuíferos de régimen inestable. 201. 9.1.2.- Clasificación de los acuíferos según su geometría de flujo 9.1.2.1 Acuíferos lineales. Ing. José Luis Rivero S.. 201 201. 6.

(7) ANALISIS NODALY EXPLOTACION DE PETROLEO -------------------------------------------------------- 7. 9.1.3. 9.1.2.2 Acuíferos radiales. 201. 9.1.2.3 Acuíferos de fondo. 201. Clasificación de los acuíferos según su extensión. 202. 9.1.3.1 Acuíferos infinitos. 202. 9.1.3.2 Acuíferos finitos. 202. 9.1.3.3 Acuíferos realimentados. 202. 9.2.- Determinación de la entrada de agua. 203. 9.2.1.-Modelo de Pote. 203. 9.2.2.- Modelo Fetkovich. 204. 9.3.3. 9.2.2.1 Acuíferos radiales. 204. 9.2.2.2 Acuíferos lineales. 206. 9.2.2.3 Acuíferos irregulares. 208. Modelo Carter-Tracy. 209. 9.3.3.1 Acuíferos radiales. 209. 9.3.3.2 Acuíferos lineales. 211. 9.3.4.-Modelo Van Everdingen. 45. 9.3.4.1 Acuíferos radiales. 212. 9.3.4.2 Acuíferos lineales. 213. 9.3.4.3 Acuíferos de fondo. 214. 9.3. Consideraciones en el análisis de la entrada de agua. 216. CAPITULO X PREDICCION DEL COMPORTAMIENTO DE LOS YACIMIENTOS DE PETROLEO 10.1.- Introducción. 218. 10.2.- Predicción del comportamiento de yacimientos subsaturados. 218. 10.3 Predicción del comportamiento de yacimientos de petróleo saturado. 218. 10.3.1.-Aplicando el método de Tarner. 223. 10.3.2 Aplicando el método de Muskat. 227. 10.4 Predicción del comportamiento de yacimientos de petróleo con capa de gas. 227. 10.4.1 Aplicando el método de Tarner. 227. 10.4.2 Aplicando el método de Muskat. 227. 10.5 Factores que influyen en el comportamiento de los yacimientos de petróleo. 228. 10.5.1 Efecto de capa de gas Inicial. 228. 10.5.2 Efecto de la viscosidad del petróleo. 228. 10.5.3 Efecto de la energía del yacimiento. 228. 10.5.4 Efecto de la gravedad API del petróleo. 229. 10.5.5 Efecto de la saturación crítica del gas. 229. 10.5.6 .-Efecto de agua connata (intersticial). 229. 10.5.7 Efecto del tipo de formación y permeabilidad. 230. Ing. José Luis Rivero S.. 7.

(8) ANALISIS NODALY EXPLOTACION DE PETROLEO -------------------------------------------------------- 8. CAPITULO XI DETERMINACION DEL VOLUMEN ORIGINAL DE PETROLEO APLICANDO EL METODO DE HAVLENA Y ODEH 11.1. Introducción. 232. 11.2.-. Aplicación del balance de materiales a la ecuación de la línea recta. 232. 11.2.1.- Linealización para yacimientos de petróleo subsaturado. 234. 11.2.2. 11.2.3. 11.2.1.1 Volumétrico. 234. 11.2.1.2 Con entrada de agua. 236. 11.2.1.3 Con inyección de agua. 237. Linealización para yacimientos de petróleo saturado. 238. 11.2.2.1 Volumétrico. 238. 11.2.2.2 Con entrada de agua. 239. 11.2.2.3 Con inyección de gas. 239. 11.2.2.4 Con inyección de agua. 240. Linealización para yacimientos de petróleo con capa de gas 49 11.2.3.1 Volumétrico. 241. 11.2.3.2 Con entrada de agua. 242. 11.2.3.3 Con inyección de gas. 245. 11.2.3.4 Con inyección de agua. 246. 11.2.4 Casos especiales. 246. 11.2.4.1 Determinación simultánea de m y N. 246. 11.2.4.2 Determinación de N y correcta aplicación del modelo para encontrar We. 248. CAPITULO XII EJERCICIOS DE APLICACIÓN Y SOLUCIONARIO TECNICO 12.1. Determinación de las Propiedades de los Fluidos. 253. 12.2 Determinación del IPR método de Darcy y Jones Blount Glaze. 256. 12.3 IPR Compuesto y Pozos Horizontales. 278. 12.4. Determinación Caída de Presión en Líneas y Optimización. 292. 12.4.1. Optimización de las Perforaciones. 295. 12.4.2 Optimización de los diámetros de Choques. 298. 12.4.3 Optimización con dato de prueba de pozo. 312. 12.5.- Interpretación prueba de restitución de presión. 315. 12.6.- Optimización segunda etapa de Separación. 326. Ing. José Luis Rivero S.. 8.

(9) ANÁLISIS NODAL PARA PETROLEO. 9. CAPITULO. I. GENERALIDADES. 1.1. INTRODUCCIÓN El análisis nodal se define como la segmentación de un sistema de producción en puntos o nodos, donde se producen cambios de presión, los cuales están definidos por diferentes ecuaciones o correlaciones. Este análisis ha sido usado por muchos años para evaluar otros sistemas compuestos. En 1945 fue propuesto por Gilbert para ser aplicado a pozos de producción y después discutidos por Nind en 1964 como así también por Mach, Joe, Eduardo Proano, Kermit E. Brown y otros que habiendo complementado las investigaciones hacen posible el nuevo enfoque del análisis nodal, cuya forma de análisis ofrece un medio de optimizar más eficiente y económico los pozos productores; desde el límite exterior del reservorio a la pared del pozo, a través de las perforaciones y la sección de terminación a la entrada de la tubería, hasta la cabeza de la tubería incluyendo cualquier restricción de la misma, el choque de superficie, línea de flujo y el separador. 1.2 DEFINICIÓN DE CONCEPTOS BÁSICOS En todo análisis es muy importante conocer los conceptos que se manejan para tener un mejor aprovechamiento de todo el análisis del sistema propuesto, siendo estos clasificados como sigue: 1.2.1 CLASIFICACIÓN DE NODOS Existen dos tipos de nodos que se encuentran en un sistema completo de producción: a) Nodo Común Este es el nombre que recibe una sección determinada de un sistema donde se produce una caída de presión, producto de la interrelación entre componentes o nodos. b) Nodo Funcional En un análisis previo, se ha asumido que no existe variación de presión a través del nodo. Sin embargo, en un sistema de producción total existe al menos un punto donde esta suposición no es verdadera, Cuando una presión diferencial existe a través de un nodo, dicho nodo es llamado funcional puesto que la respuesta de caída de presión ó caudal puede representarse mediante alguna función física o matemática. Se pueden advertir algunos parámetros comunes de un sistema los cuales son funcionales. Como así también se debe tener en cuenta que hay otros componentes de superficie y de fondo y otros sistemas de terminación que podrían crear caídas de presión en los caudales. Es importante notar que para cada restricción localizada en el sistema el cálculo de la caída de presión a través del nodo como una función del caudal está representada por la misma ecuación general.. ∆p = q n. Ec. 1.1. 9.

(10) ANÁLISIS NODAL PARA PETROLEO. 1.3.. 10. ELEMENTOS USADOS EN EL SISTEMA DEL ANALISIS NODAL. Considerando las variadas configuraciones de pozos de un sistema de producción, estos elementos también llamados componentes pueden ser muchos debido a que existen sistemas de terminación muy complejos. Los más comunes están representados en la figura 1.1. (3). (2). (1). 8. 9. LOCALIZACION DE NODOS (4). (1) (2) (3) (4) (5) (6) (7) (8) (9). Separador Choque Superficial Cabeza de pozo Válvula de Seguridad Restricción Perforaciones Reservorio Salida del Gas Tanque de Almacenamiento. (5). (6). 1.3.1.. (7). Fig. 1.1. UBICACIÓN DE LOS NODOS COMPONENTES. Observando la figura 1.1, podemos determinar la posición de los nodos componentes más comunes, siendo estos modificados de acuerdo a las necesidades y requerimientos del sistema de producción.. NODO. POSICIÓN. TIPO. 1. Separador. Común. 2. Choque superficial. Funcional. 3. Cabeza de pozo. Común. 4. Válvula de seguridad. Funcional. 10.

(11) ANÁLISIS NODAL PARA PETROLEO. 11. 5. Restricciones de Fondo. Funcional. 6. Perforaciones. Funcional. 7. Reservorio. Funcional. 8. Salida de Gas. Común. 9. Tanque de Almacenamiento. Común. Tabla No 1 1.3.2.. COMPONENTES QUE INTERVIENEN EN EL ANÁLISIS NODAL. En función de la necesidad que se tiene de cada uno de los elementos que intervienen como componentes de un sistema de producción definiremos la funcionalidad de los más importantes: a. Separador. En el proceso de separación de petróleo y gas en campos petroleros no existe un criterio único para establecer las condiciones más adecuadas de producción óptima de los equipos, pero el estudio está orientado a obtener ciertos objetivos puntuales que nos den condiciones de máxima eficiencia en el proceso de separación, obteniendo de esta manera: ¾ ¾ ¾ ¾ ¾. Alta eficiencia en el proceso de separación de gas-petróleo. Mayor incremento en los volúmenes de producción. Incremento en la recuperación de petróleo. Disminución de costos por compresión. Estabilización del RGP relación gas-petróleo.. b. Línea de flujo horizontal. Este componente es el que comunica la cabeza de pozo con el separador y donde el fluido presenta un comportamiento que obedece a las condiciones adoptadas para el sistema de producción de los pozos. El tratamiento del componente para flujo en la línea horizontal puede ser analizado usando las diversas ecuaciones y correlaciones presentadas por investigadores que han estudiado la incidencia que puede tener este componente sobre el conjunto del sistema, en su ínter relación apropiada de su dimensionamiento más adecuado y óptimo. c. Choque superficial. Es el que controla la producción del pozo con el cual se puede aumentar o disminuir el caudal de producción, en este componente se produce una presión diferencial que puede ser calculada con una de las muchas ecuaciones para choques o estranguladores.. 11.

(12) ANÁLISIS NODAL PARA PETROLEO. 12. d. Cabeza de pozo. Es un punto del sistema en el que se produce el cambio de dirección, de flujo vertical a flujo horizontal y de donde se toma el dato de la presión de surgencia para conocer la energía de producción del pozo, siendo también un punto crítico que es tomado en cuenta para su análisis dentro del sistema. e. Válvula de seguridad. Este componente es un elemento que se instala en la tubería vertical y que opera ante cualquier anormalidad del flujo que puede ocurrir en el transcurso de la producción, siendo vital para la seguridad operativa y productiva del pozo. f. Choque de fondo. Se procede a la bajada de este tipo de restricción de acuerdo a la necesidad que existe de elevar la presión y controlar la energía en el flujo de la línea vertical, como así también tener una presión de aporte y elevación controlada, por lo que se va a producir una presión diferencial en la que también se tendrá una caída de presión que a su vez puede ser calculada. g. Presión fluyente. Esta es muy importante para el sistema ya que de ella depende toda la capacidad de la instalación que se desea conectar al reservorio a través del pozo y así producir todo el campo. Esta presión es medida en el fondo del pozo, tomada en su punto medio del nivel productor; su determinación se la hace en forma directa usando herramientas de toma de presión, también se puede calcular utilizando ecuaciones o correlaciones. g. Presión promedio del reservorio. Esta presión es evaluada respecto a un nivel de referencia, y es la presión a la cual se encuentran sometidos los cálculos de los fluidos del reservorio, siendo esta presión de gran interés para conocer el índice de productividad del pozo y así mismo nos permitirá conocer la capacidad de fluencia del reservorio hacia el pozo. 1.4.. ANALISIS DETALLADO DEL SISTEMA. Cuando empezamos a detallar un sistema de análisis nodal para un pozo de producción observamos la figura 1.2. 1.4.1.. ESQUEMA GRÁFICO DEL ANÁLISIS COMPLETO DE UN SISTEMA DE PRODUCCIÓN. En la figura 1.2 se puede observar la relación directa de las caídas de presión entre los nodos más comunes los cuales son: ∆P1 = Pr - PWFS ∆P2= PWFS - PWF ∆P3=PUR - Pdr ∆P4=PUsd - Pdsv ∆P5=PWh - Pdsc ∆P6= Pdsc - PSep. 12.

(13) ANÁLISIS NODAL PARA PETROLEO. 13. ∆P7=PWf - PWh ∆P8= PWh - PSep ∆P8=Pwh-Psep 8 Pwh. 3 ∆P6=Pdsc-Psep Psep. ∆P5=Pwh-Pdsc. 9 TK. Pdsv ∆P4=Pusv-Pdsv 4 Pusv. 5 ∆P7=Pwf-Pwh. Pdr ∆P3=Pur-Pdr. 5 Pur. 6 Pwf. Pdsc. 2. 7 Pwf s. 8 Pr. Fig. 1.2. ∆P1=Pr-Pwfs. ∆P2=Pwfs-Pwf Esquema gráfico de las caídas de presión obtenida del libro “Techology of Artificial Lift Methods”. 1.4.2.. PROCEDIMIENTO DEL ANÁLISIS NODAL. Una vez que se tenga el sistema completado en el pozo se procede a efectuar el análisis de la siguiente forma: 1. 2.. Primeramente determinamos qué componentes del sistema de producción van a ser cambiados para dar una mayor optimización al sistema. Después seleccionamos los nodos componentes que van a ser analizados.. 3.. Luego seleccionamos la ubicación de cada uno de los nodos y aislamos el efecto de cambio de presión sobre los demás componentes seleccionados.. 4.. Después determinamos las relaciones que se aplicarán para la entrada y salida de flujo del nodo.. 13.

(14) ANÁLISIS NODAL PARA PETROLEO. 5.. 14. También se describe el método que va a usarse para determinar la entrada y salida del flujo.. 6. 7. 1.4.3.. Por último se construyen curvas de entrada Vs. Salida de flujo en las que se determinan los efectos de cambio de capacidad de producción sobre el rendimiento completo del sistema. Y esto se repite para cada nodo componente. COMPORTAMIENTO DE UN SISTEMA DE PRODUCCIÓN COMPLETO.. La figura 1.3 es un comportamiento general de un sistema de producción dentro de la relación que existe y tiene cada uno de los nodos componentes dentro de un sistema completo de producción.. Figura 1.3 Esquema de caídas de Presión.. 1.4.4.. ANÁLISIS DEL COMPORTAMIENTO GRÁFICO Descripción de la figura 1.3 caídas de presión: a) Curva de presión de tanque Este es un valor constante para todos los caudales siendo que este se encuentra a condiciones atmosféricas o de superficie.. b) Curva de presión de separador. 14.

(15) ANÁLISIS NODAL PARA PETROLEO. 15. La presión de separador es un valor razonable que se asume constante para todos los caudales. c) Curva de línea de producción horizontal Esta curva se obtiene asumiendo caudales de flujo y una determinada presión de separación, obteniendo la presión requerida corriente abajo del choque o estrangulador. d) Curva de comportamiento de choque de fondo Es una curva del funcionamiento del choque o estrangulador que se muestra sobre la gráfica. En este caso es afectada por la caída de presión del choque o estrangulador. e). Curva de capacidad de transporte de tubería. Esta representa la presión requerida en el fondo de la tubería para permitir cierta producción que llegue al tanque, y de ahí que incluya las caídas de presión en la tubería de producción, línea de flujo, choques o estranguladores, válvulas de seguridad y cualquier otra restricción. f). Curva de presión fluyente de fondo. Esta representa la presión fluyente que existe al centro del intervalo perforado o baleado y es la presión medida por un registrador de presión de fondo colocado a esa profundidad. g). Curva IPR a la pared del pozo. Esta línea representa la presión fluyente que existe en la pared del pozo para diferentes caudales. h). Curva de presión estática. Es el punto inicial para todos los sistemas gráficos y se muestra como una línea horizontal. Esta podría representar una línea de índice de productividad infinito. 1.4.5.- Presión Constante El nodo 1, ubicado en un sistema de producción en el separador, establece que existen dos presiones que no están en función del caudal de producción del reservorio. La presión de separación es usualmente optimizada o también está regulada por la presión del sistema de planta. Por lo tanto, la presión del separador. (Psep ) será constante para cualquier caudal de flujo. La presión del reservorio (PR ), nombrada por el nodo. 7, será también considerada constante en el momento de la prueba o análisis. El balance de presión para el nodo en el choque se puede definir como:. (P. sep. = Pr es − ∆Pcomplet. − ∆Ptub.vert. − ∆Pchoque − ∆Ptub.horz.) EC.(1.2). 1.4.6.- Análisis del sistema en el fondo de pozo Si colocamos el nodo solución en el fondo de pozo, esto nos permite aislar el reservorio de las tuberías tanto vertical como horizontal; dando la posibilidad de estudiar varios efectos, podemos estudiar la sensibilidad al diámetro de tubería manteniendo los parámetros de reservorio constantes y la sensibilidad de los parámetros de reservorio como la permeabilidad, daño, conductividad. La ecuación de flujo de entrada y salida respectivamente son:. 15.

(16) ANÁLISIS NODAL PARA PETROLEO. 16. Pr eserv. = (Psep + ∆Ptub.horz + ∆Pchoque + ∆Ptub.vert + ∆Pperf .). EC.(1.3). 1.4.7.- Optimización de la tubería de producción Uno de los componentes más importantes en un sistema de producción, es la sarta de producción. Debido a que cerca del 80 % de la pérdida total de presión en un pozo de petróleo puede ocurrir por la movilización de los fluidos desde el fondo del pozo hasta la superficie. Un problema común en los proyectos de completación es el seleccionar un tamaño de tubería de producción basados en criterios totalmente irrelevantes, como por ejemplo, el tamaño que se tiene disponible en almacén. La selección del tamaño de la tubería de producción debe ser hecha en base a datos disponibles, ya sea pruebas de formación o datos de reservorio, lo cual no es posible hacerlos en pozos exploratorios por falta de información confiable. A medida que el área de flujo vertical se incrementa, las velocidades de flujo disminuyen pudiendo llegar a generar que las condiciones de flujo sean inestables e ineficientes, esto ocasiona que se forme un escurrimiento de líquido, formándose la acumulación de líquido en el fondo del pozo, que podría ocasionar el ahogo o muerte del pozo. Una situación similar se presenta en pozos de baja productividad y diámetro excesivo de tubería, (Figura 1.7). Por el contrario, en las tuberías de producción muy pequeñas el caudal de producción es restringido a causa de la pérdida excesiva de fricción. Un problema común que ocurre en la completación de pozos de alto potencial, es el de instalar tuberías de producción con diámetros excesivos para mantener la seguridad. Esto con frecuencia es contraproducente, ya que disminuye la vida útil de los pozos; a medida que la presión del reservorio decrece, los líquidos comienzan a escurrirse por falta de velocidad del gas para arrastrar los líquidos en el fondo. La respuesta de la capacidad de producción con la variación del área de flujo, es muy importante para poder definir el diámetro de la tubería que se deba bajar a un pozo, ya que para dos diámetros distintos de tubería obtendremos distintos caudales. Por ejemplo, si tenemos un diámetro aumenta un porcentaje con respecto al caudal. q1 ;. d2. mayor a. d1 , el caudal q 2. quiere decir, que estamos frente a un pozo restringido por. el comportamiento de flujo de salida (outflow). La severidad de la restricción, dependerá del porcentaje del incremento del caudal con un cambio del tamaño de la sarta. Por el contrario, para un. q2. es aproximadamente igual al caudal. q1 ,. d 2 ⟩ d1. el caudal. no se justificarán el costo de una inversión para un cambio de. tamaño de tubería ver (Figura 1.7). Fig. No 1.7. Presión (psia). Optimización de Tubería Vertical y Línea Horizontal Diametro: 2.445. 5000 4500 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0. Diametro: 2 Diametro: 3 Diametro: 4 Diametro: 4 Diametro: 3 0. 5. 10. 15. 20. 25. 30. 35. 40. 45. 50. 55. 60. 65. 70. Caudal Petroleo (BPD). 16.

(17) ANÁLISIS NODAL PARA PETROLEO. 17. Referencias Bibliográficas ¾. Gas Production Operations – H. Dale Beggs. ¾ ¾. The Technology of Artificial Lift Methods – Kermit E. Brown, Volume 4 Production Optimization of Oil and Gas Wells by Nodal Systems Analysis Production Optimization, Using Nodal Analysis – H. Dale Beggs. ¾. Manual de Análisis de Pozos – Dowell-Schlumberger. ¾. Subsurface Engineering – Exxon Company, U.S.A. Technical Services Training.. ¾. Nodal System Analysis of Oil and Gas Wells, By Kermit E. Brown, and James F. Lea, SPE 14014. ¾. A Nodal Approach for Applying Systems Analysis to the Flowing and Artificial Lift Oil or Gas Well, By Joe Mach, Eduardo Proaño, Kermit E. Brown, SPE 8025. ¾. Nodal System Analysis of Oil and gas Wells, By Kermit E. Brown, and James F. Lea, SPE 14014. 17.

(18) PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS. 18. CAPITULO. II 2.1.. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS. INTRODUCCIÓN. Los reservorios petrolíferos no están definidos únicamente por las rocas en las cuales están contenidos los fluidos, sino por los fluidos mismos que se encuentran en el reservorio. Los fluidos contenidos en el reservorio son mezclas naturales de hidrocarburos sumamente complejas en su composición química y se encuentran a elevadas temperaturas y presiones. Por lo tanto es muy necesario estudiar las propiedades físicas de éstos fluidos y en particular, sus variaciones por efecto de la presión y temperatura. Es necesario el conocimiento de estas propiedades para evaluar la producción, tanto a condiciones de superficie o estándar de un volumen unitario de fluido o de las reservas de que se dispone, expresadas en las mismas condiciones. Estos datos son necesarios en la estimación del comportamiento del reservorio. Las propiedades del agua que se encuentra asociada a los hidrocarburos en el reservorio, son muy importantes, porque contribuyen con su energía a la producción del petróleo y además que puede ser producida con el mismo. Los fluidos pueden ser identificados por medición directa de ciertas propiedades. El método más simple de hacer mediciones de estas propiedades, es a partir de muestras de los fluidos producidos. Para mayor seguridad en la estimación de las propiedades del reservorio, se pueden hacer las mediciones en muestras representativas de dichos fluidos, sometiéndolos a varios análisis de laboratorio. Una descripción exacta de las propiedades físicas de los petróleos crudos, es de enorme importancia en ambos campos; la ciencia práctica y la teórica, y especialmente en la solución de los problemas de ingeniería en un reservorio petrolífero. Las propiedades físicas de principal interés en los estudios de ingeniería de petróleo son: Las densidades de los fluidos. La compresibilidad isotérmica. La razón de solubilidad gas-petróleo. El factor volumétrico del petróleo. Las viscosidades de los fluidos. La presión de burbuja. La tensión superficial. La mayoría de estos datos son usualmente determinados mediante laboratorio, en experimentos realizados sobre muestras obtenidas de los fluidos del reservorio. En ausencia de medidas experimentales de las propiedades del petróleo, es necesario que un ingeniero petrolero determine dichas propiedades mediante correlaciones empíricas. Un muestreo adecuado de los fluidos es de gran importancia para la exactitud de los datos. Las muestras son recuperadas usualmente en el campo siendo necesario tener en cuenta el momento adecuado y las condiciones para aplicar las técnicas a ser utilizadas, cuando se tiene preparado el pozo para el muestreo. Solamente enunciaremos las técnicas existentes para el muestreo, siendo estas: a. Muestreo de fondo. b. Muestreo por recombinado. c. Muestreo por separación de corriente de flujo. Se puede usar cualquiera de estas tres técnicas en la obtención de muestras de fluidos representativas del reservorio para su posterior análisis de las relaciones: Presión, Volumen y Temperatura (Análisis P.V.T.). Dependiendo este, sobre todo del tipo del reservorio y de la información deseada.. 18.

(19) 19. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS. 2.2. PROPIEDADES FÍSICAS DEL PETRÓLEO. Dentro de las Propiedades más importantes del petróleo analizaremos las siguientes: 2.2.1. Densidad y Gravedad Específica del Petróleo. Para evaluar el comportamiento de la fase volumétrica de los reservorios petrolíferos, se requiere un conocimiento preciso de las propiedades físicas del petróleo a elevada presión y temperatura. Entre las propiedades de nuestro interés están la densidad y la gravedad específica del petróleo. La densidad del petróleo está definida como la masa por unidad de volumen de petróleo a determinada presión y temperatura. La densidad es usualmente expresada en libras por pie cúbico. La gravedad especifica del petróleo está definida como la relación de la densidad del petróleo con respecto a la densidad del agua. Ambas densidades son medidas a 60ºF y presión atmosférica.. γo =. ρo ρw. Ec. 2.1. Donde: γo = Gravedad especifica del petróleo. ρo = Densidad del petróleo crudo, lb/pie3. ρw = Densidad del agua, lb/pie3. Aunque la densidad y la gravedad específica son ampliamente usadas en la industria petrolera, la gravedad API es la preferida en mediciones de gravedad. Esta medida de gravedad es precisamente referida a la gravedad específica mediante la siguiente expresión:. º API =. 141.5 − 131.5 γo. Ec. 2.2. Las gravedades específicas de los petróleos crudos están usualmente en un rango de 47ºAPI para los petróleos más livianos, hasta 10ºAPI para los más pesados, como los asfaltos. 2.2.1.1. Correlaciones para el cálculo de la densidad. Existen varios métodos confiables que están disponibles en la literatura para la determinación de la densidad de una mezcla. En base a los parámetros del fluido y la composición disponible: Para Petróleos Saturados: Correlación de Standing:. ρob =. 62.4 ⋅ γo + 0.0136 ⋅ Rs ⋅ γg 0.5 ⎡ ⎤ ⎛ γg ⎞ ⎟ ⎜ 0.972 + 0.000147 ⋅ ⎢Rs ⋅ ⎜ ⎟ + 1.25 ⋅ (T - 460) ⎥ ⎝ γo ⎠ ⎢⎣ ⎥⎦. 1.175. Ec. 2.3. Donde: T = Temperatura, ºR γo = Gravedad específica del petróleo en tanque Correlación de Ahmed: En el 1985 Ahmed desarrolló la siguiente ecuación para la estimación de la densidad del petróleo a condiciones estándar basado en el cálculo del peso molecular aparente de las interpretaciones disponible de PVT, en los sistemas de hidrocarburos. Expresando el peso molecular aparente con la siguiente Relación:. 19.

(20) 20. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS. MWa =. 0.0763 * Rs * γg * MWST + 350.376 * γo * MWST. Ec. 2.4. 0.0026537 * Rs * MWST + 350.376 * γo. MWa = Peso Molecular Aparente del Petróleo. MWst = Peso Molecular a condiciones de tanque y puede tomarse como el peso Molecular del c7+ heptano superior. γo = Gravedad específica del petróleo en tanque o la fracción del c7+.. ρob =. 0.0763 * Rs * γg + 350.376 * γo ⎡ ⎛ 199.71432 ⎞⎤ ⎟⎟⎥ 0.0026537 * Rs + γo ⋅ ⎢5.615 + ⎜⎜ ⎝ MWST ⎠⎦ ⎣. Ec. 2.5. Si el peso molecular a condiciones de tanque no está disponible, la densidad del petróleo a condiciones estándar puede ser estimada con la siguiente ecuación:. ρ sc =. 0.0763 * Rs * γg + 350.376 * γo 0.0026537 * Rs + 2.4893 * γo + 3.491. Ec. 2.6. Ejemplo No 2.1. Usando los métodos anteriores determinar la densidad del petróleo para las siguientes condiciones: Pb = 4000 Psi, Tr = 180 o F,API = 50, Rs = 650 Pc/Bbl, γg = 0.7 SGo = 141.5/(131.5+50) = 0.7796 Método de Standing.. ρob =. 62.4 * 0.779 + 0.0136 * 650 * 0.7 ⎡ ⎛ 0.7 ⎞ 0.972 + 0.000147 ⋅ ⎢650 * ⎜ ⎟ ⎝ 0.779 ⎠ ⎢⎣. 0.5. ⎤ + 1.25 ⋅ (180)⎥ ⎥⎦. 1.175. = 39.92. lb pc. Método de Ahmed. ρ sc =. 0.0763 * 650 * 0.7 + 350.376 * 0.779 lb = 42.8 0.0026537 * 650 + 2.4893 * 0.779 + 3.491 pc. A esta densidad debe ser corregida por la compresibilidad del petróleo, y por la expansión isotérmica. Cuyo resultado es de 40.7 lb/pc Para Petróleos Sub saturados: Correlación de Vasquez-Beggs:. ⎡ ⎛ P ⎞⎤ ρo = ρob ⋅ EXP⎢A ⋅ Ln⎜ ⎟⎥ ⎝ Pb ⎠⎦ ⎣. (. Donde:. A = 10 -5 ⋅ − 1433 + 5 ⋅ Rs + 17.2 ⋅ (T - 460) - 1,180 ⋅ γgs + 12.61⋅o API. Ec. 2.7. ). Ec. 2.8. Correlación de Ahmed:. ρo = ρob ⋅ EXP[B ⋅ (EXP(a ⋅ P ) − EXP(a ⋅ Pb))] Donde:. 20. Ec. 2.9.

(21) 21. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS. B = −(4.588893 + 0.0025999 ⋅ Rs ) a = −0.00018473. −1. El ejemplo 2.1 para petróleo sub. Saturados Correlación de Vasquez-Beggs:. A = 10 -5 ⋅ (− 1433 + 5 * 650 + 17.2 ⋅ (640 - 460) - 1,180 * 0.7 + 12.61* 50) = 0.47175. ⎡ ⎛ 5000 ⎞⎤ ρo = 39.92 * EXP⎢0.47175 ⋅ Ln⎜ ⎟⎥ = 44.35 lb/pc ⎝ 4000 ⎠⎦ ⎣ Correlación de Ahmed:. a = −0.00018473 −1 B = −(4.588893 + 0.0025999 * 650) = −0.1592 ρo = 39.92 * EXP[- 0.1592 ⋅ (EXP(− 0.00018473* 5000) − EXP(− 0.00018473* 4000))] = 40.43 lb/pc 2.2.2. Viscosidad del petróleo Por lo general, la viscosidad de los líquidos se incrementa al aumentar la presión, esto únicamente por efecto de compresión del líquido. La viscosidad disminuye cuando se incrementa la temperatura. Todos los cambios que se producen en la viscosidad del petróleo tanto a las condiciones de superficie como a las condiciones de reservorio, deberán ser considerados. Como el petróleo en el reservorio se encuentra a una presión y temperatura mucho mayor que en la superficie; el petróleo tendrá una cantidad de gas en solución más grande.. Fig. 2.1 viscosidad del petróleo vs. Presión. El efecto del gas disuelto es el de disminuir la viscosidad del petróleo, pero el incremento en la presión incrementará la viscosidad del mismo; la magnitud de este efecto es tal, que los resultados pueden ser atribuidos solamente al contenido de gas en solución; cuando existe una cantidad apreciable de gas en solución en el petróleo produce un cambio total en la viscosidad del petróleo, siendo este muy notable; claro que si no varía la cantidad de gas en solución, es porque no hay variación en la presión del reservorio, entonces no habrá cambio en la viscosidad debido al gas en solución por encima de la presión de saturación del petróleo; pero por debajo de la misma un incremento en la viscosidad resultará de una disminución de la presión. Ver las siguientes figuras:. 21.

(22) PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS. 22. La viscosidad del petróleo se determina en laboratorio o también mediante correlaciones construidas conociendo solamente la gravedad API y la temperatura de reservorio, figuras 2.2, y 2.3. Fig. 2.2 Viscosidad vs. Temperatura.. Fig. 2.3 Viscosidad vs. Gravedad Especifica. 2.2.2.1. Correlaciones para el cálculo de la viscosidad Para Petróleo Muerto: Correlación de Beal: Beal desarrolló una correlación para determinar la viscosidad del petróleo muerto como una función de la temperatura y la gravedad API.. 22.

(23) 23. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS. ⎛ 1.8 ⋅ 10 7 ⎞ ⎛ 360 ⎞ ⎟⋅⎜ µod = ⎜⎜ 0.32 + o ⎟ API 4.53 ⎟⎠ ⎝ Tr − 260 ⎠ ⎝. a. Ec. 2.10. Donde:. a = 10. 8.33 ⎞ ⎛ ⎜ 0.43+ o ⎟ API ⎠ ⎝. µod = Viscosidad del petróleo muerto medido a 14.7 psia. y temperatura de Reservorio, cp T = Temperatura, ºR. Correlación Beggs-Robinson: Ecuación empírica desarrollada en (1975) en base a 460 muestras las cuales dio una expresión matemática que mostramos a continuación:. µod = 10X − 1. Ec. 2.11. Donde:. X = Y ⋅ (T − 460) −1.163 Y = 10 Z Z = 3.0324 − 0.02023 ⋅ o API Correlación de Glasso: Propuso una correlación matemática generalizada cuya ecuación es la siguiente:. µod = 3.141 ⋅ 1010 ⋅ (T − 460) Donde:. −3.444. ⋅ [Log(º API)]. a. Ec. 2.12. a = 10.313 ⋅ [Log (T − 460 )] − 36.447. Para Petróleos Saturados: Correlación Chew-Connally: Presentó una correlación que ajusta el petróleo muerto de acuerdo a la solubilidad del gas a la presión de saturación.. µob = 10a ⋅ µod b Donde:. (. a = Rs ⋅ 2.2 ⋅10−7 ⋅ Rs − 7.4 ⋅10 −4 0.68 0.25 0.062 b= c + d + 10 10 10e −5 c = 8.62 ⋅ 10 ⋅ Rs d = 1.1 ⋅10 −3 ⋅ Rs e = 3.74 ⋅ 10 −3 ⋅ Rs. Ec. 2.13. ). µod = Viscosidad del petróleo muerto medido a 14.7 psia y temperatura del reservorio, cp µob = Viscosidad del petróleo a el punto de burbuja en cp.. 23.

(24) 24. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS. Esta correlación es usada para los siguientes rangos: Presión: 132-5645 psia Temperatura: 72-292 ºF Solubilidad del Gas: 51-3544 Pcs/Bf Viscosidad del Petróleo Muerto: 0.377-50 cp Correlación Beggs-Robinson: En 1975 propusieron una correlación empírica, para la estimación de la viscosidad de petróleos saturados. µob = a ⋅ (µod )b. Donde:. Ec. 2.14. a = 10.715 ⋅ (Rs + 100). −0.515. b = 5.44 ⋅ (Rs + 150). −0.338. Esta correlación es usada para los siguientes rangos: Presión: 132-5265 psia. Temperatura: 72-295 ºF. Solubilidad del Gas: 20-2070 scf/Bf. ºAPI = 16-58. Para Petróleos Bajo saturados: Para las presiones superiores al punto de burbuja los datos de viscosidad solamente están referidos a la presión de burbuja no así a la presión de reservorio. Pero con los avances obtenidos podemos calcular y extrapolar la viscosidad a cualquier presión de un reservorio bajo saturado. Correlación de Beal:. (. µo = µob + 0.001⋅ (p - pb ) ⋅ 0.024 ⋅ µob1.6 + 0.038 ⋅ µob 0.56. ). Ec. 2.15. Donde: µo = Viscosidad del petróleo bajo saturado. Correlación de Khan: En 1987 Khan desarrolló la ecuación para determinar la viscosidad para petróleo bajo saturado, en base a 1503 experimentos, reportando un error relativo de un 2%.. µo = µob ⋅ Exp[9.6 ⋅ 10 −5 ⋅ ( p − pb )]. Ec. 2.16. Correlación de Vasquez-Beggs: m. ⎛P⎞ µo = µob ⋅ ⎜⎜ ⎟⎟ ⎝ Pb ⎠ m = 2.6 * P 1.187 * 10 a a = −3.9 * 10 −5 * P −5. 24. Ec. 2.17.

(25) 25. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS. Rangos: Presión psi Rs Pc//Bbl Viscosidad cp Gravedad gas API. : : : : :. 141-9.515 9.3-2.199 0.117-148 0.511-1.351 15.3-59.5. Ejemplo No 2. 2. Se desea determinar las viscosidades del petróleo muerto, saturado y sub saturado mediante las correlaciones presentadas, los datos de la prueba obtenido son: Pr= 3000 psi, API=30, SGg=0.75, Tr=200 oF(660 o R), Rs=350 Pc/Bbl, SGo=0.876. Correlación Petróleo Muerto. Correlación de Beal:. a = 10. 8.33 ⎞ ⎛ ⎜ 0.43 + ⎟ 30 ⎠ ⎝. ⎛ 1.8 ⋅10 7 µod = ⎜⎜ 0.32 + 30 4.53 ⎝. = 5.101. ⎞ ⎛ 360 ⎞ ⎟⎟ ⋅ ⎜ ⎟ ⎠ ⎝ 660 − 260 ⎠. 5.1011. = 2.33 cp. -Correlación Beggs-Robinson. µod = 10 0.561 − 1 = 2.4255 cp. Z = 3.0324 − 0.02023 ⋅ *30 = 2.4255 Y = 10 2.4255 = 266.38 X = 266.38 ⋅ (660 − 460) −1.163 = 0.561 -Correlación de Glaso:. a = 10.313 ⋅ [Log (660 − 460)] − 36.447 = -12.716. µod = 3.141 ⋅ 1010 ⋅ (660 − 460 ). −3.444. ⋅ [Log(30 )]. -12.716. = 2.618 cp. Petróleos saturados: Correlación Chew-Connally:. (. ). a = 350 * 2.2 ⋅ 10 −7 * 350 − 7.4 ⋅ 10 −4 = 0.0105 b = d = 1.1 ⋅ 10 −3 * 350 = 3.85 c = 8.62 ⋅ 10 −5 * 350 = 0.3017. 0.68 0.25 0.062 + 3.85 + 13.09 = 0.339 0.3017 10 10 10. µob = 10 0.0105 ⋅ 2.42 0.339 = 1.3822 cp. e = 3.74 ⋅ 10 −3 * 350 = 13.09 Correlación Beggs-Robinson:. a = 10.715 ⋅ (350 + 100). b = 5.44 ⋅ (350 + 150). −0.515. −0.338. = 0.4608. µob = 0.4608 ⋅ (2.42)0.6658 = 0.8299 cp. = 0.6658. Petróleos Bajo saturados: Correlación de Beal:. (. ). µo = 1.3822 + 0.001 ⋅ (3000 - 1890) ⋅ 0.024 *1.38221.6 + 0.038 *1.3822 0.56 = 1.47 cp. - Correlación de Khan:. 25.

(26) 26. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS. µo = 1.3822 ⋅ Exp[9.6 ⋅ 10 −5 ⋅ (3000 − 1890)] = 1.53 cp 2.2.3.. Factor Volumétrico del petróleo. Los volúmenes del petróleo que se manejan en un reservorio sufren cambios considerables debidos principalmente a la presencia del gas disuelto. Estos cambios se contemplan mediante el factor de volumen de petróleo que se define como el “Volumen de petróleo en el reservorio máa su gas disuelto, entre el volumen de petróleo medido a las condiciones de superficie” dado de la forma siguiente:. BO =. VolPet. + Vol.GasCR Vol.PetCS. Ec.2.19. El diagrama de la presión vs. el factor volumétrico nos muestra un comportamiento típico de un reservorio de petróleo si la Pi>Pb el factor volumétrico se incrementa al decrecer la presión debido a la expansión del petróleo. Si la presión es reducida por debajo de la presión de burbuja Pb, el volumen de petróleo y el factor volumétrico decrecen con el gas en solución liberado. Cuando la presión es reducida a la presión atmosférica, el factor volumétrico es igual a uno.. Fig. 2.4 Factor Volumétrico del Petróleo vs Presión Analizando la figura 2.4 se puede observar que el factor volumétrico del petróleo siempre tiene valores mayores que la unidad; esto se debe a que el petróleo al pasar de las condiciones de reservorio a la atmosférica se contrae, por la liberación del gas disuelto como resultado de la disminución de la presión. También se ve que arriba de la presión de saturación, donde todo el gas está disuelto, el factor de volumen sufre una disminución al aumentar la presión, debido a la compresibilidad del petróleo. El factor volumétrico monofásico del petróleo puede calcularse empleando la correlación de Standing. Si se conoce el gas en solución, la gravedad del mismo, la gravedad API del petróleo y la temperatura del reservorio. También se puede usar algunas correlaciones recomendadas por Standing´s o Lassarter´s siendo estas dadas por: 2.2.3.1.-. Correlaciones para el cálculo del Factor Volumétrico del Petróleo. Para Petróleos Saturados: - Correlación de Standing: 0.5 ⎤ ⎡ ⎛ γg ⎞ Bo = 0.9759 + 0.00012 ⋅ ⎢Rs ⋅ ⎜⎜ ⎟⎟ + 1.25 ⋅ (T - 460)⎥ ⎥⎦ ⎢⎣ ⎝ γo ⎠. Donde: T = Temperatura, ºR γo = Gravedad específica del petróleo γg = Gravedad específica del gas en solución. 26. 1.2. Ec. 2.20.

(27) 27. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS. - Correlación de Glaso:. Bo = 1 + 10 A Donde:. Ec. 2.21. A = −6.58511 + 2.91329 ⋅ Log (Bob ) − 0.27683 ⋅ [Log (Bob )]. 2. ⎛ γg ⎞ Bob = Rs ⋅ ⎜⎜ ⎟⎟ ⎝ γo ⎠. 0.526. + 0.968 ⋅ (T − 460). -Correlación de Vasquez and Beggs: Desarrollada en 1980 determinando Bo en función de Rs, γg, γo y la temperatura, la correlación propuesta fue basada de 6000 medidas a diferentes presiones, utilizando técnica de regresión encontrando la siguiente ecuación: ⎛ API ⎞ Ec. 2.22 ⎟ (C 2 + C 3 R S ) Bo = 1.0 + C1R S + (T - 520) ⎜ ⎜ γ ⎟ ⎝ gs ⎠. Donde: T = Temperatura, ºR Rs = Relación de Solubilidad Pcs/Bbls γgs = Gravedad específica del gas. Los valores de los coeficientes C1, C2 y C3 están en tabla inferior: Coeficiente C1 C2 C3. API< = 30 API>30 0.0004677 0.0004670 0.00001751 0.0000110 -0.00000001811 0.000000001337. Reportando un error de 4.7 % para la correlación propuesta Para Petróleos Bajo saturados: Con el incremento de la presión por encima de la presión de burbuja, el factor volumétrico del petróleo decrece debido a la comprensión, por lo tanto el factor volumétrico por encima de esta presión es ajustada isotérmicamente con el coeficiente de compresibilidad, como lo describimos a continuación:. Co = −. 1 ∂B O BO ∂P. Ec. 2.23. Cuya correlación puede ser arreglada e integrada de la siguiente manera: p. Bo. pb. Bob. ∫ - C O dp =. ∫. 1 ∂B o BO. Ec. 2.24. Evaluando a la presión promedia aritmética y desarrollando la integral tenemos:. B o = B ob ⋅ EXP(- C(P - Pb ) ) Donde: Bo Bob P Pb -. 27. =Factor volumétrico del petróleo a la presión de interés (Bbls/STB). =Factor volumétrico del petróleo al punto de burbuja (Bbls/STB). =Presión de interés (psi). = Presión de burbuja (psi).. Ec.2.25.

(28) 28. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS. -. Correlación de Vasquez –Beggs. ⎛ ⎛ P ⎞⎞ Bo = Bob ⋅ EXP⎜⎜ - A ⋅ Ln⎜ ⎟ ⎟⎟ ⎝ Pb ⎠ ⎠ ⎝ Donde:. Ec.2.26. [. ]. A = 10 -5 ⋅ − 1433 + 5 ⋅ Rs + 17.2 ⋅ (T - 460) - 1180 ⋅ γgs + 12.61 ⋅o API -. Correlación de Ahmed’s. Bo = Bob ⋅ EXP[D(EXP(ap ) − exp(aPb ))]. Ec.2.27. D = [4.588893 + 0.0025999R S ] a = - 0.00018473. −1. Ejemplo 2.3.Con los mismos datos del ejemplo 2.2 determinar los factores volumétricos para las distintas correlaciones presentadas tanto para petróleos saturados y sub-saturados: Petróleos Saturados: - Correlación de Standing: 0.5 ⎡ ⎤ ⎛ 0.75 ⎞ Bo = 0.9759 + 0.00012 ⋅ ⎢350 ⋅ ⎜ ⎟ + 1.25 ⋅ (660 - 460)⎥ ⎝ 0.876 ⎠ ⎣⎢ ⎦⎥. 1.2. = 1.221 Bbl/Bf. -Correlación de Glaso:. Bo = 1 + 10 −0.7195 = 1.190 Bbl/Bf 2 A = −6.58511 + 2.91329 ⋅ Log (515.9 ) − 0.27683 ⋅ [Log (515.90)] = -0.7195. ⎛ 0.75 ⎞ Bob = 350 ⋅ ⎜ ⎟ ⎝ 0.876 ⎠. 0.526. + 0.968 ⋅ (660 − 460) = 515.90. -Correlación de Vasquez and Beggs: ⎛ 30 ⎞ Bo = 1.0 + 0.0004677 * 350 + (660 - 520) ⎜ ⎟(0.00001751 − 0.0000000181 1 * 350 ) = 1.226 Bbl/Bf ⎝ 0.75 ⎠ Petróleos Bajo saturados. Correlacion de Vasquez –Beggs. ⎛ ⎛ 3000 ⎞ ⎞ Bo = 1.226 ⋅ EXP⎜⎜ 0.3250 ⋅ Ln⎜ ⎟ ⎟⎟ = 1.055 Bbl/Bf ⎝ 1890 ⎠ ⎠ ⎝ A = 10 -5 ⋅ [− 1433 + 5 * 350 + 17.2 ⋅ (660 - 460) - 1180 * 0.75 + 12.61* 30] =0.3250 Correlacion de Ahmed’s. Bo = 1.226 * EXP[0.1818(EXP(- 0.0001873* 3000) − exp(− 0.00018473*1890))] =1.255 Bbl/Bf. D = [4.588893 + 0.0025999 * 350] = 0.1818 −1. 28. a = - 0.00018473.

(29) 29. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS. 2.2.4. Compresibilidad del petróleo El volumen del petróleo sufre cambios cuando existe gas en solución debido a los efectos de presión y temperatura que se producen en el fluido permitiendo la expansión del mismo. Siendo esto producto del factor volumétrico del petróleo, Considerando despreciable la variación compresiva del agua por el poco efecto que tiene respecto a la presión y temperatura. Cuando se aplica presión al sistema de fluidos del reservorio por encima del punto de saturación que contiene gas en solución, se produce una disminución no lineal en el volumen que depende de la temperatura y composición del fluido. La compresibilidad del petróleo se define como el cambio en volumen por unidad volumétrica por cambio unitario de presión, tal es así:. Co =. 1 dBo * Bo dP. Ec. 2.28. dBO es una pendiente negativa el signo negativo convierte la compresibilidad, en positiva. Los dP dBO son diferentes para cada nueva presión, la compresibilidad varía según la presión, va valores de Bo y − dP. Como. −. aumentando a medida que la presión disminuye. La ecuación 2.28 puede ser solucionada usando las correlaciones de Trube´s. Donde: Co =. - Cpr Ppc. Tal que: Ppc Cpr. = Presión pseudo crítica = Compresibilidad pseudo reducida.. Tpr Ppc Ppr. = T/Tpc temperatura pseudo reducida = Presión pseudo crítica = P/Ppc presión reducida. Donde:. Y Tpc y Ppc pueden ser obtenidas de las siguientes ecuaciones: Tpc = 169 + 314 * SG Ppc = 708.75 – 57.5 * SG. Ec. 2.29 Ec.2.30. Donde: Tpc T P. = Temperatura pseudo critica. = Temperatura conocida. = Presión conocida.. 2.2.4.1.-Correlaciones para el cálculo de la Compresibilidad del Petróleo: Petróleos Bajo saturados. ⎛ ρo ⎞ ⎟ Ln⎜⎜ ρob ⎟⎠ ⎝ Co = (P - Pb ). 29. Ec..2.31.

(30) 30. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS. - Correlación de Vasquez-Beggs:. Co =. − 1433 + 5 ⋅ Rs + 17.2 ⋅ (T − 460) − 1180 ⋅ γgs + 12.61⋅º API 10 5 ⋅ P. Ec.2.32. Petróleos Saturados: - Correlación de Ahmed: 1.175 0. 5 ⎧ ⎫ ⎡ ⎤ ⎛ ⎞ g γ ⎪ a + a ⋅ ⎢Rs ⋅ ⎜ ⎟ + 1.25 ⋅ (T - 460 )⎥ ⎪ 2 ⎜ γo ⎟ ⎪⎪ 1 ⎪⎪ ⎢⎣ ⎥⎦ ⎝ ⎠ Co = ⎨ ⎬ ⋅ EXP(a 3 ⋅ P) a 4 ⋅ γo + a 5 ⋅ Rs ⋅ γg ⎪ ⎪ ⎪ ⎪ ⎪⎩ ⎪⎭. Ec. 2.33. Donde: a1 = 1.026638 a2 = 0.0001553 a3 = -0.0001847272 a4 = 62400 a5 = 13.6 Ejemplo 2.4 con los mismos datos del ejemplo 2.1 determinar las compresibilidades para reservorios saturados y sub saturados: Petróleos Bajo saturados. ⎛ 44.35 ⎞ Ln⎜ ⎟ 39.92 ⎠ ⎝ Co = = 0.000105235 psi-1 (5000 - 4000) Petróleos Saturados: 1.175 0.5 ⎧ ⎫ ⎡ ⎤ 0 . 7 ⎛ ⎞ ⎪1.026638 + 0.0001553 * ⎢650 ⋅ ⎜ ⎪ ⎟ + 1.25 ⋅ (640 - 460)⎥ ⎪⎪ ⎪⎪ ⎝ 0.77 ⎠ ⎢ ⎥ ⎣ ⎦ Co = ⎨ ⎬ ⋅ EXP(-0.00018447 * 5000) = 62400 * 0.77 + 13.6 * 650 * 0.7 ⎪ ⎪ ⎪ ⎪ ⎪⎩ ⎪⎭. 1.1*10-5. 2.2.5. Relación de solubilidad del gas en el petróleo La relación de solubilidad definida como la cantidad de gas disuelto por unidad de volumen líquido, a cualquier condición de presión y temperatura del reservorio cuando ambos volúmenes se miden en la superficie; dependerá fundamentalmente del tipo de fluido que contiene el reservorio y del método de laboratorio seguido para obtenerla y es expresada de la siguiente forma:. RS =. Vol.deGasDisueltoaTr , Pr, Cs Vol.dePetroleoCs. Ec. 2.34. Una muestra dada, a la temperatura del reservorio, se comporta con la presión en la forma siguiente.. 30.

(31) 31. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS. Figura 2.5 Relación de solubilidad vs Presión Analizando el comportamiento gráfico podemos concluir que al aumentar la presión de saturación, aumenta la cantidad de gas en solución, hasta incorporarse completamente a la fase líquida. Para cualquier presión, por encima de la presión de saturación, la cantidad de gas en solución se mantendrá constante. 2.2.5.1.-Correlaciones para el cálculo de la Solubilidad del Gas en Petróleo - Correlación de Standing: o ⎡⎛ P ⎤ ⎞ Rs = γg ⎢⎜ + 1.4 ⎟ ⋅ 10 0.0125⋅ API-0.00091⋅(T -460) ⎥ ⎠ ⎣⎝ 18.2 ⎦. 1.2048. Ec. 2.35. Donde: T = Temperatura, ºR P = Presión del sistema, psia - Correlación de Glaso:. ⎤ ⎡⎛ º API 0.989 ⎞ ⎟ Rs = γg ⋅ ⎢⎜⎜ Pb ⋅ ⎥ 0.172 ⎟ ⎠ ⎦⎥ ⎣⎢⎝ (T − 460) Donde:. 1.2255. Ec. 2.36. 0.5 Pb = 10 [2.8869−(14.1811−3.3093⋅Log ( P )) ]. 2.2.6. Presión de Burbuja La presión de burbuja “Pb” en un sistema de hidrocarburos, esta definida como la mayor presión a la que se libera la primera burbuja de gas del petróleo. Esta importante propiedad puede ser medida experimentalmente para un sistema de petróleo, realizando una prueba de expansión a composición constante. Debido a la ausencia de mediciones experimentales de la presión de burbuja, para un ingeniero es necesario hacer una estimación de esta propiedad, a partir de la medición de una serie de parámetros. Varias correlaciones gráficas y matemáticas han sido propuestas para la determinación de “Pb”. Estas correlaciones están basadas esencialmente a partir de la solubilidad del gas, gravedad del gas, gravedad del petróleo y temperatura:. Pb = f (Rs, γg, º API, T ). 31.

(32) 32. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS. 2.2.6.1.- Correlaciones para el cálculo de la Presión de Burbuja - Correlación de Standing:. ⎡⎛ Rs ⎞ 0.83 10 0.00091⋅( T -460) ⎤ − 1 . 4 Pb = 18.2 ⋅ ⎢⎜⎜ ⎟⎟ ⋅ ⎥ 0 10 0.0125⋅ API ⎢⎣⎝ γg ⎠ ⎥⎦. Ec. 2.37. Donde: Pb = Presión de burbuja, psia T = Temperatura del sistema, ºR - Correlación de Glaso:. Log (Pb ) = 1.7669 + 17447 ⋅ Log ( pb *) − 0.30218 ⋅ [Log ( pb *)]. 2. Donde: A. pb* =. Rs ⋅ T B ⋅ API C γg. Ec. 2.38. Rs = Solubilidad del gas T = Temperatura del sistema γg = Gravedad especifica media los gases de la superficie totales. A = 0.816 B = 0.172 C = -0.989 2.2.7. Tensión Superficial La tensión superficial esta definida como la fuerza ejercida en la capa límite, entre la fase líquida y la fase vapor por unidad de longitud. Esta fuerza es originada por las diferencias entre las fuerzas moleculares en la fase vapor y esas fuerzas en la fase líquida, y también por el desequilibrio de estas fuerzas en la interfase. La tensión superficial es medida en un laboratorio y usualmente esta expresada en dinas por centímetro. Sugden (1924) sugirió una relación entre la tensión superficial de un líquido puro en equilibrio con su vapor y densidad en ambas fases, la expresión matemática es la siguiente:. ⎡ P (ρ − ρ v ) ⎤ σ = ⎢ ch l ⎥ MW ⎣ ⎦. 4. Ec.2.39. Donde:. σ=. Pch=. Es la tensión superficial. Es el parámetro de la temperatura independiente llamado parachor.. 2.3. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS EN TUBERIA. Los fluidos en tubería al igual que en el reservorio presentan ciertos cambios en sus propiedades debido a los efectos de presión y temperatura como así también en su composición. 2.3.1. Densidad del petróleo Es una propiedad que tiene grandes efectos sobre el flujo de fluidos en el reservorio como en tubería. Este factor ejerce una relación entre la masa compuesta del fluido y su volumen tal es así que una columna de líquido se ve afectada por la gravedad de la densidad de su masa. Cuando existe una variación o incremento en la densidad del líquido se produce una disminución notable en la presión de cabeza o de surgencia. Petróleos cuya RGP están por debajo de los 1100 pc/bbl se convierten en un serio problema para producirlos y no así los petróleos cuya RGP está entre los 1100 y 5600 pc/bbl.. 32.

(33) 33. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS. 2.3.2. Efecto de la densidad en tubería vertical Las figuras 2.6 y 2.7 muestran el efecto de un cambio en la densidad en términos de gravedad °API cuando la viscosidad es considerada constante a 1 cp. En la relación que existe entre la densidad y la viscosidad, esta debe mantenerse constante y separar el efecto de la densidad. Cuando el °API se incrementa la presión fluyente disminuye a cualquier profundidad. Un petróleo pesado es más dificultoso producirlo que un petróleo liviano de 50°API. Si el efecto de la viscosidad es incluido con el efecto de cambio de la densidad se produce una pronunciada diferencia. Fig. 2.6. Fig. 2.7. 2.3.3. Viscosidad del petróleo La viscosidad y la densidad están relacionadas, tal es así, que el efecto de densidad del petróleo se tiene que aislar para mantener constante la viscosidad. Cuando existe una variación de la viscosidad debido a los cambios de las condiciones del reservorio, y de las condiciones de tubería, se tiene un serio problema en el flujo de petróleo hacia la superficie, y se puede observar variaciones de la viscosidad por efecto de presión y temperatura en las anteriores relaciones gráficas. Sin embargo la viscosidad también es una propiedad muy importante que afecta al movimiento de los fluidos tanto en el reservorio como en la tubería, existen varios estudios propuestos que relacionan la viscosidad como un efecto indisoluble de otros factores siendo necesario realizar un análisis del comportamiento de la viscosidad en el flujo de fluido. 2.3.4. Efecto de la viscosidad en la tubería vertical La figura 2.8 muestra el efecto de la viscosidad. El °API también se muestra a lo largo de la viscosidad del crudo. La práctica nos enseña la dificultad para producir crudos con altas viscosidades. Los resultados se muestran en la figura 2.9 donde se puede ver la gran diferencia entre un crudo de 10Cp que necesita una presión de surgencia de 1462 Psi comparado con uno de 500 Cp que necesita 2612 Psi.. 33.

(34) 34. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS. Fig. 2..8. Fig. 2..9. 2.3.5. Efecto de la viscosidad en la tubería horizontal La figura 2.10 muestra la variación en la gradiente de presión horizontal a 4000 ft. De tubería para varios °API el cual en su momento puede ser correlacionado con la viscosidad. La razón de esto es que generalmente los crudos son afectados por la temperatura produciéndose un enfriamiento en la línea de superficie y haciendo a este más viscoso. Por ejemplo, en la gráfica 2.10 observamos que se produce una caída de presión de 215 Psi para una viscosidad de 1Cp, comparada con una caída de presión de 400 Psi para una viscosidad de 500 cp. Fig. 2.10. 2.3.6. Compresibilidad del petróleo La variación del volumen de un fluido dentro de una tubería es debido al efecto de compresibilidad, el cual está relacionado inversamente con el factor volumétrico del petróleo como se puede observar en la ecuación 2.28. La presión y temperatura del petróleo que contiene gas en solución dentro del reservorio varia, liberándose gas debido a la expansión del mismo fluido. Esta liberación de gas en solución produce un encogimiento del petróleo convirtiendo al fluido de monofásico a bifásico existirían dos fases.. 34.

(35) 35. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS. 2.3.7. Tensión superficial del petróleo en la tubería Esta definida como la razón de la fuerza superficial a la longitud a lo largo de la cual actúa. La tensión entre el petróleo y el gas depende de la gravedad del petróleo, de la temperatura y gas disuelto, además de otras variables. La tensión superficial del petróleo se calcula mediante la siguiente ecuación:. To =. F 2L. Ec. 2.40. Cuando la fase liquida contiene agua y petróleo es usado otro factor para calcular la tensión superficial del líquido, siendo este la fracción del petróleo y agua respectivamente, y se expresa:. Tt = Bo * Fo + Bw * Fw. Ec. 2.41. Donde: To Tt Fo Fw. = Esfuerzo de tensión de petróleo. = Esfuerzo de tensión total. = Fracción de petróleo. = Fracción de agua o fuerza superficial del petróleo.. 2.3.8. Efecto de la tensión superficial en tubería vertical El efecto en la tensión superficial es muy cuestionable. Brill demostró por medios de cálculos, que un incremento en la tensión superficial, produciría un incremento en el gradiente de presión con otras variables constantes, ver Fig. 2.11 y 2.12. Fig. 2.11 Fig. 2.12. 2.3.9. Efecto de la tensión superficial en tubería horizontal. El efecto de la tensión superficial es el mismo que para flujo vertical y no es claramente definido. 2.3.10. Efecto de la relación de gas – petróleo en tubería vertical. Un incremento en la relación causa una disminución en la presión requerida en el fondo del pozo. Un punto ideal es alcanzado, donde cualquier incremento en la relación de solubilidad incrementará la presión de. 35.

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