CAPÍTULO III PROPIEDADES FISICAS DEL PETROLEO Y AGUA

CAPÍTULO III.
PROPIEDADES FÍSICAS DE LOS HIDROCARBUROS.
En este capítulo, se analizarán las propiedades físicas más representativas del petróleo,
agua y gas. A medida que el petróleo y el gas son producidos desde el reservorio, están
sujetos a una serie de cambios de presión, temperatura y composición tales cambios
afectan al comportamiento volumétrico y de transporte de los fluidos de yacimientos y
consecuentemente, los volúmenes de petróleo y gas producidos.
El estudio del comportamiento de los reservorios requieren el conocimiento de sus
propiedades físicas, debido a que el estado de la mezcla de hidrocarburos a las
condiciones de superficie depende sobre todo de su “composición” y de la presión y
temperatura a la cual es recuperada; además, el fluido remanente en el reservorio en
cualquier etapa de agotamiento sufrirá cambios físicos y su presión se verá disminuida
por la producción de petróleo o gas de dicho reservorio.
También, un reservorio de gas y/o petróleo no está definido únicamente por la roca, en la
cual están contenidos también por los fluidos mismos (gas, aceite y agua). El petróleo y
gas son mezclas naturales de hidrocarburos sumamente complejas en su composición
química y se encuentra a elevadas temperaturas y presiones en el reservorio. A medida
que estos fluidos son producidos a condiciones de superficie, sus propiedades varían lo
cual conlleva a un cambio en las características del reservorio y su comportamiento.
3.1. Estudios PVT.
Un análisis PVT consiste en un conjunto de pruebas de laboratorio que determinan las
propiedades de los fluidos de un reservorio y sus variaciones con la presión. Este estudio
relación tres parámetros básicos como ser la presión, volumen y temperatura.
El objetivo principal de la pruebas PVT es determinar la relación volumétrica de las fases
desde condiciones de reservorio hasta las condiciones de superficie y también determinar
la solubilidad del gas en el petróleo. Así también, de la realización de los análisis PVT es
determinar las propiedades de los fluidos del reservorio, determinar las caídas de presión,
determinar el comportamiento del reservorio, estimar reservas, determinar la rentabilidad
de un nuevo pozo o el desarrollo en un nuevo campo.
Los análisis PVT deben efectuarse sobre muestras representativas de los fluidos
contenidos en el reservorio. Las principales ventajas que se obtiene al realizar un análisis
PVT aun campo maduro son:
 Ajuste en la determinación de volúmenes In-situ.
 Datos de entrada clave para simulación de aplicaciones de procesos de
recuperación mejorada.
1





Caracterización de fluidos y su distribución en el reservorio.
Rediseño de facilidades de superficie.
Mejor ajuste de los modelos del reservorio.
Clave para la reactivación del campo.
Facilita la toma de decisiones de ingeniería y de inversiones.
3.1.1. Pruebas de expansión a composición constante.
Esta prueba consiste primero encargar la celda con una muestra representativa
combinada de los fluidos de reservorio, luego se aumenta la temperatura hasta alcanzar
la del reservorio y se comprime desplazando al pistón en la celda hasta alcanzar 500 a
1000 PSI. Después se expande a composición constante hasta que la presión sea de 500
a 200 PSI por debajo de la presión inicial y por último se espera un tiempo suficiente
hasta alcanzar el equilibrio, ver Figura 3.1.
Figura 3.1. Prueba de expansión a composición constante.
Mediante esta prueba se puede medir las siguientes propiedades:




Presión de saturación.
Volúmenes relativos.
Densidad de fluido.
Factor de compresibilidad.
2
3.1.2. Prueba de liberación diferencial.
Eta prueba se realiza a fluidos de reservorio de petróleo negro y crudos pesados. La
prueba consiste en transferir las muestras a una celda PVT visual y llevarla a la presión
de burbuja y a la temperatura de reservorio. Se procede a crear una capa de gas en la
celda disminuyendo la presión por debajo del punto de burbuja, ver Figura 3.2.
Figura 3.2. Prueba de liberación diferencial.
La presión es reducida por pasos a etapas, usualmente entre 10 a 15 niveles de presión y
todo el gas liberado es removido. Este procedimiento continua hasta que se llegue a la
presión atmosférica, donde se mide finalmente el volumen de petróleo residual y se
convierte a condiciones atmosférica. Este petróleo residual que queda en la celda, sufre
continuamente cambios en su composición, convirtiéndose progresivamente más rico en
los componentes más pesados.
Esta prueba permite determinar la variación de los siguientes parámetros a temperaturas
de reservorio:
 Factor volumétrico de formación de petróleo, gas y total (Bo, Bg y Bt).
 Solubilidad del gas (Rs).
 Densidad del petróleo a temperatura de reservorio y a presiones por arriba y por
debajo de la presión del punto de burbuja.
 Gravedad específica del gas liberado en cada una de las etapas y la gravedad
acumulada del gas liberado.
 Factor de compresibilidad (z) del gas liberado en cada una de las etapas.
 Gravedad API del petróleo residual.
 Composición del gas liberado en cada una de las etapas.
3
3.1.3. Pruebas del separador.
Son pruebas de liberación instantánea realizadas en un separador para cuantificar efecto
de las condiciones de separación (presión y temperatura) en superficie sobre las
propiedades del petróleo. El proceso de esta prueba consiste en pasar a través de un
separador para luego expandir a presión atmosférica la muestra de petróleo saturado a la
temperatura del reservorio y presión de burbuja. Cuando cambia la presión en el
separador es posible obtenerse una presión tal que se produzca mayor cantidad de
líquido, mayor gravedad API del petróleo y menor factor volumétrico de formación del
petróleo; esta presión es denominada presión óptima de separación, ver Figura 3.3.
Figura 3.3. Pruebas del separador.
Mediante esta prueba se pueden medir principalmente las siguientes propiedades:




El facto volumétrico de formación (FVF, Bo).
La rezón gas-petróleo (Rs, GOR).
La gravedad API en Stock Tank.
Las composiciones del gas y el petróleo separados.
El principal objetivo de esta prueba consiste en determinar las condiciones óptimas del
separador en superficie, por lo tanto estas prueba son parte fundamental en el diseño o
reacondicionamiento de las facilidades de superficie.
Estas tres pruebas PVT realizadas para un petróleo Black Oíl, pretenden simular la
transmisión de fases que le ocurre al fluido desde el reservorio hasta las condiciones de
separador, ver Figura 3.4, se observa la zona “A”, es la zona inalterada, donde la presión
del reservorio aún está por encima de la presión de burbuja, en la zona “B”, la presión cae
por debajo del presión de burbuja, pero el gas liberado no supera la saturación crítica y
4
por lo tanto no puede fluir, este proceso es simulado en la prueba liberación a
composición constante.
La prueba diferencial simula el proceso que ocurre en la zona C, donde sigue el
darwdown y se sique liberando gas, hasta que alcanza la saturación critica de gas y esta
empieza a fluir hacia el pozo. Una vez llega el fluido a superficie, se procede a separar el
gas y el líquido utilizando un separador, la prueba de separador nos determina las
condiciones óptimas del separador.
Figura 3.4. Transmisión de fases en el reservorio.
3.2. Propiedades físicas del petróleo.
Los fluidos provenientes de los campos petrolíferos poseen propiedades que deben ser
evaluadas y analizadas a detalle. Las propiedades del petróleo dependen de su
composición química y varían de acuerdo a las condiciones de presión y temperatura que
se tienen en el reservorio.
Las propiedades del petróleo son determinados a través de laboratorio y correlaciones
empíricas. Los análisis de laboratorio son el método más preciso para poder conocer
dichas propiedades, pero cuando no se dispone de información de laboratorio, algunas
correlaciones empíricas son utilizadas brindando resultados aproximados.
3.2.1. Peso molecular.
Conocido el análisis composicional de los fluidos del reservorio de petróleo. El peso
molecular se puede determinar sumando de las fracciones molar de cada uno de los
componentes del hidrocarburo, por sus respectivos pesos moleculares.
5
∑
Dónde:
PMi: Peso molecular de los componentes en (lbs-mol).
PMo: Peso molecular del petróleo de los componentes en (lbs-mol).
Xi: Fracción de los componentes del líquido (Adimensional).
Determinar el peso molecular del petróleo, a través de la composición del fluido
producido, cuya información obtenida de estudio cromatográfico, es:
Solución:
A
N°
Componentes
Comp.
(%)
Corrección
(%)
B
PM
lb mol
A*B
1
Sulfuro de Hidrogeno
0,000
0,00000
34,080
0,00000
2
Dióxido de carbono
0,130
0,44583
44,010
0,19621
3
Nitrógeno
4
Metano
5
0,230
0,54583
28,013
0,15290
37,440
37,75583
16,043
6,05717
Etano
2,110
2,42583
30,070
0,72945
6
Propano
0,170
0,48583
44,097
0,21424
7
Iso-Butano
0,660
0,97583
58,123
0,56718
8
n-Butano
0,210
0,52583
58,123
0,30563
9
Iso-Pentano
1,100
1,41583
72,150
1,02152
10
n-Pentano
0,220
0,53583
72,150
0,38660
11
Hexano
2,310
2,62583
86,177
2,26286
12
Heptano plus +
34,640
34,95583
266,000
92,98252
13
Eicosano +
16,990
17,30583
489,000
84,62553
Total
96,210
100,00000
1298,04
189,5020
PMo = 189,5020 lbs-mol
6
Así también, el peso molecular del petróleo de puede determinar a través de la gravead
API, con la siguiente ecuación matemática:
Determinar el peso molecular del petróleo a una gravedad de 45 °API de petróleo.
Solución:
3.2.2. Gravedad especifica.
Una vez determinado el peso molecular, se puede determinar la gravedad específica de
los hidrocarburos con la siguiente correlación:
Determinar la gravedad especifica del petróleo a un peso molecular del petróleo de
189,502 lbs-mol. Solución:
En la industria del petróleo también usa otra escala de gravedad que es conocida como
gravedad API (Instituto Americano del Petróleo). Conociendo la gravedad especifica del
análisis de la composicional, se puede estimar la gravedad API, mediante la siguiente
ecuación:
Determinar la gravedad API a una gravedad especifica del petróleo de 0,834. Solución:
7
3.2.3. Presión de burbuja (Pb).
Es la presión a la cual la primera burbuja de gas aparece cuando disminuye la presión en
un petróleo bajo saturado. La presión de burbuja varía con la temperatura para una
mezcla particular de hidrocarburos. El valor de este parámetro se compara con el de la
presión inicial del reservorio para identificar si el reservorio es de petróleo saturado o bajo
saturado.
La correlación para determinar la presión de burbuja (Pb), es:
Dónde:
Determinar la presión de burbuja a una razón de solubilidad de 600 PCN/BN, gravedad
específica del gas de 0,795, gravedad del petróleo de 38 °API y a una temperatura del
reservorio de 200 °F. Solución:
(
[(
)
(
(
))
)
]
3.2.4. Relación de gas disuelto en el petróleo (Rs).
Se define como el volumen de gas (PCN) disuelto en el petróleo a ciertas condiciones de
presión y temperatura del reservorio, por cada unidad de volumen de petróleo (BN),
medidos ambos volúmenes a condiciones estándar. La relación gas en solución petróleo
se expresa mediante la siguiente ecuación:
8
En la Figura 3.5 se muestra el comportamiento de Rs con respecto a la presión del
reservorio. Analizando el comportamiento grafico podemos concluir que al aumentar la
presion de saturacion, aumeta la contidad de gas en solucion, hasta incorporarse
completamente a la fase liquida. Para cualquier presión, arriba de la presión de
saturación, la cantidad de gas en solución se mantendrá constante.
Figura 3.5. Variación de la razón de solubilidad inicial del petróleo.
Fuente: Elaboración propia con inform ación de tesis de caracterización integrada de
yacim iento petrolero de Diana G. Carm ona Torres y Víctor I. Fernández Sánchez.
La correlación para determinar de razon de solubilidad del gas en petroleo (Rs) cuando la
presion del presion del reservorio es menor a la presion de burbuja (Py < Pb), es:
Dónde:
Determinar la razón de solubilidad a una gravedad específica del gas de 0,795, gravedad
del petróleo de 38 °API, a una temperatura del reservorio de 200 °F y una presión de
burbuja de 2234 PSI. Solución:
[(
(
)
9
)]
Pyi:
P
Rs
PSI PCN/BN 700
3500
600
3200
2900
600 600
600
2600
600 500
2300
600
2000
600 400
Pb: 1.829
1700
600
300
550
Pab:
1400
437
1100
329
950
800
500
Psup
14,70
:
200
277 100
226
131
0
5,93
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
3.2.5. Factor volumétrico del petróleo (Bo).
El factor volumétrico del petróleo está definido como el volumen de petróleo en el
reservorio más su gas disuelto, entre el volumen de petróleo medido a condiciones de
superficie. El factor volumétrico del petróleo se obtiene mediante la siguiente ecuación:
La variación del factor volumétrico del petróleo con respecto a la presión del reservorio, se
muestra en la Figura 3.6. Si la Pi > Pb el factor volumétrico se incrementa al disminuir la
presión del reservorio debido a la expansión del petróleo. Si la presión es reducida por
debajo de la presión de burbuja, el volumen de petróleo y el factor volumétrico disminuyen
con el gas en solución liberado. Cuando la presión es reducida a la presión atmosférica, el
factor volumétrico es igual a uno.
10
Figura 3.6. Variación del factor volumétrico del petróleo.
Fuente: Elaboración propia con inform ación de tesis de caracterización integrada de
yacim iento petrolero de Diana G. Carm ona Torres y Víctor I. Fernández Sánchez.
El factor volumétrico monofásico del petróleo puede calcularse empleado la correlación de
Standing. Si se conoce el gas en solución, la gravedad API del petróleo y temperatura del
reservorio, también se pueden usar algunas correlaciones, que se detallan a continuación.
La correlación para determinar el factor volumétrico del petróleo bajo saturado, cuando la
presión del reservorio es mayor a la presión de burbuja (Pr > Pb), es:
Dónde:
11
Determinar el factor volumétrico del petróleo bajo saturado, a una gravedad específica del
gas de 0,795, gravedad específica del petróleo de 0,834, gravedad API de 38 °API, razón
de solubilidad inicial de 600 PCN/BN, temperatura del reservorio de 200 °F, presión del
reservorio de 3500 PSI y una presión de burbuja de 2234 PSI. Solución:
[
(
)
(
(
(
)]
)
[
)
(
)]
La correlación para determinar el factor volumétrico del petróleo saturado, cuando la
presión del reservorio es menor igual a la presión de burbuja (Pr <= Pb), es:
Determinar el factor volumétrico del petróleo saturado, a una gravedad específica del gas
de 0,795, gravedad específica del petróleo de 0,834, razón de solubilidad inicial de 600
PCN/BN y una relación de solubilidad de 500 PCN/BN a una presión del reservorio de
3000 PSI. Solución:
[
(
)
(
)]
3.2.6. Factor de volumen total (Bt).
Se refiere al volumen de petróleo en el reservorio con su gas disuelto más el volumen de
gas liberado, entre el volumen de petróleo medido a condiciones de superficie. El factor
total o bifásico se obtiene mediante las siguientes ecuaciones:
12
En la Figura 3.7 se muestra el comportamiento del factor total (Bt) con respecto a la
presión del reservorio.
Figura 3.7. Variación del factor volumétrico total (Bt) del petróleo.
Fuente: Elaboración propia con información de tesis de caracterización integrada de yacim iento
petrolero de Diana G. Carm ona Torres y Víctor I. Fernández Sánchez.
La correlación para determinar el factor volumétrico del petróleo total (Bt), es:
Dónde:
Determinar el factor volumétrico total o bifásico a una la razón de solubilidad inicial de 600
PCN/BN a una presión de burbuja de 2234 PSI, y factor volumétrico del petróleo saturado
en gas de 1,219 BY/BN, una razón de solubilidad de 500 PCN/BNy factor volumétrico del
gas de 0,006345 PC/PCN.
13
(
)
3.2.7. Viscosidad del aceite (µo).
La viscosidad es una medida de la resistencia interna al flujo de un fluido, resultante de
los efectos combinados de la cohesión y la adherencia. La viscosidad disminuye cuando
se incrementa la temperatura y la razón gas disuelto – petróleo (Ri), pero la viscosidad se
incrementa al aumentar la presión, ver Figura 3.8. Sin embargo, por debajo del punto de
burbujeo, la viscosidad disminuye con aumento de presión debido al efecto del gas que
entra en solución.
Figura 3.8. Variación de la viscosidad del petróleo con respecto a la presión.
Fuente: Elaboración propia con información de tesis de caracterización integrada de yacim iento
petrolero de Diana G. Carm ona Torres y Víctor I. Fernández Sánchez.
La viscosidad es un parámetro necesario para la caracterización del fluido, para el diseño
de las tuberías de producción y asimismo, es importante para determinar el valor de la
movilidad del petróleo.
La correlación para determinar la viscosidad del petróleo libre de gas, es:
14
Determinar la viscosidad del petróleo libre de gas, a una gravedad API de 38 °API, a una
temperatura del reservorio de 200 °F y a una presión del reservorio de 3500 PSI.
Solución:
(
)
La correlación para determinar la viscosidad del petróleo bajo saturado, cuando la presión
del reservorio es mayor a la presión de burbuja (Pr > Pb), es:
15
Determinar la viscosidad del petróleo bajo saturado, a una viscosidad del petróleo libre
gas de 1,424 cp, razón de solubilidad de 600 PCN/BN, temperatura del reservorio de 200
°F, presión del reservorio de 3500 PSI y presión de burbuja de 2234 PSI. Solución:
(
)
(
)
(
)
(
)
(
)
La correlación para determinar la viscosidad del petróleo saturado, cuando la presión del
reservorio es menor igual a la presión de burbuja (Pr <= Pb), es:
Determinar la viscosidad del petróleo saturado, a una viscosidad del petróleo libre gas de
1,424 cp, razón de solubilidad inicial de 600 PCN/BN, una relación de solubilidad de 500
PCN/BN a una presión del reservorio de 3000 PSI. Solución:
(
(
)
)
(
)
3.2.8. Densidad del petróleo (ρo).
La densidad del petróleo está definida como la masa por unidad de volumen de petróleo a
determinada presión y temperatura. La densidad varía con la temperatura y presión. Si las
condiciones de presión y temperatura son tales que todo el gas disponible está disuelto (la
presión está arriba de la presión de burbujeo a la temperatura de interés), al incrementar
la presión, simplemente se comprimirá el líquido y aumentará su densidad, ver Figura 3.9.
16
Figura 3.9. Variación de la densidad del petróleo con respecto a la presión.
Fuente: Elaboración propia con información de tesis de caracterización integrada de yacim iento
petrolero de Diana G. Carm ona Torres y Víctor I. Fernández Sánchez.
Existen varios métodos confiables que están disponibles para la determinación de la
densidad de una mezcla. En base a los parámetros del fluido y la composición
disponibles. La correlación para determinar la densidad del petróleo bajo saturado,
cuando la presión del reservorio es mayor a la presión de burbuja (Pr > Pb), es:
Dónde:
ρob = Densidad del petróleo a Pb (lbs/pies3).
Dónde:
ρo = Densidad del petróleo a P > Pb (lbs/pies3).
ρob = Densidad del petróleo a Pb (lbs/pies3).
P = Presión de interés (PSIA).
Pb = Presión de burbuja (PSIA).
17
Determinar la densidad del petróleo bajo saturado, a una gravedad específica del gas de
0,795, gravedad específica del petróleo de 0,834, razón de solubilidad de 600 PCN/BN,
temperatura del reservorio de 200 °F, presión del reservorio de 3500 PSI y presión de
burbuja de 2234 PSI. Solución:
(
(
)
(
[
(
)
)
(
(
)
(
))]
La correlación para determinar la densidad del petróleo saturado, cuando la presión del
reservorio es menor igual a la presión de burbuja (Pr <= Pb), es:
Determinar la viscosidad del petróleo saturado, a una gravedad específica del gas de
0,795, gravedad específica del petróleo de 0,834, razón de solubilidad de 600 PCN/BN y
una relación de solubilidad de 500 PCN/BN a una presión del reservorio de 3000 PSI y
temperatura de 200 °F. Solución:
(
(
)
3.2.9. Compresibilidad isotérmica del petróleo (Co).
18
(
)
La compresibilidad del petróleo del reservorio se define como el cambio de volumen por
unidad volumétrica por cambio unitario de presiona, lo cual se representa mediante la
siguiente ecuación:
En la Figura 3.10 se muestra la variación de la compresibilidad isotérmica del petróleo con
respecto a la presión del reservorio, la variación de volumen es casi constante cuando la
presión del reservorio es mayor a la presión de burbuja, ya que en este punto, por la
liberación de la primer burbuja de gas se causa un incremento en el valor de C𝑜, después
de esta discontinuidad el cambio en el volumen va creciendo poco a poco dado el cambio
en el volumen del gas libre.
Figura 3.10. Variación de la compresibilidad del petróleo (Co).
Fuente: Elaboración propia con información de tesis de caracterización integrada de yacim iento
petrolero de Diana G. Carm ona Torres y Víctor I. Fernández Sánchez.
19
La correlación para determinar la compresibilidad del petróleo bajo saturado, cuando la
presión del reservorio es mayor a la presión de burbuja (Pr > Pb), es:
Determinar la compresibilidad del petróleo bajo saturado, a una gravedad específica del
gas de 0,795, gravedad API del petróleo de 38 °API, razón de solubilidad de 600 PCN/BN,
temperatura del reservorio de 200 °F y presión del reservorio de 3500 PSI. Solución:
La correlación para determinar la compresibilidad del petróleo bajo saturado, cuando la
presión del reservorio es mayor a la presión de burbuja (Pr <= Pb), es:
Determinar la compresibilidad del petróleo saturado, a una gravedad específica del gas de
0,795, gravedad específica del petróleo de 0,834, razón de solubilidad de 600 PCN/BN,
presión de burbuja de 2034 PSI y una relación de solubilidad de 500 PCN/BN a una
presión del reservorio de 3000 PSI y temperatura de 200 °F. Solución:
(
(
)
)
(
(
)
(
)
)
3.3. Propiedades físicas del agua.
Las propiedades del agua que se encuentran asociadas a los hidrocarburos en los
reservorios son importantes, porque contribuyen con su energía a la producción del
20
petróleo o gas y además de que puede ser producida conjuntamente con el petróleo y el
gas. Toda agua de formación contiene sólidos disueltos, principalmente cloruro de sodio,
esta agua en algunas ocasiones es conocida como salmuera o agua salada. Sin embargo,
la salmuera de los reservorios no tiene relación alguna con el agua de mar.
Generalmente, el agua de los reservorios contiene una mayor concentración de sólidos
que la que contiene el agua de mar.
El agua de formación ha reportado un total de concentración de solidos que va desde
10.000 PPM hasta aproximadamente 300.000 PPM. Las partes por millón (PPM), implican
gramos de sólidos por un millón de gramos de agua dulce, es decir:
3.3.1. Relación de solubilidad del gas en el agua (Rsw).
El gas natural también se puede disolver en el agua de formación del yacimiento. La
relación gas en solución/agua, es la relación del volumen de gas producido a condiciones
estándar respecto al volumen de agua de formación producida en el tanque de
almacenamiento en barriles, es decir:
En la Figura 3.12 se muestra el comportamiento de la relación de solubilidad del gas en el
agua, con respecto a la presión del reservorio
Figura 3.12. Variación de la razón de solubilidad del agua (Rsw).
Fuente: Elaboración propia con información de tesis de caracterización integrada de yacim iento
petrolero de Diana G. Carm ona Torres y Víctor I. Fernández Sánchez.
21
Se ha encontrado que la solubilidad del gas natural en el agua del reservorio es
dependiente de la presión, temperatura y salinidad del agua. El agua salada del reservorio
tendrá una baja solubilidad, comparado con el agua pura a la misma presión y
temperatura. Las correlaciones para determinar la razón de solubilidad del agua (Rsw),
son:
Dónde:
Rsw: Razón de solubilidad del agua en (PCN/BN)
T: Temperatura en (°F)
P: Presión en (PSI)
Determinar la razón de solubilidad del agua a un presión actual de reservorio de 2000
PSI, presión inicial del reservorio de 35000, presión de burbuja 2650 PSI, la razón de
solubilidad inicial del agua es 100 PCN/BN y la temperatura del reservorio es 200 °F.
Solución:
3.3.2. Factor volumétrico del agua de formación (Bw).
El factor de volumen de agua de formación representa el cambio en el volumen de la
salmuera conforme es transportada desde el reservorio hasta las condiciones de
superficie. El factor de volumen del agua de formación o del reservorio se define como “la
razón del volumen de agua a condiciones de reservorio al volumen de agua a condiciones
estándar", es decir:
El factor volumétrico del agua de formación disminuye cuando se incrementa la salinidad
del agua. En la Figura 3.13 se muestra su comportamiento con respecto a la variación de
22
la presión del reservorio. Las correlaciones para determinar el factor volumétrico del agua
(Bw), son:
Para agua sin gas:
Para agua saturada con gas:
Factor de corrección por la salinidad:
Dónde:
Bw: Factor volumétrico del agua en (RB/STB)
T: Temperatura de interés en (°F)
P: Presión de interés en (PSI)
NaCl: Salinidad en (%)
1%: 10000ppm.
23
Figura 3.13. Variación del factor volumétrico del agua (Bw).
Fuente: Elaboración propia con información de tesis de caracterización integrada de yacim iento
petrolero de Diana G. Carm ona Torres y Víctor I. Fernández Sánchez.
Determinar el factor volumétrico del agua a un presión actual de reservorio de 3000 PSI,
presión inicial del reservorio de 3500, presión de burbuja 2650 PSI, la razón de solubilidad
inicial del agua es 100 PCN/BN, salinidad del agua de formación 20000PPM y la
temperatura del reservorio es 200 °F. Solución:
La presión actual es mayor de la presión de burbuja, por loa tanto el agua se encuentra
sin gas.
[
(
(
) (
) (
[
)
) ]
]
Determinar el factor volumétrico del agua a un presión abandono de reservorio de 950
PSI, presión inicial del reservorio de 3500, presión de burbuja 2650 PSI, la razón de
solubilidad inicial del agua es 100 PCN/BN, salinidad del agua de formación 20000PPM y
la temperatura del reservorio es 200 °F. Solución:
La presión de abandono es menor de la presión de burbuja, por loa tanto el agua se
encuentra saturada con gas.
24
[
(
(
) (
) (
[
)
) ]
]
3.3.3. Viscosidad del agua (µw).
La viscosidad del agua del reservorio es una medida de la resistencia del agua a fluir y
está en función de la presión, de la temperatura y de los sólidos disueltos en ella. En
general, la viscosidad del agua se incrementa si la presión y la salinidad se incrementan y
la temperatura disminuye como se observa en la Figura 3.14. Las correlaciones para
determinar la viscosidad del agua, son:
Dónde:
Tr: Temperatura de interés en (°R)
Uw: Viscosidad del agua en (cp)
Factor de corrección por la salinidad:
Dónde:
T: Temperatura de interés en (°F)
P: Presión de interés en (PSI)
NaCl: Salinidad en (%)
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Figura 3.14. Variación de la viscosidad del agua.
Fuente: Elaboración propia con información de tesis de caracterización int egrada de yacimiento
petrolero de Diana G. Carm ona Torres y Víctor I. Fernández Sánchez.
Determinar la viscosidad del agua a un presión abandono de reservorio de 950 PSI,
presión inicial del reservorio de 3500, presión de burbuja 2650 PSI, la razón de solubilidad
inicial del agua es 100 PCN/BN, salinidad del agua de formación 20000PPM y la
temperatura del reservorio es 200 °F. Solución:
(
(
) (
)
(
)
3.3.4. Densidad del agua de formación (ρw).
La densidad del agua del reservorio es una función de la presión, de la temperatura y de
las sales disueltas. La densidad a condiciones de reservorio se calcula dividiendo la
densidad a condiciones estándar por el factor de volumétrico del agua. En la Figura 3.15
se muestra el comportamiento de la densidad con respecto a los sólidos totales disueltos.
26
Figura 3.15. Variación de la densidad del agua ( ρw).
Fuente: Elaboración propia con información de tesis de caracterización integrada de yacimiento
petrolero de Diana G. Carm ona Torres y Víctor I. Fernández Sánchez.
La correlación para determinar la densidad del agua (ρw), es:
3.3.5. Compresibilidad del agua (Cw).
La compresibilidad del agua del reservorio se define como el cambio de volumen que
experimenta un volumen unitario de agua por unidad de variación de presión a
temperatura constante y está expresada matemáticamente como:
La compresibilidad del agua del reservorio depende de la salinidad. La variación de
volumen es casi constante cuando la presión del reservorio es mayor a la presión de
burbuja, ya que en este punto, por la liberación de la primer burbuja de gas se causa un
incremento en el valor de Cw, después de esta discontinuidad el cambio en el volumen va
creciendo poco a poco dado el cambio en el volumen del gas libre. En la Figura 3.16 se
muestra la compresibilidad del agua de formación.
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Figura 3.16. Variación de la compresibilidad del agua (Cw).
Fuente: Elaboración propia con inform ación de tesis de caracterización integrada de
yacim iento petrolero de Diana G. Carm ona Torres y Víctor I. Fernández Sánchez.
Las correlaciones para determinar la compresibilidad del agua (Rsw), son:
Co=
3,8546-0,000134*P
C1= -0,01052+4,77E-07*P
C2= 3,9267E-05-8,8E-10*P
Dónde:
Rsw: Razón de solubilidad del agua en (PCN/BN).
T: Temperatura de interés en (°F).
P: Presión de interés en (PSI).
Determinar la compresibilidad del agua a un presión inicial de 3500, presión de burbuja
2650 PSI, la razón de solubilidad inicial del agua es 100 PCN/BN, salinidad del agua de
formación 20000PPM y la temperatura del reservorio es 200 °F. Solución:
(
)
(
28
)
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