DESCRIPCIN Y ANLISIS DE LOS CRITERIOS DE CARACTERIZACIN DE RESERVORIOS EN FUNCIN DE SUS CONDICIONES DE POROSIDAD, PERMEABILIDAD, PRESIN, TEMPERATURA

DESCRIPCIN Y ANLISIS DE LOS CRITERIOS DE CARACTERIZACIN DE RESERVORIOS EN FUNCIN DE SUS CONDICIONES DE POROSIDAD, PERMEABILIDAD, PRESIN, TEMPERATURA

UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA FACULTAD DE CIENCIAS Y TECNOLOGAINGENIERA EN GAS Y PETROLEO

DESCRIPCIN Y ANLISIS DE LOS CRITERIOS DE CARACTERIZACIN DE RESERVORIOS EN FUNCIN DE SUS CONDICIONES DE POROSIDAD, PERMEABILIDAD, PRESIN, TEMPERATURAPARTICIPANTES: CHAVARRIA GARECA HERIKCUELLAR MIGLINO GRACIELAFERNANDEZ PEREDO RONALDGIL VILLARROEL LUIS ALBERTOMUOZ MUOZ ISAAC ALVAROPANIAGUA SENSANO RUBEN DARIO

SANTA CRUZ- BOLIVIA.INDICE GENERALContenido1.INTRODUCION41.1.OBJETIVOS51.1.1Objetivo General51.1.2Objetivo especifico52.MARCO TEORICO62.1Propiedades fsicas de la roca62.1.1 Porosidad62.1.1.1 Clasificacin de la porosidad62.1.1.2Factores que afectan la porosidad.82.1.1.3Calidad de la roca en funcion de la porosidad.92.1.1.4Promedio de la porosidad.102.1.2Perrmeabilidad102.1.2.1Tipos de permeabilidad.112.1.2.2Factores que afectan a la medicion de la permeabilidad.12Calidad de la roca en funcion a la permeabilidad.132.1.2.3Estimacion de permeabilidades absolutas.132.1.3Saturacion142.1.3.1 Clasificacion de saturacion142.2 Propiedades fsicas del petrleo162.2.1Gravedad del petrleo172.2.2Densidad del petrleo182.2.3Razn De Solubilidad212.2.4Presin de burbujeo222.2.5Factor volumtrico del petrleo en la formacin232.2.6Tensin superficial252.2.7Viscosidad del petrleo262.3 Propiedades fsicas del gas272.3.1 Densidad del gas282.3.2 Comprensibilidad del gas292.3.3. Factor volumtrico del gas31 2.3.4 Volumen Especfico (V):322.3.5 Compresibilidad isotrmica del gas (cg):322.4Propiedades fsicas del gas33 2.4.1 densidad del agua.342.4.2 comprensibilidad del agua.....342.4.3 relacin gas en solucin - agua342.4.4 factor volumertico del agua...352.4.5 viscosidad del gas352.4.6 tensin interfacial.352.4.7 resistividad del agua35CONCLUSION.36BIBLIOGRAFIA37

CAPTULO I1. INTRODUCIONUn fluido en un yacimiento petrolfero puede presentarse como lquido, como gas o como slido, lo cual depender de su presin, temperatura y composicin. Para los ingenieros de petrleo, los fluidos de inters son el petrleo crudo, el gas natural y el agua.Los dos primeros son el resultado de mezclas complejas, que en su mayora corresponden a hidrocarburos parafinicos o alcanos con la formula general CnH2n+2.Generalmente los hidrocarburos con ms de 10 tomos de carbono son considerados como un solo grupo conjuntamente con el decano. Los gases naturales contienen principalmente metano y progresivamente pequeas cantidades de etano, propano y otros ms pesados, mientras que el petrleo crudo contiene hidrocarburos ms pesados y molculas con otros elementos adems del carbono y el hidrogeno. La composicin de los hidrocarburos ayuda a determinar si los materiales sern gaseosos o lquidos en el yacimiento y en la superficie, y cuan suficiente pueden ser recuperados.En cuanto al agua, prcticamente siempre est presente con el petrleo y el gas, y su composicin y propiedades afectan tambin la produccin de hidrocarburos, aun cuando su comportamiento es menos complejo.Cuando se trata de evaluar un yacimiento en trminos del rendimiento de hidrocarburo esperado, es necesario determinar las propiedades fsicas del petrleo crudo, del gas natural y del agua en condiciones estticas y dinmicas tanto en el yacimiento como en la superficie. Usualmente, esta informacin se obtiene de las pruebas experimentales que se realizan a pruebas tomadas del yacimiento, pero si estas no existen, o no fueron tomadas en forma apropiada para que sean representativas, el ingeniero de petrleo debe determinarlas en forma aproximada aplicando correlaciones derivadas empricamente a partir de datos de campo en yacimientos con fluidos similares, de las cuales las ms importantes se presentan en este captulo.

1.1. OBJETIVOS1.1.1 Objetivo GeneralIdentificar las diferentes caractersticas, propiedades fsicas y disposicin de los fluidos del yacimiento (agua, petrleo, y /o gas) en funcin de sus condiciones de porosidad, permeabilidad, presin, temperatura.1.1.2 Objetivo especifico

Determinar las propiedades fsicas del petrleo crudo, del gas natural y del agua en condiciones estticas y dinmicas tanto en el yacimiento como en la superficie.

Aplicar los fundamentos bsicos del comportamiento fsicos de los yacimientos de hidrocarburos, para obtener el recobro mximo de los hidrocarburos

2. MARCO TEORICO

2.1 Propiedades fsicas de la roca

2.1.1 Porosidad

La porosidad constituye una parte de la roca, y representa el espacio vaco de la misma, es la capacidad que tiene una roca de contener fluido. Todo el petrleo o gas que se produce actualmente proviene de acumulaciones que tienen lugar en el espacio poral de las rocas de un reservorio. La porosidad se expresa en porcentaje y se define como:

=volumen vaco

volumen total

Porosidad Mayor Porosidad Menor 2.1.1.1 Clasificacin de la porosidad

La porosidad de una una roca puede ser clasificada de dos maneras: Segn su origen Segn la comunicacin de sus poros

Segn su origen

Porosidad primaria o intergranular.- es aquella que se origina durante el proceso de deposicin del material que da origen a la roca, rocas sedimentarias de este tipo son: areniscas (detrticas o clsticas) y calizas ( no detrticas)

Porosidad secundaria o inducida.- ocurre por un proceso geolgico o artificial despus de la depositacion de sedimentos. Puede ser debida a la solucin o fractura, o cuando una roca se convierte en otra (caliza a dolomita). La porosidad secundaria es el resultado de un proceso geolgico ( diagenesis, catagenesis).

Segn la comunicacin de sus poros

Porosidad absoluta.- es aquella que considera el volumen poroso de la roca este o no interconectado. Una roca puede tener una porosidad considerable y no tener conductividad de fluidos debido a la carencia de interconexin poral.

Porosidad efectiva.- es la relacin del volumen poroso interconectado con el volumen bruto de la roca. Esta porosidad es una indicacin de la habilidad de la roca para conducir fluidos, sin embargo esta porosidad no mide la capacidad de flujo de una roca.

2.1.1.2 Factores que afectan la porosidad.

Tipo de empaque.- describe el tipo de arreglo de los granos de la roca, con respecto uno con otro. idealmente se pueden formar los siguientes tipos de empaquetamientos los cuales tienen diferente valor deporosidad.

Cubico = 47,6 % Romboedral = 25,9 % Otorrombico = 39,54 % Tetragonal esfenoidal = 30,91 %

Grado de cementacion o consolidacion.- cemento que une a los granos y que se forma posterior a la depositacion ya sea por dilucion de los mismos granos o por transporte.En rocas consolidadas, los granos de arena son cementados juntos por cuarzo o carbonatos, la cementacion reduce la porosidad de la arena.

Geometria y distribucion de granos.- se debe a la uniformidad o clasificacion de los granos. Dicha clasificacion depende, a su vez, de la distribucion del tamao del material, Tipo de depositacion, caracteristicas actuales y duracion del proceso sedimentario.cuando los granos son mas redondos proporcionan mas homogeniedad al sistema y por ende la porosidad sera mayor.

Presion de las capas suprayacentes.- las capas suprayacentes pueden compactar el yacimiento y reducir el espacio poroso. La compactacion tiende a cerrar los espacios vacios, forzar el fluido a salir.

Presencia de particulas finas.- la arcillosidad afecta negativamente la porosidad.

2.1.1.3 Calidad de la roca en funcion de la porosidad.

Como la porosidad es una medida de la capacidad de almacenamiento de la roca, la calidad de la roca yacimiento puede ser determinada en funcion a la porosidad, como se observa en la tabla mostrada acontinuacion.

Rango de porosidadCalificacin

0 a 5Despreciable

5 a 10Pobre

10 a 15Regular

> 20Excelente

2.1.1.4 Promedio de la porosidad.

Exiten varios promedios, los principales son: aritmetico, ponderado y estadistico o geometrico. Promedio aritmtico =

Promedio ponderado =

Promedio estadstico =

Siendo x el area, volumen o altura.

2.1.2 Perrmeabilidad

La permeabilidad es la capacidad que tiene el medio poroso para permitir el flujo de fluidos. La permeabilidad esta referida a su capacidad de permitir el flujo de fluidos a traves del sistema de poros interconectados. Para un buen potencial de produccion, debe haver una roca reservorio con un buen volumen de petroleo y gas presente, y estos hidrocarburos deben poder fluir de la roca reservorio hacia el agujero del pozo, a fin de ser recuperados en superficie. Esta conductividad de la formacion rocosa para el fluido es denominada permeabilidad (K) de la formacion rocosa. La unidad de medida de la permeabilidad es Darcy. asi 0,001 Darcy equibale a un milidarcy.

Para determinar la permeabilidad de una formacion rocosa, se consideran varios factoes:

El tamao y forma de los granos de la roca La geometria de la estructura rocosa Las propiedades de los fluidos ( viscosidad, densidad) Las presiones ejercidas sobre los fluidos El volumen de los fluidos que fluyen al pozo

Buena permeabilidad Mala permeabilidad

2.1.2.1 Tipos de permeabilidad.

Permeabilidad absoluta (K).- es aquella permeabilidad que se mide cuando un fluido satura el 100% el espacio poroso. Normalmente, el fluido de prueba es aire o agua.

Permeabilidadn efectiva (Ko).- es la medida de la permeabilidad a un fluido que se encuentra en presencia de otro u otros fluidos que saturan el medio poroso. Siempre las permeabilidades relativas son menores que la permeabilidad absoluta. Como ejemplo si agua y petroleo estan presentes, el agua reducira el diametro efectivo de los poros a traves de los cuales el petroleo esta fluyendo.

Ko = Permeabilidad efectiva para el petroleo Kg = Permeabilidad efectiva para el gas Kw = Permeabilidad efectiva para el agua

Permeabilidad relativa (Kro = Ko/K).- es la relacion entre la permeabilidad efectiva de un fluido especifico y la permeabilidad absoluta. Esta relacion se ilustra en curvas tipicas de permeabilidad relativa. A una baja saturacion de agua, el petroleo puede fluir, pero si la saturacion se incrementa, la permeabilidad relativa del petroleo decrese hasta un nivel critico en el cual fluyen conjuntamente agua y petroleo. Luego si la saturacion se incrementa, solo fluira agua

Kro = permeabilidad relativa para el petroleo Krg = permeabilidad relativa para el gas Krw = permeabilidad relativa para el agua

2.1.2.2 Factores que afectan a la medicion de la permeabilidad.

Exiten diversos factores que afectan la mediciones de la permeabilidad realizadas en el laboratorio. Cuando se usa un gas como fluido para medir la permeabilidad se deben hacer correcciones por deslizamiento del gas. Cuando es liquido, el fluido usado se debe tener cuidado de que no reacione con el solido de la muestra. Tambien se deben hacer correcciones debido al cambio en permeabilidad por reduccion en la presion de confinamiento en la muestra.

Deslizamiento del gas efecto Klinkenberg.- klinkenberg descubrio que las mediciones de permeabilidad realizadas con aire como fluido de medicion, muestran resultados diferentes a los valores de permeabilidad obtenidos cuando el fluido utilizado para las medicione es un liquido. La permeabilidad de una muestra medida por flujo de aire siempre es mayor que la permeabilidad obtenida cuando se usa un liquido. Klinkenberg postulo, en base a sus experimentos de laboratorio, que la velocidad del liquidido en la superficie de contacto con la roca es cero, mientras que los gases presentan cierta movilidad en dicha superficie de contacto.

Reactividad de los liquidos.- la ley de Darcy supone que no debe haber reaccion entre el fluido y el medio poroso. En ciertos casos el medio poroso contiene sustancias activas , principalmente arcillas, que se hidratan y aumentan en volumen cuando se ponen en contacto con agua, especialmente si el agua es dulce. El efecto se disminuye si se usa agua salada y desaparece si se mide la permeabilidad usando un liquido que no sea polar, como el kerosen. Estos metodos, aun cuando permiten obtener el valor verdadero de la permeabilidad, no son muy practicos.

Presion de sobre carga.- cuando el nucleo es removido de la formacion las fuerzas de confinamiento son removidas. Se le permite a la roca expandirse en todas las direcciones, cambiando parcialmente la forma de los canales de flujo dentro del nucleo. La compactacion por sobrecarga puede originar hasta un 60% de reduccion de permeabilidad.

es inportante sealar que algunas formaciones son mucho mas compresible que otra, por eso se requieren de muchos datos para desarrollar correlaciones empiricas que permitan corregir la permeabilidad debido al efecto de presiones de sobre carga.Calidad de la roca en funcion a la permeabilidad.

Rango de permeabilidad (mD)Clasificacin

1 a 15Pobre a regular

15 a 50Moderadamente buena

50 a 1000Muy buena

> 1000Excelente

1. 1. 1. 1.

2.1.2.3 Estimacion de permeabilidades absolutas.

Ecuacion de timur.

Ecuacion de morris o biggs.

Para un yacimiento de petroleo

Para un yacimiento de gas

2.1.3 SaturacionEs la relacion que expresa la cantidad de fluido que expresa el medio poroso. Conocida dicha cantidad y la extension del volumen poroso se puede volumetricamente determinar cuanto fluido exite en una roca.La satururacion de un medio poroso con respecto a un fluido se define como la fraccion del volumen poroso de una roca que esta ocupada por dicho fluido. Sx = vx /vt

La sumatoria de la saturaciones de todos los fluidos que se encuentran presente en el espacio poroso de una roca, debe ser igual a 1 siempre y cuando se considere un medio poroso saturado por petroleo, agua y gas, es So + Sg + Sw = 1

2.1.3.1 Clasificacion de saturacion

Saturacion de agua connata (swc).- es la saturacion de agua exitente en el yacimiento al momento del descubrimiento, la cual se considera como el remanente del agua que inicialmente fue depositada con la formacion y que debido a la fuerza de la presion capilar exitente, no pudo ser desplazada por los hidrocarburos cuando estos migraron al yacimiento.

Saturacion critica.- la saturacion critica, corresponde a la minima saturacion requerida para que un fluido pueda moverse en el yacimiento, es decir, corresponde a la maxima saturacion a la cual la permeabilidad relativa de dicho fluido es cero.

2.1.3.2 Factores que influyen en la saturacion.

La saturacion de agua connata se correlaciona con:

La permeabilidad El area superficial El tamao de los poros

Es decir, a mayor area superficial y menor tamao de particulas, mayor es la saturacion de agua connata.

2 2.1 2.2 2.1.3.3 Saturacion promedio de los fluidos.

Saturacion promedio de petroleo en el reservorio.

Saturacion promedio de gas en el reservorio.

Saturacion promedio de agua en el reservorio.

Donde:Soi = Saturacion promedio de petroleo en la formacionSgi = Saturacion promedio de gas en la formacionSwi = Saturacion promedio de agua en la formacionhi = Espesor de formacioni = Porosidad efectiva de formacion

2.2 Propiedades fsicas del petrleo

El petrleo, tambin conocido como petrleo crudo , es una mezcla compleja de hidrocarburos que contiene sulfuro, nitrgeno, oxgeno y helio como un componente menor, cuyas propiedades fsicas y qumicas varan considerablemente y dependen de la concentracin de su diferentes componentes.En las aplicaciones de campo y, especialmente, en la solucin de problemas de ingeniera de petrleo, es importante disponer de una descripcin aproximada de las propiedades fsicas del petrleo, entre las cuales las de mayor inters son: Gravedad del petrleo, o Solubilidad del gas, Rs Presin de burbujeo, Pb Factor volumtrico del petrleo en la formacin, o Coeficiente isotrmico de compresibilidad de petrleo, Co Densidad del petrleo, o Viscosidad del petrleo, o Tensin superficial,

La mayora de ellas se pueden determinar en el laboratorio a partir de muestras de los fluidos del yacimiento. En la ausencia de medidas experimentales, es necesario estimarlas mediante correlaciones empricas.

2.2.1 Gravedad del petrleo

La densidad del petrleo crudo se define como la masa de una unidad de volumen de crudo a determinada temperatura y presin y, generalmente, se expresa en lb/pie3 . En cuanto a la gravedad especifica de un petrleo crudo, esta se define como la relacin entre la densidad del petrleo y la densidad del agua, ambas medidas a 60F y presin atmosfrica. As tiene:

Donde o es la gravedad especifica del petrleo; o, la densidad del petrleo crudo en lb/pie3. Es importante destacar que la gravedad especifica de un lquido es adimensional, pero tradicionalmente se reporta en unidades 60 /60 para sealar que ambas densidades se miden en condiciones normales. La densidad del agua es aproximadamente igual a 62,4 lb/pie3, por lo tanto:

Aunque las densidades y gravedades especficas son muy utilizadas en la industria, para el caso de petrleo se prefiere utilizar la gravedad API del crudo en condiciones de superficie; esto es:

La gravedad API de los petrleos crudos oscila entre 47API para los livianos y hasta 10API para los pesados.

2.2.2 Densidad del petrleo

La densidad del petrleo crudo se define como la masa de una unidad de volumen de crudo a determinada presin y temperatura. Usualmente se expresa en libras por pie cubico.Se han propuesto varias correlaciones empricas para el clculo de la densidad de los lquidos de composicin desconocida, a determinada presin y temperatura, las cuales requieren los datos PVT usados como parmetros de correlacin, tales como: el factor volumtrico del petrleo en la formacin, la gravedad del gas, la gravedad del petrleo y la solubilidad del gas. Estas correlaciones al combinarse con algunas definiciones y ecuaciones deducidas de balance de materiales permiten estimar la densidad de los lquidos a determinada densidad y temperatura. A continuacin se presentan las ms conocidas:Correlacin de StandingPara calcular la densidad del petrleo a presiones iguales o por debajo de la presin de burbujeo puede utilizarse la ecuacin 3.93, deducida a partir de la definicin del factor volumtrico del petrleo en la formacin la cual es:

Resolviendo esta ecuacin para la densidad de petrleo se obtiene:

Donde o es la gravedad especifica del petrleo en condiciones de tanque; Rs, la solubilidad del gas en PCN/BN; y o, la densidad del petrleo en lb/pie3.Standing propuso la ecuacin 3.85 para estimar el factor volumtrico del petrleo en la formacin, la cual depende de la solubilidad del gas Rs, la gravedad especifica del petrleo en condiciones de tanque o, la gravedad especifica del gas en solucin g y la temperatura del sistema T. Agrupando la ecuacin 3.93 con la correlacin de Standing, ecuacin, se puede as estimar la densidad del petrleo a determinada presin y temperatura mediante la siguiente expresin:

Donde o es la gravedad especifica del petrleo en condiciones de tanque y T la temperatura del sistema en R.La densidad del petrleo por encima del punto de burbujeo puede calcularse por medio de:Correlacin de Vsquez y Beggs

Coeficiente isotrmico de compresibilidad del petrleoLos coeficientes isotrmicos de compresibilidad son imprescindibles en la solucin de problemas de ingeniera de yacimientos y en la determinacin de algunas propiedades fsicas de los petrleos no saturados. Se definen por la siguiente expresin matemtica: Para un sistema de petrleo crudo, el coeficiente isotrmico de compresibilidad de la fase petrleo, co, se define para presiones por encima del punto de burbujeo por una de las siguientes ecuaciones:

Donde co es la compresibilidad isotrmica en lpc-1; o, la densidad del petrleo en lb/pie3; y o, el factor volumtrico del petrleo en la formacin en BY/BN.Para presiones por debajo del punto de burbujeo, se define como:

Donde g es el factor volumtrico del gas en la formacin en BY/PCN.Existen muchas correlaciones para estimar co a presiones por encima del punto de burbujeo, es decir, para petrleos no saturados. La ms utilizada es: la de Vsquez y Beggs.Correlacin de Vsquez y BeggsVasquez y Beggs aplicaron regresin lineal a un conjunto de datos experimentales para tratar de correlacionar la compresibilidad del petrleo en funcin de Rs, API, g, T y P, y propusieron la siguiente expresin:

Donde T es la temperatura en R; p, la presin por encima de la presin de burbujeo en lpca; Rsb, la solubilidad del gas en el punto de burbujeo, PCN/BN y gs, la gravedad corregida del gas definida por la ecuacin 3.72. 2.2.3 Razn De Solubilidad

La solubilidad del gas, Rs, se define como el nmero de pies cbicos normales de gas que a determinada presin y temperatura estn disueltos en un barril de crudo en condiciones normales. La solubilidad del gas natural en un petroleo crudo de su presin, temperatura, API y gravedad.Para un gas y petrleo crudo en particular que estn a una temperatura constante, la solubilidad aumenta con la presin hasta que se alcanza la presin de saturacin, pues a esta presin (presin de burbujeo) todos los gases disponibles estn disueltos en el petrleo y, como consecuencia, la solubilidad del gas alcanza su valor mximo. No obstante, es costumbre que en vez de medir la cantidad de gas que se disolver en un petrleo crudo en condiciones de tanque a medida que la presin aumenta, se mide la cantidad de gas que se liberara de una muestra de petrleo crudo del yacimiento a medida que la presin disminuye. La figura muestra una curva tpica de solubilidad del gas en funcin de presin para un petrleo crudo no saturado. Se observa que, a medida que la presin se reduce desde la presin inicial del yacimiento, Pi hasta la presin de burbujeo, Pb, no se desprende gas del petrleo y, en consecuencia, la solubilidad del gas permanece constante a su valor mximo, Rsb. Por debajo del punto de burbujeo, el gas en solucin se libera y el valor de Rs disminuye con la presin.A continuacin se presentan varias correlaciones empricas muy utilizadas para estimar la solubilidad del gas.Correlacin de StandingStanding propuso una correlacin grafica para determinar la solubilidad del gas en funcin de la presin, gravedad especifica del gas, gravedad API y temperatura del sistema, la cual desarrollo a partir de los 105 datos experimentales tomados en 22 mezclas de crudos de california y tiene un error del 4.8%. Posteriormente formulo su expresin matemtica tal como sigue.

Con x = 0,0125API-0,00091(T-460), donde T es la temperatura en R; p, la presin del sistema en lpca; y g, la gravedad especifica del gas en solucin. Es importante observar que la ecuacin de Standing solo es vlida para presiones por debajo y hasta el punto de burbujeo del petrleo crudo. 2.2.4 Presin de burbujeo

La presin de burbujeo (Pb), llamada tambin presin de saturacin (Ps), de un sistema de hidrocarburos se define como la mayor presin a la cual se libera del petrleo la primera burbuja de gas. Esta importante propiedad puede medirse experimentalmente en un sistema de petrleo crudo cuando se realiza una prueba de expansin a una exposicin constante. En ausencia de datos experimentales es necesario hacer una estimacin. Las siguientes correlaciones permiten determinar la presin de burbujeo o de saturacin de un crudo, tomando en cuenta que ella depende fuertemente de la solubilidad y gravedad del gas, de la gravedad del crudo y de la temperatura:

Correlacin de StandingStanding propuso una correlacin grafica para determinar la presin de burbujeo de sistemas de petrleo crudo, basndose en 105 medidas experimentales de presiones de burbujeo tomadas en 22 sistemas de hidrocarburos de los campos de california. Los parmetros involucrados en esta correlacin son: la solubilidad y gravedad del gas, la gravedad API del petrleo y la temperatura del sistema. El porcentaje de error reportado es 4,8%La expresin matemtica de esta correlacin grafica la presento Standing en 1977 y tiene la siguiente forma:

Con a= 0,00091(T-460)-0,0125(API)Donde Pb es la presin de burbujeo en lpca y T, la temperatura del sistema en R.

2.2.5 Factor volumtrico del petrleo en la formacin

El factor volumtrico del petrleo en la formacin, o, se define como la relacin entre el volumen de petrleo ms su gas en solucin en las condiciones de presin y temperatura prevalecientes en el yacimiento, y el volumen de petrleo en condiciones normales. Por ello, o siempre es mayor o igual a la unidad. Este factor puede expresarse matemticamente por la siguiente relacin:

Donde o es el factor volumtrico del petrleo en la formacin en BY/BN; (Vo)p,T el volumen de petrleo medido en condiciones normales.En la figura 3.12 se presenta una curva tpica del comportamiento de o en funcin de presin a temperatura constante para un petrleo crudo no saturado.

A medida que la presin se reduce por debajo de valor inicial, Pi, el volumen de petrleo aumenta debido a su expansin. Este comportamiento genera un aumento del factor volumtrico del petrleo en la formacin y continuara hasta que alcance el punto de la presin de burbujeo. A esta presin (Pb), el petrleo alcanza su mxima expansin y, consecuentemente, el factor volumtrico del petrleo, ob, alcanza el mximo valor. Por debajo del punto de burbujeo, a medida que la presin disminuye se va liberando el gas originalmente en solucin y, en consecuencia, el volumen de petrleo y el o tambin disminuyen. Cuando la presin se reduce hasta la presin atmosfrica y la temperatura es de 60F, el valor de o es igual a uno. Es importantes sealar, que estos mtodos aplican cuando la presin del yacimiento es igual o menor a la presin del punto de burbujeo.Correlacin de StandingStanding presento una correlacin grafica que permite estimar el factor volumtrico del petrleo en la formacin teniendo como parmetros la solubilidad y gravedad del gas, la gravedad del petrleo y la temperatura del yacimiento. Posteriormente, demostr que el factor volumtrico del petrleo de la formacin puede expresarse matemticamente por la siguiente ecuacin:

Donde Rs es la solubilidad del gas en PCNBN; T, la temperatura del sistema en R; o, la gravedad especifica del crudo en superficie; y g, la gravedad especifica del gas en solucin. Correlacion de Vasquez y BeggsVasquez y Beggs desarrollaron una relacin para determinar el o en funcin de Rs, o, g y T. La correlacin propuesta est basada en 6000 medidas de o realizadas a diferentes presiones. Usando tcnicas de regresin lineal, formularon la siguiente ecuacin que mejor reproduce los datos utilizados:

2.2.6 Tensin superficial

Es una propiedad muy importante en los clculos de ingeniera de yacimientos y en el diseo de proyectos de recuperacin mejorada de crudos. Se define como la fuerza por unidad de longitud ejercida en las regiones limtrofes entre una fase liquida y una fase de vapor, causada por la diferencia entre las fuerzas moleculares de ambas fases, y tambin por su desbalance en la interfase. El resultado neto de este esfuerzo es una tendencia a reducir el rea de contacto debido a la tensin superficial, la cual puede medirse en el laboratorio y se expresa generalmente en dina/cm.La tensin superficial entre la fase liquida y su vapor en equilibrio depende, fundamentalmente, de la presin, temperatura y composicin de las fases. En el caso de sustancias puras, se puede definir especificando nicamente la presin y la temperatura. En el caso de mezclas puede especificarse una de las dos variables, determinando la otra en las curvas de presin de vapor.La tensin superficial de varios hidrocarburos puros parafinicos se muestra en funcin de temperatura en la figura 3.16; es importante indicar que una tensin de superficie cero ocurre en el punto crtico del hidrocarburo. 2.2.7 Viscosidad del petrleo

La viscosidad del petrleo, o, es una caracterstica muy importante que controla el flujo de petrleo a travs del medio poroso y de las tuberas. Generalmente se define como la resistencia interna que ofrece el petrleo para moverse.Esta propiedad depende fuertemente de la temperatura del yacimiento, la presin, la gravedad del petrleo, y la gravedad y solubilidad del gas.Puede determinarse en el laboratorio a determinada presin y temperatura y generalmente se reporta en los anlisis estndar pVT. Si no se dispone de datos de laboratorio, puede calcularse utilizando algunas correlaciones, las cuales varan en complejidad y aproximacin segn el tipo de dato disponible. La figura 3.15, muestra las caractersticas tpicas de la viscosidad del petrleo crudo. Obsrvese que las viscosidades del petrleo muerto (petrleo libre de gas en condiciones atmosfricas) son mucho ms altas que en las condiciones del yacimiento. Presiones ms altas al punto de burbujeo representan el aumento del gas disuelto en el petrleo crudo, lo que causa una reduccin de la viscosidad, pues el gas en solucion tiene el efecto de reducir la resistencia interna que ofrece el liquido al flujo, y causa, adems la expansin del petrleo reduciendo su densidad. Por lo tanto a mayor cantidad de gas en solucin en el petrleo, mayor ser la reduccin de la viscosidad , alcanzndose la viscosidad minima al punto de burbujeo. Por encima de esta presin, ya no hay disponibilidad de gas libre para entrar en solucin y, por lo tanto, la viscosidad aumenta y las molculas de liquido estn forzadas a permanecer juntas.

2.3 Propiedades fsicas del gas

Para entender y predecir el comportamiento de yacimientos de petrleo y de gas como una funcin de presin, el conocimiento de las propiedades fsicas de los fluidos del yacimiento deben ser conocidas. Estas propiedades, por lo general son determinadas por experimentos de laboratorio realizados sobre las muestras de fluidos obtenidas de pozos. En ausencia de stas propiedades experimentales, el trabajo de caracterizacin y estudio de yacimientos sera muy difcil.

En ste artculo sern estudiadas las propiedades del gas natural, y para ello es necesario conocer un poco acerca del gas.Un gas, es definido como un fluido homogneo de viscosidad y densidad baja, que no tiene ningn volumen definido, pero se ampla para completamente rellenar el espacio donde es colocado. Generalmente, el gas natural es una mezcla de gases de no hidrocarburo e hidrocarburo. Los gases de hidrocarburo que normalmente son encontrados en un gas natural son metano, etano, propano, butano, pentano, y las pequeas cantidades de hexano y ms componentes pesados. Los gases de no hidrocarburo (impurezas), incluyen el dixido de carbono, el sulfuro de hidrgeno, y el nitrgeno.El conocimiento y relacin de la presin, volumen y temperatura (PVT), y otras propiedades qumicas de los gases son indispensable para el desarrollo de un yacimiento de petrleo o gas.Entre las propiedades podemos encontrar:1.- Peso molecular del gas (PMg).2.- Gravedad especfica (GE).3.- Densidad del gas .4.- Viscosidad del gas (ug).5.- Factor de compresibilidad del gas (Z).6.- Factor volumtrico de formacin del gas (Bg).7.- Volumen especfico (v).8.- Compresibilidad isotrmica del gas (Cg)

2.3.1 Densidad del gas

Es la relacin entre la masa y el volumen de una sustancia en estudio. En el caso del gas natural se puede demostrar que la densidad del mismo ser:

2.3.2 Comprensibilidad del gas

Es un factor de correccin introducido en la ecuacin general de los gases y ser obtenido experimentalmente dividiendo el volumen real de n moles de un gas a presin y temperatura, por el volumen ideal ocupado por la misma masa de gas a iguales condiciones de presin y temperatura.

El factor Z, es funcin de propiedades pseudo reducidas, es decir, Z= f: ( Ppr , Tpr ).Por ello es necesario encontrar una serie de parmetros que nos permitirn encontrar el factor Z, entrando en una grfica adecuada, con Ppr y Tpr.

Para hallar las propiedades pseudo criticas se pueden determinar a travs de la composiciones molares de cada componente del gas natural a travs de la gravedad especfica del mismo.Para determinar Z, por la grfica es necesario conocer algunos parmetros que se enuncian a continuacin:

Con las propiedades pesado crticas encontramos las presiones reducidas y con stas el valor de Z de la grfica.

Para cuando el gas posee componentes no hidrocarburos ser necesario introducir una correccin de las propiedades pesado crticas, la cual se determinar por medio de las siguientes ecuaciones, y obtenidas las propiedades pesado reducidas, hallar el factor Z.Ahora vamos a corregir por la presencia de sulfuro de hidrgeno y dixido de carbono. El error E, se puede determinar grficamente o analticamente por la ecuacin suministrada.

Con las correcciones ya hechas, volvemos a el clculo de las propiedades pesado reducidas y hallamos Z de la grfica.

2.3.3. Factor volumtrico del gas

Es un factor que relaciona el volumen de gas en el yacimiento a presin y temperatura con el volumen de la misma masa de gas en superficie a condiciones normales presin de 14,7 lpc y 60 F.

2.3.4 Volumen Especfico (V):

Es definido como el volumen ocupado ocupado por una masa de gas, es decir, el volumen dividido entre la masa. Para gas ideal es el inverso de la densidad.

2.3.5 Compresibilidad isotrmica del gas (cg):La variacin de la compresibilidad de un fluido con la presin y temperatura es de gran importancia para los clculos de ingeniera de yacimientos. Para una fase liquida, la compresibilidad es pequea y se asume en ocasiones constante, pero para los gases no sucede lo mismo. La compresibilidad isotrmica del gas es el cambio en el volumen por unidad de cambio de presin.

Para gas ideal, Z=1 constante, y la compresibilidad es Cg= 1/P

2.4 Propiedades fsicas del Agua

2.4.1 Densidad del agua A veces es necesario hacer clculos donde se requiere la densidad del agua de formacin. Esta propiedad puede ser determinada dividiendo la densidad del agua a condiciones estndar, wst (lb/PC), por el factor volumtrico del agua, Bw, a condiciones de yacimiento. Esto es: Este clculo es estrictamente correcto si la salmuera est saturada con gas natural a las condiciones de yacimiento.2.4.2 Comprensibilidad del agua Se define de manera similar a la compresibilidad del petrleo, es decir como como la variacin fraccional en volumen cuando la presin es cambiada a temperatura constante. Esta propiedad es afectada por presin, temperatura y solubilidad del gas en el agua, la cual a su vez es afectada por la salinidad. As, un aumento en presin, causa una reduccin en la compresibilidad, mientras que un aumento en temperatura produce un aumento en esta propiedad.2.4.3 Relacin Gas en Solucin-Agua (Rsw)

La relacin gas en solucin agua o solubilidad del gas natural en agua, se designa por smbolo, Rsw, y se expresa generalmente en PCS de gas por BS de agua, (PCSgas/Bsagua) La solubilidad del gas natural en el agua es pequea, comparada con la solubilidad en un crudo a la misma presin y temperatura.

2.4.3 Factor de volumtrico del agua En forma similar al petrleo, se define como el volumen que ocupa en el yacimiento la unidad volumtrica de agua a condiciones estndar ms su gas en solucin, Rsw. Se expresa generalmente en BY/ BS. El valor de Bw depende lgicamente de la temperatura y presin, as como tambin de la salinidad del agua que afecta la solubilidad.

2.4.4 Viscosidad del agua

Pocos trabajos han sido publicados sobre la viscosidad del agua pura y de formacin , sin embargo, puede decirse que la viscosidad disminuye con la temperatura. Por ejemplo, a 32 F tiene un valor de 1.79 Cp y a 321 F tiene un valor de 0.174 Cp. Un aumento en la presin a igual temperatura aumenta la viscosidad del agua. Por ejemplo, a 86 F, la viscosidad cambia de 0.871 Cp a 0.921 Cp, para un aumento de 14.2 psia a 14.7 psia

2.4.5 Tensin interfacial para sistemas agua hidrocarburo, (wh)

Puede definirse como la fuerza que acta sobre la frontera existente entre la fase agua y la fase hidrocarburo, la cual se encarga de no permitir la miscibilidad entre los dos fluidos. La variacin de la tensin interfacial para sistemas agua-hidrocarburo es aproximadamente de 72 dinas/cm para sistemas salmuera-gas a condiciones de superficie y de 20 a 30 dinas/cm salmuera-petrleo de tanque a condiciones de superficie.

2.4.6 Resistividad del agua de formacin

Para la interpretacin de perfiles elctricos se requiere un conocimiento fidedigno de las resistividades de las aguas de formacin. Las aguas de formacin conducen electricidad debido a las sales ionizadas que contienen en solucin, debido a esta electricidad se puede determinar si una roca est saturada con fluidos resistivos o conductivos, y de este modo determinar zonas saturadas con hidrocarburos o agua.

CONCLUSION Y RECOMENDACIN En la actualidad se busca un combustible que pueda satisfacer las necesidades energticas del hombre, como poder usar un sistema de calefaccin o colocar estufas a gas en nuestros hogares, pero los combustibles que se utilizaban como el petrleo, la lea, el carbn o el kerosene, resultaban no ser muy econmicos y a la vez eran contaminantes.

Es por eso que ahora ha llegado un combustible nuevo a nuestro pas, que es el gas natural, este gas no requiere de plantas de refinacin para procesarla, a comparacin del petrleo, es ms seguro, econmico y posee menor proporcin de impurezas o gases txicos. Con el gas natural podemos cuidar nuestra salud, la de nuestra familia y la de nuestra ciudad.

Para poder tener mejores resultados, debemos aprender y reconocer todas las propiedades de los fluidos encontrados en el yacimientos ya sea gas agua o petrleo, y para conocer eso tenemos que conocer sus diversas propiedades, para poder reconocer como es su comportamiento.

Mediante este estudio estamos verificando el comportamiento de los fluidos en el yacimiento.

BIBLIOGRAFIA

file:///C:/Users/Usuario/Downloads/Properties%20of%20petroleum%20reservoir%20fluids.PDFwww.lacomunidadpetrolera.com/cursos/propiedades-de-la-roca-yacimientoswww.monografias.com/trabajos/geologia/geologia.shtmlLibro fundamentos de ingeniera de yacimientos. De Freddy H. EscobarReservoir fluids properties HeinemannMaterial de ingeniera de yacimientos I y II, de los profesores Gustavo Prato y ngel Da silva respectivamente

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