8/18/2019 Propiedades fisicas del Agua de Yacimientos
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YACIMIENTOS II
ALEX CUADRADO
Semestre I 2016
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PROPIEDADES FÍSICAS DEL AGUA
Aunque el agua muchas veces se considera un fluidoincompresible lo cual implicaría que su factor volumétrico ,BW,
es igual a uno , su solubilidad del gas ,R SW , es cero y su
compresibilidad ,CW , es también cero esto no es completamente
cierto y el agua puede ser ligeramente compresible y tener alguna capacidad para aceptar gas en solución.
Los parámetros PVT del agua se ven altamente afectados por elcontenido de sales de ésta.
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PROPIEDADES FÍSICAS DEL AGUA
Contenido de sólidosTodas las aguas de formación contienen sólidos disueltos , especialmente sales
siendo el NaCL la más común.
El contenido de sólidos en el agua se da en partes por millón,C ppm , porcentaje
por peso , CW , y miligramos por litro, Cmg/l.
Las siguientes expresiones permiten relacionar las formas antes mencionadas de
expresar el contenido de sólidos del agua :
El contenido de sólidos de un agua de formación puede ser tan bajo como200ppm y tan alto como 300000 ppm ; a este último valor de concentración se
considera que el agua está saturada. El contenido de sólidos en el agua se
determina en el laboratorio midiendo su densidad o su resistividad eléctrica.
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Punto de Burbujeo del Agua
PROPIEDADES FÍSICAS DEL AGUA
Se considera como presión de burbujeo para el agua la misma
del petróleo que coexiste con ella y si el agua está en contacto
con gas se considera como presión de burbujeo la misma delyacimiento.
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Analisis del Agua de Formacion
Las principales características que se determinan para el agua producida el yacimiento son:
1- Caracterizar, desde el punto de vista fisicoquímico, el agua de formación.
En campo (in situ) se analizan los parámetros susceptibles de variación por transporte, tales
como pH, conductividad, potencial, gases disueltos (H2S, CO2 y O2), alcalinidad y Fe++.
Al agua de cada pozo se le realiza un análisis fisicoquímico que involucra los parámetros Ca,
Mg, Ba, Sr, Na, K, sulfatos, cloruros, silicio y densidad.
Para detección de metales se utiliza la técnica de absorción atómica y Masas, y para los
cloruros y los sulfatos la técnica de cromatografía iónica.
Los datos obtenidos de los análisis fisicoquímicos se utilizan en un programa-simulador para
establecer los índices de estabilidad en las muestras. Un índice de estabilidad positivo indica la
tendencia a
formación de escamas inorgánicas y uno negativo sugiere que el agua tiende a ser corrosiva.
PROPIEDADES FÍSICAS DEL AGUA
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Analisis del Agua de FormacionLas principales características que se determinan para el agua producida el yacimiento son:
1- Caracterizar, desde el punto de vista fisicoquímico, el agua de formación.
En la Tabla siguiente aparecen los resultados de los análisis fisicoquímicos que se realizan a las
muestras evaluadas, tanto en campo como en laboratorio y se construyen losdiagramas de Stiff correspondientes.
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Analisis del Agua de Formación
Las principales características que se determinan para el agua producida el yacimiento
son:
1- Caracterizar, desde el punto de vista fisicoquímico, el agua de formación.
Diagramas de Stiff
PROPIEDADES FÍSICAS DEL AGUA
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Análisis del Agua de Formación
Las principales características que se determinan para el agua producida el yacimiento son:
1- Caracterizar, desde el punto de vista fisicoquímico, el agua de formación.
Los modelos de interpretación de los datos analíticos que generan los respectivos análisis
de los fluidos de formación, permiten determinar en el caso concreto del agua los
siguientes tipos: superficiales o meteóricas, de formación y connatas.
El modelo de Schoeller basa su clasificación en los constituyentes disueltos de acuerdoal siguiente orden de importancia: cloruro, sulfato, bicarbonato más carbonato;
también tiene en cuenta el Indice de Intercambio de Base (IBE) y las relaciones entre
cationes y aniones.
Schoeller agrupa las aguas en seis tipos primarios basados en las cantidades de cloruros
disueltos y cuatro subgrupos basados en el contenido de sulfatos. Las cantidades de
bicarbonatos y carbonatos
permiten una diferenciación adicional, mientras que el IBE indica el intercambio iónico
entre iones de las aguas y los iones asociados a las arcillas.
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Analisis del Agua de Formacion
Las principales características que se determinan para el agua producida el yacimiento son:
1- Caracterizar, desde el punto de vista fisicoquímico, el agua de formación.
El modelo de Schoeller basa su clasificación en los constituyentes disueltos de acuerdo al siguienteorden de importancia: cloruro, sulfato, bicarbonato más carbonato;
también tiene en cuenta el Indice de Intercambio de Base (IBE) y las relaciones entre cationes y aniones.
Un Agua Connata (de origen marino fósil depositadacon sedimentos) se caracteriza por tener un IBE >
0.129 y una relación Cl/Na > 1.17 .
Aguas de yacimientos petrolíferos (de formación)que contienen agua meteórica infiltrada mezclada conagua connata (agua de origen marino fósil) tienen un
IBE < 0.129 y una relación Cl/Na < 1.17.
Aguas con un IBE negativo corresponden a aguas
superficiales (aguas meteóricas).
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TIPOS DE FLUIDOS DEL PETROLEO Y SUSPROPIEDADES
Analisis del Agua de Formacion
Las principales características que se determinan para el agua producida el yacimiento
son:
1- Caracterizar, desde el punto de vista fisicoquímico, el agua de formación.
2- Presion del punto de burbuja del agua (Pb).
3- Densidad del agua.
4- Relacion gas-agua en solucion (Rsw).
5- Coeficiente de compresibilidad isotermico del agua.
6- Viscosidad del agua de formacion.
7- Formacion de hidratos.
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¿Que hacer sino tengo análisis PVT
para los fluidos presentes en elYacimiento?
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Ecuación de Estado para Gases
PV nRT donde:
P : Presión a la que se encuentra el gas, lpca
V : Volumen que ocupa el gas, pies3
n : Cantidad de gas en masa, lb.mol
R : Constante universal de los gases, 10.73 lpca*pies3/lbmol*°R
T : Temperatura a la que se encuentra el gas, °R
PV ZnRT
La forma general de la ecuación de estado para gases es la siguiente:
pero aplicable tanto a gases reales como ideales con la diferencia de que aparece la variable Z conocida
como factor de supercompresibilidad. y cuando se aplica a presiones y temperaturas bajas (gas ideal) Z se
considera igual a la unidad.
Pr P
Pc Tr
T
Tc
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CARTA PARADETERMINAR ELFACTOR Z PARAGASES NATURALES.
STANDING
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sPc g g
7658 1310 3 6 2
. . .
sTc g g 169 2 349 5 74 0
2. . .
Cuando no se conoce la composición del gas, sus propiedades
cr íticas se pueden obtener de las siguientes relaciones quedependen de la gravedad específica del gas:
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B
Z T
P
B
PC g y y
y
y
N
5 04 10
3
.
Observando las expresiones para Bg
se nota que es inversamente
proporcional a la presión y que la
graficar Bg vs. P se tendrá un
comportamiento aproximadamente
hiperbólico.
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g
g
a
donde g es la gravedad específica
del gas y g y a son las densidades
del gas y el aire respectivamente
dadas en las mismas unidades y
medidas a las mismas condiciones
de presión y temperatura
g g
N
N
a
N P
P
Z
Z
T
T 0076.
ecuación para calcular la
densidad de un gas a cualquier
presión y temperatura. En la
ecuación el subíndice N se
refiere a condiciones normaleso sea que PN = 14.7 lpca, TN =
520°R y ZN = 1.
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C V
dv
dp
1
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g Y K X 10 4 exp correlaciones de Lee-Gonzalez
K M T M T
( . . ) .
9 4 0 02209 19
1 5
X T
M 3 5 986 0 01. . Y X 2 4 0 2. .
T, Temperatura en °R ; Ug, viscosidad del gas en cp ; , densidad del
gas en g/cc
g
i i i
i i
y M
y M
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CARACTERÍSTICAS DEL PETRÓLEO
RsV
V
PCN
BN
g
o
5615.
Rs V L M
L
L
379 5615
. L API
lb pie
14151315
62 4 3.
( . ).
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Rs P
g
API T
18 214
0 0125 0 00091
1 2048
10.
. ( . . )
.
la correlación permite calcular P conociendo Rs o Rs conociendo P.
Esta correlación se puede aplicar en los siguientes rangos de condiciones
características:
Presión, lpca 130 - 7000
Temperatura, °F 100 - 258
Rs, PCN/BN 20 - 1425
° API 16.5 - 63.8
g, 0.59 - 0.95
Standing
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Vásquez y Beggs
Rs
P
C
gs
C
C API T
2
3 460
110
( )( )
gs : Es la gravedad específica del gas a 100 lpc, la cual conociéndose la
gravedad específica del mismo a una presión dada, se calcula de
gs g P API T P
( ) . . * * * *log
.1 0 5 912 10
114 7
5
Grupo I
(°API 30)
Grupo II
(° API > 30)
C1 27.64 56.06C2 1.0937 1.1870
C3 11.172 10.393
C1 C2 C3 : Son constantes cuyo valor depende de la gravedad API del petr óleo de acuerdo con los
siguientes grupos:
Adicionalmente, en la ecuación para gsg(P) : Gravedad específica del gas a la presión P.
P : Presión a la que se conoce g(P), lpca
T : Temperatura a la que se conoce g(P), °F
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En general, la correlación de Beggs- Vásquez se puede aplicar para los siguientes rangos:
Presión (lpca) 15 - 6055
T (°F) 162
Bo (BY/BN) 1.028 - 2.226
Rs (PCN/BN) 0 - 2199° API 15.3 - 59.5
g 0.511 - 1.259
En cuanto al rango de aplicabilidad de la expresión para gs se tiene lo siguiente:
Presión (lpca) 60 - 565T (°F) 76 - 150
° API 17 - 45
g 0.58 - 1.20
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Glaso
Rs P API T g b
* .
.
.
0 989
0 172
1 2255
Los rangos de aplicación de las correlaciones de Glaso son:
Presión (lpca) 165 - 7142
T (°F) 80 - 280
Bo (BY/BN) 1.025 - 2588
Rs (PCN/BN) 90 - 2637
° API 22.3 - 48.1
g 0.65 - 1.276
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Factor Volumétrico del Petróleo
FshV
V V
V
Bo
f
i i
f
1 1
Bo
M
L M
CY
CY
CN
CN
MCY : Peso molecular del sistema líquido a condiciones del yacimiento,lb/lb.mol.
MCN : Peso molecular de la fase líquida a condiciones normales, lb/lb.mol.
L : Fracción molar del sistema en el yacimiento que permanece líquido en
superficie.
CY : Densidad del líquido a condiciones de yacimiento, lb/pie3.
CN : Densidad del líquido a condiciones normales, lb/pie3
.
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Correlación de Standing
Bo Rs T g
o
0 972 1 47 10 1 254
0 5 1175
. . .
. .
Rs : Solubilidad del gas en el petróleo, PCN/BN
g : Gravedad específica del gas
o : Gravedad específica del petróleo
T : Temperatura °F
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Correlación de Vásquez-Beggs
Bo C Rs C T API
C Rs T API
gs gs
10 60 60
1 2 3. ( )
Rs : Solubilidad del gas en el petróleo PCN/BN
gs : Gravedad específica del gas a 100 lpc. Definida en la ecuación
C1 C2 C3 : Son coeficientes que dependen de la gravedad API del petróleo
de la siguiente manera
°API 30 °API . 30
C1 4.677 x 10-4 4.670 x 10-4
C2 1.751 x 10-5 1.100 x 10-5
C3 -1.8106 x 10-8 1.337 x 10-9
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Correlación de Glaso
Bo Bo Bo 10 10 6 58511 2 91329 0 27683 2
. ( . . log . (log ) )* *
Bo Rs T g
o
*
.
.
0 526
0 968
Cuando el petróleo está por encima del punto de burbujeo, el factor volumétrico
depende de la compresibilidad pero la composición del petróleo permanece
constante. En este caso para encontrar el valor de Bo a partir del punto de burbujeo
se puede utilizar la ecuación de estado para un fluido ligeramente compresible o sea
)exp(* CP o V Vo CP exp ( )
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Bob CP b 1* exp ( )
Bo CP 1* exp ( )
Bo Bob C P P b * exp ( ( ))
en el punto de burbujeo y tomando como volumen base una unidad a condiciones normales.
esa misma cantidad de petr óleo a una presión por encima del punto de burbujeo ocupa el siguiente volumen
estableciendo una relación entre Bo y Bob se tiene
C : Compresibilidad del petróleo, lpc-1
Bob : Factor volumétrico del petróleo en Pb (BY/BN)
Bo : Factor volumétrico del petróleo a P (BY/BN)
Pb : Presión de burbujeo, lpc
P : Presión mayor que Pb a la cual se necesita calcular Bo
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Correlación de Beal
OD
a
API T
0 32
18 10 360
200
7
4 53.
..
a API
10 0 43 8 33( . . / )
o ODb
a a Rs 0 20 0 80 10 0 00081. . ( . )
b Rs 0 43 0 57 10 0 00072. . ( . )
Correlación de Beggs Robinson
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Correlación de Beggs-Robinson
OD
X 10 1
X Y T 1.163
Y Z
10 Z API 30324 0 2023. .
o OD
ba
a Rs 10 715 100 0 515. ( ) .
b Rs 5 44 150 0 338. ( ) .
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GRACIAS