Propiedades del Gas NaturalPropiedad

Definición Aplicación, condiciones y expresiones matemáticas

Ecua

ción

de e

stad

o

Expresa la relación existente entre la presión, volumen y la temperatura para una cantidad n de moles de gas.

Un gas se comporta como ideal cuando pueden despreciarse los volúmenes ocupados por sus moléculas y las atracciones intermoleculares.

Aplicables para gases a bajas presiones cercanas a la atmosférica.

Ecuación de estado para gases ideales pV=nRT

Se introduce el factor de desviación del gas real z, que es función de la presión y temperatura y, cuya determinación es experimental.

Ecuación de estado para gases reales pV=znRT

Fact

or d

e co

mpr

esib

ilida

d

El factor de compresibilidad, Z, es una cantidad adimensional que se usa en la industria del gas natural para corregir el comportamiento ideal de los gases (Z = 1) a su comportamiento real, por medio de la ecuación de estado PV =nZRT

La compresibilidad del gas o el factor Z está en función de la presión y temperatura pseudoreducida. Los valores pseudoreducidos se definen como:

Presión pseudoreducida Psr= PPSC

Psc=∑i=1

n

(Yi )(Pci)

.Temperatura pseudoreducida

Tsr= TT SC

Tsc=∑i=1

n

(Yi )(Tci)

Com

pres

ibilid

ad

del

gas n

atur

al

Cambio en el volumen por unidad de volumen debido a un cambio unitario en la presión. Es importante conocer cómo cambia la compresibilidad de un fluido con la presión y la temperatura.

La temperatura es constante Para una fase líquida, la compresibilidad

es pequeña y usualmente se supone constante.

Para una fase gaseosa no es pequeña, ni constante.

General c g=−1V [ ∂V

∂ P ]TPara gas real c g=

1p−1

z [∂V∂P ]T

Para un gas ideal ; z=1 ;[ ∂V∂ P ]T=0 ;c g=

1p

Visc

osid

ad d

el

gas

Resistencia interna que ofrece un fluido al movimiento relativo de sus partes.Relación entre el esfuerzo cortante y la velocidad de esfuerzo cortante, que se aplica a un fluido para que adquiera movimiento.

A bajas presiones, un aumento de la temperatura aumentará la viscosidad.

A altas presiones, un aumento de la temperatura disminuye la viscosidad

A cualquier temperatura, si se aumenta la presión la viscosidad aumenta

Las moléculas más pesadas tendrán mayor fuerza de atracción que las moléculas más ligeras. La viscosidad será mayor, a medida que el gas posea componentes más pesados

μg= f ( p ,T , yi)

μ= F / Adv /dy

Pode

r ca

loríf

ico

del

ga

s Calor liberado al quemarse completamente un volumen unitario del gas bajo determinadas condiciones de presión y temperatura.

Denominado también valor o potencia calorífica, es una característica importante del gas natural y su precio como combustible depende de dicha propiedad

PC=∑i=1

n

(Yi) ( PCi )

Peso molecul

ar aparent

e

Cuando se trata de mezclas no se habla de peso molecular si no de peso molecular aparente, pues la mezcla está compuesta por moléculas de diferentes tamaños y no es más que la sumatoria de los pesos moleculares de cada compuesto multiplicado por su composición o fracción molar respectivamente.

Ma=∑i=1

n

(Yi)( Mwi )

Volumen a S.C.

Volumen ocupado por 1 lb-mol de gas a una presión y temperatura de referencia o condiciones estándar.Condiciones estándar: n=1mol ; p=14,7 lpca ; T=60 ºF V SC=

nR T SC

pSC;V SC=

(1 ) R T SC

pSCDensidad

Cantidad de masa por unidad de volumen.ρg=

p M a

RTVolumen específico

Volumen ocupado por la unidad de masa del gas.v=V

m= RT

p M a= 1

ρg

Gravedad específica

Relación entre la densidad del gas y la del aire. Ambas densidades se miden y expresan a la misma presión y temperatura, las cuales comúnmente, corresponden a la temperatura y presión en condiciones normales.

γg=ρg

ρaire=

M a

M aire=

M a

28,96

Factor vol. delgas en

la formaci

ón

Relaciona el volumen de gas en el yacimiento a sus condiciones de presión y temperatura, con el volumen de la misma masa de gas en superficie y en S.C. 14.7 lpca y 60ªF.

General Bg=V p , T

V SC

Unidades = [ PCY / PCN ] pSC=14.7lpcaT SC=520 ªR

Bg=0.02728 zT

pUnidades [BY /PCN ] Bg=

0.005035 zTp

Factor de

expansión del

gas

En algunos casos se utiliza el inverso de Bg, mejor conocido como factor de expansión del gas, Eg

Unidades [ PCN / PCY ] Eg=1Bg

=35.37 pzT

Unidades [ PCN / BY ] Eg=1Bg

=198.6 pzT

Propiedades de los Hidrocarburos Líquidos o PetróleosPropiedad

Definición Aplicación, condiciones y expresiones matemáticas

Grav

eda

d de

l pe

tróle

o Escala de gravedad específica desarrollada por el Instituto Estadounidense del Petróleo (American Petroleum Institute, API) para medir la densidad relativa de diversos líquidos de petróleo, expresada en grados.

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

Aunque las densidades y las gravedades específicas son muy utilizadas en la industria, se prefiere utilizar la gravedad API del crudo en condiciones de superficie.

ºAPI=141,5γ o

−131,5

Gravedad

específica gas

en solución

Se define por el promedio pesado de las gravedades específicas del fas separado en cada separador.

Este promedio pesado se basa en la razón gas-petróleo en el separador.

γg=∑i=1

n

(R sep)i(γ sep)i+Rst γst

∑i=1

n

(R sep)i+Rst

S o l R s=[SCF /STB ] o [m3 /m3 ]

ubilid

ad d

el g

as Número de pies cúbicos normales de gas que a determinada presión y temperatura están disueltos en un barril de crudo en condiciones normales

La solubilidad del gas natural en un petróleo crudo depende de su presión, temperatura, ºAPI y gravedad.

Para un gas y petróleo en particular que estén a una temperatura constante, la solubilidad aumenta con la presión hasta que se alcanza la presión de saturación, pues a esta presión (presión de burbujeo) todos los gases disponibles están disueltos en él, petróleo y, como consecuencia, la solubilidad del gas alcanza su valor máximo.

Existen diferentes métodos y correlaciones para la determinación de este valor.

Pres

ión

de

burb

ujeo

Condiciones de presión y temperatura a las cuales sale la primera burbuja del gas en solución del petróleo.

Cuando se descubren, todos los petróleos de los yacimientos de petróleo contienen algún gas natural en solución.

A menudo, el petróleo está saturado con gas cuando se lo descubre, lo que significa que el petróleo está reteniendo todo el gas que puede a la temperatura y la presión del yacimiento y que está en su punto de burbujeo.

A medida que se hace descender la presión, la presión a la cual comienza a desarrollarse el primer gas a partir del petróleo se define como el punto de burbujeo.

pb=f (R s , γ g , API ,T )Existen diferentes métodos y correlaciones para la determinación de este valor.

Fact

or v

olum

étric

o de

l pe

tróle

o en

la fo

rmac

ión

Relación entre el volumen de petróleo más su gas en solución en las condiciones de presión y temperatura prevalecientes en el yacimiento, y el volumen de petróleo en condiciones normales.

El factor volumétrico siempre es mayor o igual a la unidad. Al reducir la presión el petróleo se va expandiendo, lo cual indica que

el volumen de petróleo aumenta, en un momento en que se reduzca la presión se va alcanzar la presión de burbujeo, en ese punto se sigue disminuyendo la presión, lo cual se va a formar la primera burbuja de gas a esa presión y a medida que se reduzca más la presión va formarse cada vez más gas.

Al mismo tiempo, que se pasa por debajo de la presión de burbujeo, el petróleo sigue expandiéndose, es decir, que en teoría el petróleo debería seguir aumentado su volumen, pero adicionalmente va haber una cantidad de gas que se va a estar liberando de ese petróleo y como el gas es más comprensible que el petróleo, este ocupa más volumen

Bo=(V o)p ,T

(V o)SC; Bo=f (RS , γ g , γ o ,T )

Factor volumétrico total o bifásico

Volumen en barriles que ocupa en condiciones de yacimiento un barril normal de petróleo junto con su volumen de gas inicial en solución.

En otras palabras, incluye el volumen líquido, Bo, más el volumen de la diferencia entre la solubilidad del gas inicial, R si, y la solubilidad del gas en condiciones actuales del yacimiento, esto es: R s

Por encima de la presión del punto de burbuja R si=R s, y el factor volumétrico del petróleo, o sea Bt=Bo .

Por debajo del punto de burbujeo, sin embargo, a medida que la presión disminuye, el factor volumétrico del petróleo también disminuye, y el factor total aumenta debido a la liberación del gas en solución y a la continua expansión del gas liberado.

Bt=Bo+Bg(R si−Rs)Unidades:

Bt=[ BYBN ];

Bg=[ BYPCN ]

Densidad del petróleo

Masa de una unidad de volumen de crudo a determinada presión y temperatura.

Usualmente se expresa en lb / ft . Existen varias correlaciones para determinar la densidad de un petróleo.

Viscosidad del petróleo

Es una característica muy importante que controla e flujo de petróleo a través del medio poroso y de las tuberías. Se define como la resistencia interna que ofrece el petróleo a moverse.Depende fuertemente de la temperatura del yacimiento, la presión, la gravedad del petróleo, y la gravedad y solubilidad del gas.

Viscosidad del petróleo muerto μod: viscosidad a la presión atmosférica (sin gas disuelto) y a la temperatura del yacimiento.

Viscosidad del petróleo saturado μob: viscosidad a la presión de burbujeo y a la temperatura del yacimiento.

Viscosidad del petróleo no saturado μo: viscosidad a la presión por encima del punto de burbujeo y a la temperatura del yacimiento.

Existen varios métodos para calcular la viscosidad. Se calcula la viscosidad del petróleo sin gas disuelto (petróleo muerto,μod, a la temperatura del yacimiento; o se ajusta la viscosidad del petróleo sin gas disuelto (petróleo muerto), para tomar en cuenta el efecto de la solubilidad del gas a la presión de interés.

Tensión superficial

Fuerza por unidad de longitud ejercida en las regiones limítrofes entre una fase líquida y una fase de vapor, causada por la diferencia de las fueras moleculares de ambas fases, y también por su desbalance en la interface.

El resultado neto de este esfuerzo es una tensión a reducir el área de contacto debido a la tensión superficial, la cual puede medirse en laboratorio y generalmente se expresa en dina/cm.

La tensión superficial entre la fase líquida y su vapor depende de su temperatura, presión y composición de las fases.

Propiedades del Agua de FormaciónPropiedad Definición Aplicación, condiciones y expresiones matemáticas

Factor volumétrico del agua

en la formación

Se define como el cambio en volumen de la salmuera cuando se lleva a condiciones de yacimiento a condiciones normales, este factor depende de la presión y la temperatura.

Como el caso de factor volumétrico del petróleo tres efectos están implicados: la extracción del gas disuelto de la salmuera cunado decae la presión; la expansión de la salmuera mientras la presión se reduce; y la contracción de la salmuera mientras se reduce la temperatura.

La solubilidad del gas en agua es mucho menor en comparación con la del petróleo.

La contracción y expansión debido a la reducción de temperatura y presión son pequeñas, por lo tanto este factor pocas veces en mayor de 1,06 BY/BN.

Este valor puede ser menor a la unidad. Esto acurre a altas presiones de yacimiento cuando la expansión de la salmuera, causada por la disminución de presión durante su transporte a la superficie, es mayor que si contracción ocasionada por la caída de la temperatura y la pérdida de gas.

Bw= f ( p ,T )

Presión de burbujeo

Debido al equilibrio termodinámico, la presión de burbujeo de una salmuera saturada con gas es igual a la del petróleo con el cual coexiste.

Cuando la presión de del yacimiento cae por debajo de la presión de burbujeo del petróleo, la salmuera permite la salida de parte del gas que contiene en solución y, como consecuencia, desciende su presión de saturación y se hace igual a la del yacimiento.

Densidad del agua

Es la masa por unidad de volumen en lb/pie3 y puede determinarse utilizando una aproximación similar a la de un sistema gas-petróleo, pero considerando despreciables los efectos del gas en solución. ρw=

ρwsc

Bw

ρwsc=62,4 ;densidad enCN

Gravedad específica del agua

La gravedad específica de una salmuera, relaciona la densidad de la salmuera con la densidad del agua pura. Estas son evaluadas bajo la misma presión temperatura.

γw=ρw

ρwsc=

ρw

62,4

Expansión térmica del

agua

Factor volumétrico del agua representado en función de la temperatura.

La expansión térmica del agua pura en la pendiente de la curva para cualquier condición y se expresa en barriles de yacimiento por barriles de yacimiento por grados Fahrenheit.

β= 1V ( ∆ V

∆ T )P=

∆ Bw

Bw∆ T

Solubilidad del gas en

el agua

Se expresa en pie cubico de gas a 14,7lpca y 60 °F (PCN) que pueden disolverse en un barril de agua a 60°F. Existen muchas correlaciones para estimar la solubilidad del gas en el agua.

ViscosidadEs una medida de la resistencia del agua a fluir y es función de la temperatura y en menor grado de la presión.

No existe mucha información de la viscosidad del agua pura y del agua de formación.

Fig. Forma típica de la viscosidad de una salmuera en función de la presión a temperatura constante del yacimiento.

Compresibilidad

isotérmica del agua

El volumen de las aguas de la formación, lo mismo que los petróleos crudos pero en menor grado, es afectado por la temperatura, presión y la cantidad de gas en solución. Por lo tanto la compresibilidad isotérmica del agua, tiene la misma discontinuidad en el punto de burbujeo que la del petróleo.

Las compresibilidades del agua son menores que las del petróleo.

Esta propiedad depende de la presión, la temperatura y el gas en solución.

Un aumento en la presión, disminuye este valor y viceversa.

Para presiones por encima del punto de burbuja.

cw=−1vw

( ∂V w

∂ p )T

cw=1ρw

( ∂V w

∂ p )T=−1

Bw( ∂ Bw

∂ p )T

Para presiones por debajo del punto de burbujeo cw=

−1Bw

( ∂ Bw

∂ p )T+

Bg

BW(∂ Rsw

∂ p )T

Volumen específico del agua Se relaciona con la densidad por medio de la siguiente expresión

vw

vwsc=

ρwsc

¿ ρw≅ Bw