Funciones PVT Yacimientos petroleros Comportamiento de yacimientos

1. DENSIDAD RELATIVA DEL ACEITE
La densidad específica o relativa de un aceite, γo, se define como la
relación de densidad del líquido a la densidad del agua, 62.4 lb/푝푖푒3a
las mismas condiciones de presión y temperatura, es decir:

o
o 
La densidad relativa del aceite, γo, se puede expresar como la
densidad relativa 60°/60°, lo que significa que las densidades del
líquido y del agua se midieron a 60°F, a la presión atmosférica.
En la industria petrolera se emplea la densidad en grados API, que se
define como:
1
1
w
 
131.5
141.5
 
o
o API


2. Calcule la gravedad especifica y la gravedad API de un sistema de petróleo crudo
Con una densidad medida en condiciones normales de 53 lb/푝푖푒3

o
o 
w
 
131.5
141.5
 
o
oAPI


3. =
53
62.4
= 0.849 lb/푝푖푒3
=
141.5
0.849
- 131.5 = 35 º API

4. FUNCIONES PRESION – VOLUMEN - TEMPERATURA
Factor de Volumen del aceite (Bo)
El factor volumétrico del petróleo se designa por el símbolo Bo, y se
define como el volumen que ocupa a condiciones de yacimiento un
barril normal de petróleo más el gas en solución. El factor volumétrico
del petróleo se obtiene mediante la siguiente ecuación:
퐵표 =
푣표푙푢푚푒푛 (푎푐푒푖푡푒 + 푔푎푠 푑푖푠푢푒푙푡표 푎 퐶. 푌. )
푣표푙푢푚푒푛 푎푐푒푖푡푒 푚푢푒푟푡표 푎 퐶. 퐵. )
Donde:
Bo: Factor de Volumen del aceite.
Ty: Temperatura del yacimiento, (°F).
Py: Presión del yacimiento, (lpc).
Involucra:
a. Expansión del aceite al disolver gas
b. Expansión térmica del aceite con su gas disuelto
c. Compresión del aceite con su gas disuelto

5. FACTOR DE VOLUMEN DEL ACEITE, BO
El volumen de aceite que se produce en el tanque de almacenamiento
a condiciones estándar, es menor que el volumen de aceite que fluye
del yacimiento hacia el fondo del pozo productor. Este cambio en
volumen del aceite se debe a tres factores:
1. Liberación del gas disuelto en el aceite conforme la presión
decrece desde la presión del yacimiento a la presión de la
superficie.
2. La reducción en la presión causa una expansión ligera del aceite.
3. El aceite también se contrae debido a la reducción en la
temperatura.
El factor de volumen del aceite, Bo, se define como el volumen de
aceite con su gas disuelto en el yacimiento que se necesita para
producir un volumen de aceite muerto, a condiciones estándar.
5
5

6. FACTOR DE VOLUMEN DEL ACEITE, BO
La Figura representa el comportamiento típico del factor de volumen
del aceite, para un aceite negro. Si la presión del yacimiento se pudiera
reducir a la presión atmosférica, el valor del factor de volumen de
formación sería muy cercano a 1 Bl@c.y./Bl@c.e. Una reducción en
temperatura a 60°F sería requerida para obtener un valor del factor de
volumen de formación igual 1 Bl@c.y./Bl@c.e.
Por arriba de la presión de burbuja, el factor de volumen de formación
disminuye al tiempo que aumenta la presión (debido a la
compresibilidad del aceite). Por debajo de la presión de burbuja, el
factor de volumen de la formación decrece al disminuir la presión (por
ejemplo, se vaporizan los componentes ligeros).
6
6

7. 7
7
Comportamiento típico del factor de volumen del aceite, Bo, para un aceite negro como una
función de la presión a temperatura de yacimiento constante.
Bo
p

8. Predominan “a” y “b” sobre “c” por lo que siempre Bo > .
Forma típica de Bo contra p. (T = cte.)
P
Pb Pi
Bob
Boi
Bo
0
3
1.00
2
1
1 a 2 rama bajo saturado
2 a 3 rama saturada.
aceite negro
aceite de alto encogimiento
En ocasiones es conveniente manejar estos factores en forma de polinomio:
Bo = 퐴표 + 퐴1푝 para p > pb
Bo = 퐴2 + 퐴3푝 + 퐴4 푝2 + 퐴5 푝3 + 퐴6 푝4 para p < pb
El exponente de p no debe ser mayor a 5, ya que el ajuste no seria representativo
de todo el fenómeno.

9. CORRELACION DE STANDING
Standing presento una correlación grafica que permite estimar el Bo teniendo como
parámetros la solubilidad y gravedad del gas, la gravedad del aceite y temperatura
γ푔
훾표
Bo = 0.9759 + 0.000120 [푅푆 (
)0.5 + 1.25 (T-460)]1.2
CORRELACION DE VASQUEZ Y BEGGS
Desarrollaron una relación para determinar el Bo en función de Rs, 훾표, 훾g y T.
Bo = 1.0 + 퐶1 푅푠 + (T-520)(API/훾푔푠) [퐶3 + 퐶푟푅푠]
CORRELACION DE GLASO
Propuso la siguiente correlación para estimar el Bo en función de Rs, 훾표, 훾g y T.
Bo = 1.0 +10퐴
Donde A = -6.58511 + 2.91329 log Bob – 0.27683 (log Bob)2
Bob = Rs (
γ푔
훾표
)0.526 + 0.968(T-460)
A condiciones normales.

10. CORRELACION DE AL MARHOUN
Desarrollo la siguiente correlación para estimar el Bo en función Rs, 훾표, 훾g y T.
Bo = 0.497069 + 0.862963 x 10−3 T + 0.182594 x 10−2 F + 0.318099 x 10−5퐹2
donde T es la temperatura del sistema en ºR y con el parámetro de correlación F definido
por la siguiente ecuación:
F = 푅푠푎 훾푔푏 훾표푐
Los coeficientes a, b y c con los siguientes:
A = 0.742390; b = 0.32394, c = 1.202040
CORRELACION DE PETROSKY Y FARSHAD
Propusieron una nueva expresión para determinar Bo, similar a la desarrollada por standing,
Utilizando los parámetros en condiciones normales.
Bo = 1.0113 + 7.2046 (10−5) [푅푠0.3778 훾푔0.2914
훾표0.6265 + 0.24626(푇 − 460)0.5371]3.0936

11. CORRELACION DE BALANCE DE MATERIALES
Bo =
62.4훾표+0.0136푅푠 훾푔
휌표
Donde Rs es la solubilidad del gas en pc/bl; 훾푔, la gravedad especifica del gas;
훾표, la gravedad especifica del aceite en condiciones normales.

12. FACTOR VOLUMÉTRICO DEL GAS (BG)
El factor volumétrico del gas, se designa con el símbolo Bg, se define
como el volumen en barriles (o pies cúbicos) que un pie cúbico normal de
gas ocupara como gas libre en el yacimiento a las condiciones de presión
y temperatura prevalecientes.
El factor volumétrico del gas se obtiene mediante la siguiente ecuación:
Bg =
푉표푙푢푚푒푛 푑푒 푔푎푠 푎 퐶푌
푉표푙푢푚푒푛 푑푒 푔푎푠 푎 퐶퐵
De acuerdo a la ley de los gases se puede expresar
Bg =
푉푐푦
푉퐶퐵
=
푍푌 푛 푅 푇푦 /푝푦
푍푐푏 푛 푅
푇푐푏
푃 푐푏
=
푍푦 푇푦 푝푐푏
푍푐푏 푇푐푏 푃푦
Considerando como condiciones base: pcb = 1 atm = 1.033 kg/cm2, Abs.
Tcb = 20ºC = 293 ºK y Zcb = 1, se tiene:
Bg = 3.5256 x 10−3 푍푦 푇푦
푃푦
(m3/m3)

13. Ejemplo:
Calcular Bg para un campo del cual se tiene la siguiente información
Py = 150 kg/cm2
Ty = 70ºC
Zy = 0.90
Las temperaturas y la presión deben ser absolutas, por lo que
Pyabs = 150 + 1.033 = 151.033 kg/cm2 abs
Tyabs = 70 + 273 = 343 ºK
Por lo que sustituyendo en la ecuación de Bg.
Bg = 3.5256 x 10−3 0.90 푥 343
151.033
= 7.20606 x 10−3 (m3/m3)
Se vera ahora la constante para el sistema ingles donde la Bg
sea en p3 a cy / p3a CB
Con los siguientes valores:
pCB = 14.689 psia
TCB = 60 ºF + 459.688 = 519.688 ºR, por lo que
Bg = 2.8265 x 10−2 푍푦 푇푦
푃푦
(cf/scf)

14. Ejemplo:
Calcular Bg para un campo del cual se tiene la siguiente información
Py = 151.033 kg/cm2 abs = 2147.689 psia
Ty = 343ºK = 617.4ºR
Zy = 0.90
Por lo que sustituyendo en la ecuación de Bg.
Bg = 2.8265 x 10−2 0.90 푥 617.4
2147.689
= 7.31285 x 10−3 (cf/scf)
Con este valor difiere muy poco del obtenido en el sistema decimal.
(diferencia 1.48%)
Bg = 퐴0 + 퐴1푝 + 퐴2 푝2 + 퐴3 푝3 + 퐴4 푝4
El exponente de p no debe ser mayor a 5.

15. RELACIÓN GAS DISUELTO EN ACEITE RS
Se denota como Rs. También se le denomina solubilidad del gas en
petróleo, razón gas disuelto y relación gas petróleo, RGP (en inglés
GOR). Se define como la cantidad de gas medido a condiciones de
superficie, que se disuelven en un barril de petróleo, también medido a
condiciones de superficie. (Condiciones Base).
푅푠 =
푣표푙푢푚푒푛 푑푒 푔푎푠 푑푖푠푢푒푙푡표 푒푛 푒푙 푎푐푒푖푡푒 푎 퐶. 푌. 푎 퐶퐵
푣표푙푢푚푒푛 푑푒 푎푐푒푖푡푒 푎 퐶. 퐵.
P
Pb Pi
Rsi
Rsi
Rs
3
2 1
1 a 2 Rama bajo saturada
2 a 3 Rama saturada
Rs = 퐴0 + 퐴1푝 + 퐴2푝2 + 퐴3푝3
En este caso el exponente de p
no debe ser mayor a 5.

16. La siguiente Figura muestra el comportamiento de la relación gas
en solución-aceite para un aceite negro.
A presiones del yacimiento por arriba de la presión de burbuja, se
observa que existe una línea horizontal (relación de solubilidad
constante). Esto se explica debido a que estas presiones el gas no
se libera en el espacio poroso y la mezcla total de líquido se
produce dentro del pozo.
A presión de yacimiento por debajo de la presión de burbuja, la
relación gas disuelto-aceite, Rs, decrece conforme decrece la
presión del yacimiento. Esto se explica debido a que más y más
gas se libera en el yacimiento, quedando atrapado en el casquete
de gas y no dejando que fluya hacia los pozos productores, dejando
menos cantidad de gas disuelto en el liquido.
16
16
RELACIÓN GAS DISUELTO EN ACEITE RS

17. RELACIÓN GAS DISUELTO EN ACEITE RS
17
17
Comportamiento típico de Rs para un aceite negro como una función de la presión a
temperatura de yacimientos constante.
Rs
p

18. RELACION GAS DISUELTO ACEITE Rs
Los factores que afectan la solubilidad del gas en el petróleo, Rs,
son:
• Presión, al aumentar la presión, aumenta Rs
• Temperatura, al aumentar la temperatura, disminuye Rs
• API, al aumentar la gravedad API, aumenta Rs
El gas en solución, Rs, se calcula en función de la presión,
temperatura, gravedad API y gravedad específica del gas, γg.

19. FACTOR DE VOLUMEN DE LA FASE MIXTA (BT) (T = CTE)
es el volumen que ocupa a condiciones de yacimiento el aceite con su
gas disuelto mas el gas liberado.
퐵푡 =
푣표푙푢푚푒푛 푎푐푒푖푡푒 + 푔푎푠 푑푖푠. +푔푎푠 푙푖푏푒푟푎푑표 푎 퐶. 푌.
푣표푙푢푚푒푛 푑푒 푎푐푒푖푡푒 푎 퐶. 퐵.
Bt = Bo + Bg (Rsi – Rs)
De esta expresión se observa que Bt solo existe cuando la presión del
yacimiento es menor que la saturación, como en la rama bajo saturada
no hay gas liberado, se puede decir que cuando p > pb; Bt = Bo.
Forma típica de Bt contra p (T = cte)

20. P
Forma típica de Bt contra p (T = cte)
Pb Pi
Bt
Bt
3
2
1
4
Bg (Rsi –RS)
Bo
1 – 2- 4 Bo
2 – 3 Bt
Bt > Bo (rama saturada)

21. PROPIEDADES DEL AGUA DE YACIMIENTOS
La mayor parte del agua de formación en los yacimientos petroleros
contiene sólidos disueltos, principalmente cloruro de sodio, NaCl. El agua
de formación también se conoce como salmuera o agua salada.
La salinidad del agua de formación en los yacimientos petroleros se
encuentra en el rango entre 200 ppm a 300,000 ppm. El agua de mar
contiene aproximadamente 35,000 ppm de sólidos totales.
Los cationes disueltos en el agua de formación, normalmente encontrados,
son Na+, Ca++, Mg++. Las concentraciones de los sólidos disueltos en el
agua de formación se reportan en partes por millón, ppm, miligramos por
litro, mg/lt, o porciento en peso de los sólidos. Las partes por millón, ppm,
implican gramos de sólidos por un millón de gramos de agua de formación,
es decir:
21
21
gr sólidos
6 ppm 
10 gr de agua de formación

22. FACTOR DEL VOLUMEN DE AGUA (BW)
Es el volumen que ocupa en el yacimiento, con su gas y sales disueltos,
en un metro Cubico de agua a C.B.
퐵푤 =
푣표푙푢푚푒푛 푎푔푢푎 + 푔푎푠 푑푖푠. +푠푎푙푒푠 푒푛 푠표푙푢푐푖ó푛 푎 퐶. 푌.
푣표푙푢푚푒푛 푑푒 푎푔푢푎 푎 퐶. 퐵.
Debido a la baja solubilidad del gas en el agua, en comparación con la
del aceite, en Algunos problemas de ingeniería de yacimientos se usa
Bw = 1 para cualquier presión Como una aproximación razonable.
El factor de volumen del agua de formación representa el volumen de
agua en el yacimiento que se requieren para producir un volumen de
agua en la superficie; es decir:
Al igual que el factor de volumen del aceite, Bo, se involucran tres
efectos:
1. La liberación del gas disuelto del agua de formación conforme la
presión se reduce.
2. La expansión del agua de formación conforme la presión se reduce.
3. La contracción del agua de formación conforme la temperatura se
reduce.

23. FACTOR DE VOLUMEN DEL AGUA (BW)
La Figura presenta la forma más común del Bw en función de
la presión, a una temperatura del yacimiento constante.
Conforme la presión del yacimiento se reduce desde la presión
inicial, pi, hasta la presión de burbuja, pb, se presenta un
incremento en el Bw debido a la expansión del agua en el
yacimiento.
Una reducción en la py por debajo de la pb da lugar a la
liberación del gas desde el agua de formación hacia el espacio
poroso del yacimiento. Como consecuencia de la reducción de
la presión del yacimiento, py, se obtiene una pérdida del
volumen de líquido debido a la liberación del gas, pero también
un aumento en su volumen por la expansión del agua. Por lo
que, el Bw continúa incrementándose conforme la presión se
reduce.
23

24. FACTOR DE VOLUMEN DEL AGUA (BW)
(debido a que el agua sigue
expandiéndose y la liberación del gas es
muy pequeña)
Forma típica del factor de volumen del agua de formación, Bw, como función de la
presión, a temperatura de yacimiento constante.
Bw
p

25. COMPRESIBILIDAD TOTAL DEL SISTEMA ROCA
FLUIDOS
La compresibilidad es una medida del cambio en el volumen con la
presión, Considerando un volumen dado.
C = -
1
푉
(
푑푣
푑푝
)푡
Se conoce como compresibilidad total de un sistema roca fluidos, a la
suma de la Compresibilidad de cada fluido por su saturación, mas la
compresibilidad de la roca.
퐶푡 = 푆표퐶표 + 푆푤퐶푤 + 푆푔퐶푔 + 퐶푓
Se le llama compresibilidad efectiva a un fluido, por ejemplo: al aceite bajo
saturado, A la compresibilidad total entre la saturación del fluido.
Coe =
퐶푡
푆표
=
퐶표푆표+퐶푤푆푤+퐶푓
푆표

26. Compresibilidad del Aceite.
Ejemplo de calculo: C = -
퐵표1 −퐵표2
퐵표1 (푃1−푃2)
Datos:
Pi = 351.62 kg/cm2 Bo1 = 1.35469
P2 = 253.16 kg/cm2 Bo2 = 1.37500
C = -
1.35469 −1.37500
1.35469 (351.62−253.16)
=
0.02031
133.38278
= 1.52269 x 10−4 (kg/cm2)−1
Datos:
Pi = 5000 psi Bo1 = 1.35469
P2 = 3600 psi Bo2 = 1.37500
C = -
1.35469 −1.37500
1.35469 (5000−3600)
=
0.02031
1896.566
= 1.07088 x 10−5 (psi)−1
De lo anterior:
Co = [푝푠푖−1] =
퐶표 [
푘푔
푐푚2
]−1
14.22
o Co = [푘푔/푐푚2]−1 = 14.22 Co[푝푠푖−1]

27. COMPRESIBILIDAD DE LA ROCA
Un yacimiento localizado a miles de pies por debajo de la superficie esta sometido a una
Presión de sobrecarga causado por el peso de las formaciones superiores.
La presión de sobrecarga varia de área a área y depende fundamentalmente de:
 Profundidad
 Naturaleza de la estructura
 Consolidación de la formación edad geológica
 Historia de las rocas
Siendo el mas importante, el primero de los mencionados.
Típicamente la presión de sobrecarga es de 1psi por pie de profundidad. Esta presión
aplica una fuerza compresiva al yacimiento.
Una presión de poro típica (referida como presión de yacimiento) típicamente es
de 0.5 psi por pie de profundidad.
La presión de sobrecarga que tiende a comprimir el yacimiento es sometida a dos fuerzas
 Resistencia de la roca.
 Presión dentro del espacio poroso.

28. Al disminuir la presión del yacimiento, el volumen total del yacimiento es disminuido,
a consecuencia de:
 Cambio en el volumen de los granos de roca (matriz)
 Reducción en porosidad.
퐶푓 = 퐶푟 + 퐶푝
Donde:
퐶푓 = compresibilidad de la formacion,m1/psi
퐶푟 = compresibilidad de la roca, 1/psi
퐶푝 = compresibilidad de volumen poroso, 1/psi.
En la mayoría de los yacimientos, el cambio en el volumen de los granos es mucho
Menor que el cambio en la porosidad. De allí que :
퐶푓 = 퐶푝
Y la compresibilidad de la formación es:
퐶푓 = -(
1
푉
) (
푑푉
푑푝
)

29. La compresibilidad es muy pocas veces medida en laboratorio; generalmente su valor
Es obtenido de correlaciones, siendo la mas usada la correlación de hall:
퐶푓 = (
13.392
∅0.438 ) / 1000000
Correlación de hall, compresibilidad de la formación contra porosidad.

30. El cambio de porosidad debido al cambio en presión puede ser estimado de la
siguiente correlación:
∅2 = ∅1 푒푐푓(푝2−푝1)
Esta ecuación muestra la reducción de la porosidad debido al crecimiento de la
presión de confinamiento.
La cual es frecuentemente aproximada por:
∅2 = ∅1(1+퐶푓(푝2 − 푝1))
Donde:
∅1 = porosidad a la presión p1
∅2 = porosidad a la presión p1
퐶푓 = compresibilidad de la formación, 1/psi.

31. COMPRESIBILIDAD ISOTÉRMICA DEL AGUA, CW
Por arriba de la pb, la cw se calcula con:



c  
w p
Cuando la py es mayor o igual que la pb, entonces
la Rsw es constante. Cuando la py es menor que la
pb entonces la Rsw decrece. La Rsw se encuentra
entre 5 y 10 ( pies3 gas @ c.e)/(Bls de agua @
c.e, mientras que la Rs es del orden de 500 a 1000
(pies3 gas @ c.e.)/(Bls aceite @ c.e)
31
31
T
w
w
B
B




 
1
  s sw R 100 R

32. COEFICIENTE DE COMPRESIBILIDAD ISOTÉRMICA
DEL AGUA, CW
A py por debajo de la pb, la cw se define como:
g
B
B






c  
w p
El primer término de la Ecuación se relaciona con la
cw a presiones de yacimiento por arriba de la pb y
muestra la expansión del agua. El segundo término
de la ecuación anterior se relaciona con la cw a
presiones de yacimiento por debajo de la pb y muestra
el incremento del volumen del sistema (ver siguiente
Figura).
32
32
T
sw
w
T
w
w
R
B
p
B

 


  

 


 
1

33. COMPRESIBILIDAD ISOTÉRMICA DEL AGUA, CW
33
33
Comportamiento de cw con respecto a la presión a temperatura constante.
cw
py

34. CLASIFICACIÓN DE YACIMIENTOS PETROLEROS DE
ACUERDO AL TIPO DE FLUIDOS
Los sistemas de hidrocarburos, encontrados en los yacimientos petroleros,
exhiben un comportamiento de fases, dentro de un amplio rango de
presiones y temperaturas. Las fases más importantes que se presentan en
los yacimientos petroleros son la fase líquida y la fase gas.
Las condiciones bajo las cuales existen estas fases son de suma
importancia en el estudio de la explotación de los yacimientos, permitiendo
conocer su comportamiento, mejorando las prácticas de producción y el
manejo de los fluidos en superficie, así como optimizar la recuperación de
los hidrocarburos.
El comportamiento de una mezcla de HC en un yacimiento, a lo largo del
período de explotación, se determina por la forma de su diagrama de fases
y la posición de su punto crítico.
La comprensión del comportamiento de la mezcla de dos componentes
puros se utiliza como guía para entender el comportamiento de mezclas
multicomponentes.

35. CLASIFICACIÓN DE YACIMIENTOS PETROLEROS
Los yacimientos petroleros se clasifican, mediante diagramas de fases
presión temperatura, en función de la localización del punto crítico:
Yacimientos de aceite cuando Ty es menor que la Tc de la mezcla.
Yacimientos de gas natural, cuando Ty es mayor que la Tc de la mezcla.

36. YACIMIENTOS DE ACEITE (TY < TC )
En función de pi, los yacimientos de aceite se subdividen en las
categorías siguientes:
1. Yacimientos de aceite bajosaturado, cuando la pi > pb
2. Yacimientos de aceite saturado, cuando la pi = pb
3. Yacimiento de aceite saturado con casquete inicial de gas,
cuando la pi < pb (por segregación gravitacional, el gas se
localiza sobre la fase aceite). En estos yacimientos, la relación
del volumen del casquete de gas al volumen de la zona de
aceite se determina por las líneas de calidad correspondientes.
Los aceites crudos cubren un amplio rango en propiedades
físicas y composiciones químicas.

37. YACIMIENTOS DE GAS NATURAL
De manera general, si Ty es mayor qu Tc del sistema de
hidrocarburos, el yacimiento se clasifica como un yacimiento
de gas natural. Éste se clasifica en función de su diagrama de
fase de presión-temperatura y de las condiciones que
prevalecen en el yacimiento.
De acuerdo a McCain (The Properties of Petroleum Fluids) ,
los yacimientos de gas se clasifican como:
1. Gas y condensado,
2. Gas húmedo, y
3. Gas seco.
.

38. TIPOS DE FLUIDOS EN LOS YACIMIENTOS PETROLEROS
Existen cinco tipos de yacimientos petroleros, en función de los tipos
de fluido: De aceite negro, aceite volátil, gas y condensado, gas
húmedo y gas seco.
El tipo de fluido en un yacimiento debe de identificarse al momento del
descubrimiento, o bien durante las etapas iniciales de su vida de
explotación. El conocimiento del tipo de fluido es un factor clave en
varias de las decisiones que se deben de tomar para la explotación
óptima del yacimiento.
Esto permite optimizar los rubros siguientes: el método de muestreo de
fluidos, las características del equipo superficial para manejo y
conducción de la producción, los métodos de cálculo de volumen de
hidrocarburos originales, las condiciones del yacimiento, las técnicas
de estudio del comportamiento de yacimiento; el plan de explotación,
incluyendo la selección de métodos de recuperación primaria,
secundaria y/o mejorada, para estimar las reservas de hidrocarburos.

39. ACEITES NEGROS
Un aceite negro esta formado por una
variedad de especies químicas que incluyen
moléculas largas, pesadas y no volátiles.
Cabe mencionar que el término de aceite
negro no implica que dicho aceite sea
necesariamente negro. A este tipo de fluido
del yacimiento se le conoce como aceite
ordinario o como aceite crudo de bajo
encogimiento.

40. ACEITE VOLÁTIL
Un aceite volátil contiene, pocas moléculas pesadas y mayor cantidad
de moléculas intermedias (definidas como etano, propano, butanos,
pentanos y hexanos), en relación con las que contiene un aceite negro.
Un aceite volátil también se conoce como aceite crudo de alto
encogimiento o aceite cercano al punto crítico.
El gas que se obtiene de un aceite volátil es muy rico en componentes
intermedios y generalmente se define como gas condensado
(retrógrado). El gas obtenido de aceites volátiles libera una gran
cantidad de líquido, conforme se mueve hacia la superficie a través de
las tuberías de producción. Aproximadamente, la mitad del líquido que
se obtiene de la producción en el tanque de almacenamiento, a lo largo
de la vida de explotación del yacimiento conteniendo aceite volátil, se
extrae del gas que entra de la zona productora hacia el pozo. En
consecuencia, esto invalida el empleo de ecuaciones de balance de
materia en aceites volátiles.

41. GAS RETRÓGRADO Y CONDENSADO
A esta mezcla también se le denomina como gas retrógrado-condensado,
gases condensados retrógrados, condensados del gas o
condensados. Inicialmente, a condiciones de yacimiento el fluido se
encuentra en estado gaseoso. Al líquido producido a condiciones del
tanque de almacenamiento, a partir de yacimientos de gas retrógrado,
se le denomina condensado. Similarmente, al líquido producido a
condiciones de yacimiento se le denomina condensado o líquido
retrógrado.
Una relación de producción inicial gas-condensado de 3,300 a 5,000
pies3 a c.s./Bl a c.s , indica un gas condensado muy rico, que podría
condensar suficiente líquido para llenar 35% o más del volumen del
yacimiento, aún cuando esta cantidad de líquido raramente fluirá hacia
los pozos productores.
El gas libre en las instalaciones superficiales es muy rico en
componentes intermedios y se procesa para eliminar los líquidos de
propanos, butanos, pentanos e hidrocarburos más pesados.

42. GAS HÚMEDO
En yacimientos petroleros con este tipo de fluidos,
al líquido que se obtiene a condiciones
superficiales se denomina condensado y al gas
del yacimiento, algunas veces, se le conoce como
gas y condensado.
La palabra húmedo en gases húmedos no
significa que el gas está húmedo con agua, esto
se refiere al líquido hidrocarburo que se condensa
a condiciones de superficie. En realidad, los
yacimientos de gas se encuentran también con
una saturación de agua.

43. GAS SECO
La palabra seco en este caso indica que el gas no contiene suficientes
moléculas de hidrocarburos intermedios para formar hidrocarburos
líquidos, a las condiciones de presión y temperatura de superficie. Sin
embargo, comúnmente se condensa algo de agua en la superficie.
A un yacimiento de gas seco, comúnmente se le denomina un
yacimiento de gas. Se debe de evitar alguna confusión debido a que
los yacimientos de gas húmedo se les denomina yacimientos de gas.
Asimismo, un gas retrógrado inicialmente existe como fase gas a
condiciones de yacimiento. Se han desarrollado ecuaciones analíticas
de balance de materia, para calcular el volumen de gas a condiciones
de yacimiento y para pronósticos de producción y para calcular las
reservas probadas de gas. Las ecuaciones de balance de materia
derivadas para los yacimientos de gas seco se pueden emplear para
los yacimientos de gas húmedo, tomando en cuenta la definición de las
propiedades de los gases húmedos.

44. DIAGRAMAS DE FASES PRESIÓN – TEMPERATURA
PARA ACEITES NEGROS
El diagrama de fases más común de un aceite negro se
presenta en la Figura siguiente, mostrando una línea
isotérmica para una reducción en la presión del yacimiento y
condiciones superficiales de separación. Este diagrama de
fases cubre un rango amplio de temperaturas. El punto crítico se
localiza cercano a la cima de la envolvente de fases. Las líneas
dentro de la envolvente de fase se denominan líneas de
calidad. Estas líneas representan volúmenes constantes de
líquido que se miden como un porcentaje, regularmente, del
volumen total. La línea vertical representada por 1-2-3 indica la
trayectoria de la reducción de presión a temperatura constante,
que ocurre dentro del yacimiento durante la explotación de los
fluidos. En forma similar, se indica la presión y temperatura a las
condiciones de separación en la superficie.

45. DIAGRAMAS DE FASES PRESIÓN – TEMPERATURA
PARA ACEITES NEGROS
Cuando la presión del yacimiento se encuentra dentro del rango
de la línea 1-2 , el aceite se denomina aceite bajosaturado.
Cuando la presión en el yacimiento se localiza en el punto 2 de
la línea vertical 1-2-3, el aceite se encuentra en el punto de
burbuja y se denomina aceite saturado.
Después, una caída en la presión del yacimiento liberará gas
formando una fase de gas libre en el yacimiento.
Conforme la presión declina en la línea vertical 2-3, el gas se
libera del aceite en el yacimiento. Similarmente, conforme la
presión declina durante el trayecto del punto 2 hacia el
separador en superficie, se libera gas del aceite, obteniendo gas
y aceite en superficie.

46. DIAGRAMAS DE FASES PRESIÓN – TEMPERATURA
PARA ACEITES NEGROS
Diagrama de fases de presión contra temperatura, para un yacimiento de aceite negro a una temperatura constante
y reducción de la presión del yacimiento; se presentan también condiciones superficiales del separador.

47. DIAGRAMAS DE FASES PRESIÓN-TEMPERATURA
PARA ACEITES VOLÁTILES
La Figura siguiente presenta un diagrama común de comportamiento
de fases, para un aceite volátil, conteniendo una línea isotérmica al
reducir la presión del yacimiento y condiciones del separador en
superficie. La línea vertical 1-2-3 muestra a temperatura constante la
trayectoria que se obtendría en el yacimiento, provocada por una
reducción en la presión originada por la explotación de los fluidos. Una
reducción pequeña en la presión por de bajo del punto de burbuja
(punto 2) provoca la liberación de una significante cantidad de gas en
el yacimiento.
Para un aceite volátil por debajo de la presión en el punto de burbuja,
caídas de presión de sólo 100 a 200 lb/pg2
abs provocan una liberación
aproximada al 50% del gas disuelto en el aceite, a condiciones del
yacimiento. De igual manera, las curvas de calidad, que presentan un
menor porcentaje de líquido, atraviesan las condiciones de presión y
temperatura superficiales del separador.

48. DIAGRAMAS DE FASES PRESIÓN-TEMPERATURA
PARA ACEITES VOLÁTILES
Diagrama de fases presión contra temperatura para un yacimiento de aceite volátil a una temperatura constante y
reducción de la presión del yacimiento a condiciones superficiales del separador.

49. DIAGRAMA DE FASES PRESIÓN-TEMPERATURA
PARA GAS Y CONDENSADOS (RETRÓGRADO)
La siguiente Figura presenta un diagrama común de un gas y condensado
(gas retrógrado) con una línea vertical isotérmica 1-2-3 al reducir la
presión del yacimiento y condiciones del separador en la superficie.
El punto crítico se localiza más hacia la izquierda baja del diagrama. Estos
cambios del diagrama de fases y del punto crítico, son resultado de que
los gases retrógrados contengan una pequeña cantidad de hidrocarburos
pesados respecto a los aceites negros.
El diagrama de fases de un gas y condensado presenta una temperatura
crítica menor que la temperatura crítica de los aceites negros, y una
cricondenterma mayor que la temperatura del yacimiento. El gas
retrógrado se encuentra totalmente en forma de gas a condiciones
iniciales del yacimiento. Conforme la presión del yacimiento decrece
debido a la explotación, el gas retrógrado alcanza el punto de rocío (punto
2). Reducciones de presión subsecuentes, inician la condensación de
líquido a partir del gas, formando una cantidad apreciable de líquido libre
(condensado) en el yacimiento.

50. DIAGRAMA DE FASE DE PRESIÓN-TEMPERATURA
PARA GAS Y CONDENSADOS (CONTINUACIÓN)
Diagrama de fase de presión contra temperatura para un yacimiento de gas retrógrado a una temperatura
constante y reducción de la presión del yacimiento y a condiciones superficiales del separador.

51. DIAGRAMA DE FASES PRESIÓN-TEMPERATURA
PARA GASES HÚMEDOS
La siguiente Figura muestra un ejemplo común de un diagrama de
fase de presión-temperatura, en donde se observa una línea vertical
isotérmica de reducción de presión (línea 1-2) y la representación de
un separador superficial.
La envolvente del diagrama de fases de la mezcla de hidrocarburos,
predominantemente formada por moléculas pequeñas, cae por debajo
de la temperatura del yacimiento.
Un gas húmedo existe solamente como un gas en el yacimiento a lo
largo de la caída de presión, la trayectoria de la caída de presión
isotérmica en el yacimiento (línea 1-2), no entra a la envolvente de
fases; esto implica que no se formará líquido a las condiciones
prevalecientes en el yacimiento.
A las condiciones de separación en la superficie la trayectoria de
producción entra a la región de dos fases, lo que origina que algo de
líquido (condensado) se forme en la superficie.

52. DIAGRAMA DE FASE DE PRESIÓN-TEMPERATURA
PARA GASES HÚMEDOS (CONTINUACIÓN)
Diagrama de fase de presión contra temperatura para un yacimiento de gas húmedo volátil a una temperatura
constante y reducción de la presión del yacimiento y a condiciones superficiales del separador.

53. DIAGRAMA DE FASES PRESIÓN-TEMPERATURA
PARA GAS SECO
La siguiente Figura representa un diagrama común de presión-temperatura
para un gas seco observando una línea vertical de caída
de presión isotérmica (línea 1-2) y condiciones de separador.
El gas seco está principalmente formado por metano, con algunos
componentes intermedios. A condiciones de presión y temperatura del
yacimiento, la mezcla de hidrocarburos sólo se encuentra presente en
la fase gas. De igual manera, a las condiciones de separación en la
superficie, teóricamente sólo se obtiene gas. Esto implica que las
trayectorias de producción tanto a condiciones de yacimiento (línea 1-
2) como de superficie (separador), no cruza la envolvente de fases.
Por lo tanto, no se forma líquido (condensado) tanto a condiciones de
yacimiento como a condiciones de superficie. Sin embargo, se
observa que en algunos yacimientos de gas seco se forma una
cantidad insignificante de condensado a condiciones de superficie.

54. DIAGRAMA DE FASE DE PRESIÓN-TEMPERATURA
PARA GASES HÚMEDOS
Diagrama de fase de presión contra temperatura para un yacimiento de gas seco a una temperatura constante y
reducción de la presión del yacimiento y a condiciones superficiales del separador.