Capítulo 2 Clasificación de Reservorios y Fluidos

CAPITULO 2 – CLASIFICACION DE RESERVORIOS Y FLUIDOS 2.1

INTRODUCCION

Los sistemas de hidrocarburos que se producen naturalmente y se encuentran en reservorios de petróleo son mezclas de componentes orgánicos que tienen comportamiento multifase sobre un amplio rango de presiones y temperaturas. Estas acumulaciones de hidrocarburos pueden ocurrir en estado gaseoso, estado líquido, estado sólido o en varias combinaciones de gas, líquido y sólido. Estas diferencias en el comportamiento de fases, juntamente con las propiedades físicas de la roca reservorio que determinan la facilidad relativa con que el gas y el líquido son transmitidos o retenidos, resultan en diversos tipos de reservorios de hidrocarburos con comportamientos complejos. Frecuentemente, los ingenieros petroleros tienen la tarea de estudiar el comportamiento y las características de un reservorio de petróleo y determinar el curso del futuro desarrollo y producción que podría maximizar la ganancia. El objetivo de este capítulo es revisar los principios básicos del comportamiento de fases de los fluidos del reservorio e ilustrar el uso de los diagramas de fase para clasificar los tipos de reservorios y los sistemas de hidrocarburos nativos. 2.2

FACTORES DE CLASIFICACION

Los reservorios de hidrocarburos se clasifican en forma general en reservorios de petróleo y de gas. Esta clasificación general se subdivide a su vez dependiendo de:  La composición de la mezcla de hidrocarburos del reservorio  Presión y temperatura inicial del reservorio  Presión y temperatura de la superficie de producción Las condiciones bajo las cuales existen estas fases son de gran importancia práctica. La determinación experimental o matemática de estas condiciones se expresan convenientemente en diferentes tipos de diagramas comúnmente denominados diagramas de fases. Uno de estos diagramas es el diagrama presión-temperatura 2.3

DIAGRAMA PRESIÓN – TEMPERATURA

La Figura 2.1 muestra un diagrama típico presión-temperatura de un sistema multicomponente con una composición global específica. Aunque un sistema de hidrocarburos diferente podría tener un diagrama de fases diferente, la configuración general es similar. Estos diagramas presión-temperatura multicomponentes esencialmente se usan para:  Clasificar reservorios  Clasificar los sistemas de hidrocarburos producidos naturalmente  Describir el comportamiento de fases del fluido de reservorio Para comprender completamente el significado del diagrama de presión – temperatura, es necesario identificar y definir algunos puntos clave del diagrama: 2.3.1

Cricondenterma (Tct)

Ing. Hermas Herrera Callejas

Página: 1 de 19

Ingeniería de Reservorios I

Capítulo 2 – Clasificación de Reservorios y Fluidos

Se define como la temperatura máxima a la cual pueden coexistir dos fases en equilibrio, más allá de la cual no puede formarse líquido independiente de la presión (punto D). La presión correspondiente es denominada presión cricondenterma (Pct). 2.3.2

Cricondenbarica (Pcb)

Es la presión máxima a la que pueden coexistir dos fases en equilibrio, más allá de la cual no se forma gas independiente de la temperatura (punto G). La temperatura correspondiente es denominada temperatura cricondenbárica (Tcb). Pi 1 Pcb

G

Pi 2 Pc

Pi 3 Pct

D

Tcb

Tc Tct

Figura 2.1 Diagrama P-T típico para un sistema multicomponente 2.3.3

Punto Critico (C)

El punto crítico de la mezcla multicomponente es aquel punto de presión y temperatura en el cual todas la propiedades intensivas de la fase líquida y de la fase gaseosa son iguales (punto C). En este punto se unen la curva de punto de rocío y la curva de punto de burbuja. En el punto crítico, la presión y temperatura correspondientes se denominan presión crítica Pc y temperatura crítica Tc de la mezcla. 2.3.4

Curva Envolvente de Fases (región de dos fases)

Es el lugar geométrico encerrado por las curvas de punto de rocío y punto de burbuja (línea BCA). Dentro de esta curva coexisten en equilibrio la fase liquida y la fase gaseosa y se identifica como la fase envolvente del sistema de hidrocarburos. 2.3.5

Curvas de Calidad

Son las curvas segmentadas dentro del diagrama de fases. Todas las curvas de calidad convergen en el punto crítico (punto C) y representan las condiciones de presión y temperatura para el porcentaje de líquido existente en la región de dos fases. 2.3.6

Curva de Punto de Burbuja

Ing. Hermas Herrera Callejas

Página: 2 de 19

Ingeniería de Reservorios I

Capítulo 2 – Clasificación de Reservorios y Fluidos

Es la línea de separación entre la fase líquida y la región de dos fases (línea AC). Formada por los puntos donde aparece la primera burbuja de gas ante un descenso de presión manteniendo la temperatura constante 2.3.7

Curva de Punto de Rocío

Es la línea de separación entre la fase gaseosa y la región de dos fases (línea BC). Formada por los puntos donde aparece la primera gota de líquido ante un incremento de la presión a temperatura constante 2.4

CLASIFICACION GENERAL DE LOS RESERVORIOS

En general los reservorios son clasificados sobre la base de la ubicación del punto que representa la presión inicial del reservorio Pi y la temperatura Ti con respecto al diagrama presión–temperatura del fluido de reservorio. Según esto, los reservorios pueden clasificarse básicamente en dos grandes tipos: • Reservorios de petróleo.- Si la temperatura Ti del reservorio es menor que la temperatura crítica Tc del hidrocarburo, el reservorio se clasifica como un reservorio de petróleo • Reservorios de gas.- Si la temperatura Ti del reservorio es mayor que la temperatura crítica Tc del hidrocarburo, se considera que es un reservorio de gas 2.5

RESERVORIOS DE PETRÓLEO

Dependiendo de la presión inicial del reservorio P i, los reservorios de petróleo se pueden subclasificar en las siguientes categorías: 2.5.1

Reservorios de Petróleo Sub-saturado.

Si la presión inicial del reservorio Pi, (representada por el punto 1 en la Figura 2.1) es mayor que la presión del punto de burbuja Pb del fluido de reservorio, el reservorio se conoce como reservorio de petróleo sub-saturado 2.5.2

Reservorio de Petróleo Saturado.

Cuando la presión inicial del reservorio Pi es igual a la presión del punto de burbuja del fluido de reservorio, como se muestra por el punto 2 en la Figura 2.1, el reservorio se llama reservorio de petróleo saturado. 2.5.3

Reservorio con Casquete de Gas.

Si la presión inicial del reservorio es inferior a la presión del punto de burbuja del fluido de reservorio como indica el punto 3 de la Figura 2.1, el reservorio se conoce como reservorio con casquete de gas o reservorio de dos fases, en estos el gas o fase vapor está por encima de la fase petróleo. La curva de calidad apropiada, da la relación del volumen del casquete de gas al volumen de petróleo del reservorio. 2.6

TIPOS DE PETROLEO

Ing. Hermas Herrera Callejas

Página: 3 de 19

Ingeniería de Reservorios I

Capítulo 2 – Clasificación de Reservorios y Fluidos

El petróleo crudo abarca un amplio rango en propiedades físicas y composiciones químicas, es a menudo importante ser capaces de agruparlos en amplias categorías de petróleos relacionados. En general los petróleos crudos se clasifican en los siguientes tipos:  Petróleo negro  Petróleo crudo de bajo encogimiento  Petróleo crudo de alto encogimiento (volátil)  Petróleo crudo cerca al crítico Esta clasificación se basa principalmente en las propiedades del petróleo crudo incluyendo las propiedades físicas, composición, RGP, apariencia y diagrama de fase presión-temperatura. 2.6.1

Petróleo Negro.

Un diagrama de fase P-T típico para petróleo negro se muestra en la Figura 2.2 Nótese que las curvas de calidad que están casi igualmente espaciadas caracterizan este diagrama de fases de petróleo negro. Siguiendo la ruta de reducción de presión indicada por la línea vertical EF de la Figura 2.2, la curva de encogimiento de líquido, como se muestra en la Figura 2.3, se prepara graficando el porcentaje de volumen líquido como función de la presión. La curva de encogimiento de líquido se aproxima a una recta salvo a presiones muy bajas. Cuando se produce, el petróleo negro normalmente genera: -

RGP`s entre 200–700 scf/STB Gravedades API de 15 a 40. El petróleo en tanque de almacenamiento es normalmente de color café a verde oscuro.

Figura 2.2 Un diagrama p-T típico para petróleo negro.

Ing. Hermas Herrera Callejas

Página: 4 de 19

Ingeniería de Reservorios I

Capítulo 2 – Clasificación de Reservorios y Fluidos

Figura 2.3 Curva de encogimiento de líquido para petróleo negro. 2.6.2

Petróleo de Bajo Encogimiento.

Un diagrama de fase P-T típico para petróleo de bajo encogimiento se muestra en la Figura 2.4. El diagrama se caracteriza por curvas de calidad que están espaciadas cercanamente próximas a la curva del punto de rocío. La curva de encogimiento de líquido, como se ve en la Figura 2.5, muestra las características de coexistencia de esta categoría de petróleo crudo. Las otras propiedades asociadas de este tipo de petróleo son:  Factor volumétrico de formación de petróleo menor a 1.2 bbl/STB  RGP menor a 200 scf/STB  Gravedad del petróleo menor a 35° API  Negro o coloreado profundamente  Recuperación de líquido sustancial en condiciones de separador indicado por el punto G de la curva de calidad de 85% de la Figura 2.4.

Figura 2.4 Un diagrama de fase típico para petróleo de bajo encogimiento.

Ing. Hermas Herrera Callejas

Página: 5 de 19

Ingeniería de Reservorios I

Capítulo 2 – Clasificación de Reservorios y Fluidos

Figura 2.5 Curva de encogimiento de líquido para petróleo de bajo encogimiento. 2.6.3

Petróleo Crudo de Alto Encogimiento (Volátil).

El diagrama de fase para petróleo crudo de alto encogimiento (volátil) se ve en la Figura 2.6. Nótese que las curvas de calidad están juntas y próximas a la curva del punto de burbuja y están más ampliamente espaciadas a presiones bajas. Este tipo de crudo se caracteriza por alto encogimiento de líquido inmediatamente bajo el punto de burbuja como se muestra en la Figura 2.7. Las otras propiedades características de este petróleo son:  Factor volumétrico de formación de petróleo menor a 2 bbl/STB  RGP entre 2,000–3,200 scf/STB  Gravedades del petróleo entre 45–55° API  Baja recuperación líquida a condiciones de separador como indica el punto G Figura 2.6  Color verduzco a naranja Otra característica de los reservorios de petróleo volátil es que la gravedad API del líquido de tanque de almacenamiento aumenta a futuro.

Figura 2.6 Un diagrama P-T típico para un petróleo crudo volátil.

Ing. Hermas Herrera Callejas

Página: 6 de 19

Ingeniería de Reservorios I

Capítulo 2 – Clasificación de Reservorios y Fluidos

Figura 2.7 Una curva típica de encogimiento de líquido para petróleo crudo volátil. 2.6.4

Petróleo Crudo Cerca al Crítico.

Si la temperatura T del reservorio es próxima a la temperatura crítica Tc del sistema de hidrocarburos, como se muestra en la Figura 2.8, la mezcla de hidrocarburos se identifica como petróleo crudo cerca al crítico. Debido a que todas las curvas de calidad convergen al punto crítico, una caída de presión isotérmica (como muestra la línea vertical EF en la Figura 2.8) puede encoger el petróleo crudo del 100% del volumen poral de hidrocarburos en el punto de burbuja al 55% ó menos a presión de 10 a 50 psi bajo el punto de burbuja. El comportamiento del encogimiento de petróleo crudo cerca al crítico se muestra en la Figura 2.9. Se caracteriza por: - Un alto RGP excediendo los 3,000 scf/STB, con - Factor volumétrico de formación de petróleo de 2.0 bbl/STB o mayor. - La composición de petróleo no crítico es normalmente caracterizado por 12.5 a 20 mol% de heptano+, 35% o más de etano a hexano, y el resto metano.

Figura 2.8 Un diagrama de fase esquemático para petróleo crudo cerca al crítico.

Ing. Hermas Herrera Callejas

Página: 7 de 19

Ingeniería de Reservorios I

Capítulo 2 – Clasificación de Reservorios y Fluidos

Figura 2.9 Curva típica de encogimiento líquido para petróleo crudo cerca al crítico. La Figura 2.10 compara la forma característica de la curva de encogimiento líquido para cada tipo de petróleo crudo.

Figura 2.10 Encogimiento Líquido para sistemas de petróleo crudo. 2.7

RESERVORIOS DE GAS

En general, si la temperatura del reservorio está por encima de la temperatura crítica del sistema de hidrocarburos el reservorio se lo clasifica como reservorio de gas natural. Sobre la base de los diagramas de fase y las condiciones del reservorio, los gases naturales pueden clasificarse en cuatro categorías:  Gas de condensación retrógrada  Gas condensado cerca al crítico  Gas húmedo  Gas seco Ing. Hermas Herrera Callejas

Página: 8 de 19

Ingeniería de Reservorios I

2.7.1

Capítulo 2 – Clasificación de Reservorios y Fluidos

Reservorio de Gas con Condensación Retrógrada.

Si la temperatura del reservorio T cae entre la temperatura crítica Tc y el punto cricondentérmico Tct del fluido de reservorio, el reservorio se clasifica como reservorio de gas con condensación retrógrada. Esta categoría de reservorio de gas es un tipo único de acumulación de hidrocarburo en que el comportamiento termodinámico especial del fluido de reservorio es el factor central en el proceso de desarrollo y depleción del reservorio. Cuando la presión decrece en las mezclas, en vez de expandirse (si es gas) o vaporizarse (si es petróleo) como puede esperarse, ellos se contraen o se condensan.

Figura 2.11 Un diagrama de fase típico de un sistema retrógrado. Consideremos que la condición inicial del reservorio de gas retrógrado está representada por el punto 1 en el diagrama de fases presión-temperatura de la Figura 2.11. Debido a que la presión del reservorio esta por encima de la presión superior del punto de rocío, el hidrocarburo existe como fase simple (fase vapor) en el reservorio. Cuando la presión del reservorio declina isotérmicamente durante la producción desde la presión inicial (punto 1) a la presión superior de punto de rocío (punto 2), la atracción entre las moléculas de los componentes livianos y pesados causa que se muevan separándose cada vez más. Cuando esto ocurre, la atracción entre moléculas de componente pesado llega a ser más efectiva; por tanto, el líquido comienza a condensarse. Este proceso de condensación retrógrada continúa con la presión decreciente hasta que el goteo líquido alcanza su máximo en el punto 3. Posterior reducción en la presión permite que las moléculas pesadas comiencen el proceso normal de vaporización. Este es el proceso donde menos moléculas de gas bloquean la superficie líquida y causa que más moléculas abandonen frente a las que entran a la fase líquida. El proceso de vaporización continúa hasta que la presión del reservorio alcanza la presión inferior del punto de rocío. Esto significa que todo el líquido formado debe vaporizarse porque todo el sistema es esencialmente vapor en el punto de rocío inferior. La Figura 2.12 muestra una curva típica de encogimiento del volumen líquido para un sistema de condensado. La curva se llama comúnmente curva de goteo de líquido. En la mayoría de los reservorios de gas condensado el volumen de líquido condensado raramente excede más de 15%–19% del volumen poral. Esta saturación de líquido no es tan grande

Ing. Hermas Herrera Callejas

Página: 9 de 19

Ingeniería de Reservorios I

Capítulo 2 – Clasificación de Reservorios y Fluidos

como para permitir que fluya cualquier líquido. Se debe reconocer, sin embargo, que alrededor del pozo donde la caída de presión es alta, bastante líquido de goteo puede acumularse para dar flujo bifásico de gas y líquido retrógrado.

Figura 2.12 Una curva típica de goteo de líquido. Las características físicas asociadas de esta categoría son:  RGP entre 8,000 y 70,000 scf/STB. Generalmente, la RGP para un sistema condensado aumenta con el tiempo debido al goteo de líquido y la perdida de componentes pesados en el líquido.  Gravedad del condensado por encima de 50° API  El líquido de tanque de almacenaje es usualmente agua blanca o ligeramente coloreado. Hay una línea divisoria poco clara entre petróleo y condensado desde el punto de vista composicional. Los fluidos de reservorio que contienen heptano y son más pesados en concentraciones de más de 12.5 % mol están casi siempre en la fase líquida del reservorio. Petróleo se ha observado con heptanos y concentraciones más pesadas tan bajas como 10% y condensados tan altos como 15.5%. Estos casos son raros, sin embargo, y usualmente tiene gravedades muy altas en líquido de tanque. 2.7.2

Reservorio de Gas Condensado Cerca al Crítico.

Si la temperatura del reservorio es cerca de la temperatura crítica, como se muestra en la Figura 2.13, la mezcla de hidrocarburos se clasifica como gas condensado cerca al crítico. El comportamiento volumétrico de esta categoría de gas natural se describe mediante la declinación de presión isotérmica como se muestra en la línea vertical 1-3 en la Figura 2.13 y también por la curva correspondiente de goteo líquido de la Figura 2.14. Debido a que todas las curvas de calidad convergen en el punto crítico, ocurre un aumento rápido de líquido bajo el punto de rocío (Figura 2.14) mientras la presión se reduce al punto 2, este comportamiento puede justificarse por el hecho de que varias curvas de calidad son cruzadas muy rápidamente por la reducción en presión isotérmica, al punto en que el líquido cesa de aumentar y comienza a encogerse nuevamente. El reservorio va de la región retrógrada a una región de vaporización normal.

Ing. Hermas Herrera Callejas

Página: 10 de 19

Ingeniería de Reservorios I

Capítulo 2 – Clasificación de Reservorios y Fluidos

Figura 2.13 Diagrama de fase típico para reservorios de gas condensado cerca al crítico.

Figure 2.14 Curva de encogimiento líquido para gas condensado cerca al crítico. 2.7.3 Reservorio de Gas Húmedo. Un diagrama de fase típico de gas húmedo se muestra en la Figura 2.15, donde la temperatura del reservorio está por encima del cricondentérmico de la mezcla de hidrocarburos. Debido a que la temperatura del reservorio excede el cricondentermico del sistema de hidrocarburos, el fluido de reservorio siempre permanecerá en la región de la fase vapor, mientras el reservorio declina isotermalmente por la línea vertical A-B.

Ing. Hermas Herrera Callejas

Página: 11 de 19

Ingeniería de Reservorios I

Capítulo 2 – Clasificación de Reservorios y Fluidos

Figura 2.15 Diagrama de fase para un gas húmedo. (After Clark, N.J. Elementos de Reservorios de Petróleo, SPE, 1969.) Cuando el gas producido fluye a la superficie, la presión y temperatura del gas declinará. Si el gas entra a la región de dos fases, una fase líquida se condensará del gas y será producido de los separadores de superficie. Esto es causado por declinación suficiente en la energía cinética de moléculas pesadas con la caída de temperatura y su subsiguiente cambio a líquido, debido a las fuerzas atractivas entre moléculas. Los reservorios de gas húmedo se caracterizan por las siguientes propiedades:  RGP entre 60,000 y 100,000 scf/STB  Gravedad del petróleo de tanque de almacenaje sobre los 60° API  Color agua blanca en el líquido  Condiciones de separador (presión y temperatura del separador) caen dentro de la región de dos fases. 2.7.4

Reservorio de Gas Seco.

La mezcla de hidrocarburos existe como gas tanto en reservorio como en superficie. El único líquido asociado al gas de un reservorio de gas seco es el agua. Un diagrama de fase de un reservorio de gas seco se da en la Figura 2.16. Usualmente un sistema que tiene: - RGP mayor a 100,000 scf/STB se considera que es gas seco. - La energía cinética de la mezcla es tan alta y la atracción entre moléculas tan baja que ninguna se une al líquido a condiciones de temperatura y presión de tanque de almacenaje. Debe resaltarse que la clasificación de los fluidos de hidrocarburos puede también caracterizarse por la composición inicial del sistema. McCain (1994) sugirió que los componentes pesados en la mezcla de hidrocarburos tiene el efecto más fuerte en las características del fluido.

Ing. Hermas Herrera Callejas

Página: 12 de 19

Ingeniería de Reservorios I

Capítulo 2 – Clasificación de Reservorios y Fluidos

Figura 2.16 Diagrama de fase para gas seco. (After Clark, N.J. Elementos de reservorios de Petróleo, SPE, 1969.)

2.8

DIAGRAMA TERNARIO

El diagrama ternario, como se muestra en la Figura 2.17, con triángulos equiláteros puede usarse convenientemente para definir aproximadamente los límites composicionales que separan diferentes tipos de sistemas de hidrocarburos. C1 + N 2

E = Sistema _ de _ gas _ sec o

A = Sistema _ de _ gas _ condensado B = Sistema _ de _ petróleo _ volátil C = Sistema _ de _ petróleo _ negro D = Sist _ petr _ de _ bajo _ encogimiento E = Sistema _ de _ gas _ sec o

C7 +

D = Pet _ bajo _ encogimiento

C1 − C6 + CO2

C = Sistema _ petróleo _ negro B = Petr _ volátilA = Gas _ condensado

Figura 2.17 Composiciones de varios tipos de fluidos de reservorio

Ing. Hermas Herrera Callejas

Página: 13 de 19

Ingeniería de Reservorios I

2.9

Capítulo 2 – Clasificación de Reservorios y Fluidos

PROPIEDADES FISICAS DE LOS HIDROCARBUROS

De la discusión anterior se puede observar que la mezcla de hidrocarburos puede existir ya sea en estado líquido o gaseoso dependiendo del reservorio y condiciones operativas a las que se sujeta. Los conceptos cualitativos presentados pueden ser de ayuda para desarrollar análisis cuantitativo. Ecuaciones empíricas de estado se usan comúnmente como herramienta cuantitativa para describir y clasificar el sistema de hidrocarburos. Estas ecuaciones de estado requieren:  Análisis composicional detallado del sistema de hidrocarburos  Descripción completa de las propiedades físicas y críticas de los componentes individuales de la mezcla Muchas propiedades características de estos componentes individuales (sustancias puras) se han medido y compilado a través de los años. Estas propiedades proporcionan información vital para calcular las propiedades termodinámicas de los componentes puros así como de las mezclas. Las propiedades más importantes son: Presión crítica, pc  Temperatura crítica, Tc  Volumen crítico, Vc  Factor de compresibilidad crítico, zc   Factor acéntrico, ω  Peso molecular, M Katz y Firoozabadi (1978) presentaron un grupo generalizado de propiedades físicas para las fracciones de petróleo desde el C6 al C45. Las propiedades tabuladas incluyen el punto de ebullición promedio, gravedad específica y peso molecular. Los autores propusieron un juego de propiedades tabuladas para componentes puros que fueron generadas analizando las propiedades físicas de 26 sistemas de petróleo crudo y condensado. Estas propiedades generalizadas se dan en la Tabla 2.1. Tabla 2.1 Propiedades Físicas Generalizadas Grupo Tb (oR) C6 C7 C8 C9 C10 C11 C12 C13 C14 C15 C16 C17 C18 C19 C20 C21 C22 C23 C24

607 658 702 748 791 829 867 901 936 971 1.002 1.032 1.055 1.077 1.101 1.124 1.146 1.167 1.187

γ

K

0,690 0,727 0,749 0,768 0,782 0,793 0,804 0,815 0,826 0,836 0,843 0,851 0,856 0,861 0,866 0,871 0,876 0,881 0,885

12,27 11,96 11,87 11,82 11,83 11,85 11,86 11,85 11,84 11,84 11,87 11,87 11,89 11,91 11,92 11,94 11,95 11,95 11,96

Ing. Hermas Herrera Callejas

M 84 96 107 121 134 147 161 175 190 206 222 237 251 263 275 291 300 312 324

Tc (oR) Pc (Psia) 923 985 1.036 1.085 1.128 1.166 1.203 1.236 1.270 1.304 1.332 1.360 1.380 1.400 1.421 1.442 1.461 1.480 1.497

483 453 419 383 351 325 302 286 270 255 241 230 222 214 207 200 193 188 182

ω 0,250 0,280 0,312 0,348 0,385 0,419 0,454 0,484 0,516 0,550 0,582 0,613 0,638 0,662 0,690 0,717 0,743 0,768 0,793

Vc (ft3/lb) 0,06395 0,06289 0,06264 0,06258 0,06273 0,06291 0,06306 0,06311 0,06316 0,06325 0,06342 0,06350 0,06362 0,06372 0,06384 0,06394 0,06402 0,06408 0,06417

Grupo C6 C7 C8 C9 C10 C11 C12 C13 C14 C15 C16 C17 C18 C19 C20 C21 C22 C23 C24

Página: 14 de 19

Ingeniería de Reservorios I

C25 C26 C27 C28 C29 C30 C31 C32 C33 C34 C35 C36 C37 C38 C39 C40 C41 C42 C43 C44 C45

1.207 1.226 1.244 1.262 1.277 1.294 1.310 1.326 1.341 1.355 1.368 1.382 1.394 1.407 1.419 1.432 1.442 1.453 1.464 1.477 1.487

0,888 0,892 0,896 0,899 0,902 0,905 0,909 0,912 0,915 0,917 0,920 0,922 0,925 0,927 0,929 0,931 0,933 0,934 0,936 0,938 0,940

Capítulo 2 – Clasificación de Reservorios y Fluidos

11,99 12,00 12,00 12,02 12,03 12,04 12,04 12,05 12,05 12,07 12,07 12,08 12,08 12,09 12,10 12,11 12,11 12,13 12,13 12,14 12,14

337 349 360 372 382 394 404 415 426 437 445 456 464 475 484 495 502 512 521 531 539

1.515 1.531 1.547 1.562 1.574 1.589 1.603 1.616 1.629 1.640 1.651 1.662 1.673 1.683 1.693 1.703 1.712 1.720 1.729 1.739 1.747

177 173 169 165 161 158 143 138 134 130 127 124 121 118 115 112 110 108 105 103 101

0,819 0,844 0,868 0,894 0,915 0,941 0,897 0,909 0,921 0,932 0,942 0,954 0,964 0,975 0,985 0,997 1,006 1,016 1,026 1,038 1,048

0,06431 0,06438 0,06443 0,06454 0,06459 0,06468 0,06469 0,06475 0,06480 0,06489 0,06490 0,06499 0,06499 0,06506 0,06511 0,06517 0,06520 0,06529 0,06532 0,06538 0,06540

C25 C26 C27 C28 C29 C30 C31 C32 C33 C34 C35 C36 C37 C38 C39 C40 C41 C42 C43 C44 C45

16

3-metilhexano

C7H16

Ing. Hermas Herrera Callejas

Volumen crítico, ft3/lbm

C7H16

Temperatura crítica, o F

2-metilhexano

Presión crítica, psia

15

Indice refractivo nD (60 oF)

C7H16

Punto de hielo F (14,696 psia)

n-heptano

-258,730 -127,490 -43,750 10,780 31,080 82,120 96,920 49,100 155,720 140,470 145,890 121,520 136,360

5000 800 188,640 72,581 51,706 20,445 15,574 36,690 4,8597 6,769 6,103 9,859 7,406

-295,44 -297,04 -305,73 -255,28 -217,05 -255,82 -201,51 2,17 -139,58 -244,62 -------147,72 -199,38

1,00042 1,20971 1,29480 1,32450 1,33588 1,35631 1,35992 1,34200 1,37708 1,37387 1,37888 1,37126 1,37730

656,4 706,5 616,0 527,9 550,6 490,4 488,6 464,0 436,9 438,6 453,1 446,8 453,5

-116,67 89,92 206,06 274,46 305,62 369,10 385,80 321,13 453,60 435,83 448,40 420,13 440,29

0,09880 0,07830 0,07270 0,07140 0,07030 0,06790 0,06750 0,06730 0,06880 0,06820 0,06820 0,06670 0,06650

209,160

1,620

-131,05

1,38989

395,8

512,70

0,06910

194,090

2,272

-180,89

1,38714

395,5

495,00

0,06730

197,330

2,131

-------

1,39091

408,1

503,80

0,06460

o

14

16,0430 30,0700 44,0970 58,1230 58,1230 72,1500 72,1500 72,1500 86,1770 86,1770 86,1770 86,1770 86,1770 100,204 0 100,204 0 100,204 0

Presión de vapor, psia 100 oF

CH4 C2 H6 C3 H8 C4H10 C4H10 C5H12 C5H12 C5H12 C6H14 C6H14 C6H14 C6H14 C6H14

Punto de ebullición F (14,696 Psia)

Formula

Metano Etano Propano Isobutano n-butano Isopentano n-pentano Neopentano n-hexano 2-metilpentano 3-metilpentano Neohexano 2,3-dimetilbutano

o

Compuesto

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

Peso Molecular

Nro

La Tabla 2.2 contiene otras propiedades mencionadas anteriormente para un número de componentes de hidrocarburos y no hidrocarburos. Tabla 2.2 Propiedades Físicas para Componentes Puros

Página: 15 de 19

Ingeniería de Reservorios I

17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55

Capítulo 2 – Clasificación de Reservorios y Fluidos

100,204 0 100,204 2,3-dimetilpentano C7H16 0 100,204 2,4-dimetilpentano C7H16 0 100,204 3,3-dimetilpentano C7H16 0 100,204 Triptano C7H16 0 114,231 n-octano C8H18 0 114,231 Diisobutil C8H18 0 114,231 Isooctano C8H18 0 128,258 n-nonano C9H20 0 142,285 n-decano C10H22 0 Ciclopentano C5H10 70,1340 Metilciclopentano C6H12 84,1610 Ciclohexano C6H12 84,1610 Metilciclohexano C7H14 98,1880 eteno (etileno) C2 H4 28,0540 propeno (propileno) C3H6 42,0810 1-buteno (butileno) C4 H8 56,1080 cis-2-buteno C4 H8 56,1080 trans-2-buteno C4 H8 56,1080 Isobuteno C4 H8 56,1080 1-penteno C5H10 70,1340 1,2-butadieno C4 H6 54,0920 1,3-butadieno C4 H6 54,0920 Isopreno C5 H8 68,1190 Acetileno C2 H2 26,0380 Benceno C6 H6 78,1140 Tolueno C7 H8 92,1410 106,167 Etilbenceno C8H10 0 106,167 o-xileno C8H10 0 106,167 m-xileno C8H10 0 106,167 p-xileno C8H10 0 104,152 Estireno C8 H8 0 120,194 Isopropilbenceno C9H12 0 metil alcohol CH4O 32,0420 etil alcohol C2H6O 46,0690 carbon monóxido CO 28,0100 carbon dióxido CO2 44,0100 sulfuro de hidrógeno H2S 34,0800 dióxido de sulfuro SO2 64,0600 3-etilpentano

Ing. Hermas Herrera Callejas

C7H16

200,250

2,013

-181,48

1,39566

419,3

513,39

0,06650

174,540

3,494

-190,86

1,38446

402,2

477,23

0,06850

176,890

3,293

-182,63

1,38379

396,9

475,95

0,06680

186,910

2,774

-210,01

1,38564

427,2

505,87

0,06620

177,580

3,375

-12,81

1,39168

428,4

496,44

0,06360

258,210

0,5369

-70,18

1,39956

360,7

564,22

0,06900

228,390

1,102

-132,11

1,39461

360,8

530,44

0,06760

210,630

1,709

-161,27

1,38624

372,4

519,46

0,06560

303,470

0,1795

-64,28

1,40746

331,8

610,68

0,06840

345,480 120,650 161,250 177,290 213,680 -154,730 -53,840 20,790 38,690 33,580 19,590 85,930 51,530 24,060 93,310 -120,490 176,180 231,130

0,0609 9,915 4,503 3,266 1,609 1400 227,70 62,10 45,95 49,87 63,02 19,12 36,53 59,46 16,68 ------3,2250 1,0330

-21,36 -136,91 -224,40 43,77 -195,87 -272,47 -301,45 -301,63 -218,06 -157,96 -220,65 -265,39 -213,16 -164,02 -230,73 -114,50 41,95 -139,00

1,41385 1,40896 1,41210 1,42862 1,42538 1,22800 1,31300 1,34940 1,36650 1,35630 1,35120 1,37426 ------1,39750 1,42498 ------1,50396 1,49942

305,2 653,8 548,9 590,8 503,5 731,0 668,6 583,5 612,1 587,4 580,2 511,8 653,0 627,5 558,0 890,4 710,4 595,5

652,00 461,20 499,35 536,60 570,27 48,54 197,17 295,48 324,37 311,86 292,55 376,93 340,00 305,00 412,00 95,34 552,22 605,57

0,06790 0,05940 0,06070 0,05860 0,06000 0,07460 0,06890 0,06850 0,06680 0,06790 0,06820 0,06760 0,06500 0,06540 0,06500 0,06950 0,05310 0,05500

277,160

0,3716

-138,97

1,49826

523,0

651,29

0,05650

291,970

0,2643

-13,59

1,50767

541,6

674,92

0,05570

282,410

0,3265

-54,18

1,49951

512,9

651,02

0,05670

281,070

0,3424

55,83

1,49810

509,2

649,54

0,05700

293,250

0,2582

-23,10

1,54937

587,8

703,00

0,05340

306,340 148,440 172,900 -312,680 -109,257 -76,497 14,110

0,1884 4,6290 2,3120 ------------394,59 85,46

-140,81 -143,79 -173,40 -337,00 -69,83 -121,88 -103,86

1,49372 1,33034 1,36346 1,00036 1,00048 1,00060 1,00062

465,4 1174,0 890,1 507,5 1071,0 1300,0 1143,0

676,30 463,08 465,39 -220,43 87,91 212,45 315,80

0,05720 0,05900 0,05810 0,05320 0,03440 0,04610 0,03050

Página: 16 de 19

cp gas ideal btu/lbm oF (14,696 psia, 60 oF)

6,4172 10,1260 10,4330 12,3860 11,9370 13,8530 13,7120 14,5040 15,5710 15,7130 15,4510 15,8090 15,5130 17,4640 17,5950 17,3770 17,1030 17,7200 17,7450 17,2260 17,3040 19,3810 19,6320 19,6790 21,3110 23,2450 11,2090 13,3970 12,8850 15,2160 -----

---------0,00162 -0,00119 -0,00106 -0,00090 -0,00086 -0,00106 -0,00075 -0,00076 -0,00076 -0,00076 -0,00076 -0,00068 -0,00070 -0,00070 -0,00069 -0,00070 -0,00073 -0,00067 -0,00068 -0,00064 -0,00067 -0,00065 -0,00061 -0,00057 -0,00073 -0,00069 -0,00065 -0,00062 -----

0,0104 0,0979 0,1522 0,1852 0,1995 0,2280 0,2514 0,1963 0,2994 0,2780 0,2732 0,2326 0,2469 0,3494 0,3289 0,3232 0,3105 0,2871 0,3026 0,2674 0,2503 0,3977 0,3564 0,3035 0,4445 0,4898 0,1950 0,2302 0,2096 0,2358 0,0865

0,9980 0,9919 0,9825 0,9711 0,9667 --------0,9582 ----------------------------------------------------------------------------------------0,9936

0,5539 1,0382 1,5226 2,0068 2,0068 2,4912 2,4912 2,4912 2,9755 2,9755 2,9755 2,9755 2,9755 3,4598 3,4598 3,4598 3,4598 3,4598 3,4598 3,4598 3,4598 3,9441 3,9441 3,9441 4,4284 4,9127 2,4215 2,9059 2,9059 3,3902 0,9686

23,6540 12,6200 8,6059 6,5291 6,5291 5,2596 5,2596 5,2596 4,4035 4,4035 4,4035 4,4035 4,4035 3,7872 3,7872 3,7872 3,7872 3,7872 3,7872 3,7872 3,7872 3,3220 3,3220 3,3220 2,9588 2,6671 5,4110 4,5090 4,5090 3,8649 13,5270

59,135 37,476 36,375 30,639 31,790 27,393 27,674 26,163 24,371 24,152 24,561 24,005 24,462 21,729 21,568 21,838 22,189 21,416 21,386 22,030 21,930 19,580 19,330 19,283 17,807 16,326 33,856 28,325 29,452 24,940 -----

0,52669 0,40782 0,38852 0,38669 0,39499 0,38440 0,38825 0,39038 0,38628 0,38526 0,37902 0,38231 0,37762 0,38447 0,38041 0,37882 0,38646 0,38594 0,39414 0,38306 0,37724 0,38331 0,37571 0,38222 0,38246 0,38179 0,27199 0,30100 0,28817 0,31700 0,35697

Ing. Hermas Herrera Callejas

270,20 -221,31 -399,90 -181,43 -232,51 290,75 705,16 -450,31 124,77

0,06810 0,05170 0,51650 0,03670 0,05100 0,02800 0,04975 0,23000 0,03560

btu/lbm oF psia, 60 oF)

(14,696

ft3 gas/gal liquido gas ideal (aire=1) (14,696 psia, 60 oF)

2,5000 2,9696 4,2268 4,6927 4,8690 5,2082 5,2617 4,9744 5,5344 5,4846 5,5776 5,4512 5,5551 5,7376 5,6951 5,7664 5,8590 5,6550 5,6470 5,8170 5,7907 5,8940 5,8187 5,8046 6,0183 6,1212 6,2570 6,2819 6,5319 6,4529 -----

gas ideal (14,696 psia, 60 oF)

0,30000 0,35619 0,50699 0,56287 0,58401 0,62470 0,63112 0,59666 0,66383 0,65785 0,66901 0,65385 0,66631 0,68820 0,68310 0,69165 0,70276 0,67829 0,67733 0,69772 0,69457 0,70696 0,69793 0,69624 0,72187 0,73421 0,75050 0,75349 0,78347 0,77400 -----

ω

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31

liquido (14,696 psia, 60 oF)

ft3 gas/lbm (aire=1)

1646,0 546,9 188,1 731,4 493,1 1157,0 3198,8 32,99 1205,0

Gravedad específica gas ideal (aire=1) (14,696 psia, 60 oF)

1,00036 1,00028 1,00013 1,00027 1,00028 1,38780 1,33335 1,00003 1,00042

Factor de compresibil de gases reales 'z' (14,696 psia, 60 oF)

-107,88 -------435,26 -361,82 -346,00 -149,73 32,00 -------173,52

Factor acéntrico,

211,90 ------------------------157,30 0,9501 ------906,71

Coeficiente de temper de densidad (1/oF)

-27,990 -317,800 -422,955 -297,332 -320,451 -29,130 212,000 -452,090 -121,270

Gal/lb mol liquido (14,696 psia, 60 oF)

17,0305 28,9625 2,0159 31,9988 28,0134 70,9060 18,0153 4,0026 36,4610

lbm/gal -

NH3 N2+O2 H2 O2 N2 Cl2 H2 O He HCl

Gravedad específica liquido (14,696 psia, 60 oF)

Amonio Aire Hidrógeno Oxígeno Nitrógeno Cloro Agua Helio cloruro de hidrógeno

Número

56 57 58 59 60 61 62 63 64

Capítulo 2 – Clasificación de Reservorios y Fluidos

cp líquido

Ingeniería de Reservorios I

----0,97225 0,61996 0,57066 0,57272 0,53331 0,54363 0,55021 0,53327 0,52732 0,51876 0,51367 0,51308 0,52802 0,52199 0,51019 0,51410 0,51678 0,52440 0,50138 0,49920 0,52406 0,51130 0,48951 0,52244 0,52103 0,42182 0,44126 0,43584 0,44012 ----Página: 17 de 19

Ingeniería de Reservorios I

Capítulo 2 – Clasificación de Reservorios y Fluidos

32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57

0,52095 0,60107 0,62717 0,60996 0,60040 0,64571 0,65799 0,62723 0,68615 0,41796 0,88448 0,87190 0,87168 0,88467 0,86875 0,86578 0,91108 0,86634 0,79626 0,79399 0,78939 0,81802 0,80144 1,39740 0,61832 0,87476

4,3432 5,0112 5,2288 5,0853 5,0056 5,3834 5,4857 5,2293 5,7205 3,4842 7,3740 7,2691 7,2673 7,3756 7,2429 7,2181 7,5958 7,2228 6,6385 6,6196 6,5812 6,8199 6,6817 1,6500 5,1550 7,2930

9,6889 11,1970 10,7310 11,0330 11,2090 13,0280 9,8605 10,3440 11,9080 7,4730 10,5930 12,6760 14,6090 14,3940 14,6580 14,7080 13,7120 16,6410 4,8267 6,9595 4,2561 6,4532 5,1005 5,4987 3,3037 3,9713

-0,00173 -0,00112 -0,00105 -0,00106 -0,00117 -0,00089 -0,00101 -0,00110 -0,00082 -----0,00067 -0,00059 -0,00056 -0,00052 -0,00053 -0,00056 -0,00053 -0,00055 -0,00066 -0,00058 -----0,00583 -0,00157 -------------

0,1356 0,1941 0,2029 0,2128 0,1999 0,2333 0,2540 0,2007 0,1568 0,1949 0,2093 0,2633 0,3027 0,3942 0,3257 0,3216 0,2412 0,3260 0,5649 0,6438 0,0484 0,2667 0,0948 0,2548 0,2557 -----

0,9844 0,9699 0,9665 0,9667 0,9700 ----0,9690 0,9650 ----0,9930 ----------------------------------------0,9959 0,9943 0,9846 0,9802 0,9877 1,0000

1,4529 1,9373 1,9373 1,9373 1,9373 2,4215 1,8677 1,8677 2,3520 0,8990 2,6971 3,1814 3,6657 3,6657 3,6657 3,6657 3,5961 4,1500 1,1063 1,5906 0,9671 1,5196 1,1767 2,2118 0,5880 1,0000

58 59 60 61 62 63 64

0,07107 1,14210 0,80940 1,42440 1,00000 0,12510 0,85129

0,5925 9,5221 6,7841 1,8750 8,3371 1,0430 7,0970

3,4022 3,3605 4,1513 5,9710 2,1609 3,8376 5,1373

-----------------0,00009 -----0,00300

-0,2202 0,0216 0,0372 0,0878 0,3443 0,0000 0,1259

1,0006 0,9992 0,9997 0,9875 ----1,0006 0,9923

0,0696 1,1048 0,9672 2,4482 0,6220 0,1382 1,2589

9,0179 6,7636 6,7636 6,7636 6,7636 5,4110 7,0156 7,0156 5,5710 14,5740 4,8581 4,1184 3,5744 3,5744 3,5744 3,5744 3,6435 3,1573 11,8430 8,2372 13,5480 8,6229 11,1350 5,9238 22,2830 13,1030 188,250 0 11,8590 13,5460 5,5319 21,0650 94,8140 10,4080

39,167 33,894 35,366 34,395 33,856 29,129 38,485 36,687 31,869 ----35,824 29,937 25,976 26,363 25,889 25,800 27,675 22,804 78,622 54,527 89,163 58,807 74,401 69,012 114,870 95,557

0,35714 0,35446 0,33754 0,35574 0,37690 0,36351 0,34347 0,34120 0,35072 0,39754 0,24296 0,26370 0,27792 0,28964 0,27427 0,27471 0,27110 0,29170 0,32316 0,33222 0,24847 0,19911 0,23827 0,14804 0,49677 0,23988

0,57116 0,54533 0,52980 0,54215 0,54839 0,51782 0,54029 0,53447 0,51933 ----0,40989 0,40095 0,41139 0,41620 0,40545 0,40255 0,41220 0,42053 0,59187 0,56610 --------0,50418 0,32460 1,12090 -----

111,540 112,930 91,413 63,554 175,620 98,891 73,869

3,40380 0,21892 0,24828 0,11377 0,44457 1,24040 0,19086

----------------0,99974 ---------

Ahmed (1985) correlacionó las propiedades físicas tabuladas por Katz-Firoozabadi con el número de átomos de carbono de la fracción usando un modelo de regresión. La ecuación generalizada tiene la siguiente forma: θ = a1 + a 2 n + a3 n 2 + a 4 n 3 + (a5 / n) 2.1 donde: θ = Cualquier propiedad física n = Número de átomos de carbono (ej. 6, 7, …, 45) a1–a5 = Coeficientes de la ecuación que se dan en la Tabla 2.3 Tabla 2.3 Coeficientes de la ecuación 2.1 Θ M

a1 -131,11375

a2 24,96156

a3 -0,34079022

a4 2,4941184x10–3

a5 468,325750

Tc, oR

915,537470

41,42134

-0,7586859

5,8675351x10–3

-1,3028779x103

Pc, psia

457,562750

-12,52227

0,29926384

-2,8452129x10–3

1,7117226x10–3

Tb, oR Ω

434,3888 -0,50862704 0,86714949

50,12528 8,700211x10-2 3,4143408x10-3

-0,9097293 -1,8484814x10-3 -2,839627x10-5

7,0280657x10–3 1,4663890x10–5 2,4943308x10–8

-601,85651 1,8518106 -1,1627984

γ

Ing. Hermas Herrera Callejas

Página: 18 de 19

Ingeniería de Reservorios I

Vc, ft3/lb

2.10

5,223458x10–2

Capítulo 2 – Clasificación de Reservorios y Fluidos

7,87091369x10-4

-1,9324432x10-5

1,7547264x10–7

4,4017952x10–2

PROPIEDADES CRÍTICAS DE FRACCIONES DE PETRÓLEO INDEFINIDAS

Casi todos los sistemas del hidrocarburo que ocurren naturalmente contienen una cantidad de fracciones pesadas que no están bien definidas y no son mezclas de componentes discretamente identificados. Estas fracciones pesadas se agrupan a menudo y se identifican como las fracciones plus, por ejemplo, fracción C7+. Una descripción apropiada de las propiedades físicas de las fracciones plus y otras fracciones indefinidas de petróleo en las mezclas del hidrocarburo es esencial para realizar cálculos confiables de comportamiento de fases y estudios de modelos composicionales. Frecuentemente, análisis de la destilación o análisis cromatográficos están disponibles para esta fracción indefinida. También pueden medirse otras propiedades físicas, como el peso molecular y la gravedad específica, para toda la fracción o para varios cortes de ella. Para usar cualquiera de los modelos termodinámicos de predicción de propiedad, por ejemplo, ecuación de estado, predecir el comportamiento volumétrico y de fase de mezclas complejas de hidrocarburo, uno debe poder proporcionar el factor acéntrico, junto con la temperatura crítica y la presión crítica, tanto para fracciones definidas e indefinidas (pesadas) en la mezcla. El problema de cómo caracterizar adecuadamente estas fracciones plus indefinidas en función de sus propiedades críticas y factores acéntricos ha sido ampliamente reconocido en la industria petrolera. Whitson (1984) presentó una documentación excelente de la influencia de varios esquemas de caracterización heptanosplus (C7+) para predecir el comportamiento volumétrico de mezclas de hidrocarburo por las ecuaciones de estado. Riazi y Daubert (1987) desarrollaron una ecuación simple de dos parámetros para predecir las propiedades físicas de compuestos puros y mezclas de hidrocarburo indefinidas. La ecuación empírica generalizada propuesta está basada en el uso del peso molecular M y la gravedad específica γ de la fracción de petróleo indefinido como parámetros de correlación. Su expresión matemática tiene la siguiente forma: θ = aM b γ c e ( dM +eγ + fMγ ) 2.2 donde: θ = cualquier propiedad física a–f = constantes para cada propiedad según se da en la Tabla 2.4 γ = gravedad específica de la fracción M = peso molecular Tc = temperatura crítica, °R Pc = presión crítica, psia Tb = temperatura del punto de ebullición, °R Vc = volumen crítico, ft /lb 3

Tabla 2.4 Constantes de Correlación para la Ecuación 2.2 θ a b c d Tc, °R Pc, psia Vc ft3/lb Tb, °R

544.4 4.5203x104 1.206x10-2 6.77857

0.2998 1.0555 –0.8063 1.6015 0.20378 –1.3036 0.401673 –1.58262

–4

–1.3478x10 –1.8078x10–3 –2.657x10–3 3.77409x10–3

e

–0.61641 –0.3084 0.5287 2.984036

f

.

0.0 0.0 2.6012x10-3 -4.25288x10–3

Edmister (1958) propuso una correlación para estimar el factor acéntrico ω de fluidos puros y fracciones de petróleo. La ecuación, ampliamente usada en la industria petrolera, requiere del punto de ebullición, temperatura crítica y presión crítica. La expresión propuesta se da en la siguiente relación:

Ing. Hermas Herrera Callejas

Página: 19 de 19

Ingeniería de Reservorios I

Capítulo 2 – Clasificación de Reservorios y Fluidos

pc ) 14 . 7 ω= −1 Tc 7( − 1) Tb 3(log

2.3 donde: ω = factor acéntrico pc = presión crítica, psia Tc = temperatura crítica, °R Tb = punto de ebullición normal, °R Si el factor acéntrico está disponible de otra correlación, la ecuación de Edmister puede reestructurarse para resolver cualquiera de las otras tres propiedades (proporcionando la otra las dos son conocidas). El factor de compresibilidad crítico es otra propiedad que se usa a menudo en los modelos de predicción de propiedad termodinámica. Se define como el factor de compresibilidad del componente calculado a su punto crítico. Esta propiedad puede calcularse convenientemente por la ecuación de estado de los gases reales en el punto crítico, o pV M zc = c c RTc 2.4 donde: R = constante universal de los gases, 10.73 psia-ft /lb-mol. °R Vc = volumen crítico, ft3/lb M = peso molecular La exactitud de la Ecuación 2.4 depende de la precisión de los valores de Pc, Tc, y Vc usados en evaluar el factor de compresibilidad crítico. La Tabla 2.5 presenta un resumen de los métodos para estimar el factor de compresibilidad crítica. 3

Tabla 2-5 Métodos para Estimar el Factor de Compresibilidad Crítica Método Haugen Reid, Prausnitz y Sherwood Salerno y socios. Nath

Año 1959 1977 1985 1985

Zc Nro. ecuación Zc = 1/(1.28ω + 3.41) 2.5 Zc = 0.291 - 0.080ω 2.6 Zc = 0.291 - 0.080ω - 0.016ω2 2.7 Zc = 0.2918 - 0.0928ω 2.8

Ejercicio 2.1 Estimar las propiedades críticas y el factor acéntrico de la fracción de heptano plus, (C 7+), con un peso molecular medido de 150 y gravedad específica de 0.78. Solución

b c ( dM +eγ + fMγ ) Paso 1. Uso de la Ecuación 2.2 para estimar Tc, Pc, Vc, y Tb: θ = aM γ e Tc = 544.4(150)0.2998(0.78)1.0555e[-1.3478x10-4(150) - 0.61641(0.78) + 0] = 1139.8 °R Pc = 4.5203x104(150)–0.8063(0.78)1.6015e[–1.8078x10-3(150) -0.3084(0.78) + 0] = 320.3 psia Vc = 1.206x10-2(150)0.20378(0.78)-1.3036 e[–2.657x10-3(150)+ 0.5287(0.78) + 2.6012x10-3(150)(0.78)] = 0.06363 ft3/lb Tb=6.77857(150)0.401673(0.78)-1.58262e[3.77409x10-3(150)+2.984036(0.78) - 4.25288x10-3(150)(0.78)] = 825.26 °R

Ing. Hermas Herrera Callejas

Página: 20 de 19

Ingeniería de Reservorios I

Capítulo 2 – Clasificación de Reservorios y Fluidos

Paso 2. Uso de la Ecuación de Edmister (Ecuación 2.3) para estimar el factor acéntrico:

pc ) 14 . 7 ω= −1 Tc 7( − 1) Tb 3(log

Ing. Hermas Herrera Callejas

320.3 ) 14.7 −1 = 0.5048 ω= 1139.4 7( −1) 825.26 3(log

Página: 21 de 19