Propiedades físicas del agua. Presión de Burbujeo
Enviado por Yair Cervantes • 10 de Abril de 2018 • Apuntes • 2.283 Palabras (10 Páginas) • 163 Visitas
Propiedades físicas del agua
El agua normalmente se encuentra en los yacimientos de hidrocarburos, por lo tanto, es importante el conocimiento de ciertas propiedades físicas de esta agua connata, intersticial o de formación. Estas propiedades al igual que para los crudos, pero en menor grado, son afectadas por presión, temperatura cantidad de gas en solución y sólidos disueltos.
Presión de Burbujeo, :[pic 1]
La presión de burbujeo de una salmuera (agua de formación) saturada con gas, es igual a la presión de burbujeo del crudo coexistente debido al equilibrio termodinámico entre la salmuera y el crudo. Cuando a presión del yacimiento disminuye por debajo de la presión de burbujeo el crudo, la salmuera libera parte de su gas disuelto. Por lo tanto, la presión de saturación de la salmuera iguala la presión del yacimiento. Esto es análogo al aceite, el cual está saturado a todas las presiones por debajo de la presión de burbujeo. En un yacimiento de gas, la salmuera se considera saturada a todas las presiones del yacimiento. Así, la presión de burbujeo de la salmuera en contacto con gas es igual a la presión inicial del yacimiento.
Razón Gas Disuelto-Agua, [pic 2]
La razón gas disuelto (o gas en solución)-agua o solubilidad del gas en el agua, se define como el número de pies cúbicos normales (SCF) de gas que pueden disolverse en un barril normal (bl) de agua cuando ambos son llevados a las condiciones de presión y temperatura prevalecientes en el yacimiento. Por lo general, el agua de formación contiene gases disueltos. La mayoría de estos gases son hidrocarburos, sin embargo, otros gases tales como normalmente están presentes. La solubilidad de estos gases generalmente disminuye con un aumento en la salinidad del agua, y aumenta con la presión. Las siguientes correlaciones permiten determinar la solubilidad del gas natural en el agua. [pic 3]
Correlación de Culberson, O.L. y McKetta, J.J., Jr.:
Esta correlación se presenta en la Figura 1, donde la solubilidad del gas metano en agua pura (no salina), , está en función de presión y temperatura. La Figura 2, presenta la corrección que debe efectuarse a por salinidad. La siguiente ecuación ajusta las curvas de la Figura 1 dentro de un 5% para todo el rango de temperatura y para presiones de 1000 a 10000 psia. Es recomendable no utilizar esta ecuación a presiones menores de 1000 psia. [pic 4][pic 5]
[pic 6]
Donde:
[pic 7]
[pic 8]
[pic 9]
[pic 10]
[pic 11]
[pic 12]
Figura 1. Solubilidad del gas metano en agua pura.
[pic 13]
Figura 2. Efecto de la salinidad sobre la solubilidad del gas natural en agua.
La siguiente ecuación ajusta la Figura 2 dentro de un 3% para el siguiente rango de datos: [pic 14]
[pic 15]
Donde, T en [°F] y S (salinidad) en porcentaje por peso de sólidos disueltos (1% = 10000 ppm).
Correlación de McCoy, R.L.:
La correlación es la siguiente:
[pic 16]
Donde:
[pic 17]
[pic 18]
[pic 19]
[pic 20]
[pic 21]
Y el factor de corrección por salinidad está dado por:
[pic 22]
Donde, T en [°F] y S (salinidad) en porcentaje por peso de sólidos disueltos (1% = 10000 ppm).
Factor Volumétrico del Agua, [pic 23]
El factor volumétrico del agua, en (bl @ c.y./bl @ c.s.), en forma similar al aceite, se define como el volumen que ocupa en el yacimiento la unidad volumétrica de agua @ c.s. más su gas en solución. El valor de depende lógicamente de presión, temperatura y de la salinidad del agua que afecta la soluilidad tal como se vio anteriormente. La variación de con presión es diferente a la del aceite, o sea, que aumenta con la disminución de presión yal y como se ilustra en la Figura 3.[pic 24][pic 25][pic 26]
La figura muestra que cuando la presión del yacimiento es reducida desde su presión inicial a la presión del punto de burbujeo, el factor volumétrico del agua aumenta debido a la expansión del agua en el yacimiento. A presiones por debajo de la presión de burbujeo, gas es liberado, pero el factor volumétrico continúa aumentando debido a que la disminución (merma) en el volumen de agua, resultante de la liberación de gas, es insuficiente para contrarrestar la expansión del líquido. Este efecto se debe a la baja solubilidad del gas natural en el agua. Las siguientes correlaciones permiten determinar el factor volumétrico del agua a presiones menores o iguales a la presión del punto de burbujeo [pic 27]
[pic 28]
Figura 3. Comportamiento típico de VS. presión a temperatura constante.[pic 29]
Correlación de McCain, W.D., Jr.:
Esta correlación se presenta en las Figuras 4 y 5, donde el cambio en el volumen durante la reducción de presión es representado por y el cambio en volumen debido a la reducción en temperatura es representado por como funciones de presión y temperatura. El factor volumétrico del agua puede determinarse utilizando estos valores mediante la siguiente ecuación:[pic 30][pic 31]
[pic 32]
Un ajuste de las cuervas de las Figuras 4 y 5 está dado mediante las siguientes ecuaciones:
[pic 33]
[pic 34]
Donde p en [psia] y T en [°F].
Esta correlación es válida para aguas de yacimientos con concentraciones de sal ampliamente variables. Así, un aumento en la concentración de sal causa un ligero aumento en el coeficiente de expansión térmica del agua, lo cual produce un ligero aumento en Un aumento en la concentración de sal causa una disminución en la solubilidad del gas en el agua, causando una ligera disminución en Estos cambios en y están dentro del 1% para concentraciones de sal en el rango de 0 a 30%.[pic 35][pic 36][pic 37][pic 38]
[pic 39]
Figura 4. como función de la temperatura del yacimiento.[pic 40]
[pic 41]
Figura 5. como función de la presión y temperatura del yacimiento.[pic 42]
Correlación de McCoy, R.L.:
La correlación es la siguiente:
[pic 43]
Donde, para agua pura libre de gas:
[pic 44]
[pic 45]
[pic 46]
Y para agua pura saturada con gas:
[pic 47]
[pic 48]
[pic 49]
Donde p en [psia] y T en [°F].
El factor de corrección por salinidad está dado por:
[pic 50]
Donde, p en [psia], T en [°F] y S (salinidad) en porcentaje por peso de sólidos disueltos (1% = 10000 ppm). El factor volumétrico del agua a presiones mayores que la presión del punto de burbujeo se determina de la misma manera que para un sistema gas-aceite, esto es:[pic 51]
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