INTRODUCCION Son los compuestos orgánicos más simples y pueden ser considerados como las sustancias principales de las que se derivan todos los demás compuestos orgánicos.

1. ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
FACULTAD DE GEOLOGÍA Y PETRÓLEOS
NOMBRE: Mishell Alejandra Villalva González
CURSO: GR1
FECHA: 2014-10-23
YACIMIENTOS I
CONTENIDOS:
Capítulo 1: Hidrocarburos
INTRODUCCION
Son los compuestos orgánicos más simples y pueden ser considerados como las
sustancias principales de las que se derivan todos los demás compuestos orgánicos.
CLASFICACION DE LOS HIDROCARBUROS
Los hidrocarburos se clasifican en dos grupos principales, de cadenas abiertas y
cíclicas.
Los hidrocarburos extraídos directamente de formaciones geológicas en estado líquido
se conocen comúnmente con el nombre de petróleo, mientras que los que se encuentran
en estado gaseoso se les conoce como gas natural.
Compuestos de cadena abierta: Los átomos de carbono están unidos entre sí
formando una cadena lineal que puede tener una o más ramificaciones.
Compuestos Cíclicos: Los átomos de carbono forman uno o más anillos cerrados. Se
subdividen según su comportamiento químico en saturados e insaturados.
o Monocíclicos, que tienen una sola operación de ciclización.
o Policíclicos, que contienen varias operaciones de ciclización
Según los enlaces entre los átomos de carbono, se clasifican en:
Hidrocarburos alifáticos, los cuales carecen de un anillo aromático, que a su vez se
clasifican en:
o Alcanos
Los hidrocarburos saturados de cadena abierta forman un grupo homólogo
denominado alcanos o parafinas. Los primeros cuatro miembros del grupo
son gases a presión y temperatura ambiente; los miembros intermedios son
líquidos, y los miembros más pesados son semisólidos o sólidos.
o Alquenos
El grupo de los alquenos u olefinas está formado por hidrocarburos de cadena
abierta en los que existe un doble enlace entre dos átomos de carbono. Al igual
que los alcanos, los miembros más bajos son gases, los compuestos intermedios
son líquidos y los más altos son sólidos. Los compuestos del grupo de los
alquenos son más reactivos químicamente que los compuestos saturados.

2. o Alquinos
Los miembros del grupo de los alquinos contienen un triple enlace entre dos
átomos de carbono de la molécula. Son muy activos químicamente y no se
presentan libres en la naturaleza.
Según los grados API, se clasifican en:
> 40 - condensado
30-39,9 - liviano
22-29,9 - mediano
10-21,9 - pesado
< 9,9 - extrapesado
Capítulo 2: Propiedades de los Gases
Un gas, es definido como un fluido homogéneo de viscosidad y densidad baja, que no
tiene ningún volumen definido, pero se amplía para completamente rellenar el espacio
donde es colocado. Generalmente, el gas natural es una mezcla de gases de no
hidrocarburo e hidrocarburo. Los gases de hidrocarburo que normalmente son
encontrados en un gas natural son metano, etano, propano, butano, pentano, y las
pequeñas cantidades de hexano y más componentes pesados. Los gases de no
hidrocarburo (impurezas), incluyen el dióxido de carbono, el sulfúro de hidrógeno, y el
nitrógeno.
El conocimiento y relación de la presión, volumen y temperatura (PVT), y otras
propiedades químicas de los gases son indispensable para el desarrollo de un
yacimiento de petróleo o gas.
Entre las propiedades podemos encontrar:
1.- Peso molecular del gas (PMg).
2.- Gravedad específica (GE).
3.- Densidad del gas .
4.- Viscosidad del gas (ug).
5.- Factor de compresibilidad del gas (Z).
6.- Factor volumétrico de formación del gas (Bg).
7.- Volumen específico (v).
8.- Compresibilidad isotérmica del gas (Cg).
1.- Peso molecular del gas (PMg):
Es la unión de la de los pesos moleculares de cada elemento que conforman el gas
natural. Las unidades del peso molecular son: Kgr/Kmol ó Lb/lbmol.
El gas natural, es una mezcla de componentes y es por ello que el peso molecular del
gas se obtiene sumando la fracción molar de cada i-esimo componente por su respectivo
peso molecular.

3. 2.- Gravedad específica (GE):
Es la relación de la densidad de una sustancia a la densidad de una sustancia de
referencia. Para efectuar la relación entre ambas sustancias, es necesario que ambas
se encuentren a la misma presión y temperatura. Si asumimos un comportamiento de
gas ideal para ambas sustancias, la gravedad específica se puede expresar en función
de los pesos moleculares de cada sustancia.
GE = GEgas / GEaire
GE = PMg / PMaire
Siendo el peso molecular del aire seco=29 lb/lbmol.
Ambas relaciones son válidas y su unidad es: adimensional.
3.- Densidad del gas :
Es la relación entre la masa y el volumen de una sustancia en estudio. En el caso del
gas natural se puede demostrar que la densidad del mismo será:
4.- Viscosidad del gas (ug):
Es la relación entre el esfuerzo cortante y la velocidad del esfuerzo cortante, que se
aplica a una porción de fluido para que adquiera movimiento (viscosidad dinámica).
Hay distinto tipos de viscosidad, siendo las de mayor estudio la dinámica y la
Cinemática, siendo ésta última la resistencia que se genera al fluir un fluido bajo el efecto
de la gravedad.
La viscosidad de los gases tendrá el siguiente comportamiento:
- A bajas presiones (menor a 1500 lpc), un aumento de la temperatura aumentará la
viscosidad del gas.
- A altas presiones (mayor a 1500 lpc), un aumento de la temperatura disminuye la
viscosidad.

4. - A cualquier temperatura, si se aumenta la presión la viscosidad aumenta.
- La viscosidad será mayor, a medida que el gas posea componentes más pesados.
5.- Factor de compresibilidad del gas (Z):
Es un factor de corrección introducido en la ecuación general de los gases y será
obtenido experimentalmente dividiendo el volumen real de n moles de un gas a presión
y temperatura, por el volumen ideal ocupado por la misma masa de gas a iguales
condiciones de presión y temperatura.
La ecuación a usar será de de los gases ideales pero con el factor Z como corrección:
P.V = Z. n. R. T
El factor Z, es función de propiedades pseudo reducidas, es decir, Z= f: ( Ppr , Tpr ).
Por ello es necesario encontrar una serie de parámetros que nos permitirán encontrar
el factor Z, entrando en una gráfica adecuada, con Ppr y Tpr.
Para hallar las propiedades pseudocríticas se pueden determinar a través de las
composiciones molares de cada componente del gas natural ó a través de la gravedad
específica del mismo.
Para determinar Z, por la gráfica es necesario conocer algunos parámetros que se
enuncian a continuación:
Con las propiedades pseudocríticas hallamos las pseudoreducidas y con éstas el valor
de Z de la gráfica.

5. Para cuando el gas posee componentes no hidrocarburos será necesario introducir una
corrección de las propiedades pseudocríticas, la cual se determinará por medio de las
siguientes ecuaciones, y obtenidas las propiedades pseudoreducidas, hallar el factor Z.
Ahora vamos a corregir por la presencia de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono.
El error E, se puede determinar gráficamente o analíticamente por la ecuación
suministrada.
Con las correcciones ya hechas, volvemos al cálculo de las propiedades
pseudoreducidas y hallamos Z de la gráfica.
6.- Factor volumétrico de formación del gas (Bg):
Es un factor que relaciona el volumen de gas en el yacimiento a presión y temperatura
con el volumen de la misma masa de gas en superficie a condiciones normales presión
de 14,7 lpc y 60 °F.
7.- Volumen específico (v):
Es definido como el volumen ocupado por una masa de gas, es decir, el volumen dividido
entre la masa. Para gas ideal es el inverso de la densidad.
8.- Compresibilidad isotérmica del gas (Cg):

6. La variación de la compresibilidad de un fluido con la presión y temperatura es de gran
importancia para los cálculos de ingeniería de yacimientos. Para una fase liquida, la
compresibilidad es pequeña y se asume en ocasiones constante, pero para los gases
no sucede lo mismo. La compresibilidad isotérmica del gas es el cambio en el volumen
por unidad de cambio de presión.
Para gas ideal, Z=1 constante, y la compresibilidad es Cg= 1/P
Capítulo 3: Los cinco tipos de fluidos del reservorio
Petróleo negro. Consiste de una amplia variedad de especies químicas que incluyen
moléculas grandes, pesadas y no volátiles. El punto crítico está localizado hacia la
pendiente de la curva. Las líneas (iso-volumétricas o de calidad) están uniformemente
espaciadas y tienen un rango de temperatura amplio. Los primeros crudos de este tipo
fueron de color negro, de allí su nombre. También se le llama crudo de bajo
encogimiento o crudo ordinario. Estos crudos tienen GOR ≤ 1000 pcs/STB, el cual se
incrementa por debajo del punto de burbuja. Bo ≤ 2 y API ≤ 45 y el contenido de C7+
mayor o igual a 30 %, Las temperaturas del yacimiento son menores de 250 °F. La
gravedad decrece lentamente con el tiempo hasta bien avanzada la vida del yacimiento
donde vuelve a incrementarse ligeramente. Este crudo es normalmente negro
(compuestos pesados) aunque pude ser marrón o verduzco.
Petróleo volátil. El rango de temperatura es más pequeño que en petróleo negro. La
temperatura crítica, Tcr, es también menor que en crudos negros y está cerca de la
temperatura del yacimiento, TR (Tcr > TR). Las líneas de calidad no están igualmente
espaciadas y están desplazadas hacia arriba hacia el punto de burbuja. Una pequeña
reducción en presión por debajo del punto de burbuja causa una liberación enorme de
gas.
Hasta un 50 % de estos crudos puede convertirse en gas en el yacimiento cuando la
presión cae unos cientos psi debajo del punto de burbuja. Estos también se llaman
crudos de alta encogimiento o crudos cercanos al punto crítico. La Ecuación de Balance
de Materia (EBM) de petróleo negro no trabaja en estos casos. El punto de división entre
crudo volátil y negro es arbitrario, pero se toma como referencia la tolerancia de la EBM.
Bo > 2, 1000 < GOR < 8000 scf/STB, 45 < API < 60, C7+ mayor o igual a 12.5 %, la
temperatura del yacimiento ligeramente menor que la crítica y el gas liberado puede ser
del tipo gas condensado. El GOR y La API se incrementan con la producción a medida
que la presión cae por debajo de la presión del punto de burbuja. El color es usualmente
café claro a verde).
Gas condensado (retrógrados). El diagrama de fases es menor que el de los aceites
negros y el punto crítico está bien por debajo y a la izquierda de la envolvente. Esto es
el resultado de gases retrógrados conteniendo muy pocos hidrocarburos pesados que
los crudos. La (Tcr < TR) y el punto cricondentérmico es mayor que TR. A medida que
la presión cae, el líquido, normalmente claro, se condensa y se forma líquido en el

7. yacimiento, el cual normalmente no fluye y no puede producirse. C7+ menor o igual a
12.5%. 70000 < GOR < 100000 pcs/STB y se incrementa a medida que la producción
toma lugar. API > 60 y se incrementa a medida que la presión cae por debajo de la
presión de rocío. El líquido es ligeramente colorado, marrón, anaranjado, verduzco o
transparente. También se les llama condensados.
Gas húmedo. Todo el diagrama de fases de la mezcla de hidrocarburos con moléculas
predominantemente pequeñas yacen debajo de la temperatura del yacimiento. La línea
de presión no entra la envolvente y por tanto no se forma líquido en el yacimiento, pero
si en superficie (dos fases). La gravedad, mayor de 60 API, de los líquidos es similar a
la de los gases retrógrados. La gravedad se mantiene constante y el color de los líquidos
es transparente. GOR > 15000 pcs/STB y permanece constante durante toda la vida del
yacimiento. Se producen menos de 60 STB crudo por cada millón de pies cúbicos
normales de gas.
Gas seco. Está formado principalmente por metano y algunos intermedios. El diagrama
de fases muestra una mezcla de hidrocarburos gaseosa tanto en superficie como en el
yacimiento. No hay presencia de líquidos ni en yacimiento ni superficie. Sin embargo, a
temperaturas criogénicas, menores de 50 °F, se puede obtener luidos de estos gases.
La EBM puede aplicarse tanto a gas como gases húmedos para determinar gas original
in-situ y predecir reservas de gas.

8. Capítulo 4: Tipos de separación
El petróleo crudo una vez extraído del pozo sube por los cabezales de producción que
se encuentren ubicados en la parte superior (boca del pozo) del pozo. Este crudo sigue
un trayecto y va a un tren de separadores que se encuentran ubicados en los campos
de producción. Debido a que el petróleo en su forma natural se encuentra en los pozos
acompañados de gas, agua, sedimentos e impurezas, debe ser separado de cada uno
de estos elementos. Allí es donde aparecen los trenes de separadores, los cuales son
unas especies de tanques donde el petróleo crudo por la parte superior y debido a la
gravedad se va separando. Los sedimentos, se van al fondo, el agua se queda en la
parte media entre los sedimentos y el crudo y el gas en la parte superior.
Este crudo una vez que sale del separador sale acompañado con el gas. Este gas se
separa del crudo mediante dispositivos especiales para esta tarea, donde el gas es
secado o atrapado por medio de absorción o adsorción.
Una vez que el crudo se encuentra limpio, se transporta por medio de oleoductos a los
puntos de refinación o refinerías.
Los procesos de refinación son muy variados y se diferencian unos de otros por los
conceptos científicos y tecnológicos que los fundamentan para conformar una cadena
de sucesos que facilitan:
La destilación de crudos y separación de productos.
La destilación, la modificación y la reconstrucción molecular de los hidrocarburos.
La estabilidad, la purificación y la mejor calidad de los derivados obtenidos.
Tipos de separadores
Aunque existen muchas variedades de separadores de dos fases, la mayoría de las
unidades utilizadas en Campos petrolíferos son diseños convencionales, construidos en
configuraciones horizontales o verticales. Los separadores horizontales son más
eficientes en tamaño que los tipos verticales, pero tienen una capacidad limitada de
oleada y algunas veces no entran fácilmente en las plataformas petrolíferas.
Los fluidos producidos en el cabezal del pozo son mezclas complejas de compuestos
de hidrógeno y carbono con densidades y presiones de vapor diferentes, y otras
características. La corriente del pozo experimenta Reducciones continúas de presión y
temperatura cuando sale del yacimiento. Gases se forman de los líquidos, el vapor del
agua se condensa, y parte de la corriente del pozo se cambia de líquido a burbujas,

9. neblina y gas libre. El gas lleva burbujas líquidas y el líquido lleva burbujas de gas. La
separación física de estas fases en una de las operaciones básicas de la producción, el
procesamiento, y el tratamiento de petróleo y gas.
Los separadores de petróleo y gas separan los componentes líquidos y de gas que
existen en una temperatura y presión específica mecánicamente, para eventualmente
procesarlos en productos vendibles. Un recipiente de separación normalmente es el
recipiente inicial de procesamiento en cualquier instalación, y el diseño inapropiado de
este componente puede embotellar y reducir la capacidad de la instalación completa.
Los separadores son clasificados de dos fases si separan gas de la corriente total de
líquidos y de tres fases si también separan la corriente líquida en sus componentes de
petróleo crudo y agua. Este artículo discute los Separadores de dos fases.
Adicionalmente, discute los requerimientos de un buen diseño de separación y cómo los
varios dispositivos mecánicos toman ventaja de las fuerzas físicas en la corriente
producida para lograr la separación adecuada.
Algunas veces los separadores son nombrados depuradoras de gas cuando la relación
de la tasa de gas a Líquido es muy alto. Algunos operadores utilizan el
término trampa para separadores que manejan el flujo directamente de los pozos. De
todas maneras, todos tienen la misma configuración y sus tamaños son Escogidos de
acuerdo a los mismos procedimientos.
Separadores horizontales
El fluido entra en el separador (Fig. 1) y se contacta con un desviador de ingreso,
causando un cambio repentino en el impulso y la separación bruta inicial de líquido y
vapor. La gravedad causa que gotas de líquido caigan de la corriente de gas al fondo
del recipiente de recolección. Esta sección de recolección de líquido provee el tiempo
de retención necesario para que el gas arrastrado evolucione del petróleo y suba al
espacio de vapor. También provee volumen de oleada, si fuese necesario, para manejar
los sobrepesos intermitentes de líquido. Luego el líquido sale del recipiente mediante
una válvula de descarga de líquidos, que es regulada por un controlador de nivel.
Separadores verticales
La figura 2 es un esquema de un separador vertical. En esta configuración el flujo de
entrada entra al recipiente por un lado. A igual que con el separador horizontal, el
desviador de ingreso hace la separación bruta inicial. El líquido fluye hacia abajo a la
sección de recolección de líquidos en el recipiente, y luego baja a la salida de líquidos.
Cuando el líquido llega al equilibrio, las burbujas de gas fluyen en sentido contrario a
la dirección del flujo de líquidos y eventualmente migran al espacio de vapor. El
controlador de nivel y la válvula de descarga de líquidos opera de la misma forma como
en el separador horizontal. El gas fluye sobre el desviador de ingreso y luego arriba
hacia la salida de gas. En la sección de asentamiento de gravedad, las gotas de líquido
caen hacia abajo, en sentido opuesto a la dirección del flujo de gas. El gas pasa por la

10. sección de fundición / extractor de neblina antes de salir del recipiente. La presión y el
nivel son mantenidos de la misma forma que en el separador horizontal.
Horizontal vs. Vertical
Los separadores horizontales normalmente son más eficientes en el manejo de grandes
volúmenes de gas que los tipos verticales porque las gotas líquidas caen de manera
perpendicular al flujo de gas en la sección de asentamiento de gravedad, y se asientan
más fácilmente de la fase de gas continua. Además, debido a que el área de interfaz es
más grande en un separador horizontal, es más fácil que las burbujas de gas, que salen
de la solución cuando el líquido se aproxima al equilibrio, alcancen el espacio de vapor.
In términos de un proceso de separación de gas – líquidos, los separadores horizontales
serían preferidos. Sin embargo, tienen desventajas que podrían llevar a la preferencia
de un separador vertical en ciertas situaciones:
o Los separadores horizontales no manejan los sólidos tan bien como los
separadores verticales. La sección de disposición de líquidos en un separador
vertical puede ser colocada en el centro del cabezal en el fondo para que los
sólidos, que de otras formas se acumularían en el separador, puedan pasar al
próximo recipiente en el proceso. Como un alternativo, se puede colocar un
desagüe en esta locación para la disposición periódica de los sólidos, mientras
el líquido sale del recipiente en una elevación un poco más alta. Es necesario
colocar varios desagües por el largo de un recipiente horizontal y debido a que
los sólidos tienen un ángulo de repose de 45º a 60º, se debe dejar poco espacio
entre los intervalos de los desagües. Es caro tratar de alargar la distancia entre
los desagües, proveyendo chorros de arena para convertir los sólidos en líquidos
mientras los desagües están en operación, esta táctica no ha tenido
mucho éxito en el campo.
o Los recipientes horizontales requieren de más área plana que los recipientes
verticales equivalentes. Aunque esto no sea muy importante en las locaciones
terrestres, puede ser muy importante costa fuera.
o Los recipientes horizontales tienen menos capacidad de oleada líquida. Para un
dado cambio en la elevación de la superficie del líquido, típicamente hay un
incremento mayor en el volumen del líquido para un separador horizontal que
para un separador vertical cuando ambos tienen el tamaño adecuado a la misma
tasa de flujo. Sin embargo, la geometría del recipiente horizontal requiere que el
dispositivo de cierre de alto nivel esté localizado cerca del nivel normal de
operación. En un recipiente vertical, el cierre puede ser colocado más alto,
permitiendo más tiempo para que el controlador de nivel y la válvula de descarga
reaccionen a la oleada. Adicionalmente, las oleadas en recipientes horizontales
pueden crean olas internas que activen el dispositivo de cierre.

11. o Puede ser difícil mantener algunas válvulas de alivio y algunos de los controles
sin escaleras y plataformas especiales.
Capítulo 5: Equilibrio entre gas – líquido
Equilibrio gas - líquido
Presión de vapor
Para simplificar e ilustrar utilicemos el esquema que sigue:
Proceso de evaporación de un líquido en un recipiente cerrado
En el dibujo se representa un recipiente cerrado, lleno parcialmente de un líquido. Este
líquido como toda sustancia está constituido por moléculas, que están en constante
movimiento al azar en todas direcciones. Este movimiento errático, hace que se
produzcan choques entre ellas, de estos choques las moléculas intercambian energía,
tal y como hacen las bolas de billar al chocar; algunas aceleran, mientras otras se frenan.
En este constante choque e intercambio de energía, algunas moléculas pueden alcanzar
tal velocidad, que si están cerca de la superficie pueden saltar del líquido al espacio
cerrado exterior como gases.
A este proceso de conversión lenta de los líquidos a gases se les llama evaporación. A
medida que más y más moléculas pasan al estado de vapor, la presión dentro del
espacio cerrado sobre el líquido aumenta, este aumento no es indefinido, y hay un valor
de presión para el cual por cada molécula que logra escapar del líquido necesariamente
regresa una de las gaseosas a él, por lo que se establece un equilibrio y la presión no
sigue subiendo. Esta presión se conoce como Presión de Vapor Saturado.
La presión de vapor saturado depende de dos factores:
1. La naturaleza del líquido
2. La temperatura
Influencia de la naturaleza del líquido
El valor de la presión de vapor saturado de un líquido, da una idea clara de su volatilidad,
los líquidos más volátiles (éter, gasolina, acetona etc) tienen una presión de vapor
saturado más alta, por lo que este tipo de líquidos, confinados en un recipiente cerrado,
mantendrán a la misma temperatura, una presión mayor que otros menos volátiles. Eso
explica por qué, a temperatura ambiente en verano, cuando destapamos un recipiente
con gasolina, notamos que hay una presión considerable en el interior, mientras que si
el líquido es por ejemplo; agua, cuya presión de vapor saturado es más baja, apenas lo
notamos cuando se destapa el recipiente.

12. Influencia de la temperatura
Del mismo modo, habremos notado que la presión de vapor de saturación crece con el
aumento de la temperatura, de esta forma si colocamos un líquido poco volátil como el
agua en un recipiente y lo calentamos, obtendremos el mismo efecto del punto anterior,
es decir una presión notable al destaparlo.
La relación entre la temperatura y la presión de vapor saturado de las sustancias, no es
una línea recta, en otras palabras, si se duplica la temperatura, no necesariamente se
duplicará la presión, pero si se cumplirá siempre, que para cada valor de temperatura,
habrá un valor fijo de presión de vapor saturado para cada líquido.
Variación de la presión de vapor del agua con la temperatura
Cuando un líquido se calienta, estamos suministrándole energía. Esta energía se
traduce en aumento de velocidad de las moléculas que lo componen, lo que a su vez
significa, que los choques entre ellas serán más frecuentes y violentos.
Es fácil darse cuenta entonces, que la cantidad de moléculas que alcanzarán suficiente
velocidad para pasar al estado gaseoso será mucho mayor, y por tanto mayor también
la presión.
Calor de vaporización y punto de ebullición
Para pasar de la fase líquida a la fase de vapor se necesita una absorción de energía
por parte de las moléculas líquidas, ya que la energía total de estas es menor que la de
las moléculas gaseosas. En el caso contrario, en la condensación, se produce un
desprendimiento energético en forma de calor. El calor absorbido por un líquido para
pasar a vapor sin variar su temperatura se denomina calor de vaporización. Se suele
denominar calor latente de vaporización cuando nos referimos a un mol. El proceso de
vaporización en equilibrio para una sustancia X se puede esquematizar como:
X(l)X(g)
Donde (l) y (g) representan el estado líquido y gaseoso respectivamente.
El intercambio calórico que entra en juego se invierte en vencer la fuerza de atracción
del líquido y se suele denominar calor latente interno de vaporización molar, simbolizado
como HV.
La relación cuantitativa entre la presión de vapor P de un líquido y la temperatura
absoluta T está dada por la ecuación de Clausius – Clapeyron:

13. C

 
H
P ln V 
RT
Donde C es una constante, ln es el logaritmo natural y R es la constante de los gases.
Ahora bien si consideramos dos presiones de vapor P1 y P2 del mismo líquido a dos
temperaturas T1 y T2 distintas, la ecuación se puede reescribir en la forma:




 




1
1
2 1
V
P
1
2
T
T
H
R
P
ln
Cuando la presión de vapor del líquido es igual a la presión externa que ejerce el gas
en contacto con el líquido, se observa la formación de burbujas en el seno del líquido y
se dice que éste entra en ebullición. Así pues, el punto de ebullición de un líquido se
define como
La temperatura a la cuál su presión de vapor es igual a la presión externa.
Si se produce una disminución de la presión externa, el punto de ebullición disminuye,
mientras que un aumento de la presión externa provocará un aumento del punto de
ebullición.
Parámetros PVT y Tipos de Yacimientos de Hidrocarburos
Petróleo, gas y agua son los fluidos que se pueden hallar en un yacimiento y cuya
disposición va a depender de la densidad. Sus acumulaciones generalmente ocurren en
trampas subterráneas formadas por características estructurales, estratigráficas o
ambas. Es por ello, que es de potencial importancia que el objetivo principal de un
Ingeniero de Petróleo sea determinar el comportamiento de dichos fluidos, solos o en
combinación, bajo condiciones estáticas o de movimiento en la roca donde se
almacenan y en las tuberías, ya en el proceso de producción, con cambios de
temperatura y presión. De estos dos últimos parámetros el que gobierna el estado físico
de los fluidos en el yacimiento es la presión, ya que la temperatura es esencialmente
constante. En la mayoría de los casos el estado físico de los fluidos en el subsuelo no
está relacionado con el estado del fluido producido en la superficie.
Bajo las condiciones iniciales en el yacimiento, los hidrocarburos se encuentran bien
sea en estado monofásico o en estado bifásico. En el primer caso, puede ser líquido,
situación en la cual todo el gas presente está disuelto en el petróleo, o puede ser
gaseoso. En el segundo caso, cuando existe la acumulación bifásica, al estado de vapor
de denomina capa de gas y al estado líquido subyacente, zona de petróleo. Sin
embargo, el petróleo crudo puede estar saturado o subsaturado.
El petróleo se encuentra saturado con gas a cualquier presión y temperatura si al reducir
ligeramente la presión, cierta cantidad de gas en solución es liberada. En contraste, el
petróleo subsaturado, no la liberará con un leve cambio de presión. Dicho estado tiene
un par de implicaciones, la primera; que existe una deficiencia de gas, la segunda; no
existe gas libre en contacto con el petróleo, es decir, no hay capa de gas. En este caso,
parece conveniente hacer algunas definiciones claves, como qué significa punto de
burbujeo, presión de burbuja, saturación de gas crítica. Llamaremos punto de burbujeo
al estado en equilibrio de un sistema compuesto de petróleo crudo y gas, en el cual el
petróleo ocupa prácticamente todo el sistema, excepto en una cantidad infinitesimal de

14. gas, es entonces la presión de burbujeo la presión en la que cual se libera la primera
cantidad infinitesimal de gas del sistema. Aclarado esto, la saturación crítica de gas es
la saturación de gas máxima alcanzada en el yacimiento, al disminuir la presión por
debajo del punto de burbujeo, antes de que la permeabilidad relativa al gas tenga un
valor definido, en otras palabras, antes de que el gas libre del reservorio comience a fluir
a través de los canales de la roca. De tal manera, que en presencia de yacimientos
saturados o subsaturados los volúmenes de gas y/o petróleo se pueden cuantificar y
relacionar mediante los parámetros PVT: Relación gas en solución-petróleo (Rs), factor
volumétrico de formación de petróleo (βo), factor volumétrico de formación de gas (βg),
factor volumétrico de formación total (βt) y relación gas- petróleo de producción (Rp).
Solubilidad del gas o Relación gas en solución-petróleo
La solubilidad del gas en petróleo depende de:
o La presión
o La temperatura
o Composiciones del gas y del petróleo
Para un mismo gas y petróleo a una temperatura constante, la cantidad de gas en
solución aumenta con presión; y a una presión constante, la cantidad de gas en solución
disminuye a medida que aumenta la temperatura.
La solubilidad del gas se determina por los pies cúbicos normales de gas (PCN) en
solución en un barril normal de crudo (BN) a determinadas condiciones de presión y
temperatura.
Factor volumétrico de formación de Petróleo
También llamado factor volumétrico del fluido de la formación, abreviado FVF y se le
conoce con el símbolo βo. Es el volumen en barriles (bbl), que un barril en condiciones
estándares (P = 14.7 lpca, T = 60°F) ocupa en la formación, es decir, a la presión y
temperatura del yacimiento y con el gas disuelto que puede retener el petróleo. Debido
a que la temperatura y el gas disuelto aumentan el volumen del petróleo fiscal, este
factor siempre será mayor que la unidad. Cuando todo el gas presente está disuelto en
el petróleo, a la presión del punto de burbujeo, un aumento adicional en la presión
reduce el volumen en proporción a la compresibilidad del líquido.
Factor volumétrico de formación de gas
Se representa con el símbolo βg, es un factor que relaciona el volumen de gas en el
yacimiento, el cual está a determinadas condiciones de presión y temperatura, con el
volumen de la misma masa de gas en superficie a condiciones normales (P = 14,7 lpca
y T = 60°F)
βg = Vyac/Vsup ; βg = (0.02827*Zyac*Tyac)/Pyac [PCY/PCN]
Factor volumétrico de formación total
También llamado de dos fases o bifásico, representado con el símbolo βt y definido
como el volumen en barriles (bbl) que ocupa un barril fiscal junto con su volumen inicial
de gas disuelto a cualquier presión y temperatura. De otra manera, incluye el volumen
de líquido, βo, más el volumen de la diferencia entre la relación gas-petróleo inicial, Rsi,
y la razón gas-petróleo a la presión especificada, Rs.
βt = βo + βg*(Rsi - Rs)
Por encima de la presión de punto de burbujeo Rsi = Rs, el factor volumétrico total es
igual al factor volumétrico monofásico del petróleo. Por debajo del punto de burbujeo,
sin embargo, a medida que la presión disminuye, el βo también disminuye y el factor

15. volumétrico total aumenta debido a la liberación de gas d la solución y a la continua
expansión del gas liberado de la misma.
Relación gas- petróleo de producción
Se representa Rp, y es la razón de los pies cúbicos normales (PCN) de gas producidos
entre los barriles normales (BN) de crudo producidos.
La liberación instantánea (flash liberation), también llamada liberación en equilibrio, es
el proceso por el cual un petróleo crudo de yacimiento se expande a temperatura
constante y el gas desprendido permanece en contacto con el petróleo durante todo el
tiempo de la expansión. La composición total del sistema permanece constante pero la
composición de las fases del sistema gas - líquido cambia con la disminución de la
presión. Es potencialmente útil para hallar la presión de burbuja. Mientras que la en la
liberación diferencial, al separarse cierta cantidad de gas del petróleo de yacimiento, se
removerá del sistema, perdiendo el contacto con el líquido. Esta última liberación se
hace a condiciones de yacimiento y el volumen de petróleo final es llamado petróleo
residual. Además, es útil para generar los diagramas de fases, ya que el sistema varía
de composición continuamente. Cabe destacar la mayor parte de la producción de un
yacimiento ocurre e la liberación diferencial. Para una liberación de gas en el yacimiento,
esencialmente va a depender si la saturación de gas se encuentra por debajo o por
encima de la saturación de gas crítica. Para la situación en la que se experimenta una
saturación de gas menor o igual que la saturación crítica el tipo de liberación a emplear
será del tipo instantánea. Y en el caso de que la misma sea mayor se aplicará el tipo de
liberación diferencial. Cabe recordar que en superficie el gas y petróleo se mantienen
en contacto así que no cabe duda que la liberación instantánea permitirá obtener todo
el gas disponible.
Capítulo 6: Separación en superficie
 Funciones Principales de los Separadores de Gas-Petróleo
La separación de gas del petróleo puede iniciarse una vez que los fluidos fluyen a través
de la formación hacia el pozo y puede aumentar progresivamente a través de la tubería
de producción, líneas de flujo y equipos de manejo en superficie. Bajo ciertas
condiciones, el fluido puede ser separado en su totalidad en líquido y gas antes de que
este alcance el separador de petróleo y gas. En tales casos, el recipiente separador
proporciona solo una "ampliación" para permitir que el gas y el líquido descender hacia
sus respectiva salidas.
1. Remover Petróleo del Gas
La diferencia en densidad de los hidrocarburos líquidos y gaseosos puede permitir una
separación aceptable en un separador de petróleo y gas.
2. Remover Gas del Petróleo
El volumen de gas que un separador removerá del petróleo crudo depende de (1)
características físico-químicas del crudo, (2) la presión de operación, (3) la temperatura
de operación, (4) tasa de entrampamiento, (5) tamaño y configuración del separador, y
(6) otros factores.
3. Separación Agua - Petróleo
En algunas instancias es preferible separar y remover el agua del fluido antes de que
este fluya a través de las reducciones de presión, tales como las causadas por los
estranguladores y válvulas.
El agua puede ser separada del petróleo en un separador trifásico mediante el uso de
químicos y separación gravitacional. Si el separador trifásico no es lo suficientemente
grande para separar el agua adecuadamente, esta puede ser separada en un recipiente

16. de retención de agua libre, instalado aguas arriba o aguas abajo de los separadores. Si
el agua esta emulsionada, será necesario utilizar un tratamiento demulsificante para
remover esta.
 Funciones Secundarias de los Separadores de Petróleo y Gas
Mantenimiento de la Presión Óptima
Para un separador de petróleo y gas llevar a cabo sus funciones principales, la presión
debe ser mantenida de manera tal que el líquido y el gas puedan ser descargados a su
respectivo procesamiento o sistema de recolección. La presión es mantenida dentro del
separador utilizando una válvula de contrapresión de gas en cada separador o con una
válvula maestra de contrapresión que controle la presión en unidad de dos o más
separadores. En la figura 1.4 se muestra una válvula de contrapresión de gas de baja
presión típica, y la figura 1.5 muestra una válvula de contrapresión de gas de alta presión
utilizada para mantener la presión deseada en los separadores.
La presión óptima que debe mantener el separador es la presión que resultará en el
rendimiento económico más alto de la venta de los hidrocarburos líquidos y gaseosos.
Esta presión óptima puede ser calculada teóricamente o determinada por pruebas de
campo.
Mantenimiento del Sello Líquido en el Separador
Para mantener la presión en el separador, un sello líquido debe ser logrado en la porción
mas baja del recipiente. Este sello líquido previene la pérdida de gas con el petróleo y
requiere el uso de un controlador de nivel de líquido y una válvula similar a aquellas
mostradas en la figura 1.6 y 1.7. Una válvula operada por palanca similar a la mostrada
en la figura 1.8 puede ser utilizada para mantener el sello líquido en un separador
cuando la válvula es operada por un flotador que es accionado por el nivel de líquido en
el separador. La válvula de control de descarga de petróleo mostrada en la figura 1.7
puede ser accionada por un piloto operado por flotador, por un controlador de nivel de
liquido sin flotador similar al mostrado en la figura 1.9, o por un controlador de nivel de
liquido tipo tubo de torque (desplazamiento) similar al mostrado en la figura 1.6.

17.  Clasificación de los Separadores
 Configuración
Los separadores de petróleo y gas pueden tener tres configuraciones generales:
vertical, horizontal y esférico. Los separadores verticales pueden variar de tamaño de
10 a 12 pulgadas en diámetro y 4 a 5 pies de altura, hasta 10 a 12 pies en diámetro y
15 a 25 pies de altura.
Los separadores de petróleo y gas horizontales son fabricados con una configuración
de un solo tubo o con dos tubos. Ambos tipos de unidades pueden ser utilizadas para
la separación bifásica o trifásica, pueden variar de tamaño de 10 a 12 pulgadas en
diámetro y 4 a 5 pies de largo, hasta 15 o 16 pies en diámetro y de 60 a 70 pies de largo.
Los separadores esféricos están usualmente disponibles en 24 o 30 pulgadas hasta 66
o 72 pulgadas en diámetro.

18.  Función
Las tres configuraciones de separadores están disponibles para operación bifásica y
trifásica. Las unidades bifásicas el gas es separado del liquido con el gas y el liquido
descargados de manera separada. En los separadores trifásicos, el fluido del pozo es
separado en petróleo, gas, y agua, y son descargos de manera separada.
 Presión de Operación
Estos pueden operar a presión es que van desde un alto vacío hasta 4000 o 5000 psi.
Mucho de los separadores de gas y petróleo operan en el rango de operación de 20 a
1500 psi.
 Clasificación por Aplicación
Separador de Prueba
Es utilizado para separar y medir los fluidos de un pozo. Los separadores de prueba
pueden ser equipados con varios tipos de medidores para medir el petróleo, gas, y/o
agua para pruebas de potencial, pruebas de producción periódicas, prueba de pozos
marginales, etc.
Separador de Producción
Es utilizado para separar el fluido producido desde pozo, un grupo de pozos, o una
localización sobre una base diaria o continua. Los separadores de producción pueden
ser verticales, horizontales o esféricos.
Separador de Baja Temperatura.
Es uno especial en el cual el fluido del pozo a alta presión es introducido en el recipiente
a través de un estrangulador o válvula reductora de presión de tal manera que la
temperatura del separador es reducida apreciablemente por debajo de la temperatura
del fluido del pozo.
Separador de Medición
La función de separar los fluidos del pozo en petróleo, gas y agua, y medir los líquidos
puede ser llevado a cabo en un recipiente.
Separador Elevado
Los separadores pueden ser instalados sobre plataformas en o cerca de patio de tanque
o sobre plataformas costa-fuera de tal forma que el liquido pueda fluir desde el
separador hacia almacenamiento o recipientes aguas abajo por gravedad. Esto permite
operar el separador a la más baja presión posible para capturar la máxima cantidad de
líquido para minimizar la pérdida de gas y vapor hacia la atmósfera o hacia el sistema
de gas a baja presión.
Separadores por Etapas
Cuando el fluido producido es pasado a través de más de un separador con los
separadores en serie, los separadores son referidos como separadores por etapa.
 Clasificación por el principio utilizado para la separación primaria
Los separadores pueden ser clasificados de acuerdo al método utilizado para llevar a
cabo la separación primaria en el separador.
 Choque y/o Coalescencia
Este tipo de separador incluye todas las unidades que utilizan una placa o dispositivo
de empaque en la entrada del separador para llevar a cabo la separación inicial del
petróleo y del gas.
Fuerza Centrifuga
La fuerza centrifuga puede ser utilizada tanto para la separación primaria como para la
secundaria de petróleo y gas en el separador. La fuerza centrifuga puede ser obtenida
tanto con una entrada tangencial dimensionada apropiadamente o un elemento espiral
interno dimensionado de manera apropiada con el fondo y el tope del abierto o
parcialmente abierto. Estos elementos centrífugos causan flujo ciclónico del fluido
entrante a velocidades tan altas para separar el fluido en una capa externa o cilindro de
líquido y en un cono interno o cilindro de gas o vapor. La velocidad requerida para la
separación centrifuga varia desde cerca de 40 hasta aproximadamente 300 pies/s. La
velocidad mas común de operación esta entre 80 y 120 pies/s.

19.  Selección y Aplicación de Separadores y Depuradores
Los separadores de petróleo y gas son fabricados en tres configuraciones básicas:
vertical, horizontal y esférico. Depuradores de gas son fabricados en dos formas
básicas: vertical y horizontal. Cada una de estas unidades tiene ventajas y usos
específicos. La selección de una unidad particular para ser utilizada en cada aplicación
se basa usualmente en cual obtendrá los resultados deseados a los costos mas bajos
de equipo, instalación y mantenimiento la tabla 12.5 muestra una comparación de las
ventajas y desventajas de los separadores verticales, horizontales y esféricos.
 Separadores Verticales
Las aplicaciones para los separadores verticales de gas y petróleo incluyen lo siguiente:
 Fluidos del pozo que tienen una alta relación gas-líquido.
 Fluidos del pozo que contienen cantidades apreciables de arena, lodo, y sólidos
similares finamente divididos.
 Instalaciones con limitaciones de espacio horizontal pero con pocas o ninguna limitación
de altura, tales como plataformas de producción costa-fuera.
 Fluidos del pozo donde el volumen puede variar ampliamente e instantáneamente, tales
como pozos de levantamiento por gas intermitente (intermitent gas lift).
 Aguas debajo de otro equipo de producción que permite o causa condensación de
líquido o coalescencia.
 Aguas arriba de otro equipo de proceso en campo que no funciona apropiadamente con
líquido entrampado en el gas.
 Donde la economía favorece al separador vertical.

20.  Separadores Horizontales
Las aplicaciones para los separadores horizontales de gas y petróleo incluyen lo
siguiente:
 Separación liquido/liquido en instalaciones con separador trifásico para obtener una
separación agua-petróleo más eficiente.
 Separación del crudo espumante donde la mayor área de contacto gas-líquido del
recipiente horizontal permitirá y/o causará un rompimiento más rápido de la espuma y
una separación gas-líquido más eficiente.
 instalaciones donde limitaciones de altura indican el uso de un recipiente horizontal
debido a su forma.
 Fluido de pozo con una alta relación gas-petróleo (RGP).
 Pozos con tasa de flujo relativamente constante y con poco o ningún cabeceo o
surgencia de líquido.
 Donde unidades portátiles son requeridas tanto para uso de prueba como producción.
 Donde unidades múltiples pueden ser apiladas para conservar espacio de planta.
 Aguas arriba de otro equipo de proceso en campo que no funciona apropiadamente con
líquido entrampado en el gas.
 Aguas debajo de otro equipo de producción que permite o causa condensación de
líquido o coalescencia.
 Donde la economía favorece al separador horizontal.
 Separadores Esféricos
La siguiente es una lista de las aplicaciones para los separadores esféricos de petróleo
y gas.
 Fluidos del pozo con altas relaciones gas-petróleo, tasas de flujo constante, si cabezos
ni baches.
 Instalaciones donde existe limitaciones de altura y espacio horizontal.
 Aguas debajo de unidades de procesos, tales como deshidratadores de glicol y
endulzadores de gas, para depurar y recuperar los fluidos de procesos tales como la
amina y el glicol.
 Instalaciones donde la economía favorece los separadores esféricos.
 Instalaciones que requieren un separador pequeño donde un hombre pueda transportar
un separador esférico a la localización e instalarlo.
 Depurador para combustible y gas de proceso para uso de planta y o campo.

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