Densidad de un gas.- Es el peso molecular por unidad de volumen de un gas a ciertas condiciones de presión y temperatura. En unidades de campo la densidad del gas se expresa normalmente en lbm / pie3.

Densidad relativa de un gas.- Es el cociente del peso molecular por unidad de volumen de un gas entre el peso molecular por unidad de volumen del aire, ambos tomados a las mismas condiciones de temperatura y presión, y considerando la densidad del aire como 1 atm.

Densidad relativa de un líquido.- Es el cociente de la densidad del líquido con respecto a la densidad del agua, ambos tomados a las mismas condiciones de temperatura y presión. La densidad del agua es aproximadamente de 1 gr/cm3.

Encogimiento.- Es la disminución de volumen que experimenta una fase líquida por efecto de la liberación del gas disuelto y por su contracción térmica. El factor de encogimiento es el recíproco del factor del volumen.

Factor de Compresibilidad.- Se denomina también factor de desviación o factor de super compresibilidad. Es un factor que se introduce en la ley de los gases ideales para tomar en cuenta la desviación que experimenta un gas real con respecto a un gas ideal.

Tomando en cuenta este factor de compresibilidad, la ecuación queda como:

p ⋅V = Z ⋅ n ⋅ R ⋅ (T + 460)

Donde:Z = Factor de compresibilidadR = Constante universal de los gases, 10.71 (pies/mole-oR)n = Número de moles de gas, (lb-mole)p = Presión, psiaV = Volumen (pies3)T = Temperatura, oF

Figura 1.1. Comportamiento del factor de compresibilidad en función de la presión a temperatura constante.

Factor de volumen del aceite (Bo).- Es el volumen que ocupa un barril de aceite con su gas disuelto a condiciones de yacimiento (presión y temperatura del yacimiento) por cada volumen que ocupa un barril a condiciones estándar. Esta es una medida del encogimiento volumétrico del aceite del yacimiento a condiciones de superficie.

Figura 1.2. Comportamiento típico del factor de volumen de un aceite negro en función de la presión del yacimiento a temperatura constante.

Figura 1.3. Comportamiento típico del factor de volumen de un aceite volátil en función de la presión del yacimiento a temperatura constante.

La expresión matemática del Bo es:

En las figuras 1.2 y 1.3 se puede observar como el Bo se incrementa continuamente al incrementar la presión, (entre más gas disuelto tenga en el aceite más se incrementa el Bo) hasta que la presión llega a la presión de saturación. Mientras la presión se incrementa arriba de la presión de saturación, el aceite deja de disolver más gas y el Bo decrece debido a la compresibilidad del líquido.

Factor de volumen del gas (Bg).- Se define como el volumen que ocupa un pie3 de gas medido a condiciones de yacimiento por cada pie3 de gas medido a condiciones estándar.

La expresión matemática del Bg es:

Figura 1.4. Comportamiento típico del factor de volumen del gas en función de la presión del yacimiento a temperatura constante.

Factor de volumen del agua (Bw).- Se define como el volumen que ocupa un barril de agua medido a condiciones de yacimiento por cada barril de agua medido a condiciones estándar.

La expresión matemática del Bw es:

Factor de volumen total (Bt).- Es también llamado factor de volumen de las dos fases, es decir, cuando la presión está por debajo de la presión de burbujeo. El Bt, a diferencia del Bo, considera también el gas que se liberó en el yacimiento al bajar la presión por debajo de la presión de burbujeo.

La ecuación que representa al Bt es:

Bt= Bo + Bg( Rsb − Rs) (1.6)Donde:

Bo = factor de volumen del aceite a una presión menor a la pb, en bl@c.y. / bl@c.sBg = factor de volumen del gas, en bl@c.y. / pies3 @c.s.Rsb = relación de solubilidad a la presión de burbujeo, en pies3 @c.s. / bl@c.s.Rs = relación de solubilidad a una presión menor a la pb, en pies3 @c.s. / bl@c.s.

Al analizar la ecuación podemos observar que al restar la Rsb de la Rs nos da la cantidad de gas liberado en el yacimiento debido a la disminución de la presión, y se multiplica por el factor de volumen del gas para que ese gas liberado este a condiciones de yacimiento.

La figura 1.5 nos muestra la comparación del factor de volumen total con el factor de volumen del aceite. Los dos factores de volumen son idénticos cuando se encuentran arriba de la presión de burbujeo, ya que no se ha liberado gas todavía; la diferencia ocurre cuando la presión disminuye por debajo de la pb, y es debido a que el Bt si considera el gas que ha sido liberado del aceite en el yacimiento, por lo cual el Bt aumenta.

Figura 1.5. Comportamiento del factor de volumen total y del aceite en función de la presión del yacimiento.

Mole.- Es el peso molecular de cualquier sustancia. Por ejemplo el peso molecular del metano es de 16.04 lb = 1 lb-mole. En igual forma 16.04 gr = 1 gr-mole del metano. Una mole-lb de un gas ocupa 379 pies3 a condiciones estándar.

Presión de vapor.- Es la presión que ejerce el vapor de una sustancia cuando ésta y su vapor están en equilibrio. El equilibrio se establece cuando el ritmo de evaporación de la sustancia es igual al ritmo de condensación de su vapor.

Presión de vapor Reid.- Es la medida de la presión de vapor de una muestra a 100 oF, en una celda especial, y siguiendo la norma de evaluación así denominada.

Relación de solubilidad ( Rs ).- La relación de solubilidad se define como el volumen de gas disuelto en un barril de aceite a condiciones estándar. La Rs aumenta cuando se incrementa la presión hasta llegar a la presión de burbujeo del aceite, arriba de ese punto la Rs se mantiene constante, donde el aceite también es llamado bajosaturado (arriba de la presión de saturación).

En el proceso de separación flash (instantánea), el gas liberado del aceite en la celda PVT durante la declinación de la presión permanece en contacto con el aceite del cual fue liberado, lo que es una diferencia del proceso de separación diferencial, y es considerado como más representativo del proceso de reparación experimentado en el sistema de flujo del yacimiento; esto es debido a que la alta transmisibilidad del gas hace un flujo más rápido del gas, dejando atrás el aceite del cual fue liberado.

Figura 1.6. Gráfica de la comparación idealizada de la relación de solubilidad por separación flash y diferencial en función de la presión.

Separación diferencial o liberación de gas diferencial .- Es un proceso en el cual se separa el gas que fue liberado del aceite como resultado de un

cambio en la presión o la temperatura, con un retiro continuo del gas que se encuentra en contacto con el aceite, en el que se encontraba disuelto, antes de establecer un equilibrio con la fase líquida. Por lo tanto, durante este proceso la composición del sistema varía continuamente.

Separación instantánea (flash) o liberación de gas instantánea .- Es un proceso en el cual a cada declinación o nivel de presión, se conserva todo el gas liberado del aceite, por lo que se mantiene constante la composición total del sistema.

Tensión Superficial (σ).- Es la tendencia de un líquido a ofrecer la mínima superficie libre, es decir, la superficie líquida en contacto con un gas tiende a contraerse. Es una medida del inequilibrio en las fuerzas moleculares interfaciales para dos fases en contacto. En el flujo multifásico en tuberías los valores de la tensión superficial o interfacial, gas-líquido y líquido-líquido, son usados para determinar los patrones de flujo y colgamiento de líquido.

Viscosidad del aceite.- La viscosidad es una medida de la resistencia al flujo ejercida por un fluido, y sus unidades usualmente son los centipoise (gr seg cm) m /100

La viscosidad, como otras propiedades físicas de los líquidos, es afectada por la presión y la temperatura. Un incremento en la temperatura causa una disminución en la viscosidad. Una disminución en la presión ocasiona una disminución en la viscosidad, con la condición de que el único efecto de la presión es comprimir el líquido. En los yacimientos de aceite la viscosidad también se ve afectada, debido a que una disminución en la cantidad de gas en solución en el aceite causa un aumento de la viscosidad de aceite, y por supuesto, la cantidad de gas en solución esta en función directa de la presión.

Figura 1.7. Forma típica del comportamiento de la viscosidad del aceite en función de la presión, a temperatura de yacimiento constante.

Figura 1.8. Comportamiento de la viscosidad del gas con respecto a la presión y a la temperatura del yacimiento.

En la gráfica de la figura 1.7 se puede observar como la viscosidad del gas disminuye si la presión del yacimiento disminuye, esto es debido a que como la presión es menor las moléculas se encuentran más separadas entre sí por lo que se pueden mover más fácilmente unas con otras. También se puede observar el efecto que tiene la temperatura sobre la