CONTENIDOPginaCONTENIDO.. IINOMENCLATURA. VIIUNIDADES EMPLEADAS EN CLCULOS DE RECUPERACIN TRMICA XIICAPTULO IRECUPERACIN TRMICA1.1.-DEFINICIN. 11.2.-HISTORIA..1 1.3.- PROCESOS DE RECUPERACIN TRMICA41.3.1.- INYECCIN DE VAPOR51.3.2.- INYECCIN DE AGUA CALIENTE..61.3.3.- COMBUSTION IN SITU.71.3.3.1.- COMBUSTIN CONVENCIONAL.71.3.3.2.- COMBUSTIN HMEDA91.3.3.3.- COMBUSTIN EN REVERSO..111.4.- IMPORTANCIA DE LOS PROCESOS DE RECUPERACIN TRMICA121.5.- CONSIDERACIONES GENERALES.171.5.1.- PROFUNDIDAD..181.5.2.- PETRLEO IN SITU..181.5.3.- POROSIDAD191.5.4.- SATURACIN DE AGUA..191.5.5.- SEGREGACIN..191.5.6.- HETEROGENEIDAD DEL YACIMIENTO2021.5.7.- ESPESOR DE ARENA.. 211.5.8.- MOVILIDAD DEL PETRLEO..211.6.- REFERENCIAS..22CAPTULO IIPROPIEDADES TRMICAS DE ROCAS Y FLUIDOS2.1.- VISCOSIDAD DE LOS LQUIDOS..252.1.1.- MTODO DE SAUDER..262.1.2.- MTODO DE THOMAS. 272.2.- VISCOSIDAD DEL PETRLEO.282.2.A.- ECUACIN DE ANDRADE292.2.B.- TCNICA DE UN SOLO PUNTO302.2.C.- CARTA ASTM DE VISCOSIDAD-TEMPERATURA 312.3.- VISCOSIDAD DE MEZCLAS LQUIDAS362.4.- VISCOSIDAD DEL AGUA Y DEL VAPOR.382.5.- EFECTO DEL GAS EN SOLUCIN SOBRE LA VISCOSIDAD DEL PETRLEO.402,6.- OTRAS UNIDADES DE VISCOSIDAD. 432.7.- DENSIDAD DEL PETRLEO 452.8.- DENSIDAD DEL AGUA 452.9.- CALOR ESPECFICO.. 462.9.A.- HIDROCARBUROS LQUIDOS Y PETRLEOS. 462.9.B.- HIDROCARBUROS GASEOSOS.462.9.C.- AGUA SATURADA. 462.9.D.- ROCAS 472.10.- CAPACIDAD CALORFICA DE ROCAS SATURADAS.. 4732.11.- CONDUCTIVIDAD TRMICA (KH). 482.11.1.-CONDUCTIVIDAD TRMICA DE LQUIDOS Y GASES.. 491.11.2.-CONDUCTIVIDAD TRMICA DE ROCAS.512.12.- DIFUSIVIDAD TRMICA. 532.13.- SATURACIN RESIDUAL DE PETRLEO. 552.14.- REFERENCIAS.57CAPTULO IIIPROPIEDADES TRMICAS DEL AGUA Y DEL VAPOR3.1.- TEMPERATURA DE SATURACIN DEL AGUA 593.2.- CALOR ESPECFICO DEL AGUA Y DEL VAPOR. 603.3.- CALOR SENSIBLE DEL AGUA. 613.4.- CALOR LATENTE DE VAPORIZACIN.. 623.5.- CALOR TOTAL O ENTALPA DEL VAPOR SECO Y SATURADO. 633.6.- CALIDAD DEL VAPOR Y VAPOR HMEDO.. 633.7.- ENTALPA DISPONIBLE. 653.8.- VOLUMEN ESPECIFICO 653.9.- DENSIDAD DEL VAPOR 673.10.- VAPOR SOBRECALENTADO.. 673.11.- CORRELACIONES DE EJIOGU Y FIORY. 683.12.- DIAGRAMA TEMPERATURA-ENTALPA PARA EL AGUA 703.13.- DETERMINACIN DE LA CALIDAD DEL VAPOR.. 733.13.1.-MTODO DEL SEPARADOR 733.13.2.-MTODO DE LOS CLORUROS 733.13.3.-MTODO DE LA CONDUCTIVIDAD 7443.13.4.-MTODO DEL MEDIDOR DE ORIFICIO 753.14.- MEDICIN DEL FLUJO DEL VAPOR. 773.15.- DISTRIBUCIN DEL VAPOR 823.16.- TABLAS DE VAPOR.. 823.17.- PROBLEMAS.. 853.17.- REFERENCIAS.. 86CAPTULO IVPRDIDAS DE CALOR DURANTE LA TRANSMISINDE FLUIDOS CALIENTES4.1.- MECANISMOS DE TRANSFERENCIA DE CALOR 894.1.a.- CONDUCCIN. 914.1.b.- RADIACIN.. 944.1.c.- CONVECCIN. 954.2.- EFICIENCIA TRMICA DEL GENERADOR.. 964.3.- PRDIDAS DE CALOR EN LNEAS DE SUPERFICIE 984.4.- CLCULO DE LAS PRDIDAS DE CALOR EN LNEAS DE SUPERFICIE 984.4.1.- PROCEDIMIENTO DE CLCULO PARA PRDIDAS DE CALOR 1114.4.1a.-PROCEDIMIENTO MATEMTICO. 1134.4.1b.-PROCEDIMIENTOS GRFICOS. 1174.5.- CALIDAD DEL VAPOR EN EL CABEZAL DEL POZO. 1254.6.- CADA DE PRESIN EN LNEAS DE SUPERFICIE 1274.7.- PRDIDAS DE CALOR EN EL POZO. 13054.8.- CLCULO DE LAS PRDIDAS DE CALOR EN EL POZO.. 1304.8.1.- MTODO DE WILLHITE 1304.8.2.- PROCEDIMIENTO DE CLCULO.. 1384.8.2a.-TUBERA DE INYECCIN SIN AISLANTE. 1384.8.2b.-TUBERA DE INYECCIN CON AISLANTE 1404.8.3.- MTODO DE RAMEY 1474.8.4.- MTODO DE SATTER. 1484.8.5.- MTODO DE PACHECO Y FAROUQ ALI. 1494.8.6.- MTODO DE SUGIURA Y FAROUQ ALI.. 1504.9.- CALIDAD DEL VAPOR EN EL POZO.. 1504.10.- CADAS DE PRESIN EN EL POZO.. 1514.11.- PRDIDAS DE CALOR DURANTE LA INYECCIN DE UN FLUIDOCALIENTE MONOFSICO 1544.12.- PROBLEMAS.. 1564.13.- REFERENCIAS.. 157 CAPTULO VCALENTAMIENTO DE LA FORMACIN POR INYECCIN DE FLUIDOS CALIENTES5.1.- MECANISMOS DE TRANSFERENCIA DE CALOR EN LAFORMACIN1615.2.- CALENTAMIENTO DE LA FORMACIN POR INYECCIN DE VAPOR..1635.3.- MODELO DE MARX Y LANGENHEIM1635.4.- MODIFICACIN DE MANDL Y VOLEK..17665.5.- CALENTAMIENTO DE LA FORMACIN POR INYECCIN DE AGUACELIENTE.1825.6.- MODELO DE LAUWERIER1825.7.- MODELO DE SPILLETTE..1865.8.- INYECCIN A TASAS VARIABLES.1875.9.- REFERENCIAS187CAPTULO VIINYECCIN DE AGUA CALIENTE6.1.- MECANISMOS DE RECUPERACIN EN INYECCIN DE AGUACALIENTE.1896.2.- CLCULO DE LA RECUPERACIN DE PETRLEO POR INYECCINDE AGUA CALIENTE..1916.3.- VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LA INYECCIN DE AGUA CALIENTE.1966.4.- ESTIMULACIN CON AGUA CALIENTE1976.5.- REFERENCIAS198CAPTULO VIIINYECCIN CCLICA DE VAPOR7.1.- MECANISMOS DE RECUPERACIN EN INYECCIN CCLICA DEVAPOR.2047.2.- CLCULO DE LA RECUPERACIN DE PETRLEO EN INYECCINCCLICA DE VAPOR..2067.3.- MODELO DE BOBERG Y LANTZ20977.4.- MODELO DE BOBERG Y TOWSON..2197.5.- USOS DE POZOS HORIZONTALES PARA INYECCIN CCLICA DEVAPOR.2227.6.- OTROSMODELOS PARA PREDECIR LA RECUPERACIN DEPETRLEO EN INYECCIN CCLICA DE VAPOR.2247.6.1.- MODELOS DE DAVIDSON, MILLER Y MUELLER, Y DEMARTIN..2247.6.2.- MODELOS DE SEBA Y PERRY, Y DE KUO, SHAIN Y PHOCAS2247.6.3.- MODELO DE CLOSMANN, RATLIFF Y TRUITT2247.6.4.- MODELO DE SWAAN.2247.7.- CRITERIOS DE DISEO PARA LA SELECCIN DEL YACIMIENTOEN UN PROYECTO DE INYECCIN CCLICA DE VAPOR..2257.8.- DESVENTAJAS DE LA ESTIMULACIN CON VAPOR.2277.9.- OTROS PROCESOS DE ESTIMULACIN2297.10.- REFERENCIAS229CAPTULO VIIIINYECCIN CONTINUA DE VAPOR8.1.- MECANISMOS DE RECUPERACIN EN INYECCIN CONTINUA DE VAPOR2338.1.- CLCULO DE LA RECUPERACIN DE PETRLEO POR INYECCIN CONTINUA DE VAPOR.2378.2.1.- MTODO DE MYHILL Y STEGEMEIER..2428.2.2.- MTODO DE GOMAA.2468.2.3.- MTODO DE FAIRFIELD2508.2.4.- MTODO DE VAN LOOKEREN25088.3.- OTROS MODELOS PARA CALCULAR LA RECUPERACIN DE PTROLEO EN LA INYECCIN CONTINUA DE VAPOR..2538.3.1.- MODELO DE DAVIES, SILBERBERG Y CAUDLE.2538.3.2.- MODELOS DE SHUTLER2538.3.3.- MODELO DE ABDALLA Y COATS2548.3.4.- MODELO DE VINSOME..2548.3.5.- MODELO DE COATS, GEORGE, CHU Y MARCUM.2548.3.6.- MODELO DE COATS..2548.3.7.- MODELO DE RINCON, DAZ MUOZ Y FAROUQ ALI.2558.3.8.- MODELO DE FERRER Y FAROUQ ALI2558.4.- CRITERIOS DE DISEO PARA LA INYECCIN CONTINUA DE VAPOR..2558.5.- REFERENCIAS257 CAPTULO IXCOMBUSTIN IN SITU9.1.- COMBUSTIN CONVENCIONAL2619.2.- CONTENIDO DE COMBUSTIBLE2649.3.- REQUERIMIENTOS DE AIRE..2709.4.- VELOCIDAD DEL FRENTE DE COMBUSTIN2719.5.- CALOR DE COMBUSTIN2739.6.- CANTIDAD DE AGUA FORMADA POR LA COMBUSTIN2739.7.- IGNICIN..2769.7.1.- IGNICIN ESPONTNEA2769.7.2.- IGNICIN ARTIFICIAL.2799.8.- TASA DE INYECCIN DE AIRE..28099.9.- RADIO DE EXTINCIN..2819.10.- EFICIENCIA AREAL Y VERTICAL2859.11.- DISEO DE UN PROYECTO DE COMBUSTION IN SITUCONVENCIONAL2869.12.- COMBUSTIN EN REVERSO.2889.13.- VARIACIONES DEL PROCESO DE COMBUSTIN CONVENCIONAL2909.13.1.-COMBUSTIN HMEDA2919.14.- CRITERIOS PARA LA SELECCIN DEL YACIMIENTO EN UN PROCESO DE COMBUSTIN IN SITU.2939.15.- MODELOS MATEMTICOS.2959.15.1.-MODELO DE RAMEY..2959.15.2.-MODELO DE BAILEY Y LARKIN2969.15.3.-MODELO DE THOMAS, SELIG Y COUCH..2969.15.4.-MODELO DE CHU2979.15.5.-MODELO DE KUO2979.15.6.-MODELO DE GOTTFRIED.2989.15.7.-MODELO DE SMITH Y FAROUQ ALI..2979.16.- REFERENCIAS297CAPTULO IRECUPERACIN TRMICA1.1.- DEFINICIN10Recuperacin Trmica se define como el proceso por el cual intencionalmente se introduce calor dentro de las acumulaciones subterrneas de compuestos orgnicos con el propsito de producir combustibles por medio de los pozos1.Por mltiples razones se utilizan los mtodos trmicos en lugar de otros mtodos de extraccin. En el caso de petrleos viscosos, los cuales actualmente son los de mayor inters para la aplicacin de estos procesos, se utiliza calor para mejorar la eficiencia deldesplazamiento y de la extraccin. La reduccin de viscosidad del petrleoqueacompaaal incrementodetemperatura, permitenosloqueel petrleofluyamsfcilmentesinoquetambinresulteunarazndemovilidad ms favorable.1.2.- HISTORIADesde1865sehanpublicadonumerosos trabajos yartculosreferentes ala introduccindecalor enlosyacimientospetrolferosparamejorar oacelerar la extraccin de petrleo. Elmtodo ms antiguo conocido para introducir calor en los yacimiento es el de los calentadores de fondo. Una de las primeras referencias deestaprctica esten unapatenteotorgadaaPerryyWarner2en 1865. El propsito primariodeloscalentadoresdefondo, esreducir laviscosidadycon esto, incrementar la tasa de produccin de crudos pesados, aunque ocasionalmente los calentadores de fondo se utilizan para mantener el crudo por encima del punto de fluidez (Pour point) durante su movimiento hasta la superficie, y para remover o inhibir la formacin y depositacin de slidos orgnicos,tales como parafinas y asfaltenos.Como con eluso de calentadores en elfondo del hoyoylossistemasequivalentesqueutilizanlacirculacindefluidoscalientes desde la superficie, solamente se afecta laparte productora del hoyo y su vecindad inmediata, en laprctica, talesaplicacionesestnconsideradascomo tratamientos de estimulacin y prevencin.En algunas partes del mundo se han usado diferentes formas de calentamiento hoyo abajo por medio de quemadores y de calentadores elctricos, mediante inyeccin intermitente de fluidos calientes en 11los pozos productores o por la simple circulacin de fluidos calientes, pero estas aplicaciones han disminuido en pocas recientes, en comparacin con el nfasis inicial dado a los calentadores de fondo, segn el informe presentado por Nelson y McNiel3 y por la publicacin del API, History of Petroleum Engineering 4.La Combustin In Situ en yacimientos petrolferos, probablemente ocurri durante la ejecucin de proyectos de inyeccin de aire usados a principios de siglo para mejorar laextraccindepetrleo. En1920, Wolcott5yHoward6consideraron algunos elementos claves de los procesos de combustin subterrnea para yacimientospetrolferos, incluyendolainyeccindeaireparaquemar partedel crudo, afindegenerar calor yreducirlaviscosidadyproporcionarleal mismo tiempounafuerzadedesplazamientoal crudo. Estosmismosaspectosfueron reconocidos por patentes emitidas en 1923.La primera publicacin sobre una operacin de campo del proceso de Combustin Subterrnea a gran escala corresponde a las llevadas a cabo en Rusia, en 19337, las cuales fueron realizadas en vetas de carbn. Este proceso se conoce como proceso In Situ para gasificacin de carbn (In Situ Coal Gasification Process). El primer intentodeaplicacindeesteprocesoayacimientospetrolferosocurri tambin en ese mismo pas en 19348.EnEE.UU, lasprimerasaplicacionesdecampodocumentadasdel procesode combustin fueron promovidas probablemente por E.W. Hatman9 a partir de 1942.LaCombustinInSitu, tal comoes conocidaenlaactualidad, sedesarroll rpidamente en EE.UU, a partir de las investigaciones de laboratorio de Kuhn y Koch10publicados en 1953 y las de Grant y SAS11, publicados alao siguiente. Estos investigadores visualizaron una onda de calor mvil (i.e el calor dejado atrs en la zona quemada sera llevado corriente abajo por el aire inyectado a temperatura ambiente). Inmediatamente, una sucesin de artculos tcnicos sigui a estas primeras publicaciones. De los ltimos artculos, el de Wilson12 introdujo el 12concepto de zonas secuenciales de petrleo y vapor y el de Dietz y Weijdema13, muestracmolosaspectosderecuperacindecalor delaCombustinInSitu reconocidos por Grant y SAS11, podran ser mejorados significativamente aadiendo agua al aire.El uso de la Inyeccin Continua de Vapor comienza entre los aos 1931 1932, cuando se inyect vapor por 235 das en una arena de 18 pies de espesor, a una profundidad de380 pies,en laparcelade Wilson y Swain, cercade Woodson, Texas, EE.UU. No hay registro aparente de la Inyeccin de Vapor en los siguientes 20 aos, hasta el proyecto piloto que funcion en Yorba Linda, California, EE.UU14.Los primeros proyectos deInyeccin Continua de Vapor en gran escala se realizaron en Schoonebeek, Holanda15 y Ta Juana, Estado Zulia, en Venezuela16.La Inyeccin Alternada de Vapor se descubri accidentalmente en 1959, durante la prueba piloto de Inyeccin Continua de Vapor que se estaba llevando a cabo en Mene Grande, Estado Zulia, en Venezuela17. Hoy en da, la Inyeccin Alternada de Vapor(tambinconocida comoInyeccinCclicadeVapor, RemojoconVapor, Estimulacin con Vapor) es un mtodo de recuperacin trmica muy utilizado.La utilizacin de las Reglas de Escalamiento18 y de los Modelos Fsicos a Escala19 ha desempeado un papel importante en el desarrollo de los procesos de Inyeccin Continua y de Inyeccin Alternada de Vapor.El primer registro de un proceso de Inyeccin de Gas Caliente en un yacimiento petrolfero lo cubre el propuesto por Lindsly20en 1928. Lindsly reconoci que el crudo se poda someter a pirlisis y los compuestos livianos del crudo podan ser despojados preferencialmente y alcondensarse, aumentaran la gravedad API y disminuiran la viscosidad de los crudos. La primera prueba de campo reseada tuvo lugar en una formacin en el municipio Chusov, Rusia, en 193521.131.3.- PROCESOS DE RECUPERACIN TRMICALos procesos trmicos de extraccin utilizados hasta el presente se clasifican en dos tipos: aquellos que implican la inyeccin de un fluido caliente en el yacimiento y los que utilizan la generacin de calor en el propio yacimiento. A estos ltimos se les conoce como Procesos In Situ, entre los cuales, cabe mencionar el proceso deCombustinInSitu. Tambinsepuedenclasificar comoDesplazamientos Trmicos o Tratamientos de Estimulacin Trmica.En los Desplazamientos Trmicos, el fluidoseinyecta continuamente en un nmero de pozos inyectores, para desplazar el petrleo y obtener produccin por otros pozos. La presin requerida para mantener la inyeccin delfluido tambin aumentalasfuerzasimpelentesenel yacimiento, aumentandoas el flujode crudo. Enconsecuencia, el desplazamientotrmiconosolamentereducela resistencia al flujo, sino que adems, aade una fuerza que aumenta las tasas de flujo.En los Tratamientos de Estimulacin Trmica, solamente se calienta la parte del yacimientocercanaalospozosproductores. Aquellasfuerzasimpelentesenel yacimiento, como la gravedad, elgas en solucin y eldesplazamiento por agua natural, afectanlastasasmejoradasdeextraccin, unavezquesereducela resistencia al flujo. En este tipo de tratamientos, la reduccin de la resistencia al flujo, tambin puede resultar en la remocin de slidos orgnicos o de otro tipo, de los orificios del revestidor, del forro ranurado o de la malla de alambre y an de poros de la roca que forma el yacimiento.Los Tratamientos de Estimulacin tambin pueden ser combinados con los DesplazamientosTrmicosyenestecaso, lasfuerzasimpelentessonambas: naturales e impuestas.14Acontinuacinsepresentaunabrevedescripcindelosprocesostrmicosde extraccin ms comnmente utilizados.1.3.1.- INYECCIN DE VAPOREs unprocesomedianteel cual sesuministraenergatrmicaal yacimiento inyectando vapor de agua. El proceso de inyeccin puede ser en forma continua o alternada.En la Inyeccin Continua de Vapor, elvapor es inyectado a travs de un cierto nmero de pozos, mientras el petrleo es producido a travs de pozos adyacentes.Losprincipalesmecanismosquecontribuyenal desplazamientodel petrleode estetipodeprocesoson: laexpansintrmicadefluidos del yacimiento, la reduccindelaviscosidaddel petrleoyladestilacinconvapor, siendoeste ltimo es quizs elms significativo. Adems de estos mecanismos, tambin se han notado efectos por empuje por gas y por extraccin de solventes.Uno de los procesos de inyeccin de vapor ms utilizados en la actualidad, es el de la Inyeccin Alternada de Vapor (tambin conocida como Inyeccin Cclica de Vapor, RemojoconVapor, estimulacinconVapor). Estatcnicaconsisteen inyectar vapor a una formacin productora a travs de un pozo productor por un periododeterminado, luegodel cual el pozoes cerradopor untiempo(para permitir la suficiente distribucin de calor inyectado). Despus de esto, el pozo es puesto nuevamente a produccin.Los principales mecanismos que contribuyen a la recuperacin de petrleo mediantelaInyeccinCclicadeVapor son: disminucindelaviscosidaddel petrleo, expansintrmicadelosfluidosdelaformacin, compactacindela roca yacimiento en caso de existir, etc.151.3.2.- INYECCIN DE AGUA CALIENTELa Inyeccin de Agua Caliente al igual que la Inyeccin Continua de Vapor, es un proceso de desplazamiento. El proceso consiste en inyectar agua caliente a travs deuncierto nmerodepozos y producir petrleo por otros. Los pozos de inyeccin y produccin se perforan en arreglos, tal como en la Inyeccin Continua de Vapor.En su forma ms sencilla, la Inyeccin de Agua Caliente involucra solamente el flujo de dos fases: agua y petrleo, mientras que en los procesos de vapor y los de combustin envuelvan una tercera fase: gas. En este sentido, los elementos de la inyeccin de agua caliente son relativamente fciles de describir, ya que se tratan bsicamente de un proceso de desplazamiento en el cual el petrleo es desplazado inmisciblemente tanto por agua caliente como por fra.Exceptuandolosefectosdetemperaturayel hechodequegeneralmentese aplicanacrudos relativamenteviscosos, laInyeccindeAguaCalientetiene varios elementos comunes con la Inyeccin Convencional de Agua. Los principalesmecanismosquecontribuyenal desplazamientodel petrleoenla InyeccindeAguaCalientebsicamenteson: reduccindelaviscosidaddel petrleo y la expansin trmica de los fluidos de la formacin.1.3.3.- COMBUSTIN IN SITULa Combustin In Situ implica la inyeccin de aire al yacimiento, el cual mediante ignicin espontnea o inducida, origina un frente de combustin que propaga calor dentro del mismo. La energa trmica generada por este mtodo da a lugar a una serie de reacciones qumicas tales como oxidacin, desintegracin cataltica, destilacin y polimerizacin, que contribuyen simultneamente con otros 16mecanismos tales como empuje por gas, desplazamientos miscibles, condensacin, empuje por vapor y vaporizacin, a mover el petrleo desde la zona de combustin hacia los pozos productores. Se conocen dos modalidades para llevar a cabo la Combustin in Situ en un yacimiento, denominadas: Combustin Convencional o Hacia Delante (Forward Combustion") y Combustin en Reverso o Contracorriente (Reverse Combustion). En la primera de ellas se puede aadir la variante de inyectar agua alternada o simultneamente con el aire, originndose la denominada Combustin Hmeda, la cual a su vez puede subdividirse dependiendo de la relacin agua / aire inyectado, en: Hmeda Normal, Incompleta ySuperhmeda. Las mismaspersiguenlograr unamejor utilizacindel calor generado por la combustin dentro del yacimiento, reduciendo as los costos del proceso.1.3.3.1.- COMBUSTIN CONVENCIONALEn este proceso, los fluidos inyectados y el frente de combustin se mueven en el mismo sentido, es decir, del pozo inyector hacia los pozos productores. Durante este proceso se forman dentro del yacimiento varias zonas perfectamente diferenciables22, las cuales se indican en detalle en la Figura 1.1. Estas zonas se originan por las altas temperaturas generadas dentro del medio poroso, el cual se encuentra saturado inicialmente con agua, petrleo y gas.17Figura 1.1. Diferentes zonas formadas durante la Combustin Convencional22.Los mecanismos que actan durante este proceso son muy variados, destacndose el empuje por gas, el desplazamiento miscible, la vaporizacin y la condensacin.Tales mecanismos son auxiliados por reacciones importantes tales como oxidacin, destilacin, desintegracin cataltica y polimerizacin, las cuales ocurren simultneamente en las zonas de combustin, de coque y de desintegracin cataltica indicadas en la Figura 1.1. En estas zonas ocurre tambin unincrementoenlapresindebidoprincipalmenteal aumentodel volumende 18POZOINYECTORPOZOPRODUCTORSENTIDO DEL MOVIMIENTO DEL FRENTE DE COMBUSTIONZONA QUEMADA (ARENA LIMPIA)ZONA DE COMBUSTINCOQUEDESINTEGRACIN CATALTICAEVAPORACINCONDENSACINBANCO DE AGUABANCO DE PETRLEOZONA INALTERADAfluidos por expansin trmica, la cual produce un aumento de la tasa de flujo hacia los pozos productores.1.3.3.2.- COMBUSTIN HMEDAEsta variante de la Combustin Convencional se genera al inyectar agua, alternada o simultneamente con el aire, una vez que se ha logrado la ignicin del crudoinsitu. SuclasificacinenNormal, IncompletaoSuperhmeda, hasido propuesta en base a las caractersticas de los perfiles de temperatura y saturacin originados durante el proceso, los cuales se indican en la Figura 1.2.En el caso de Combustin Hmeda en sus variantes Normal o Incompleta, el agua inyectadaal ponerseencontactoconlazonaquemada, seevaporayfluyea travs del frente de combustin como parte de la fase gaseosa, ya que la mxima temperatura del frente de combustin es en este caso, mayor que la temperatura devaporizacin del aguaalapresindel sistema. El procesosedenomina Hmeda Normal cuando el coque depositado se consume completamente.Por el contrario, cuandoel aguainyectadahacequeel combustibledepositadonose queme por completo, entonces se denomina Combustin Hmeda Incompleta.La Combustin Superhmeda se logra cuando la cantidad de calor disponible en lazonaquemadanoes suficienteparavaporizar todael aguainyectada al sistema. En este proceso, la mxima temperatura de combustin desaparece, y la zona de vaporizacin condensacin se esparce por todo el medio poroso. Este proceso ha sido denominado tambin Combustin Parcialmente Apagada.19Figura 1.2. Diferentes tipos de Combustin Hmeda24201.3.3.3.- COMBUSTIN EN REVERSOEn este caso, el frente de combustin se mueve en direccin opuesta al flujo de aire, inducindoselaignicindel crudoenel pozoproductor. LaFigura1.3. presenta un esquema simplificado de este proceso, indicndose las zonas formadas dentro del yacimiento.21Figura 1.3. Diferentes zonas formadas durante la Combustin en Reverso y perfil de temperaturas22El movimiento del frente de combustin es hacia las zonas de mayor concentracindeoxgenoylosfluidosdesplazadosatraviesandichofrentede combustin como parte de la corriente de gas, siendo transportados a travs de la zona caliente hacia los pozos productores por drenaje por gravedad y por empuje porgas. El comportamientodeesteprocesoesmuydiferenteal convencional, pues la zona de combustin no consume todo el combustible depositado delante de ella, pero s parte de los componentes medianos y livianos del petrleo in situ. Casi ni existeproduccindeMonxidooBixidodeCarbonoylasprincipales reacciones ocurridas durante la oxidacin del crudo originan compuestos oxigenados tales como aldehdos, cidos perxidos y otros.1.4. - IMPORTANCIA DE LOS PROCESOS DE RECUPERACIN TRMICAUnadelas maneras deapreciar laimportancia delos proceso trmicos es examinando las estadsticas de produccin y el nmero de operaciones de campo, no solo comparndolos con los otros proceso de extraccin mejorada (excluyendo Inyeccin de Agua), si no tambin en un sentido absoluto.Lasnicasestadsticascompletas, conocidasydisponiblessobreoperaciones trmicas de extraccin de petrleo de una regin limitada son de California25,26.La Figura1.4muestrael aumentototal delaproduccindepetrleoenCalifornia debido a laextraccin del mismopor proceso trmicos. Muchodel petrleo producido en California est entre 10 y 20 API. La produccin trmica totalen 1984 fue de 432 MBNPD, la cual correspondi al 38% de la produccin total del Estado y se ha mantenido en sostenido crecimiento desde 1964.La Tabla 1.1 muestra que las tasas de produccin obtenidas mediante la aplicacindeprocesos trmicos deextraccinydeotros tiposdeextraccin mejorado de los EE.UU aumentan en el periodo 1980 1986.De los 605 MBNPD 22obtenidos en ese pas durante 1986 mediante mtodos de extraccin mejorada, un 79% (480 MBNPD) se produjo por mtodos trmicos.23Figura 1.4. Aumento de la produccin total de California mediante losProcesos de Recuperacin Trmica24 TRMICA Vapor243[133][1,8]288[118][2,4]358[133][2,7]469[181][2,6] Combustin12[17][0,7]10[21][0,5]6[18][0,4]10[17] [0,6] TOTAL256[150] [-1,7]298[139][2,1]365[151][2,4]480[201][2,4]a QUMICA Miscelar - Polmero1[14][0,1]1[20][0,0]3[21][0,1]1[20] [0,1] Polmero1[22][0,0]3[55][0,1]10[106][0,1]15[178][0,1] Castica1[6][0,1]1[10][0,1]0[11][0,0]0[8][0,0] TOTAL2[42][0,1]4[85][0,1]13[138][0,1]17[207][0,1]b GASES Hidrocarburos*[9]**[12]*14[16][0,9]34[26] [1,3] CO2 (m)22[17][1,3]22[28][0,8]31[40][0,8]28[38] [0,7] CO2 (im)******1[18][0,0]1[28] [0,0] N2******7[7][1,0]19*[2,1] Gas en Combustin (m o im)*[8]**[10]*29[3][9,8]26[3][8,7] TOTAL75[34][2,2]72[50][1,4]83[84][1,0]108[104][1,0] TOTAL GENERAL333[226][1,5]375[274][1,4]461[373][1,2]605[512][1,2] TRMICO COMO UN % DETODOS LOS PROYECTOS EOR Vapor73,2[59][124]76,9[43][179]77,7[36][218]77,5[35] [219] Combustin3,6[8][48]2,7[8][36]1,4[5][29]1,7[2][51] TOTAL76,8[66][115]79,6[51][157]79,1[41][195]79,3[39] [202] a. Incluye la produccin de petrleo de700 BNPD provenientes de tres proyectos de inyeccin de agua caliente b. Incluye un proyecto de inyeccin de agua carbonatada 1980198219841986 Tabla 1.1. Produccin por proyectos activos de extraccin Mejorada en EE.UU [29], [30]Produccin de petrleo en 1000 BNPD (N de proyectos) [ Produccin promedio por proyectos ] TRMICA Vapor243[133][1,8]288[118][2,4]358[133][2,7]469[181][2,6] Combustin12[17][0,7]10[21][0,5]6[18][0,4]10[17] [0,6] TOTAL256[150] [-1,7]298[139][2,1]365[151][2,4]480[201][2,4]a QUMICA Miscelar - Polmero1[14][0,1]1[20][0,0]3[21][0,1]1[20] [0,1] Polmero1[22][0,0]3[55][0,1]10[106][0,1]15[178][0,1] Castica1[6][0,1]1[10][0,1]0[11][0,0]0[8][0,0] TOTAL2[42][0,1]4[85][0,1]13[138][0,1]17[207][0,1]b GASES Hidrocarburos*[9]**[12]*14[16][0,9]34[26] [1,3] CO2 (m)22[17][1,3]22[28][0,8]31[40][0,8]28[38] [0,7] CO2 (im)******1[18][0,0]1[28] [0,0] N2******7[7][1,0]19*[2,1] Gas en Combustin (m o im)*[8]**[10]*29[3][9,8]26[3][8,7] TOTAL75[34][2,2]72[50][1,4]83[84][1,0]108[104][1,0] TOTAL GENERAL333[226][1,5]375[274][1,4]461[373][1,2]605[512][1,2] TRMICO COMO UN % DETODOS LOS PROYECTOS EOR Vapor73,2[59][124]76,9[43][179]77,7[36][218]77,5[35] [219] Combustin3,6[8][48]2,7[8][36]1,4[5][29]1,7[2][51] TOTAL76,8[66][115]79,6[51][157]79,1[41][195]79,3[39] [202] a. Incluye la produccin de petrleo de700 BNPD provenientes de tres proyectos de inyeccin de agua caliente b. Incluye un proyecto de inyeccin de agua carbonatada 1980198219841986 Tabla 1.1. Produccin por proyectos activos de extraccin Mejorada en EE.UU [29], [30]Produccin de petrleo en 1000 BNPD (N de proyectos) [ Produccin promedio por proyectos ] 25Tal como se muestra en la Tabla 1.1, la tasa promedio de produccin por proyecto es significativamente mayor en elcaso de procesos trmicos que cualquier otra categora. Sin embargo, la tasa de produccin ms alta por proyecto corresponde alasubcategoradeinyeccindegas decombustin, paralocual slose presentan tres proyectos.LaTabla1.2contiene datos, deprincipiosdel aode1986, dealgunos delos mayores proyectos activos de inyeccin de vapor en el mundo a esa fecha. El ms grande de estos, el proyecto de Texaco en Kern River, tena una produccin diaria de 95 MBNPD, mayor que todos los proceso no trmicos juntos. Elproyecto de Duri en Indonesia, para ese entonces, produca 59 MBNPD extra, est programado para producir unos 300 MBNPD para principios de este siglo27.Tabla 1.2. - Los Mayores Proyectos de Inyeccin deVapor Activos en 198627,29OPERADOR CAMPO PROMEDIO DE LA TASA DE PETRLEO EXTRA (BNPD)Texaco Kern River, CA 98.460Shell Belrldge, CA 89.000Caltex Duri, Indonesia 59.000Maraven Bachaquero, Venezuela (HH -8) 48.000Mobil South Belrldge, CA 22.400Maraven Ta Juana Este, Venezuela (M -6) 20.000Lafaltadeinformacinestadsticasobreel temanoimplicaquelaextraccin trmicanosehayadesarrolladoenotrospasesdel mundo. Todolocontrario, como ejemplo se puede citar que Venezuela ha producido ms de 150 MBNPD por inyeccin de vapor por varios aos consecutivos y que Canad tiene numerososproyectos de extraccintrmicaaunque las tasas de produccin no sean altas.Dado que histricamente los procesos trmicos de extraccin slo se han aplicado a crudos viscosos, esta direccin naturalha sido debido a que no existe ningn otro mtodo prctico in situ para extraer crudos viscosos.Sin embargo, los mtodos de extraccin trmica usualmente se pueden aplicar a cualquier tipo de crudo.No obstante, ellos deben ser de aplicacin tcnica factible en el yacimiento escogido y ser competitivamente econmicos respecto a mtodos alternos, especialmente en el caso de crudos de baja viscosidad.Adems de crudos viscosos, el carbn y las lutitas petrolferas son los prospectos ms indicados para la aplicacin de los procesos trmicos de extraccin.Existen varios depsitos de crudos viscosos, bitumen, carbn y lutitas petrolferas en el mundo. En EE.UU hay una concentracin de petrleos pesados en California, donde ya se ha sentido el impacto de los procesos trmicos de extraccin. EnCanady Venezuelaexistengrandes yacimientos depetrleo pesado,los cuales son susceptibles a la aplicacin de mtodos trmicos. En la parteoccidental deEE.UUhayextensasreasdelutitaspetrolferasycarbn, muchas de las cuales probablemente tendrn que que ser sometidas de alguna manera a procesos trmicos.LaTabla1.3presentaejemplosescogidosdevariostiposdeacumulacinque actualmente parecen requerir en alguna forma la aplicacin in situ de los procesos trmicos, paraser desarrolladaapropiadamente. Considerandoquestos son 90solamente ejemplos escogidos que no representan todas las fuentes energticas del mundo, seveclaramentequelaposibilidaddeaplicacin insitudelos mtodos trmicos para la extraccin de petrleo es muy grande y prometedora.Tabla 1.3.- Tipo de Acumulacin para Posible Aplicacin IN SITU de Mtodos Trmicos de Extraccin25Volumen de la fuente *TIPO DE ACUMULACIN Petrleo equivalente(109 bl)Arenas petrolferas de Alberta700Faja petrolfera del Orinoco 1.000Cuenca Powder River, vetas de carbn de ms de 50 pies de espesor y una prof. de ms de 1.000 pies1,9 x 1011 ton900 **Cuenca Piceance Creek, lutitas petrolferas con rendimiento por encima de 25 Gal / Ton 450*El volumendel tipodeacumulacinesgeneralmentemayor quelacantidadquese puede extraer.** El valor calorfico supuesto del combustible es 14.000 Btu / lbm de carbn.Nota: La energa total consumida en el mundo en 1.980 fue equivalente, aproximadamente a 49 x 109 barriles de petrleo.1.5.- CONSIDERACIONES GENERALES28Enrecuperacintrmica, sedebetener presenteunaseriedeconsideraciones respecto a las variables bsicas del yacimiento, tales como profundidad, porosidad, saturacin de agua, etc. A continuacin se presentan algunas 91consideraciones generales sobre las variables bsicas del yacimiento. Consideraciones especficas a cada uno de los diferentes procesos, se presentarnamedidaquedichosprocesossevayandiscutiendoalolargode estas notas.1.5.1.- PROFUNDIDADEsta es una consideracin primordial. A medida que la profundidad aumenta, la presin de inyeccin requerida normalmente aumenta. Para vapor, esto se traduce en la necesidad de generadores de mayor capacidad y de mejor calidad del agua de alimentacin. Para aire, se traduce en un mayor nmero de etapas de compresin.Por el lado favorable, un aumento de la profundidad significa que se puede aplicar una mayor cada de presin a los pozos productores, lo cual resultar en mayores tasas de produccin para un crudo dado en una formacin especfica. Cuando los yacimientos son poco profundos y la presin de los mismos es baja, los fluidos inyectados puedenfluir haciala superficie atravsde caminosdeflujo que no conduzcan hacia los pozos productores. Si esto ocurre, es poco lo que se puede hacer para evitarlo.Lamayoradelosprocesostrmicosexistentesserealizanenyacimientosa profundidades menores a 2500 pies. Sin embargo, existen proyectos exitosos a mayores profundidades.1.5.2.- PETRLEO IN SITUEl petrleo in situ al momento en el cualelproyecto trmico es iniciado, es otra consideracinimportante. El petrleoresidual dejadopor unainundacincon vapor yel petrleoconsumidocomocombustibleenlaCombustinInSitu, en 92general, seconsideranindependientesdela saturacinoriginal depetrleo. En combustin, esto es cierto siempre y cuando la saturacin inicial exceda un cierto valor mnimo.Una de las preguntas ms frecuentes es cunto petrleo debe existir en sitio para iniciar un proyecto de recuperacin trmica. No existe an una respuesta sencilla a esta pregunta. Sin embargo, como regla prctica, la cual tiene muchas excepciones, se considera que no es recomendable iniciar un proyecto trmico en una formacin que contenga menos de 1000 BY/acre-pie de petrleo in situ.1.5.3.- POROSIDADAdems de su influencia en la cantidad de petrleo in situ, la porosidad tiene un papelimportante en recuperacin trmica. A medida que la porosidad aumenta, mayor es el volumen de petrleo y menor el volumen de roca que se calientan.Laporosidadesparticularmenteimportanteenunprocesodecombustin. Se considera que un proceso de combustin en yacimientos con porosidad menor de 18% - 20% tiene pocas posibilidades de xito.1.5.4.- SATURACIN DE AGUAEnyacimientosdondesehayaefectuadounainyeccindeaguaexitosa, son pocaslasprobabilidadesdequeunproyectotrmicoseatambinexitoso. Sin embargo, existen muchas excepciones a esta regla, especialmente si el precio del crudo es alto. Se piensa que muchos yacimientos agotados por empuje hidrulico natural podran ser buenos candidatos pararecuperacin trmica, cuandola viscosidad del petrleo es tan alta que la recuperacin primaria es baja. As por ejemplo, si en un yacimiento de petrleo pesado que produce por empuje hidrulico, larecuperacinessolodel 7%del petrleoinsitu, stesepodra considerar como un candidato para recuperacin trmica.931.5.5.- SEGREGACINYacimientosproducidospor empujepor gasensolucindondehayaocurrido segregacin gravitacional, pueden presentar problemas cuando son sometidos a procesos trmicos. As por ejemplo, si un yacimiento con estas caractersticas es sometido a Combustin in Situ, la cantidad de petrleo quemada como combustible puede resultar muy alta o puede que el aire inyectado se canalice por la zona de gas. Si se inyecta vapor, el vapor puede canalizarse por el tope de la arena, resultando una ruptura temprana del vapor inyectado. Aunque las situaciones de este tipo no son ideales, ellas pueden ser toleradas y en algunos casos puede sacarse ventaja de las mismas. Por ejemplo, la inyeccin de vapor enlazonadegasdeunyacimientosegregadopuedeser aprovechadapara calentar y recuperar parte del petrleo existente.1.5.6.- HETEROGENEIDAD DEL YACIMIENTOLa estratificacin y/o lenticularidad severa en un yacimiento hace difcil correlacionar propiedades de pozo a pozo. Esto puede resultar en clculos errneosdel petrleoinsitu, al mismotiempoquedificultalaprediccindela eficiencia areal y vertical.Unacapadelutitade1a2piesdeespesor puedeevitar lacomunicacinde presin an despus que la roca debajo de ella haya sido quemada. Si se inyecta en una seccin que contenga una de estas capas de lutitas,elfluido inyectado puedeconfinarsea lazonadelaseccindebajode lalutita,reduciendoas la eficiencia vertical. Estasituacin puederesultarventajosa en algunocasos.As por ejemplo, en un yacimiento con varias arenas separadas por capas de lutitas, la inyeccin de energa trmica en una de las arenas del centro, puede resultar en aprovechamiento del calor perdido hacia las zonas o arenas adyacentes, 94produciendo el petrleo existente en ellas por expansin trmica y por reduccin de viscosidad. Adems, se podra hacer inyeccin selectiva.Cuando la estratificacin y la lenticularidad estn presentes en grado extremo, se pierdeconfianzaenlas predicciones queserealicendel comportamientodel proceso trmico que se realicen. Estas variables, aunque difciles de estimar, no se deben ignorar.1.5.7.- ESPESOR DE ARENAEste es un parmetro importante en todos los procesos trmicos. Para inyeccin devapor odeaguacaliente, esconvenientetener espesoresmoderadamente altos, ya que de esta manera las prdidas de calor hacia las formaciones adyacentes son bajas.Para arenas de poco espesor, las prdidas verticales de calor pueden dominar los procesos de inyeccin de vapor y de agua caliente. Una arena con menos de 50 pies de espesor se considera de poco espesor para inyeccin de vapor y de agua caliente. Esto no quiere decir que tales procesos no puedan aplicarse en arenas de menos de 50 pies, sino que deben considerarse otros parmetros que pueden ser importantes para el tipo de formacin. As por ejemplo, una arena de 500 md y 25 pies de espesor puede resultar inadecuada. Sin embargo, una arena de 25 pies puede resultar un buen prospecto si su permeabilidad es de 2500 md.La conformacin vertical en un proceso de Combustin Convencional disminuye a medidaqueel espesor aumenta. Estoocurredebidoalatendenciadel aire inyectado a fluir en la parte ms alta de la estructura, debido a su baja densidad. Probablementeexisteunespesor ideal paralograr unaconformacinvertical mxima en una Combustin Convencional. Cul es este valor, es difcil establecerlo. Sin, embargo, se puede decir que una arena de 200 pies tendr baja 95conformacin vertical, mientras que una arena de 20 pies tendr una conformacin vertical excelente.1.5.8.- MOVILIDAD DEL PETRLEOEn algunos yacimientos,el petrleo ensitio esesencialmente inmvil. Cuando estoocurre, esdifcil, sinoimposible, el iniciar unfrentemvil depetrleoyla nicaformadecalentar unreaconsiderabledel yacimientoescreandouna fractura.Elincremento de temperaturaresultante haceque el petrleo se haga mvil en otras reas del yacimiento.En otros yacimientos, el petrleo tiene alguna movilidad, pero no la suficiente para permitir tasas deproduccindelamagnituddelas alcanzadas enprocesos trmicos. En este caso, los pozos productores requieren alguna forma de estimulacin.1.6.-REFERENCIAS1. Prats, M.:Thermal Recovery. Henry L. Doherty Series.Vol. 7. AIME . 1982.2. Perry, G.TandWarner, W.S.:HeatingOil WellsbyElectricity.U.S. Patent N 45584. Jul 4, 1865.3. Nelson, T.W and McNiel, J.S Jr. :Past, Present and Future Development in Oil Recovery by Thermal Methods. Pet. Eng. Part I. Feb, 1982 B27, Part II. March, 1959 B75.4. API Division of Production.:History of Petroleum Engineering. Dallas, 1961.5. Walcott, E.R: Method of Increasing the Yield of Oil Wells. U.S. Patent N 1457479. Archivado Ene 4, 1920. Emitida Jun, 1923.6. Howard, F.A:Method of Operating Oil Wells.U.S. Patent N 1473348. Archivado Ago 9, 1920, Emitida Nov. 6, 1923.967. Elder,J.L:The Underground Gasificationof Coal. Chemistry ofCoal Utilization, Supplementary Volume, H.H. Lowry(ed), John Wiley and Sons Inc. New York, 1963 Pgs, 1203 1040.8. 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Finol, A.:Notas sobre Recuperacin Trmica. Universidad delZulia. Escuela de Petrleo. Ene, 1978.9899CAPITULO IIPROPIEDADES TERMICAS DE ROCAS Y FLUIDOSCiertaspropiedadestrmicasdelasrocasyfluidosserequierenalahoradehacer clculos para estudiar la inyeccin de vapor y/o agua caliente, o la combustin en sitio, en un yacimiento. A pesar que estas propiedades se consideran constantes para muchos de estos clculos, realmente la mayora de ellas vara con la temperatura.Entre las propiedades trmicas de las rocas se incluyen: el calor especfico, la conductividad trmica y la capacidad calorfica tanto para rocas secas como para rocas saturadas con agua, petrleo y/o gas. Las propiedades trmicas ms importantes de los fluidos desde el punto de vista de recuperacin trmica son: la viscosidad, la densidad, el calor especfico y la conductividad trmica, esta ltima en menor grado.Elobjetivo de este captulo, es discutir estas propiedades y elefecto de la temperatura sobre ellas. Tambin se listan valores y correlaciones de uso comn para su estimacin.2.1.- VISCOSIDAD DE LOS LIQUIDOSLa viscosidad se define como la resistencia interna de los lquidos al flujo y es afectada por tresfactoresfundamentales: latemperatura, el gasquecontengaensolucinyla presin. Laviscosidadtieneimportanciaprimordial enlosprocesos derecuperacin trmica, ya que ella determina la movilidad del fluido.La viscosidades probablemente la propiedad de los lquidos que ha sido ms investigada y sobre este tpico se han publicado cientos de artculos. No obstante, al da de hoy no hay una sola teora que permita calcular la viscosidad de un lquido a cualquier presin y temperatura.Por elcontrario, hay cientos de teoras de viscosidad, cada una con una frmula emprica. No hay ni siquiera acuerdo entre investigadores sobre si la viscosidad se debe a fuerzas atractivas o a fuerzas repelentes. Si bien es cierto que en la viscosidad estynenvueltasfuerzasinteratmicas, sedesconocelanaturalezadeestasfuerzas. Estudiaremos, por considerarlo de inters, dos mtodos para predecir la viscosidad:1002.1.1.- METODO DE SAUDER El trabajo de Sauder fue publicado en 1.938 en el Journal of American Chemical Society. Sauder present la siguiente ecuacin:1 10 log9 , 210 m (2.1)donde:

= viscosidad, en cp

= densidad del lquido a la temperatura de inters, en gr/cm3 m = constante = I/M M = peso molecular del lquido I = constante, calculada a partir de unas constantes que reflejan laEstructura atmica, de acuerdo a la siguiente tabla:H 2,7C 50,2O 29,7 OH 57,1Doble enlace -15,5Anillo de 6 C-21,0R

R CR13,0 RR = grupo de alquilos101EJEMPLO 2.1Estimar la viscosidad del heptano normal a 20 C, sabiendo que la densidad del heptano normal a esta temperatura es 0,68376 gr/cm3.Comparar con el valor experimental de la viscosidad del heptano normal a esta temperatura, la cual es de 0,418 cp.SOLUCION:Heptano normal = C7H16Entonces I= 7xC + 16xH = 7x50,2 + 16x2,7 = 394,6 M =7x12 + 16x1 = 100De donde resultam = I/M = 3,946y, en consecuenciam -2,9 = 3,946x 0,68376 2,9 = -0,202y por tanto,202 , 01010 log -1 =-0,3719y finalmente, = 0,425 cplo cual, al compararlo con el valor experimental da un error de 1,7%.2.1.2- METODO DE THOMASPublicado en 1.946 en el Journal of American Chemical Society y es vlido si

7 , 0 cTT

Usa la siguiente ecuacin:

a10 1167 , 05 , 0 (2.2)donde: viscosidad, en cp densidad del lquido a la temperatura de inters, en gr/cm3102a = rrT T B ) 1 (

crTTT T temperatura absoluta, K cTtemperatura crtica, K Bconstante calculada segn la tabla siguiente: H 0,249 C-0,462 O 0,054 Doble enlace 0,478 EJEMPLO 2.2Calcular laviscosidaddel Heptano normal a20Cusandoel mtododeThomas y comparar con el valor experimental.SOLUCION:Para el Heptano normal la temperatura crtica, cT , es de 267,13 C 540,1 K.Entonces, 5425 , 01 , 540273 20+rT Por otro lado, 750 , 0 249 , 0 16 ) 462 , 0 ( 7 16 7 + + x x xH xC BDe donde resulta6325 , 05425 , 0) 5425 , 0 1 ( 75 , 0xa103Y, finalmente,414 , 0 10 68376 , 0 1167 , 06325 , 0 5 , 0 x x Al comparar este valor con el experimental, se obtiene un error del 1%Nota: El error normal queseobtieneconestosdosmtodosaqu presentados, es generalmente mayor que los aqu calculados. Adems, hay el problema que se requiere la determinacin exacta de la densidad dellquido a la temperatura de inters,lo cualno siempre est disponible.2.2.- VISCOSIDAD DEL PETROLEOEn general, la viscosidad del petrleo disminuye con aumento de temperatura. La reduccin es mayor cuanto ms viscoso sea el petrleo considerado. En operaciones de recuperacin trmica, existen tres mtodos de uso comn para correlacionar viscosidad y temperatura de petrleos crudos.2.2.A.- ECUACION DE ANDRADEBasndose en la relacin lineal observada entre la viscosidad y el recproco de temperatura, Andrade propuso la siguiente ecuacin:*Tbae (2.3)*ln lnTba + (2.4) Donde: = viscosidad, en cp

*T= temperatura, en grados absolutos, R(F+460) K(C+273,1)

a ybson constantes.Dados dos valores de viscosidad, 1 y 2 a dos temperaturas T1 y T2, las constantes a y b pueden ser determinadas,las cuales sustituidas en la ecuacin (2.3) o (2.4) resulta en una ecuacin de la viscosidad en funcin de la temperatura, para el petrleo considerado. La ecuacin obtenida permite estimar en funcin de T en el rango de temperaturas entre 104el punto normal de ebullicin y el punto de congelamiento del petrleo considerado. Si hay disponiblesmsdedosjuegosdevaloresde-T, lasconstantesaybpuedenser calculadas mediante ajuste por mnimos cuadrados. Un grafico de vs. 1/T*, sera una lnea recta en coordenadas semilogartmicas.Acontinuacinsepresentael siguienteejemploparailustrar el usodelaecuacinde Andrade.EJEMPLO 2.3Laviscosidaddeunpetrleoes1.700cpa60Fyde180cpa200F. Estimar la viscosidad del mismo a 400 F.SOLUCIONEcuacin de Andrade:

*ln lnTba + 460 60ln ) 700 . 1 ln(++ ba (1)) 180 ln(= 460 200ln++ba (2)de la ecuacin (2): a ln = 660) 180 ln(b(3)sustituyendo (3) en (1) y efectuando operaciones, se tiene que b =5.504,5sustituyendo el valor de b en (3):ln a = - 3,1472105entonces, ln= -3,1472 + *5 , 504 . 5Tde donde, la viscosidad a 400 F (860 R) es:1472 , 3 ln + 8605 , 504 . 5O sea,= 25,878 cp2.2.B.- TECNICA DE UN SOLO PUNTO:Amenudoesnecesarioestimar laviscosidaddeunpetrleoaunaaltatemperatura teniendo solamente un valor de viscosidad a baja temperatura. Una de las pocas tcnicas disponibles bajo estas condiciones es la de Lewis y Squires3, la cual envuelve el uso de la grafica presentada en la figura 2.1, denominada correlacin generalizada de viscosidad- temperatura. La grfica de la figura 2.1, se basa en datos de diferentes lquidos orgnicos incluyendo agua, y su desviacin en la prediccin de vs. T es generalmente menor de 20%.EJEMPLO 2.4Las flechas en la Figura 2.1 ilustran un ejemplo de clculo, donde se conoce = 4,38 cp a 72 F y se requiere conocer a 255 F.SOLUCION:Se ubica el punto correspondiente a 4,38 cp en la escala de la viscosidad y se procede horizontalmente hacia la curva. Luego se procede verticalmente hacia abajo hasta la lnea base, se mide una distancia que represente la diferencia entre 255 F y 72 F en grados centgrados, esto es,(255 - 72) x 95= 101,6 C106(Ntese que cada divisin mayor en la lnea base representa 100 C). Luego se procede verticalmentehaciaarribahastalacurvayseleelaviscosidadcorrespondiente. Esta resultser 0,67 cp. El valor experimental a 255 F result ser 0,836 cp, lo cual representa un error de -20%. 2.2.C.-CARTA ASTM DE VISCOSIDAD-TEMPERATURA:LacartaASTMD341-43esaplicableparaproductoslquidosdepetrleocrudo. Esta carta se basa en la ecuacin doblemente exponencial de Walther4; )} 8 , 0 log{log( ) log( )} 8 , 0 log{log(1*1*+ + + TTn(2.5)la cual proviene de : 8 , 0 ) 8 , 0 (101 + n(2.6) y )]} 8 , 0 log[log( )] 8 , 0 {log[log() log() log(2 1121+ + TT TTn (2.7) 107 108donde :

= viscosidad cinemtica a la temperatura *T, en centistokes1y 2 = viscosidades cinemticas a las temperaturas *1Ty *2T , respectivamente, en cestistokes n= constante a determinarConociendo los valores de a las temperaturas *1T y *2T , se puede determinar el valor de la constante n, obtenindose as una expresin matemtica para predecir en funcin de*T. Si se dispone de un conjunto de valores de *T , el valor de la constante n puede ser determinada mediante ajuste por mnimos cuadrados.Basada en la ecuacin (2.7), la carta ASTM de viscosidad-temperatura da una lnea recta, lacual puedeextrapolarseparaobtener viscosidadesaaltastemperaturas. As, si se prefiere se puede utilizar la carta en vez de la ecuacin (2.7) siempre que se disponga de dos valores de vs*T.La Figura 2.2,ilustra las viscosidades de algunos petrleos en esta carta.La viscosidad cinemtica , en centistokes, se relaciona a (viscosidad dinmica) en cp por medio de la siguiente ecuacin (ya indicada en la ecuacin 2.6): (2.8)donde es la densidad del petrleo en gr/cm3. La ecuacin (2.8) requiere el conocimiento de la densidad como funcin de temperatura, la cual podra ser obtenida experimentalmente. Unprocedimientoalternoaproximadoesusar lacorrelacindada ms adelante en este captulo. A continuacin se presenta un ejemplo ilustrativo utilizando la ecuacin de Walther4.109110EJEMPLO 2.5La viscosidad de un petrleo es de 1.700 cp a 60 F y de 180 cp a 200 F. La gravedad APIdel petrleo medida a 60 F es de 25 API. Estimar la viscosidad a 400 F.SOLUCION:1.- Determinacin de la gravedad especifica del petrleoo 9042 , 05 , 131 251 , 1415 , 1315 , 141++ APIo2.- Determinacin de la densidad del petrleo a 200 y 400 F (Ec. 2.18) ya quewoo w o o . osc =0,9042 x 13cmgr =0,9042 3cmgr y aplicando la ecuacin 2.18

885 . 1681+Toscoo (200 F)=0,845 3cmgr o (400 F)=0,769 3cmgr3.- Determinacin de las viscosidades cinemticas a 60 F y 200 F (Ec. 2.8), 1y 2 , respectivamente:

880 . 19042 , 0700 . 11 csty213845 , 01802 cst4.- Aplicacin de la ecuacin de Walter(2.7)111 )]} 8 , 0 log[log( )] 8 , 0 {log[log() log() log(2 1*1*2*1*+ + TT TTnT1=520 R 1 =1.880 cstT2 =660 R 2 =213 cstT = 860 R =? = 0,3118y como : resulta: -0,3118

(1.880 + 0,8)10- 0,8 = 39,543 0,8=38,74 cst y, en consecuencia: 74 , 38 . =0,769x 38,74 = 29,79 cp2.3.- VISCOSIDAD DE MEZCLAS LIQUIDAS:Muchos mtodoshansidopropuestosparaestimar laviscosidaddeunamezclade lquidos. Quizs el ms satisfactorio de estos (especialmente si los lquidos considerados tienen viscosidades ampliamente diferentes) es el mtodo de Cragoe6, el cual propone la combinacin de las licuicidades respectivas de los lquidos a mezclar, de acuerdo a la razn de sus fracciones de peso f. La licuicidad L, se define como sigue, en trminos de viscosidad , en cp:112L = 6009 , 7 ln73 , 995 . 2+ (2.9)As, si la mezcla de dos lquidos 1 y 2, contienen una fraccin en peso f1 dellquido 1, entonces la licuicidad de la mezcla, Lm, esta dada por: Lm=f1L1 +(1 f1). L2 (2.10)Donde L1y L2son las licuicidades de los lquidos.Una vez estimado elvalor de Lm, la viscosidad de la mezcla m puede ser calculada por medio de la ecuacin (2.9).A continuacin se presenta un ejemplo de clculo para ilustrar el mtodoCragoe.EJEMPLO 2.6a.- Cul ser la viscosidad de una mezcla de 30% en peso de un bitumen de 1.000.000 cp y un solvente de 0,6 cp?b.-Se desea mezclar 30% en peso del bitumen anterior (1.000.000 cp) con un solvente para obtener una mezcla de 3.558 cp Cul ser la viscosidad del solvente?SOLUCION:Parte a:1. Clculo de las licuicidades, L1 y L2 (Ec. 2.9)1 = 1.000.000 cpy2 0,6 cpL1= 88 , 139) 6009 , 7 000 . 000 . 1 ln(73 , 995 . 2+ L2= 52 , 422) 6009 , 7 6 , 0 ln(73 , 995 . 2+1132. Clculo de Lm (Ec. 2.10)Lm=f1L1 +(1 f1). L2= (0,3) (139,88) + 0,7 (422,52) = 337,733.- Clculo de m(despejando mde laEc. 2.9)

6009 , 773 , 995 . 2ln mmL Entonces: 6009 , 773 , 33773 , 995 . 2ln m = 1,269 de donde, finalmente, se obtiene:

m = 3,558 Parte b:1.- Clculo delas licuicidades Lm y L1 (Ec. 2.9) m = 3,558 cp y 1= 1.000.000 cp 73 , 3376009 , 7 ) 558 , 3 ln(73 , 995 . 2+mL 88 , 1396009 , 7 ) 000 . 000 . 1 ln(73 , 995 . 21+ L 2. Clculo de L2(despejandoL2 de la Ec. 2.10): 25 , 4223 , 0 188 , 139 3 , 0 73 , 337111 12xf L f LLm3. Clculo de2(Ec. 2.9) 506 , 0 6009 , 725 , 42273 , 995 . 2ln2 y entonces,114 2 =0,6 cp2.4.-VISCOSIDAD DEL AGUA Y DEL VAPOR:La viscosidad del agua y del vapor en funcin de temperatura puede estimarse mediante las siguientes ecuaciones presentadas por Gottfried7: 89 5 , 26776 . 1sswTT(2.11)Donde, w= viscosidad del agua, en cp

sT= temperatura de saturacin, en F.Para vapor seco y saturado, la viscosidad est dada por

410 ) 97 , 81 2 , 0 (+ x Ts s(2.12) donde:

s= viscosidad del vapor seco y saturado, en cpPara vapor hmedo, la viscosidad se puede estimar mediante:

w st s st wsX X ) 1 ( + (2.13) ) (s w st w wsX (2.13.1) Donde,ws es la viscosidad delvapor hmedo en cp, y stX es la calidad delvapor en fraccin.La tabla 2.1 presenta variaciones de la viscosidad del agua con la temperatura2. 115Tabla 2.1 Variacin de la Viscosidad del Agua con la Temperatura2TEMPERATURA(F)VISCOSIDAD(cp)50 1,30860 1,12470 0,97880 0,86190 0,764100 0,684150 0,432160 0,400170 0,372180 0,347190 0,325200 0,305210 0,287220 0,271248 0,232284 0,196302 0,184320 0,1741162.5.-EFECTO DEL GAS EN SOLUCION SOBRE LA VISCOSIDAD DEL PETROLEOEl volumendel gasensolucinenpetrleospesadosesusualmentepequeo, quizs menos de 100 pie3/bl en el caso de petrleos moderadamente pesados, y de 20-50 pie3/bl en el caso de petrleos muy pesados ( 15 API). La viscosidad del petrleo a cualquier temperatura puede ser corregida por gas en solucin, usando las curvas de la Figura 2.3.La solubilidad de un gas en un liquido decrece con un incremento en temperatura, y crece con un incremento en presin. Por tanto, se necesita data referente algas en solucin como funcin de temperatura, para usar la Figura 2.3.La solubilidad de un gas en agua es baja, aproximadamente de 4 a 10 pie3/bl a 500-1500 lpca. Por lo tanto, una correccin en la viscosidad del agua a menudo no es necesaria, en vista de la baja viscosidad del agua y de la pequea cantidad de gas en solucin.EJEMPLO 2.7Las flechas en la Figura 2.3,ilustran un ejemplo de clculo donde se desea estimar la viscosidad de un petrleo crudo saturado de gas, cuya relacin gas/petrleo en solucin es 600 PCN/BN y la viscosidad delpetrleo muerto es 1,50 cp,en ambos casos a la misma temperatura.SOLUCIONSe ubica 1,50 cp en la escala de la viscosidad del petrleo muerto (abscisa), se procede verticalmente hasta la lnea de RGP = 600 PCN/BN;luego se procede horizontalmente hasta la izquierda para obtener la respuesta, 0,58 cp, en la escala del petrleo saturado degas (ordenada). Laviscosidaddel petrleomuertopuedeestimarsededatosde laboratorio o mediante la Figura 2.4.1171181192.6.- OTRAS UNIDADES DE VISCOSIDADUsualmente la viscosidad del petrleo y de otros productos, son a menudo dados en una variedad diferente de unidades de viscosidad cinemtica. Relaciones entreen centistokes y otras unidades son:Segundos Saybolt Universal, t:

tBAt (2.14)donde los valores de las constantes A y B se usan de acuerdo al siguiente rango: A B Rango de t 0,226 19532 - 100 0,220 135> 100 Segundos Redwood N 1, t*:

**tBAt (2.15)Igualmente, en este caso los valores de las constantes A y B tienen rango, de acuerdo a : A B Rango de t 0,260 17934 - 100 0,247 50> 100 Grados Engler, E: )11 (3) 6 , 7 (EE (2.16) 120La Figura 2,5, presenta una carta para convertir valores de viscosidad a otras unidades. El uso de la Figura 2.5 es de fcil aplicacin: una lectura de viscosidad en cualquiera de las unidades indicadas puede fcilmente ser convertida a otras unidades trazando una lnea horizontal atravs delacartayleyendoel olosvalores correspondientes enotras unidades.1211222.7.-DENSIDAD DEL PETROLEODada la gravedad API de un petrleo, la gravedad especifica del petrleo, o , viene dada por: 5 , 1315 , 141+APIo(2.17)donde,o es la gravedad especifica del petrleo, adimensional. La densidad del petrleo en 3pielbes62,4 xo , y en 3mkg es 1000 xo , ambas a condiciones normales (60 F, 15 C o 288 K).La densidad del petrleo a cualquier otra temperatura T, est dada por7:

885 . 1681+Tosco(2.18) o:osc= 1,034125 0,0565 x 10-2 T + 0,2375 x 10-6 T2 (2.19)donde, T es la temperatura en F y osc la densidad del petrleo a condiciones normales.2.8.- DENSIDAD DEL AGUA:La densidad del agua a la temperatura de saturacin T, esta dada por11: Gw000023 , 0 01602 , 01+ (2.20)Con:123G =- 6,6+0,0325T+0,000657T2(2.21)Donde, w est en 3pielb y T en F.Para el vapor, la densidad depende de la presin de saturacin y de la calidad. Al igualqueotraspropiedades del vapor yalgunas del aguaserndiscutidasenel capitulo siguiente.2.9.-CALOR ESPECFICOSe define como calor especifico de una sustancia, a la cantidad de calor requerida para aumentar en un grado la temperatura de la unidad de masa de la sustancia, especficamente de 60 F 61 F. En general, depende de la temperatura aunque no muy marcadamente.Gambill12, presenta las siguientes ecuaciones para estimar el calor especfico de lquidos, gases y rocas.2.9.A.- HIDROCARBUROS LIQUIDOS Y PETROLEOS ooTc00045 , 0 388 , 0 + (2.21)Donde:co : calor especifico, F lbBTU o: gravedad especfica del petrleo, T: temperatura, F2.9.B.- HIDROCARBUROS GASEOSOScg = 4 + 1,30 n + 0,012 n T (n 3)(2.22)Donde: 124 cg : calor especfico,F mol lbBTU n : numero de tomos de carbono/mol T : temperatura, K2.9.C.- AGUA SATURADA cw = 1,0504 - 6,05 x 10-4 + 1,79 x 10-6 T2 (2.23) Donde: cw : calor especfico,F lbBTU T : temperatura, F (T 500 F)2.9.D.- ROCAS:cr = 0,18 + 0,00006 T(2.24)Donde: cr : calor especfico, F lbBTUT : temperatura, F2.10.- CAPACIDAD CALORIFICA DE ROCAS SATURADASUna propiedad trmica de gran inters en el diseo de procesos trmicos con propsitos de recuperacin secundaria,es la capacidad trmica de las rocas saturadas con uno o varios fluidos, ya que de su valor depende cuanto calor se debe suministrar para elevar la temperatura de la roca y los fluidos que ella contiene, en un determinado incremento.La capacidad calorfica de una roca saturada con petrleo, agua y gas, est dada por:M = (1 - ) r cr + (So o co + Sw w cw + Sg g cg) (2.25) Donde:125 M:capacidad calorfica,F pieBTU3 S: saturacin de fluidos, fraccin c: calor especifico,F lbBTU : densidad,3pielb o, w, r, g : subndices referentes a petrleo, agua, roca y gas respectivamente.EJEMPLO 2.8Comoejemploilustrativo, considreseunarocadeporosidad20%ysaturacionesde petrleo, agua y gas de 40%, 40% y 20% respectivamente. Utilizando valores aproximados de co = 0,5, cw = 1,0, cg = 0,5, cr = 0,21, o = 50, w = 62,4, g = 0,1 y r = 164 en las unidades respectivas, se tiene:M = (1 0,20)x164x0,21 + 0,20(0,4x50x0,5 + 0,4x62,4x1,0 + 0,20x0,1x0,5)M = 27,55 + 2,0 + 5,0 + 0,002 = 34,57 BTU/pie3 - FLos sumandos 27,55; 2,0; 5,0 y 0,002 representan la cantidad de calor requerido para aumentar en 1 F la temperatura del petrleo, agua, gas y parte slida contenida en 1 pie3 de roca. Obsrvese que la mayor parte del calor requerido se debe a la parte slida de la roca.2.11.- CONDUCTIVIDAD TERMICA (Kh)La conductividad trmica, Kh, es una propiedad del material que indica la cantidad de calor transferido, por unidad de rea transversal normal a un gradiente unitario de temperatura, bajocondicionesdeestadoestacionarioyenlaausenciadecualquier movimientode fluido o partculas. En general, la conductividad trmica vara con la presin y temperatura. Se expresa por la Ley de Fourier, la cual establece que:126 xTKAQhc (2.26)donde: AQc=tasa de transferencia de calor, en 2pieBTUKh = conductividad trmica, enF pie hBTU

xT = gradiente de temperatura, en F/pieComo puede observarse, la ley de Fourier es semejante a la ley de Darcy:

xP kAq (2.27)Comparando estas dos leyes puede observarse que la conductividad trmica en la ley de Fourier, hace el mismo rol que la movilidad, (k), en la ley de Darcy. Tngase en cuenta que : 1 F pie hr BTUC cm sega milicalor 13 , 4 2.11.1.- CONDUCTIVIDAD TERMICA DE LIQUIDOS Y GASESLa conductividad trmica de la mayora de los lquidos, especialmente lquidos orgnicos, varia entre 0,05 y 0,2 BTU/hr.pie.F y normalmente su valor disminuye con aumento de temperatura, siendo 0,08 un buen promedio. El agua es una excepcin: la conductividad trmica sube al subir la temperatura, hasta 130 C (valor mximo = 0,398 K cm segas milicalor )127Para el agua, puede usarse la siguiente ecuacin:Kw = 0,004 T + 0,228 (10 C T 80 C) (2.28)donde, T es la temperatura, en K.Unadelassiguientesrelacionessepuedeutilizar parael clculodelaconductividad trmica de lquidos 13,14: Kh= 0,5778 [0,0984 + 0,109 (1 bTT)](2.29) , Kh= 41,2 cp vb oLTM33 , 1) ( (2.30 donde: Kh : conductividad trmica, F pie hBTU cp : calor especifico,F lbBTU o: gravedad especifica del petrleo Tb : temperatura de ebullicin, KLv : calor latente de vaporizacin a Tb, lbBTU M : peso molecular,mol lb lb Para fracciones de petrleo y mezclas de hidrocarburos en general, Cragoe6propone la siguiente relacin:

ohTK)] 32 ( 0003 , 0 0 , 1 [ 0677 , 0 (2.31) 128donde: Kh :conductividad trmica, F pie hBTU T :temperatura, F

o :gravedad especifica del petrleoPara gases a condiciones ordinarias de presin y temperatura, la conductividad trmica varia entre 0,002 y 0,025F pie hBTU , siendo 0,007 a 0,008 un buen promedio.Gambill12, recomienda la siguiente relacin para calcular la conductividad trmica de gases: )48 , 2(Mc Kp h+ (2.32)donde: : viscosidad del gas, h pielb hr(1 cp = 2,4191h pielb)M : peso molecular, mol lb lbPara vapor a altas temperaturas, se recomienda la siguiente relacin15:Kh= 0,5778 x 10-4 (176 + 0,587 T + 1,04 x 10-3 T2 4,51 x 10-7 T3) (2.33) donde:Kh: conductividad trmica, F pie hBTU T : temperatura, F1292.11.2.- CONDUCTIVIDAD TERMICA DE ROCASLa conductividad trmica de un medio poroso depende de un gran nmero de factores, algunos de los cuales son: densidad, porosidad, temperatura, saturacin de fluidos, tipos de fluidos y movimiento de los fluidos en la roca. Es una propiedad difcil de medir y se ha observadoquedisminuyecontemperatura, mientrasqueaumentaconsaturacinde agua, densidad de la roca, presin y conductividad trmica del fluido saturante.Entre las relaciones existentes para estimar la conductividad trmica de rocas, se tienen las siguientes ecuaciones:a.- Ecuacin de Tikhomirov16 para considerar el efecto de la temperatura: ) 12 , 0 ln 61 , 1 ln 17 , 0 ( 98 , 42020047 , 0+ C hK Tc h hT K K(2.34)Donde : Kh: conductividad trmica de la roca a la temperatura T,K cm sas milicalor , (multiplicar por 0,24175 para convertir a F pie hBTU ) T : temperatura, K Kh20C : conductividad trmica a 20 Cb-Ecuacin de Tikhomirov16 para considerar el efecto de la densidad de la roca:

)53 , 160 , 1(20re KC h (2.35)130donde, res la densidad de la roca en3cmgr y Kh20C ya fue definida.c-Ecuacin de Assad17para considerar el efecto de la saturacin de fluido y tipo de fluido saturante:

mhKKK K ) (121(2.36)donde: Kh: conductividad trmica de la roca saturada de fluido, F pie hBTU K1 : conductividad trmica de la roca seca, F pie hBTU K2: conductividad trmica del fluido saturante, F pie hBTU m : C x C : factor de correlacin, (Tabla 2.2) : porosidad, fraccin.Tabla 2.2.-Correlacin de Valores Calculados17ROCA K1 m CArenisca 0,196 5,7 0,460 2,3Arenisca 0,400 2,2 0,395 1,0 Arena cienosa 0,430 2,3 0,385 0,9Limonita 0,360 2,2 0,410 1,1Caliza 0,186 4,8 0,325 1,7Arena (Fina) 0,380 5,4 0,445 1,2131Arena (Gruesa) 0,340 5,4 0,410 1,2d- Ecuacin de Tikhomirov16para considerar el efecto combinado de la densidad, saturacin de fluidos y temperatura ) ( 6 , 055 , 031 , 26w rSheTK+(2.37)donde:Kh:conductividad trmica de la roca parcialmente saturada de agua a la temperatura T,K cm sas milicalor (multiplicar por 0,24175 para convertir a F pie hBTU ) T : temperatura, K.e-Ecuacin de Tikhomirov16 para considerar el efecto combinado de porosidad de la roca, saturacin de liquido y temperatura: 55 , 0] ) 1 ( 65 , 2 [ 6 , 0) 3 , 255 556 , 0 (36 , 6++ TeKlSh (2.38) donde: Kh: conductividad trmica de la roca,F pie hBTU Sl: saturacin total de liquido, fraccin T : temperatura, K.: porosidad, fraccin132Valores tpicos de conductividad trmica y otras propiedades de las rocas se muestran en la Tabla 2.32.12.- DIFUSIVIDAD TERMICAEn la mayora de las ecuaciones de transferencia de calor se utiliza ms comnmente el trmino de difusividad trmica que el de conductividad trmica. Por tanto, es conveniente definir la difusividad trmica y usarla donde sea posible. La difusividad trmica se designa con la letra y se define como: MKh (2.39)Donde : difusividad trmica, hpie2Kh : conductividad trmica, F pie hBTU M : capacidad calorfica F pieBTU3Tabla 2.3- Propiedades Trmicas de lasRocas18ROCA DENSIDAD 3pielbCALOR ESPECIFICOF lbBTUCOND. TERMICAF pie hBTU DIF. TERMICAhpie2Rocas secas133Arenisca 130 0,183 0,507 0,0213Arena cienosa 119 0,202 (0,400) (0,0167)Limolita 120 0,204 0,396 0,0162Lutita 145 0,192 0,603 0,0216Caliza 137 0,202 0,983 0,0355Arena (Fina) 102 0,183 0,362 0,0194Arena (Gruesa) 109 0,183 0,322 0,0161Rocas saturadas de aguaArenisca 142 0,252 1,592 0,0445Arena cienosa 132 0,288 (1,500) (0,0394)Limolita 132 0,276 (1,510) (0,0414)Lutita 149 0,213 0,975 0,0307Caliza 149 0,266 2,050 0,0517Arena (fina) 126 0,339 1,590 0,0372Arena (gruesa) 130 0,315 1,775 0,0433(los valores entre parntesis son estimados)2.13.- SATURACION RESIDUAL DE PETROLEO:La saturacin residual de petrleo remanente en la zona de vapor, despus del paso del vapor, Sorst, es frecuentementeusadaenclculos derecuperacintrmica. Estaes principalmente una funcin de la viscosidad originaldel petrleo o y de la temperatura prevaleciente T. Bursell19, da los siguientes valores para Sorst, los cuales son bastantes representativos de petrleos pesados.VISCOSIDAD DEL PETROLEO A LA TEMPERATURA DEL SATURACION RESIDUAL DEL PETROLEO SorstA LA 134YACIMIENTO, o ,cp. TEMPERATURA DEL VAPOR, F240 F 300 F 400 F460 0,13 0,10 0,052.000 0,15 0,11 0,0618.000 0,18 0,13 0,08Estos valores pueden ser ajustados por medio de la siguiente ecuacin para interpolar: 14881 , 0 ln 01004787 , 0 0 , 540 , 1 + o stTSor (2.40)El siguiente ejemplo, ilustrar el clculo de las propiedades de lquidos y rocas saturadas de lquidos como funcin de temperatura.EJEMPLO 2.9Una roca contiene una saturacin de 0,5 de petrleo y 0,5 de agua, la gravedad API del petrleoes25. Laviscosidaddel petrleoalatemperaturaoriginal del yacimientoes 18.000 cp y la porosidad de la roca es 0,25. Calcular la capacidad calorfica, la conductividad trmica, la difusividad trmica,el calor especfico y las densidades de los fluidos, a 300 F. Calcular tambin la saturacin residual de petrleo a 300 F. Suponer que la densidad de la roca, r, es igual a 165 lb/pie3, y el calor especifico de la roca, cr, es 0,23 BTU/lb-F.SOLUCION:1.-Calor especifico del petrleo (Ec. 2.21)

90415 , 05 , 131 255 , 141+o F lbBTU xco+ 55002 , 090415 , 0) 300 00045 , 0 388 , 0 2.- Calor especifico del agua (Ec. 2.23)135cw =1,0504 6,05 x 10-4 x 300 + 1,79 x 10-6 x 3002 = 1,03 F lbBTU3.- Conductividad trmica (Ec. 2.38) Sl=So+Sw=0,5+0,5=1,0 F pie hr BTUxeKh ++ 37 , 1) 3 , 255 300 556 , 0 (36 , 655 , 0] 1 ) 25 , 0 0 , 1 ( 65 , 2 [ 6 , 0 4.-Densidad del petrleo (Ec. 2.18)osc=0.90415 x 62,4 3pielb= 56,4193pielb324 , 50885 . 168 3001419 , 56pielbo+ 5.-Densidad del agua (Ec. 2.21 y 2.20)G = - 6,6+0,0325 x 300+0,000657 x 3002 = 62,28330 , 5728 , 62 000023 , 0 01602 , 01pielbxw+ 6.- Capacidad calorfica (Ec. 2.25)M = (1 0,25)x165x0,23+0,25(0,5x50,24 x 0,55+0,5x57,30x1,03)=39,29F pielb37.- Difusividad trmica (Ec. 2.39)

hrpie2035 , 029 , 3937413 , 1 8.- Saturacin residual del petrleo (Ec. 2.40)13 , 0 14881 , 0 000 . 18 ln 01004787 , 0 543001 + x Sorst1362.14.-REFERENCIAS1. Andrade, E.N. da C. : Nature, 125, 309 (1930).2. Farouq Ali, S.M.:Oil Recovery by SteamInjectionProducers Publishing Company, Inc., Bradford, Pennsylvania, (1970).3. Lewis, W.K., and Squires, L.: Oil & Gas Journal, 92 (November 15, 1934).4. Walther, C.: Proc, World Petroleum Congress, (London), 2, 419 (1933).5. Buckles, R.S.: Steam Stimulation Heavy Oil Recovery at Cold Lake, Alberta, SPE 7994, presented at the California Regional Meeting, Ventura, California (April 18-20, 1979).6. Cragoe, C.S.:Changes in the Viscosity of Liquids with Temperature, Pressure, and Composition, Proc. World Pet. Congress, 2 (1933), 529-541.7. Gottfried, B.S.:AMathematical Model of Thermal Oil Recovery inLinear Systems, SPE J. (Sept. 1965), 196.8. Chew, Ju-Nam, andConnally, Carl A. Jr.:AViscosityCorrelationfor Gas-Saturated Crude Oils, Trans. AIME (1959) 216,264-272.9. Beal, C.:The Viscosity of Air, Water, Natural Gas, Crude Oil, and Its Associated Gases at Oil-Field Temperatures and Pressure, Trans.AIME (1946) 165, 94-115.10.White, P.D., and Moss, J.T.:Thermal Recovery Methods, Penn-Well Publishing Company, Tulsa, Oklahoma (1983).11.FarouqAli S.M., andMeldau, R.F.:Practical HeavyOil RecoveryCourse, University of Alberta, Canada (1987).12. Gambill, W.R.: You Can Predict Heat Capacities, Chemical Engineering (June, 1957).13.Mukhamedzyanov, G.K., and Usmanov, A.G.:Thermal Conductivity OfHigher Saturated Hydrocarbons, (Teploprovodnsot Vysshikh Predelnykh Uglevodorodov), Neft i Gaz, No. 4, 78 (1967).14.Palmer, G.:ThermalConductivityof Liquids,Ind. and Eng.Chem., 40: 89 (1948).15.Vargaftik, N.B., andZiminia, N.K.:Thermal Conductivityof Steamat High Temperatures, Teploenergetika, 11 (12): 84 (1964).16. Tikhomirov, V.M.: Thermal Conductivity of Rock Samples, and Its Relation to Liquid Saturation, Density, and Temperature, (in Russian), Neftyanoe Khozaistvo, 46 (4): 36 (April, 1968).17.Asaad, V.:AStudyof theThermal Conductivityof FluidBearingPorous Rocks, Ph.D. Thesis, U. of California (1955).CAPITULO IIIPROPIEDADES TERMICAS DEL AGUA Y DEL VAPOREl gran inters en el uso del agua caliente y del vapor en los procesos de recuperacin trmica de petrleo, radica en las excelentes propiedades trmicas del agua, bien sea en 137suestadolquidoodevapor y enlaabundanciadeellasobrelatierra. Uncabal entendimiento de las propiedades trmicas del agua, es por tanto, bsico para la eficiente utilizacin de la energa calorfica en tales operaciones.Acontinuacin, sediscutirnbrevementelaspropiedadesdel aguaydel vapor yse presentarn, adems, algunas correlaciones para su estimacin.3.1 TEMPERATURA DE SATURACION DEL AGUAEs latemperatura alacual seproducelaebullicin(vaporizacin) del aguaauna determinada presin. Tambin se le denomina punto de ebullicin y aumenta al aumentar la presin, tal como se muestra en la Figura 3.1Al igual queotraspropiedadestrmicasdel agua, latemperaturadesaturacinpuede obtenersedevalorestabuladosentablasdeusocomn, comolapresentadaenla seccin 3.16 de este captulo. Sin embargo, en muchas ocasiones es ms prctico el uso de ecuaciones sencillas para su estimacin. FarouqAli1deriv la siguiente ecuacin:

225 , 01 , 115sp Ts (3.1)donde: Ts : temperatura de saturacin, F Ps: presin de saturacin, lpcaEl error de aproximacin de la ecuacin (3.1) es menor de 1 %para presiones comprendidas entre 10 y 3.000 lpca.138Figura 3.1 Temperatura de Saturacin del Agua a Diferentes Presiones.3.2 CALOR ESPECFICO DEL AGUA Y DEL VAPORSe define por calor especfico a la capacidad que tiene una sustancia para absorber calor y se mide como el nmero de BTU necesarios para aumentar la temperatura de una libra desustancia en 1F. Es evidente que entre mayor sea el calor especfico deuna sustancia, mayor ser la cantidad de calor que debe absorber para que se produzca un determinadoaumentodetemperaturaypor lotantomayor serlacantidaddecalor liberado al enfriarse. En general, el calor especfico de una sustancia no es constante, al contrario depende de la temperatura a la cual se mide.Exceptopor el amonacolquido, el aguaesel lquidoconmayor calor especfico(1 F lbBTUa 14,7 lpca y 60 F). As, el agua es capaz de contener y transportar ms calor que cualquier otro lquido a la misma temperatura. Para el vapor, el calor especfico es mucho menor, del ordende0,56F lbBTU, yal igual queel del agua, varamuypococonla temperatura, por lo que para propsitos prcticos puede considerarse constante3.1393.3 CALOR SENSIBLE DEL AGUAEs el calor necesario para aumentar la temperatura del lquido hasta alcanzar la temperaturadesaturacincorrespondienteaunapresindada. Cuandounlquidose lleva a condiciones de saturacin, se encuentra en su mxima capacidad energtica en esa fase. Esta forma de energa aumenta con la presin, es decir, a mayor presin del sistema, la energa de un lquido saturado es mayor3. Considerandolaentalpa(contenidodecalor) del aguaigual aceroa32F(0C) y suponiendo que el calor especfico del agua no vara con la temperatura, el calor sensible puede calcularse mediante la siguiente expresin:Hw = cw (Ts 32) (3.2)Donde :Hw : entalpa del agua saturada o calor sensible, en lbBTU,Ts: temperatura de saturacin, en Fcw : calor especfico del agua, 1,0F lbBTU.Puesto que la temperatura de saturacin es funcin de la presin, es evidente que el calor sensible tambin lo ser. La Figura 3.2 muestra esta variacin.El valor del calor sensible se puede leer en las tablas de vapor o estimar mediante la ecuacin: 2574 , 00 , 91 p Hw (3.3)El error al usar esta ecuacin se estima inferior al 0,3 % en el rango de presiones entre 15 a 1.000 lpca.140Figura3.2 Calor Sensible, Calor Latentede Vaporizaciny Entalpa Del Vapor Seco y Saturado en Funcin de la Presin de Saturacin. 3.4 CALORLATENTE DE VAPORIZACIONEs la cantidad de calor que debe suministrrsele a una libra de un lquido a la temperatura de saturacin para pasar al estado de vapor. Es el calor que lleva el vapor, y esta forma de energa disminuye con la presin, es decir, a mayor presin del sistema la energa del vapor saturadoes menor3. LaFigura3.2muestra lavariacindel calor latentede vaporizacin del agua en funcin de la presin.141El calor latente de vaporizacin del agua puede leerse de tablas de vapor o determinarse mediante la siguiente ecuacin1:

08774 , 01318s vp L (3.4) Donde: Lv : calor latente de vaporizacin, enF lbBTU.El error al usar esta ecuacin se estima inferior al 1,9% en el rango de 15 a 1.000 lpca.3.5- CALOR TOTAL O ENTALPIA DEL VAPOR SECO Y SATURADOEs la suma delcalor sensible delagua saturada y delcalor latente de vaporizacin del agua, es decir, queeslacantidad de calor contenidoenunalibra de vaporsecoa la temperatura de saturacin3 (constituye la entalpa del vapor seco y saturado). Dado que la entalpadel vapor secoysaturadodependedel calor sensibleydel calor latentede vaporizacin, entonces el calor total tambin depende de la presin tal como se muestra en la Figura 3.2. y viene dado por la ecuacin siguiente:Hs = Hw + Lv(3.5)donde: Hs : entalpa del vapor seco y saturado, en lbBTU.La entalpa del vapor seco y saturado puede leerse de tablas de vapor o estimarse mediante la siguienteecuacin1 01267 , 01119sp Hs (3.6)142El error al usar esta ecuacin se estima inferior al 0,3% en el rango de 15 a 1.000 lpca.3.6-CALIDAD DEL VAPOR Y VAPOR HMEDOA la temperatura de saturacin, el agua puede coexistir en estado lquido y en estado de vapor, dependiendodesucontenidodecalor, esdecir, desuentalpa. Lamezclade vapory agua coexistentes a la temperatura de saturacin, sedenomina Vapor Hmedo y se caracteriza por el contenido de vapor en la mezcla, expresado como fraccin del peso total, es decir, por su calidad.As, elvapor seco y saturado tiene una calidad de 100% puesto que no existe agua en estado lquido; mientras que elagua saturada puede considerarse como vapor hmedo concalidadigual a0%. Al vapor concalidadesentreestosextremosseledenomina simplemente, vapor hmedo.La entalpa o contenido de calor delvapor hmedo depende fuertemente de la calidad, especialmente a baja presiones, donde la entalpa del agua saturada es baja. Dado que la entalpa del vapor hmedo es intermedia entre la del agua saturada y la del vapor seco y saturado, esta viene dada por la relacin:Hws = Hw + X Lv (3.7)donde: Hws: Calor Total o Entalpa del vapor hmedo, enlbBTUHw : Calor Sensible del Agua o Entalpa del agua saturada, enlbBTU.Lv:Calor del Vapor o Calor Latente de Vaporizacin, en lbBTU X : Calidad del Vapor, fraccinCon la reduccin de la calidad, la contribucin del calor latente al contenido de calor del vapor hmedo se reduce.Normalmente, el vapor que se utiliza en los procesos de inyeccin de vapor es hmedo, ya que puede transportar ms calor que el agua caliente y adems es capaz de mantener en solucin las impurezas slidas que de otra manera se depositaran en las calderas o 143en cualquier otro equipo del sistema de generacin de vapor, reduciendo as su eficiencia y vida til.Una calidad del vapor entre 80 y 90%, expresada en porcentaje, es el valor promedio que normalmente se utiliza en inyeccin de vapor. Sin embargo, tales cifras pueden variar de acuerdo a las propiedades del agua usada y al tratamiento al cual ha sido sometida3.3.7 -ENTALPIA DISPONIBLESi el vapor a una presin ps (temperatura Ts) es inyectado a un yacimiento de temperaturaTr, entonceslaentalpadisponibleparacalentar el yacimientovienedada por: Hr =Hs cw (Tr 32) (3.8)Donde: Hr : entalpa disponible, en lbBTU cw: calor especfico promedio del agua, en el rango de temperatura considerado, en F lbBTU Tr : temperatura del yacimiento, en F3.8 VOLUMEN ESPECIFICOSe refiere al volumen ocupado por la unidad de masa de una sustancia a determinadas condiciones de presin y temperatura. El volumen especfico del vapor hmedo se calcula mediante la siguiente ecuacin:vws = vs.X + (1-X).vw(3.9)donde: vws : volumen especfico del vapor hmedo, enlbpie3.144 vs: volumen especfico del vapor seco y saturado, enlbBTU vw : volumen especfico del agua saturada, enlbBTU A bajas presiones, el volumen especfico del agua saturada es despreciable en comparacin con elvolumen delvapor seco y saturado,por lo cualla ecuacin 3.9 se aproxima a:vws = X.vs (3.10)Farouq Ali1determin expresiones que permiten hallar elvolumen especfico delvapor seco y saturado y del agua saturada para presiones comprendidas entre 15 y 1.000 lpca, con un error mximo del 1,2%. Estas ecuaciones son:

9588 , 09 , 363s sp v(3.11) ) 70394257 , 8 74075 , 3 6 , 6 ( 000023 , 0 01602 , 045 , 0 225 , 0s s wp p v + + + (3.12)donde ps es la presin de saturacin, en lpca.EnlaFigura3.3semuestranlosvolmenesespecficosdel vapor ydel agua, contra presin, en el rango de 500 a 1.500 lpca.145Figura 3.3- Volumen Especfico del Agua y del Vapor en Funcin de laPresin de Saturacin.3.9- DENSIDAD DEL VAPORLadensidaddel vaporsecoysaturadopuedeserdeterminadadelastablasdevapor usando valores delvolumen especfico delvapor seco y saturado (considerando que la densidad en 3cmgr= 0,016018463/volumen especfico del vapor seco y saturado, enlbpie3). Parapresiones dehasta1.000lpca,ladensidaddel vaporsecoy saturadopuede ser determinada mediante la siguiente ecuacin derivada por Farouq Al1: 9588 , 00000440189 , 0s sp (3.13)donde:146

s : densidad del vapor seco y saturado, en 3cmgr.3.10 VAPOR SOBRECALENTADOSe sabe que a una presin dada el vapor tiene una temperatura de saturacin definida. Sin embargo, es posible aumentar sutemperatura por encima deladesaturacin, agregando calor al vapor seco y saturado. Bajo estas condiciones, el vapor se denomina Vapor Sobrecalentado.En aplicaciones industriales el uso del vapor sobrecalentado es ventajoso; sin embargo, estendudasi tal tipodevapor esdeusoventajosoenrecuperacintrmica, porlo menos mientras se utilicen los tipos de generadores disponibles en la actualidad.Dado elbajo valor delcalor especfico delvapor sobrecalentado(c s0,56F lbBTU), la contribucinal contenidototal decalor deciertos grados desobrecalentamiento, no justifica el uso de vapor sobrecalentado en operaciones trmicas petroleras. Sin embargo, el usodel vapor sobrecalentadoenestasoperacionestrmicastienesus ventajas si se consideran las prdidas de calor a travs del hoyo del pozo.3.11 CORRELACIONES DE EJIOGU Y FIORIEjiogu yFiori2, basados enlos trabajos deFarouqAli1, Jones3, Cox yChesnut4, desarrollaron un nuevo grupo de correlaciones para estimar las propiedades delagua y del vapor, para presiones comprendidas entre 500 y 2.500 lpca. Las constantes en estas ecuaciones fueron calculadas mediante anlisis de regresin y los valores de las nuevas correlaciones fueron comparados con valores de las tablas de vapor de la ASME5. Para cada propiedad dada, se calcul la desviacin estndar de cada correlacin y se seleccion la correlacin con menor desviacin.Estascorrelaciones se muestran en la Tabla 3.1. A continuacin se presenta elsiguiente ejemplo utilizando las ecuaciones de Ejoigu y Fiori.EJEMPLO 3.1Seestinyectandovapor de80%decalidadaunapresinde750lpcaencierto yacimiento, a travs de la tubera de revestimiento. Si la presin del vapor en el fondo del 147pozo es de 600 lpca y las prdidas se estiman en un 46% del calor inyectado, calcular la calidad del vapor frente a la arena productora.SOLUCION:1.- Calor total en la superficie: Ts = 116,79 (750)2229 , 0 F = 510,8 F Hs =[ 1.204,8 0,000197697(750 453,23)73808 , 1 ]BTU/lb= 1.200,88lbBTU. Hw = 77,036 (750)28302 , 0 BTU/lb= 501,64lbBTU Lv = (1.200,88 501,64) BTU/lb = 699,24lbBTU Tabla 3.1.- Correlaciones de EJIOGU Y FIORIa) RANGO DE PRESION: 500 A 2.500 lpca Error (%)Propiedad del vapor Correlacin Mnimo MximoT, F2229 , 079 , 116 p0,0 -0,08Lv, BTU/lbm Hs Hw 0,0 0,8Hs, BTU/lbm1204,8 0,000197697(p 453,23)73808 , 10,0 -0,24sc , s pielbm1x106 {55,67-20,85xtan[(250540 T)2] 0,001(2.500-p)}0,08 0,4sv , s pielbm(2,71096 + 0,01902T + 7,46x109 p5077 , 2)1x106 0,4 4,0b) RANGO DE PRESION: 500 a 1.500 lpcaError(%) % diferencia a 10,2 MPaPropiedad del vapor Correlacin Mnimo Mximovsv, lbmpie304703 , 0386 , 490p0,0 0,7 0,3148vsc, lbmpie301789 , 0 10 7175 , 36+p x0,0 0,1 -0,2Hw, BTU/lbm28302 , 0036 , 77 p0,0 -0,5 -0,2c) RANGO DE PRESION: 1.500 a 2.500 lpcaError(%)Propiedad del vapor Correlacin Mnimo Mximovsv, lbmpie30887 , 074 , 551p0,02 0,9vsc, lbmpie30,017529exp(1,9302x104 p)0,0 -0,6Hw, lbmBTU0,012038p + 430,984 0,0 0,1 Hws= [501,64 + 0,8x699,24] lbBTU = 1.061,03 lbBTU2.- Prdidas del calor inyectado: Q = 1.061,03x0,46lbBTU = 488,07 lbBTU3.- Calor en el fondo del pozo:Hf = [1.061,03 488,07] lbBTU = 572,96 lbBTU4.- Calidad del vapor frente a la arena productora: Ts = 116,79 (600)2229 , 0 F = 486,02 F Hs=[ 1.204,8 0,000197697(600 453,23)73808 , 1 ] lbBTU = 1.203,65 lbBTU Hw = 77,036 (600)28302 , 0 lbBTU = 470,94 lbBTU Lv = (1.203,65 470,94) lbBTU= 732,71lbBTU Hf = Hw + X.Lv 572,96 = 470,94 + X . 732,71149 X= 71 , 73294 , 470 96 , 572 % 9 , 13 139 , 0 3.12 DIAGRAMA TEMPERATURA ENTALPIA PARA EL AGUAEl comportamiento de fases del agua descrito a travs de las definiciones presentadas en las secciones anteriores, puede condensarse y presentarse grficamente en un diagramadeTemperaturaEntalpa,tal como se muestraenlaFigura 3.4, en donde puede observarse las relaciones existentes entre la presin, la temperatura y la entalpa (contenido de calor) del agua, con el estado fsico en que ella se encuentre. Comenzando con entalpa cero a 32 F y a la presin correspondiente para que exista agua saturada (0,088 lpca), a medida que se suministra calor, la temperatura aumentar hasta alcanzar la temperatura de saturacin Ts, correspondiente a la presin ps a la cual se encuentra el sistema (punto B).La entalpa en el punto B es el calor sensible, Hw,del agua saturada a la presin ps.150Figura 3.4 Diagrama de Temperatura Entalpa para el Agua.Si se contina con el suministro de calor, el agua comienza a vaporizarse y cuando haya alcanzado el punto C se tendr vapor seco y saturado con contenido de calor Hs = Hw + Lv.Cualquier puntointermedioentreByC, Qporejemplo, representaestadobifsico (vapor hmedo), de entalpa Hws = Hw + XLv, siendo X la calidad del vapor, en fraccin, representada en eldiagramapor la distancia BQexpresada comofraccin de BC, la cual representa el calor latente de vaporizacin Lv.Si luego de llegar al punto C se contina suministrando calor, la temperatura comenzar a aumentar de nuevo y se tendr vapor sobrecalentado, con entalpa Hsh = Hs + cs (Tsh + Ts), siendo Tsh la temperatura de sobrecalentamiento y cs el calor especfico del vapor.151321322323324325326327320,0 200,0 400,0 600,0 800,0 1000,0 1200,0Entalpa ( BTU / lb )Temperatura (F)LQUIDO SATURADOCALIDAD 20 %CALIDAD 40 %CALIDAD 60 %CALIDAD 80 %VAPOR SATURADOBCCLIQUIDOVAPORREGION BIFASICAQQTsTs BMSi la presin del sistema aumenta ap's> ps, se observar un desarrollo similar, solo que latrayectoriaenestecasoser: ABQCD, locual ponedemanifiestolo siguiente:a.-La temperatura de saturacin T's ser mayor que Ts, puesto que p>'sps.b.-La entalpa Hw en B ser mayor que en B, debido a que T's> Ts c.-El valor de Lv ser menor a p'sque a pspuesto que ' 'C B es menor que BCd.-El valor de Hs a p's(punto C) puede ser menor o mayor que el valor de Hs a ps (punto C), dependiendo del valor de p's. Si p's< 460 lpca,el valordeHsap's ser mayor que aps, pero si p's > 460 lpca, el valor de Hs a p's ser menor que a ps (ver Figura 3.2).e.-El vapor sobrecalentado a p'stendr menos entalpa que a ps a una mismatemperatura.Continuando con el aumento de presin, se observar que Ts aumenta, Hw aumenta, Lv disminuyeyHsdisminuye(porencimade460lpca), hastaalcanzar el puntocrticoM (705,4 F y 3.206,2 lpca), en el cual Hw = Hs, puesto que Lv = 0.LalneaAMrepresenta estadolquidoa latemperaturadesaturacin,lalnea MN representa estado de vapor a la temperatura de saturacin,y la regin entre ellas es la zona de dos fases, vapor y lquido. . Las lneas BCDy ' ' ' D C B, representan presiones constantes.3.13- DETERMINACION DE LA CALIDAD DEL VAPORLacalidaddel vapor esunvalor difcil dedeterminar conexactitud. Enlaactualidad, existen varios mtodos para medir la calidad delvapor, sin embargo,no existe ninguno que pueda considerarse simple y preciso. Entre los ms utilizados se pueden mencionar los siguientes:1523.13.1 -METODO DEL SEPARADORPuede considerarse como el ms simple y se basa en la definicin de calidad. Se puede utilizar un recipiente cilndrico, horizontalo vertical, aislado con elfin de separar la fase vapor de la fase lquida, talcomo un separador de petrleo y gas. Las medidas de las tasasdeflujopor pesodelasdosfasescuandostasdejanel separador, danuna indicacin directa de la calidad.Cualquier mtodo para medir el flujo de las dos fases puede resultar aceptable. Algunas instalaciones utilizan medidores de orificio en ambas lneas, sin embargo, un medidor de desplazamientopositivoounmedidor deturbinaenel ladodel lquidopuederesultar satisfactorio, si se realizan las correcciones por temperatura.Para calcular la calidad delvapor,la tasa de flujo msica delvapor se divide entre la sumadelastasasdeflujomsicadelascorrientes deaguayvapor. Si launidad generadoradevapor operabajocondicionesdeflujocontinuo(comogeneralmentelo hacen), la calidad puede hallarse dividiendo la tasa msica de vapor en el separador por la tasa msica de agua entrante. Algunos generadores comerciales tienen separadores a fin de determinar la calidad.3.13.2.- METODO DE LOS CLORUROS Sehamencionadoqueunadelasrazonespor lascualesseusavapor hmedoen recuperacin trmica, es con el fin de prevenir la formacin de escamas en las calderas debidoaladeposicindeslidos disueltos. Estosslidos presentes enel aguade alimentacin se concentran en la porcin lquida de la descarga delgenerador y sirven para proveer una medida del porcentaje de la alimentacin an en fase lquida.El in cloruro Cl, constituye un instrumento conveniente para esta medicin. Por medio detitulacinqumica, laconcentracindel incloruroenlapartelquidadel vapor se compara con la concentracin del mismo in en el agua de alimentacin. Luego, la calidad del vapor viene dada por: X = 100(%Clen el agua de alimentacin/%Clen parte lquida)x100(3.14)1533.13.3- METODO DE LA CONDUCTIVIDADLaconductividad del agua depende delaconcentracin desales disueltas enella. Determinando el incremento de la conductividad entre el agua de alimentacin y la parte lquida delvapor a la descarga de la caldera,se puede determinar la calidad delvapor mediante la ecuacin:X = 100 (enagua de alimentacin/ en la parte lquida del vapor)x100(3.15)donde es la conductividad.Estemtodoessimilaralmtodo dela determinacin delos cloruros,excepto quese tomanencuentatodas lassales disueltas, enlugar desolamenteloscloruros. Sin embargo, el mtododelaconductividad noes correcto si el bicarbonato desodio, NaHCO3, est presente en el agua de alimentacin. El bicarbonato de sodio se descompone en NaCO3 NaOH, los cuales tienen conductividades diferentes. Este error se corrige neutralizando la solucin6 .Dado que la comparacin bsica en este mtodo radica en que las sales disueltas son concentradas en la fase lquida en proporcin directa al volumen de agua vaporizado, el mtodo es til para el control y seguimiento continuo de la calidad6.3.13.4- METODO DEL MEDIDOR DE ORIFICIOLa calidad delvapor puede ser determinadapor medio de un medidor de orificio sise conoce la tasa de flujo de vapor. Normalmente, las unidades generadoras de vapor son diseadasparaoperar bajocondicionesdeflujocontinuoylatasadeaguaentrante puede determinarse por una simple medicin.La tasa de flujo q de un fluido de densidad f a travs de una tubera de dimetro d y con un diferencial de presin hwse puede calcular por medio de la ecuacin:

fwfwhdhxxdq 220997 , 0 288 , 18144 4 (3.16)