03 -propiedades de fluidos

Propiedadesde los Fluidos

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PROPIEDADES DE FLUIDOS QUE AFECTAN LAS CAIDAS DE PRESION

EN LOS SISTEMAS DE PRODUCCIONEN LOS SISTEMAS DE PRODUCCION

GAS

PETROLEO +AGUA

• FLUJO MULTIFASICO INVOLUCRA LIQUIDOS Y GASES

LIQUIDOS: PETROLEO, CONDENSADO O AGUAGASES: GAS HIDROCARBURO O VAPOR DE AGUA

• PROPIEDADES DE LOS LIQUIDOS: VISCOSIDAD Y DENSIDAD

• PROPIEDADES DE LOS GASES: DENSIDAD, COMPRESIBILIDAD YSOLUBILIDAD EN EL PETROLEO

• TENSIONES INTERFACIALES Y SUPERFICIALES


• TENSIONES INTERFACIALES Y SUPERFICIALES

TIPOS DE YACIMIENTO SEGÚN LOS HIDROCARBUROS CONTENIDOS

Yacimientosde Gas

Gas secoGas húmedoGas condensado

Petróleo altamentePetróleo altamentevolátil

Yacimientosd P t ól

Petróleo de bajavolatilidad

de PetróleoLivianoMedianoPesado

30 < °API < 4020 < °API < 3010 < °API < 20


X PesadoX-Pesado °API < 10

COMPOSICION TIPICA DE DIFERENTES TIPOS DE HIDROCARBUROS (PORCENTAJE)

COMPONENTE PETROLEO DEBAJA

PETROLEO ALTAMENTE

GASCONDENSADO

GAS SECO

VOLATILIDAD VOLATIL

METANO(C1)

47 64 87 92

ETANO 3 8 4 4(C2)

PROPANO (C3)

2 5 2 2

BUTANO 1.5 4 2 1(C4)

PENTANO(C5)

1 3 1 0.4

HEXANO 1.5 1 0.5 0.1(C6)

1.5 1 0.5 0.1

HEPTANO(C7+)

44 15 3.5 0.5


PROCESO DE EXPANSION ISOTERMICADE UN PETROLEO NEGRO

GAS

P3P2 P4

GAS

P1

PISTONPISTON

LIQUIDO LIQUIDO

LIQUIDOGAS

GASGAS

PISTON

PISTON

PISTON

LIQUIDO

PISTON

PUNTO DE BURBUJEOPUNTO DE ROCIO

P1>P2>P3>P4 y T = Constante P

P1

P2

P3

LIQUIDO

DOS FASES

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P4GAS

DIAGRAMA DE COMPORTAMIENTO DE FASES

P1>P2>P3>P4 T C t tP1>P2>P3>P4 y T = Constante

P1LIQUIDO

LIQUIDO

P

P2

DOS FASES PP3

P4

GAS GAS

DOS FASES

T

GAS

T

GAS

T2T1 T3 Tn


CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS CON BASE EN EL DIAGRAMA DE FASES.CON BASE EN EL DIAGRAMA DE FASES.


PROPIEDADES PVT DE LOS HIDROCARBUROS

SOLUBILIDAD DEL GAS EN EL PETROLEO RSOLUBILIDAD DEL GAS EN EL PETROLEO, Rs

FACTOR VOLUMETRICO DEL PETROLEO, Bo,

VISCOSIDAD, µ

DENSIDAD, ρ

TENSION INTERFACIAL Y TENSION SUPERFICIALTENSION INTERFACIAL Y TENSION SUPERFICIAL, σ



DEFINICIONES BASICASDEFINICIONES BASICAS

Petróleo en el Tanque: Es el líquido que resulta de laproducción de los hidrocarburos de un yacimiento despuésde un proceso de separación de los componentes gaseosos.El petróleo en el tanque se acostumbra a reportar acondiciones estándar.

Condiciones Estándar o Condiciones Normales (C.N.): Sonlas condiciones base conocidas mundialmente como 14 7las condiciones base conocidas mundialmente como 14.7lb/pulg2 (lpc) como la presión normal y 60oF como latemperatura normal.



GAS

(14.7 lpc, 60o F)

LIQUIDO

(P,T)

BoBY/BN

Región MonofásicaRegiónBifásica

PISTON

VoP,T

VgCN

Presión, lpcPb

Presión de Burbujeo

PISTON

LIQUIDOVoCN

FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÓLEO (Bo)

C.Y. C.N.

Es la relación del volumen de líquido a condiciones de yacimiento (C.Y.) o a condicionesde flujo en la tubería, al volumen de dicho líquido a condiciones de tanque o condicionesnormales.


Volumen de petróleo (con su gas disuelto) a C.Y.Bo = > 1.0

Volumen de petróleo a C.N.


SOLUBILIDAD DEL GAS (RS)

Es la cantidad de gas disuelta en el petróleo a determinadascondiciones de presión y temperatura y se expresa generalmenteen pies cúbicos normales (PCN) de gas disuelto por barril normal(BN) de petróleo(BN) de petróleo.

(14.7 lpc, 60o F)

LIQUIDO

(P,T)

Rs = VgCN/ VoCN

RsPCN/BN

Región MonofásicaRegiónBifásica

GAS

PISTON

LIQUIDO

VoP,T

VgCN

PCN/BN

Presión de BurbujeoPISTON

LIQUIDOVoCN

C Y


PbPresión, lpc

C.Y.

C.N.


Liberación de Gas Diferencial

Es el proceso de remoción de una fase gaseosa de un sistema de hidrocarburos,a medida que el gas se forma a condiciones de burbujeo. Por lo tanto, durante unproceso diferencial la composición del sistema varía continuamente.

GASLIQUIDO

LIQUIDOGAS LIQUIDO

(B) EXTRACCION DEL GAS (C) EXTRACCION DEL GAS(A)

PISTON

LIQUIDO

PISTON

LIQUIDOPISTON

LIQUIDOPISTON

PISTON

PISTON


DECREMENTO DE PRESION

Diagrama de fases de los fluidos de un yacimiento de Diagrama de fases de los fluidos de un yacimiento de petróleo negro con capa de gaspetróleo negro con capa de gas



Liberación de Gas Instantánea (Flash)

El f d l lí id l d i l ió i dEl gas se forma del líquido al reducirse la presión permaneciendo en contacto con el petróleo. La composición total del sistema se mantiene constante.

Pb

GASLIQUIDO

PISTON LIQUIDO

GASLIQUIDO

PISTONLIQUIDO

PISTON

PISTON

LIQUIDOPISTON

DECREMENTO DE PRESION



SEPARACION POR ETAPAS

Es un proceso en el cual las fase gaseosa se remueve de la líquida mediantedos o mas separaciones instantáneas.

GAS GAS

PETROLEO +AGUA

1a ETAPA 2a ETAPA 3a ETAPA


200 lpca, 120oF 14.7 lpca, 60oF100 lpca, 100oF

Efectos de la presión de separacion sobre el Bo, Rs y Efectos de la presión de separacion sobre el Bo, Rs y oo APIAPI

PROPIEDADES PVT DE LOS HIDROCARBUROSp p , yp p , y

delp

etró

leo

°API40.0

39.0

rave

dad

API

d API

Gra

1.54

1 52tric

Y/BN

800

tróle

oN

/BNRs

1.52

1.50

1.48

Fact

orva

lum

éel

petró

leo,

B

700

ació

nG

as-P

etso

luci

ón,P

CN

Bo


1.46

Fo

de

600 Rel

aen

s

Presión del Separador, Lpcm


Factor Volumétrico del Gas (Bg)

Es el volumen a condiciones de yacimiento que ocupaEs el volumen a condiciones de yacimiento que ocupaun pie cúbico normal (PCN) de gas. Bg ≤ 1.0.

Factor de Supercompresibilidad (z)Factor de Supercompresibilidad (z)

Es un factor que se introduce en la ley de los gasesideales para tomar en cuenta la desviación de un gas realdel de un gas ideal (PV=znRT).

Densidad Relativa o Gravedad Específica de un Gas (γg)

Es la densidad del gas entre la densidad del aire o el pesomolecular del gas entre el peso molecular del aire.(Peso molecular del aire = 28.97 lb-mol y densidad del aire = 0.0764 lb/pie3).



CONDICIONES PRESION CONDICIONES CONDICIONES

CALCULO DEL VOLUMEN DE GAS LIBRE Y PETROLEO A DETERMINADAS CONDICIONESDE PRESION Y TEMPERATURA

GASLIQUIDO

GASLIQUIDO

DE YACIMIENTO

Py, Ty

DE BURBUJEO

Pb

EN UN DETERMINADOPUNTO EN LAS TUBERIAS

P, T

NORMALES

14.7 lpca, 60oF

LIQUIDO

LIQUIDO

PISTON LIQUIDO

LIQUIDO

PISTON

Vg CN

Vo

Vg P,T

Vo P,TP

LIQUIDO GAS

DOS FASES

1

2

3

PISTONLIQUIDOPISTON Vo CN

T

DOS FASES4

60o F

14.7 lpc

1 2 3 4

RGP = Vg CN / Vo CNVo (P,T)= Bo x VoCN


g( ) CN

Vg (P,T)= Bg X (RGP - Rs) x VoCN

DETERMINACIÓN DE LAS PROPIEDADES PVT DE LOS FLUIDOS MEDIANTE CORRELACIONES

CORRELACIÓN DE STANDINGFACTOR VOLUMETRICO DEL PETROLEO Y GAS EN SOLUCION

P 10 0.0125 ªAPI 1.205

Rs = γg x P ≤ Pb18 10 0.00091 T18 10

141.5γo =

131.5 + o API

Rs, gas en solución, PCN/BN;Bo, factor volumétrico del petróleo, BY/BN;P, presión, lpca;T, temperatura, o F; γg gravedad específica del gas (aire = 1);131.5 + API

Bo = 0.972 + 0.00014 F 1.175

γg, gravedad específica del gas (aire = 1);γo, gravedad específica del petróleo (agua = 1) ;o API, gravedad API del crudoρo, densidad del petróleo, lb/pie3

γgF = Rs ( ) 0.5 + 1.25 T

62.4 γo + 0.0764 γg Rs / 5.615ρo =

B


( )γo Bo


CORRELACIÓN DE VASQUEZ Y BEGGSFACTOR VOLUMETRICO DEL PETROLEO Y GAS EN SOLUCION

p ≤ pb

Rs = C1 γgc p EXPC3 (API)

(T + 460)C2s 1 gc (T + 460)

γgc = γg 1.0 + 5.912 x 10-5 (API) Tsep log (psep/114.7)

Rs = gas en solución, PCN/BN;P = presión, lpca

γgc γg 1.0 5.912 x 10 (API) Tsep log (psep/114.7)

Constant API ≤ 30 API > 30

C1 0.0362 0.0178

C2 1.0937 1.1870

T = temperatura, ºFγgc = gravedad del gas corregidaTsep = temperatura de separación, ºFpsep = presión de separación, lpcaAPI = gravedad específica del pet ºAPI


2

C3 25.7240 23.9310API gravedad específica del pet., APIγg = gravedad del gas resultante de una

separación a p, T


CORRELACIÓN DE VASQUEZ Y BEGGSFACTOR VOLUMETRICO DEL PETROLEO Y GAS EN SOLUCION

p ≤ pb

B = 1 + C R + C (T – 60) (API / γ ) + C R (T – 60) (API / γ )Bo = 1 + C1 Rs + C2 (T – 60) (API / γgc) + C3 Rs (T – 60) (API / γgc)

Bo= factor volumétrico del petróleo, BY/BN;

Rs = gas en solución, PCN/BN;T = temperatura, ºF

Constante API ≤ 30 API > 30

C1 4.677x10-4 4.670x10-4p

γgc = gravedad del gas API = gravedad específica del pet., ºAPI

C2 1.751x10-5 1.100x10-5

C3 -1.811x10-8 1.337x10-9



CORRELACIÓN DE LASATERPRESION DE BURBUJEO Y GAS EN SOLUCION

ppbb γγgg

TTαα yygg

Presión de Burbujeo: 48 to 5780 lpcaTemperatura de Yacimiento: 82 to 272 ºFGravedad API : 17.9 to 51.1 ºAPIGravedad Específica del Gas: 0.574 to 1.223

RR /379 3/379 3donde

y fracción molar de gas f(R M )

pGas en Soluc. a la presión de burbujeo: 3 to 2905PCN/BN

yygg ==RRss/379.3/379.3

RRss

379.3379.3350 350 γγoo

MMoo++

yg = fracción molar de gas = f(Rs,Mo)

Mo= Peso Molecular Efectivo del Petróleo

en el Tanque

γγoo ==131.5 + 131.5 + ººAPIAPI

141.5141.5

q

pb en lpca

T en ºR


Rs en PCN/BN



CORRELACIÓN DE LASATER

For yg ≤ 0.6

ppbb γγgg/T = 0.679EXP(2.78y/T = 0.679EXP(2.78ygg) )

–– 0.3230.323

For yg > 0.6

/T 8 26/T 8 26 3 563 56 + 1 95+ 1 95ppbb γγgg/T = 8.26y/T = 8.26ygg3.563.56 + 1.95+ 1.95

ppbb = (p= (pbb γγgg/T) x (T//T) x (T/γγgg))


pb en lpca

T en ºR




For API ≤ 40For API ≤ 40

Mo = 630 – 10(API)

For API > 40

Mo = 73,110 (API)-1.562





RRss = = (379.3) (350) (379.3) (350) γγoscosc

MMoo

yygg

1 1 -- yyggCC

C es un factor para ajuste de datos de campoC es un factor para ajuste de datos de campoSi no existen datos de campo C=1.0



CORRELACIÓN DE GLASOFACTOR VOLUMETRICO DEL PETROLEO Y GAS EN SOLUCION

CORRELACIÓN DE GLASO

Donde Pb* es un numero de correlación definido por la siguiente expresión:

siendo



FACTOR VOLUMETRICO DEL PETROLEO Y GAS EN SOLUCION

CORRELACIÓN DE GLASO

es un numero de correlación definido por la siguiente expresión:

y



VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO SATURADO

CORRELACIÓN DE CHEW Y CONNALLYCORRELACIÓN DE CHEW Y CONNALLYµo = A µom

b

μocps

Viscosidad µo = viscosidad del petróleo saturado, cps;µom = viscosidad del petróleo muerto, cps;A y b son constantes que dependen del gasen solución (ver siguiente lámina).

µom = 10 C (CORRELACION DE BEAL)

Pb

Presión, lpc α = 0.54797424 x 10-5 x oAPI – 0.80487628 x 10-3;β = α x oAPI + 0.44206842 x 10-1;

= β oAPI 1 12383002

donde C se calcula de la siguiente manera:


γ = β x oAPI – 1.12383002;δ = γ x oAPI + 0.12206357 x 102;C = δ – 0.006185 x (T – 100).

T grad F


1.0

GRÁFICA PARA EL CÁLCULO DE LOS VALORES DE A Y B

0.9

1.0

0.8

0.6

0.7

A o

b

0 3

0.4

0.5A b

0.1

0.2

0.3A


0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600

Rs, PCN/BN



CORRELACIÓN DE BEGGS ROBINSON

b μ = A μ B

CORRELACIÓN DE BEGGS- ROBINSON

p ≤ pb μo = A μodB

dondedonde

μo = viscosidad del petróleo saturado a p y T, cp

μod = viscosidad del petróleo muerto, cp

A 10 715 ( R 100) 0 515 10x 1 0A = 10.715 ( Rs + 100)-0.515 μod = 10x – 1.0

B = 5.44 (Rs + 150)-0.338 x = Y T -1.163

Rs = PCN/BN Y = 10 z

T = ºF z = 3 0324 0 02023(API)


T = ºF z = 3.0324 – 0.02023(API)



CORRELACIÓN DE BEGGS ROBINSONCORRELACIÓN DE BEGGS- ROBINSON

p > pb μod = μob (p / pb) m

dondeμ = viscosidad del petróleo a p cpμob = viscosidad del petróleo a pb , cpp = presión, lpcapb = presión de burbujeo, lpcam = C1 pC2 EXP(C3 + C4 p)1 p ( 3 4 p)C1 = 2.6C2 = 1.187C3 = - 11.513


C4 = - 8.98 x 10-5


TENSIÓN INTERFACIAL PETRÓLEO-GAS:TENSIÓN INTERFACIAL

TENSIÓN INTERFACIAL PETRÓLEO-GAS:

σ68 = 39 - 0.2571 (oAPI) para T≤68oF

σ = 37 5 0 2571 (oAPI) para T≥100oFσ100 = 37.5 – 0.2571 (oAPI) para T≥100oFσ68 = tensión interfacial a 68 oF, dinas/cm;σ100 = tensión interfacial a 100 oF, dinas/cm;API = gravedad API.

(T – 68) (σ68 - σ100)σT = σ68 -

32para 68oF < T <100oF

32

donde C = 1.0 – 0.0235 P 0.45 (P es la presión en lpca )σo = C σT

Corrección para tomar en cuenta el gas en solución:


( p p )o T


TENSIÓN INTERFACIAL AGUA GASTENSIÓN INTERFACIAL

TENSIÓN INTERFACIAL AGUA-GAS:

σw (74) = 75 – 1.108 P 0.349

σw (280) = 53 - 0.104 P 0.637

P = presión en lpca

σ74 = tensión interfacial a 74 oF, dynes/cm;σ280 = tensión interfacial a 280 oF, dynes/cm;

P presión en lpca

(T – 74) (σw74 - σw100)σwT = σw74 –

32 for 74°F < T <100°F



PROPIEDADES DEL PETRÓLEO BAJOSATURADO

Co

Compresibilidad Bo = Bob e-Cob (P-Pb)

lpc-1

ρo = ρob eCob (P-Pb)

µo = µob + α (P-Pb)/1000Pb

Presión, lpc

µo µob + α (P Pb)/1000

donde α se obtiene de la correlación de Beal

α = 0.54797424 x 10-5 x °API – 0.80487628 x 10-3



PROPIEDADES DEL PETRÓLEO BAJOSATURADO CORRELACION DE VASQUEZ Y BEGGS PARA EL CALCULO DE LA

5 Rs + 17.2 T – 1180 γgc + 12.61 (API) – 1433

COMPRESIBILIDAD DEL PETROLEO

Co = p x 105

donde

Co = compresibilidad del petróleo, lpc-1

Rs = Gas en solución, PCN/BN

T = temperatura, ºF

p = presión, lpca

γ = gravedad del gas


γgc gravedad del gas

API = gravedad API del petróleo


FACTOR VOLUMÉTRICO DEL GAS, Bg

zT

El factor volumétrico del gas, Bg, se puede calcular de la siguiente ecuación, la cual se deriva de la ecuación de estado (PV = znRT)

zTBg = 0.028269 (vol./vol.)

PP l ió l T l t t oR ( oF 460)P es la presión en lpca, T es la temperatura en oR (= oF + 460) y z el factor de supercompresibilidad.

El factor z se puede obtener de la gráfica de la próxima lámina a partir de la presión reducida,Pr y la temperatura reducida, Tr, las cuales se pueden obtener de las siguientes ecuaciones:

P TPr = y Tr =

701 47 γ 175 + 307γ


701 – 47 γg 175 + 307γg

γg es la gravedad específica del gas (aire = 1)


FACTOR DE SUPERCOMPRESIBILIDAD Z



FACTOR DE SUPERCOMPRESIBILIDAD ZEcuación de Beggs y Brill

Z = A + (1 – A)EXP(-B) + C pprD

Ecuación de Beggs y Brill

Where

A 1 39(T 0 92)0 5 0 36 T 0 101A = 1.39(Tpr – 0.92)0.5 – 0.36 Tpr – 0.101

B = ppr (0.62 – 0.23 Tpr) + ppr2 [0.066/(Tpr - 0.86) – 0.037]

+ 0.32ppr6/EXP[20.723 (Tpr – 1)]ppr [ ( pr )]

C = 0.132 – 0.32 log Tpr

D = EXP(0.715 – 1.128 Tpr + 0.42 Tpr2)



PROPIEDADES PSUDOCRITICAS DEL GAS NATURALStanding


ppr =pppc

Tpr =TTpc


PROPIEDADES PSUDOCRITICAS DEL GAS NATURAL

Si la composición del gas es conocida

i=1

N

i=1

Nppc = Σ yi ppci Tpc = Σ yi Tpci Ma = Σ yi Mii=1

i=N

p = presión, psia Ma = peso molecular aparente de la mezcla de gas p p p a p p gT = temperatura, ºR Mi = peso molecular del componente ippc = presión pseudocrítica, psiaTpc = temperatura pseudocrítica, ºRyi = fracción molar del componente iyi fracción molar del componente ippci = presión crítica del componente i, psiaTpci = temperatura crítica del componente i, ºR


ppr =pppc

Tpr =TTpc


PROPIEDADES PSUDOCRITICAS DEL GAS NATURAL

PROPIEDADES FISICAS DE LOS COMPONENTES DEL GAS NATURAL



PROPIEDADES PSUDOCRITICAS DEL GAS NATURALEFECTO DE LAS IMPUREZAS SOBRE EL EFECTO DE LAS IMPUREZAS SOBRE EL

FACTOR ZFACTOR Z

Corrección por el Método de WichertCorrección por el Método de Wichert--AzisAzis

FACTOR ZFACTOR Z

T’T’pcpc = T= Tpcpc -- εε

p T’p’p’pcpc = =

ppc T pc

Tpc + ε(B – B2)

Donde

ε = 120 (A0.9 – A1.6) + 15 (B0.5 – B4)

B = fracción molar de H2S


B fracción molar de H2S

A = fracción molar de CO2 + B


DENSIDAD DEL GAS A P Y T

ρg = ρgCN / Bg


donde:

ρgCN = 0.0764 γg



CORRELACIÓN DE LEE PARA CALCULAR LA VISCOSIDAD DEL GAS

µg = K 10-4 exp (X ρgY )

X = 3.5 + 986/ T+ 0.01M

Y = 2.4 - 0.2X

(9.4 + 0.02M)T1.5

209 + 19M + TK =

ρg es la densidad del gas en gr/cm3 (1 gr/cm3 =62.4 lb/pie3), M el peso molecular del gas en lb–mol, y T, la temperatura en oR.

µg es la viscosidad del gas en centipoises



FACTOR VOLUMETRICO DEL AGUA, Bw

Bw = Bwp (1 + XY x 10-4)

donde

(*)

dondeBw = Factor volumétrico del agua salina, bbl/STBBwp = Factor volumétrico del agua pura, BY/BNY = salinidad del agua, ppmY salinidad del agua, ppmX = 5.1 x 108 p + (T – 60)(5.74 x 10-6 – 1.95 x 10-10 p)

+ (T – 60)2 (-3.23 x 10-8 + 8.5 x 10-13 p)Bwp = C1 + C2 p + C3 p2

C 0 9911 + 6 35 10 5 T + 8 5 10 7 T2C1 = 0.9911 + 6.35 x 10-5 T + 8.5 x 10-7 T2

C2 = 1.093 x 10-6 – 3.497 x 10-9 T + 4.57 x 10-12 T2

C3 = -5 x 10-11 + 6.429 x 10-13 T – 1.43 x 10-15 T2

T = ºF


p = lpca

(*)HP PETROLEUM FLUIDS PACK


SOLUBILIDAD DEL GAS EN EL AGUA, Rsw

Correlación de Craft and Hawkins

Rsw = Rswp [1 – XY x 10-4]

Correlación de Craft and Hawkins

p

dondeRsw = gas disuelto en la salmuera, PCN/BN

Rswp = gas disuelto en el agua pura, PCN/BNRswp gas disuelto en el agua pura, PCN/BN

Rswp = C1 + C2 p + C3 p2

C1 = 2.12 + 3.45 x 10-3 T – 3.59 x 10-5 T2

C2 = 0.0107 – 5.26 x 10-5 T + 1.48 x 10-11 T22

C3 = -8.75 x 10-7 + 3.9 x 10-9 T – 1.02 x 10-11 T2

X = 3.471 T-0.837

Y = salinidad del agua, ppm


g , pp

T = temperature, ºF

p = presión, lpca


COMPRESIBILIDAD ISOTERMICA DEL AGUA, Cw

Cw = (C1 + C2T + C3T2) x 10-6

donde

C1 = 3.8546 – 0.000134 p

C2 = -0.01052 + 4.77 x 10-7 p2 p

C3 = 3.9267 x 10-5 - 8.8 x10-10 p

T = ºF

p = lpca

Cw = lpc-1



VISCOSIDAD DEL AGUA, µw

Correlación de Matthews & RussellCorrelación de Matthews & Russell,

μw = μwD [ 1 + 3.5 x 10-2 p2 (T – 40)]

μ D = A + B / TμwD A + B / T

A = - 4.518 x 10-2 + 9.313 x 10-7 Y – 3.93 x 10-12 Y2

B = 70.634 + 9.576 x 10-10 Y2

dondeμw = viscosidad de la salmuera a p y T, cpμwD = viscosidad de la salmuera a p = 14.7, T, cpp = presión, lpcaT = temperatura, ºFY = salinidad del agua, ppm



VISCOSIDAD DEL AGUA, µw

C l ió d B & B ill

μw = EXP(1.003 – 1.479 x 10-2 T + 1.982 x 10-5 T2)

Correlación de Beggs& Brill

Donde T esta en ºF y μ en cpsDonde T esta en F y μw en cps



PROPIEDADES DEL AGUA

Gravedad específica a 20 oC 1.0Densidad o peso específico 62.4 lb/pie3

8.33 lb/gal350 lb/bbl

Gradiente hidrostático 0.433 lpc/pieCompresibilidad 3X10-6 lpc-1

Viscosidad (68oF y 14 7 lpca) 1 cpsViscosidad (68 F y 14.7 lpca) 1 cpsGravedad API (60oF y 14.7 lpca) 10Tensión Superficial (68oF y 14.7 lpca) 72 dynas/cm


EJERCICIO

Se tiene un pozo que produce 1000 BN/D de petróleo de 35 o API con una RGP(Relación Gas-Petróleo) de 500 PCN/BN. La gravedad específica del gas es0 65 (aire = 1)0.65 (aire = 1).

Utilizando la correlación de Standing, calcular los volúmenes de gas y petróleoen pie3/seg. que fluyen en un punto de la tubería de producción donde lapresión de flujo es de 800 lpc y la temperaturade 140 oFpresión de flujo es de 800 lpc y la temperaturade 140 F.

Calcular también la densidad y la viscosidad del petróleo y del gas y la tensiónInterfacial petróleo - gas. a esas condiciones.

Qo(800lpc, 140 F) = Bo x Qo(CN) Calcular Bo y Rs con la correlación de Standing

Qg(800lpc 140F) = = BgxQo(CN)x(RGP – Rs)Qg(800lpc, 140F) BgxQo(CN)x(RGP Rs)

1 barril = 5.615 pie3 y 1dia=86400 seg

Viscosidad del Petróleo muerto(µom) = 0.6 cpsCalcular la viscosidad del petróleo saturado con Chew & Connally


Calcular la viscosidad del petróleo saturado con Chew & Connally

Cálculos

EjercicioEjercicio

Se tiene un pozo que produce porBombeo 1000 BN/Dde petróleo de 35 o API con una RGP(Relación Gas-Petróleo) de 500 PCN/BN.La gravedad específica del gases 0.65 (aire = 1)

Calcular el porcentaje por volumende gas que maneja la bomba si la presióna la entrada de la bomba es de 800 lpc,la temperatura 140°F y 10% del volumende gas se separa en el fondo y se va a lalínea de flujo por el espacio anular

Q (800l 140 F) B Q (CN)Qo(800lpc, 140 F) = Bo x Qo(CN)

Qg(800lpc, 140F) = = BgxQo(CN)x(RGP – Rs)

1 barril = 5.615 pie3 y 1dia=86400 seg


p y gcálculos


CORRELACIÓN DE STANDINGFACTOR VOLUMETRICO DEL PETROLEO Y GAS EN SOLUCION

P 10 0.0125 ªAPI 1.205

Rs = γg x P ≤ Pb18 10 0.00091 T18 10

141.5γo =

131 5 + o API

Rs, gas en solución, PCN/BN;Bo, factor volumétrico del petróleo, BY/BN;P, presión, lpca;T, temperatura, o F; γg gravedad específica del gas (aire = 1);131.5 + o API

Bo = 0.972 + 0.00014 F 1.175

γg, gravedad específica del gas (aire = 1);γo, gravedad específica del petróleo (agua = 1) ;o API, gravedad API del crudoρo, densidad del petróleo, lb/pie3

γgF = Rs ( ) 0.5 + 1 25 T

62.4 γo + 0.0764 γg Rs / 5.615ρo =


F Rs ( ) + 1.25 Tγo

oBo


FACTOR VOLUMÉTRICO DEL GAS, Bg

zT

El factor volumétrico del gas, Bg, se puede calcular de la siguiente ecuación, la cual se deriva de la ecuación de estado (PV = znRT)

zTBg = 0.028269 (vol./vol.)

PP l ió l T l t t oR ( oF 460)P es la presión en lpca, T es la temperatura en oR (= oF + 460) y z el factor de supercompresibilidad.

El factor z se puede obtener de la gráfica de la grafica de z, a partir de la presión reducida,Pr y la temperatura reducida, Tr, las cuales se pueden obtener de las siguientes ecuaciones:

P TPr = y Tr =

701 47 γ 175 + 307γ


701 – 47 γg 175 + 307γg

γg es la gravedad específica del gas (aire = 1)



ρg = ρgCN / Bg

donde:

ρgCN = 0.0764 γg


03 -propiedades de fluidos

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