UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

INGENIERÍA DE PETRÓLEOS 5”TD”

Nombre: Neida Corella Rivera

Fecha: 27/04/2016

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

Introducción

Los volúmenes de fluido son medida en la superficie y se hace referencia a estándar

condiciones de temperatura y presión. Estas condiciones estándar se definen generalmente

como 60 ° F y 14,7 psi.

Los volúmenes de petróleo producidos son reportados en barriles de tanque de

almacenamiento, volúmenes de gas en pies cúbicos estándar, y los volúmenes de agua en

barriles de superficie.

Definiciones y fundamentos

Pb (Presión de burbuja): Esta es la presión a la temperatura de depósito en el que el gas

evoluciona primero en un sistema de hidrocarburos líquidos

El factor de volumen de formación de petróleo, Bo, es el volumen del depósito en barriles que

está ocupada por uno Stb de petróleo y su gas disuelto.

El factor de contracción del petróleo, bo, es el recíproco del factor de volumen de formación

de aceite, o l / Bo. Este factor representa la fracción de un barril de petróleo tanque de

almacenamiento que está contenida en un barril de depósito de petróleo,

El factor de volumen de formación de gas Bg, es el volumen del depósito en barriles ocupado

por un pie cúbicos estándar de gas.

La relación gas-aceite solución, Rs es el volumen de gas en SCF disuelto en un STB de aceite a

una presión del depósito y temperatura dadas. La relación gas-aceite solución que existe en la

presión inicial del yacimiento se designa Rsi.

Ecuación para calcular el Bt:

Compresibilidad de aceite: Co, es la reducción fraccional en volumen de aceite que resulta de

un aumento de presión de una psi. Unidades de compresibilidad son vol / vol / psi.

Compresibilidad de aceite se mide generalmente en una muestra de fluido del yacimiento.

Compresibilidad de agua Cw, es la reducción fraccionaria en el volumen de agua que resulta de

un aumento de la presión de un psi. Las unidades son vol / vol / psi. Compresibilidad del agua

es generalmente estimada a partir de correlaciones de datos existentes.

Los factores que afectan a las propiedades del fluido del yacimiento

Las propiedades de los yacimientos de hidrocarburos se ven afectadas por la presión del

depósito, la temperatura del depósito, y la composición del sistema de hidrocarburos.

En general, se espera que la temperatura del yacimiento se mantenga constante durante el

agotamiento, pero la presión del yacimiento caiga siempre a partir del valor inicial. La

composición de hidrocarburos de un depósito de aceite se mantiene constante a presiones por

encima de la del punto de burbuja, pero la composición cambia continuamente como se libera

gas a presión por debajo del punto de burbuja.

Un análisis de una muestra de fluido del yacimiento es la única forma precisa para determinar

las propiedades PVT y la viscosidad del aceite en función de la presión. Sin embargo, las

correlaciones publicadas pueden ser utilizadas para estimar estas propiedades para un fluido

de reservorio determinado si un análisis de la muestra no está disponible.

Laboratorio de análisis de muestras de hidrocarburos

Los análisis de laboratorio de una muestra de hidrocarburo generalmente proporcionan datos

sobre propiedades PVT, aceite y viscosidades de gas compresibilidad de aceite, y el análisis de

la composición de la muestra. La muestra se mantiene a la temperatura de depósito, y que la

presión se reduce por debajo del punto de burbuja, se desprende gas. La muestra puede ser

confinado por el mercurio y la presión se reduce por con el dibujo de mercurio y permitir que

la muestra se expanda. La liberación de gas puede producirse por dos procesos, flash y

diferenciado.

Proceso de liberación diferencial

En el proceso de liberación diferencial, el gas desprendido se retira del aceite a cada uno de

varios niveles de presión. El volumen de petróleo y su gas disuelto a la presión del punto de

burbuja son conocida y es la base para la comparación de los volúmenes de petróleo en otros

niveles de presión.

Para obtener datos de compresibilidad del aceite antes de que ocurra la liberación de gas, la

muestra se somete a una presión considerablemente más alta que Pb, y se mide el volumen de

aceite. Sin embargo, la mayoría de los datos se obtiene mediante la reducción de la presión

por debajo de Pb. La presión se reduce a un nivel predeterminado y se deja tiempo para que el

gas y el aceite para alcanzar el equilibrio a esta presión. Todo el gas se desplaza con el

mercurio mientras se mantiene constante la presión a este nivel. El volumen de gas eliminado

y el volumen de aceite que queda se miden y registran junto con el nivel de presión. El

procedimiento se repite al dejar caer la presión a otro nivel, posiblemente, 100 o 200 psi

debajo de la presión anterior. La prueba se termina generalmente a una presión de 0 psig. El

volumen de aceite a 0 psig a 60ºF es correcto que es condiciones tanque de almacenamiento.

Proceso de liberación de Flash

En el proceso de liberación flash, la composición global de la muestra se mantiene constante

durante todo el análisis. Al igual que en el proceso de diferencial, el volumen de aceite a la

presión del punto de burbuja se utiliza como la referencia para volúmenes a otras presiones.

Viscosidades de los fluidos y factores de desviación del gas

Las viscosidades de gas y petróleo y factores de desviación de gas a varios niveles de presiones

son determinadas como una parte del proceso diferencial de liberación. La viscosidad y el

factor de desviación son determinados por las muestras de gas que se extrae en cada nivel de

presión. Aunque esta viscosidad y factor de desviación son ahora calculados por un programa

de computadora desde correlaciones generalizadas. El programa duplica el proceso diferencial

de laboratorio basado en la composición de la muestra total del hidrocarburo y calcula la

viscosidad y factor de desviación del gas extraído en cada nivel de presión. Las viscosidades del

petróleo son medidas en el laboratorio a cada nivel de presión en la prueba de liberación

diferencial. Una prueba de separador se ejecuta para obtener la viscosidad del petróleo desde

los volúmenes del petróleo que debe estar preservados en la corrida de la prueba diferencial

para los datos PVT.

Análisis composicional de una muestra de hidrocarburo

El análisis composicional de una muestra de hidrocarburo es determinado por la destilación

fraccional. La destilación a baja temperatura es usada para separar cada componente puro

más ligero que el hexano (seis átomos de carbón). El componente más volátil es hervido hasta

su ebullición primero y con eso se determinó el peso. Entonces el segundo componente más

volátil es extraído, etc., etc. Después de N-pentanos que se han extraído, la destilación a altas

temperaturas es usada para promover la separación, ningún intento es hecho para separar

componentes puros para estos componentes más pesados, desde varios hidrocarburos

presentes con el mismo número de átomos de carbón, pero con diferentes puntos de

ebullición.

Propiedades de los gases

Para los cálculos de ingeniería de yacimientos, las propiedades del gas más importantes son el

factor de volumétrico de formación, Bg, y la viscosidad, ug. Otras propiedades del gas como el

factor de desviación, y la temperatura crítica y la presión son necesitadas para determinar Bg y

ug.

El factor volumétrico de formación para un gas puede ser determinado desde la combinación

de boyle y charle, ley con un factor de desviación incluido en cuenta para el comportamiento

de no ideales. La ecuación general es

PV= z n R T

Donde p = presión, psia

V= volumen, pies cúbicos

N=número de moles, lb*masa/ peso molecular

Z= factor de desviación del gas, adimensional

R= constante del gas, 10.73 (psia) (pc)/ (ºR) (lb*mol)

T= temperatura, ºR

El factor volumétrico del gas en formación está en el volumen del yacimiento en barriles por

pies cúbicos normales. La proporción del volumen de gas a condiciones de yacimiento y en

condiciones normales puede ser determinado por la ecuación escrita (2) para cada condición.

En condiciones estándar (14.65 psia y 60ºF):

14.65 v1= z1 nR (520)

Y en condiciones de yacimiento:

PR VR = z1 n R (TR)

Dividiendo la segunda ecuación por la primera, obtenemos

𝑉𝑅 /𝑉1 = 14.65 𝑍𝑅 𝑇𝑅 / 520 𝑍1 𝑃𝑅Desde Bg es el volumen del yacimiento en barriles por pies cúbicos normales, y z1 es igual. La

ecuación puede ser ajustada como lo siguiente:

Donde el suscrito R se refiere para condiciones de yacimiento

Para un solo componente de gas, la temperatura reducida, TR, y la presión reducida, PR, son

definidos como lo siguiente:

Tr= T/Tc

Pr= P/Pc

Donde T= la temperatura de interés, ºR

Tc= la temperatura critica del gas, ºR

P= la presión de interés, psia

Pc= la presión critica del gas, psia

Para los multicomponentes de fas, una temperatura pseudo- critica, Tpc y un a presión

pseudo-critica Ppc debe ser determinado. Estos factores son calculados por la siguiente

ecuación:

La densidad del gas es importante en el manejo del yacimiento donde la gravedad influye en la

eficiencia de desplazamiento, en la sección sobre el desplazamiento del fluido, la gravedad

específica relativa del gas es usada para el agua. Esto es igual a la densidad a condiciones de

yacimiento dividido por la densidad del agua a 60 ºF. Esta gravedad específica relativa para el

agua debería no ser confundida con la gravedad del gas o la gravedad especifica relativa para

el aire.

La gravedad específica relativa para el agua es:

El uso de vg relativo para el aire, es una medida solo de la composición de un multi

componente de gas mientras vg relativo para el agua es una medida de la flotabilidad de un

gas bajo condiciones de reservorio y es usado en cálculos de desplazamiento gas-petróleo.

Propiedades del petróleo y sistemas de gas

Vimos anteriormente como Bo, Rs y Pb pueden ser determinados desde los análisis de

laboratorio de una muestra de hidrocarburo. Sin embargo, a menudo surge la situación que

una muestra de fluido no ha sido analizada por un yacimiento dado, todavía los valores son

necesitados por Boi, Rsi, y Pb. Varias publicaciones de correlaciones de datos están disponibles

que nos permitirán para estimar Bob, y Pb si el Rsi es un valor conocido. Las pruebas de

relación gas-petróleo corridas tempranamente en la vida del reservorio puede proporcionar el

valor de Rsi.

Estimación del Bob y Bt para sistemas de gas-petróleo

La correlación de Standing en el manual proporciona la mejor base para estimar el valor de

Bob para el crudo, o el valor de Bt a una presión bajo el punto de burbuja también para un

crudo o un condensado.

Estimación del punto de burbuja o la presión del punto de roció

La presión del punto de burbuja, Pb, de un sistema de hidrocarburos puede ser estimado por la

correlación del lassater, o desde la correlación de Standing.

Requisitos de datos ya sea para que la correlación incluya la porción de solución gas-petróleo,

Rsi, la temperatura de yacimiento, Tr, La gravedad de gas, y la gravedad del petróleo API.

Estimación el Boi para presión sobre el Pb

Tenemos que ver como estimar el Bob, el factor volumétrico del petróleo a presión del punto

de burbuja, pero a menudo necesitamos Boi que está a una presión inicial, Pi, por encima de la

presión del punto de burbuja. Boi puede ser evaluado desde la siguiente ecuación:

Donde Co es el factor de compresibilidad del petróleo, vol/vol/psi- otro factor tiene que ser

definido.

Estimación de la viscosidad del petróleo

La viscosidad del petróleo en el reservorio depende sobre la gravedad API del petróleo, la

cantidad de gas en solución sobre la temperatura y presión del yacimiento. La viscosidad de un

gas libre en el petróleo a temperatura de yacimiento puede ser estimada por la fig 49 p. 394.

La gravedad del petróleo en API y la presión del yacimiento en ºF debe ser conocida.

Calculando Boi Para Presiones Sobre Pb.

Hemos visto como calcular el Bob, el factor del volumen de formación del petróleo en el punto

de presión de burbuja, pero a menudo necesitamos Boi que es la presión inicial, pj, sobre el

punto de presión de burbuja. El Boi puede ser calculado con la siguiente ecuación.

Donde co es el factor de compresibilidad del petróleo.

Calculando la Viscosidad del Aceite.

La viscosidad del petróleo en reservorio depende de la gravedad API del petróleo, la cantidad

de gas en solución y la presión y temperatura del reservorio. La viscosidad de un curdo sin gas

se puede estimar de la Fig. 49, P. 39. Se debe conocer la gravedad API y la temperatura en °F.

Siempre se encontrará gas de solución en el reservorio a menos que se halla desplantado el

reservorio.

Propiedades del agua de formación.

Las dos propiedades más importantes del agua de formación son la viscosidad y

comprensibilidad.

La viscosidad del agua en el depósito debe ser conocido para el cálculo de la eficiencia de

recuperación por waterdrive o inyección de agua. Se necesita la compresibilidad del agua para

el cálculo de las tasas de influjo de agua están cubiertos en otras partes de este curso.

La viscosidad del agua del embalse se determina principalmente por la temperatura del

yacimiento, pero la salinidad del agua y la presión también puede influir en la viscosidad.

Cuanto mayor es la salinidad del agua, mayor es el factor de aumento de la viscosidad. Aunque

la viscosidad del agua aumenta a medida que aumenta la presión, este efecto no es

significativo y puede ser ignorada.

Bg vs presión.

Los valores de Bg para las condiciones del yacimiento se pueden calcular para cada nivel de

presión:

𝐵𝑔= .00502 𝑍𝑅 𝑇𝑅 /𝑝

Dónde:

ZR = Factor de desviación del gas en p y TR

TR = temperatura de reservorio

P= Presión

Bo y RS vs presión para procesos diferenciales.

A continuación, vamos a calcular Bo Y R procedentes de los datos diferenciales de liberación, el

volumen de aceite se muestra para cada nivel de presión como una fracción de la cantidad de

aceite en el punto de burbuja. Todos estos volúmenes son en la temperatura del yacimiento es

de 2000 ° C, Bo y R se definen sobre una base barril tanque de almacenamiento, por lo que

necesitamos el volumen de aceite con respecto a 0 psig y 60 ° F, que corresponde a las

condiciones del tanque de almacenamiento. El volumen de aceite residual diferencial a

propósito no se da en condiciones de tanque de almacenamiento, porque las condiciones de

liberación diferenciales no son representativas, por lo que el factor de contracción rápida (Vr /

Vs) se utiliza en el cálculo de Bo y Rs. El factor de disminución de flash se informó como 0,8656

para nuestra muestra.

Bo y Rs se pueden calcular como se describe a continuación utilizando el factor de contracción

flash, Bo se puede calcular utilizando la siguiente ecuación:

Bo = (V.Vs) p / (Vr.Vs)

Para los cálculos de balance de materiales, necesitamos Rs, que es el gas en solución por STB.

La relación entre R y Rl a cualquier presión es el siguiente:

Rs = Rl - Bob Rsi

Donde Rsi es que el gas en solución a la presión del punto de burbuja es SCF / STB como se

obtiene de la prueba separador instantáneo. La ecuación puede escribirse también:

Rs = Rsi - (Rl / Vr.Vs)

Desde Bob es igual a 1,00 dividido por (Vr / Vs)

Viscosidad del gas y petróleo

Las viscosidades de petróleo se determinan en la temperatura del yacimiento y varios niveles

de presión como parte del análisis de muestras del subsuelo se muestra en el cuadro A-IV.

Viscosidades de gas no están determinadas de forma experimental, pero se calculan

basándose en las correlaciones publicadas y se muestran con los datos diferenciales de

liberación. Los procedimientos para la estimación de las viscosidades de gas se describen en la

parte principal de esta valoración crítica.

Ajuste De Los Datos De Laboratorio

Los procedimientos están disponibles para ajustar los datos en un simple fluido no

representativa para reflejar las condiciones del yacimiento original. Una muestra de

hidrocarburos depósito debe representar el fluido del yacimiento que existía en las

condiciones originales. La composición de fluido de hidrocarburo no cambiará hasta que la

presión cae por debajo de la presión del punto de burbuja y se libera gas. Por lo tanto, la

muestra de fluido debe ser tomado mientras la presión del depósito está por encima del punto

de burbuja. Además, la presión en el recipiente de la muestra debe ser mantenida a la presión

más baja que el muestreo pb, o si el recipiente de la muestra pierde presión, la muestra

contendrá menos gas que el fluido inicial. En este caso, los datos de la muestra de fluido deben

ajustarse a las condiciones del yacimiento originales serán presentados aquí varias técnicas

para el ajuste de los datos de laboratorio. La muestra para la que se calculó propiedades PVT

en el Apéndice A en un punto de 1410 psig burbuja se ajustó a una presión de punto de

burbuja de 1700 psig.

Correlación Y Para El Ajuste De Datos Volumen De Flash

Los datos de liberación de Flash pueden ser suavizadas o ajustarse a una presión de punto de

burbuja mayor mediante el uso de la técnica de correlación

La Y se calcula mediante la siguiente ecuación:

Dónde: Pb= presión de saturación de la muestra analizada, psia

P= cualquier presión menor que Pb, psia

Vt= factor de volumen relativo de dos fases a TR y p de una información de liberación flash.

Vs= factor de volumen relativo a TR y Pb

Para extrapolar los datos a una presión mayor grado de saturación, calcular los valores de Y en

los distintos niveles de presión y la trama y en función de P

El puntos de datos caen en una línea recta que se pueden extrapolar a 1700 psig (1715 kPa)

considerado como el punto de burbuja correcto para el fluido del yacimiento.

Valores corregidos de Vt/Vs pueden determinarse a partir de la línea recta trazada en la figura.

Para

Vt / Vs: 𝑉𝑡/𝑉𝑠=(𝑃𝑏𝑐−𝑝/𝑝𝑌)+1

Donde pbf= punto de presión de burbuja corregido, psia

Para el punto corregido de burbuja a 1700 psig, la ecuación (B-1) se transforma en: 𝑉𝑡/𝑉𝑠=(1715−𝑝/𝑝𝑌)+1

Ajuste de Información De Liberación Diferencial

El siguiente procedimiento se puede usar para ajustar los datos de liberación diferenciales si la

presión de saturación de la muestra se encuentra que es inferior a la presión del punto de

burbuja original en el depósito.

Antes de calcular los valores de Rs y Bo como una función de la presión de la presión del punto

de burbuja corregido, primero tenemos que calcular los valores ajustados de RL y V / Vs. Los

valores de ajuste se determinan mediante el trazado de los valores de laboratorio de RL y V /

Vs frente a la presión.

Propiedades de los gases

Las propiedades del gas que suelen necesitarse en los cálculos de ingeniería de yacimientos

son de desviación con frecuencia conocida también como factor de compresibilidad z:

compresibilidad, cp; densidad. p,: factor de volumen de formación. Bg; y viscosidad. Los

primeros cuatro cantidades están relacionadas con PYT comportamiento descrito por la ley de

los gases: La viscosidad puede determinarse correlaciones IROM generalizada.

A Relaciones presión-volumen-temperatura (factores z)

Una combinación de de Boyle (V = C / p, y Charles ' (V = c't) La ley proporciona la ley de los

gases ideales dada por la ecuación (17), que es útil a sólo bajas presiones.

PV = nRT.

Unidades de ingeniería son:

p = presión, psia (psig + 14,65);

V = volumen, pies cúbicos;

n = número de lb-moles = m / M = libras de peso, masa / molecular;

R = constante de gas = 10,73 (psia) (pies cúbicos) / (R)(moles); y

T = temperatura absoluta, ºR = (ºF + 459,6).

Para tener en cuenta el comportamiento no ideal de los gases, un gas factor de desviación, z,

está unido a la ley del gas ideal a proporcionar a la ley de los gases:

p v = znRT

Donde z es adimensional. La mayoría de los problemas de gas PVT hervir a M determinación, el

peso molecular, y z, la factor de desviación. M. peso molecular, se puede determinar a partir

de la composición del gas.

Para determinar el peso molecular de una mezcla de gas, el procedimiento es para sumar los

productos de las fracciones molares de los componentes de los gases multiplican por sus pesos

moleculares.

E. Gas Viscosidad, g

Se necesitan datos de viscosidad para resolver los problemas de fluido fluir a través tanto de la

roca reservorio y tubería. Viscosidad puede considerarse como la interna! la resistencia de un

fluido tiene que fluya en contra y por lo general se expresa en centipoises (Cp), la centésima

parte de un equilibrio. En general, como la temperatura del gas aumenta isobáricamente a

baja presión, aumenta la viscosidad del gas; a la inversa, como la temperatura del gas aumenta

isobáricamente a altas presiones, gas viscosidad disminuye. Por lo general, las viscosidades de

gas no son se mide rutinariamente en el laboratorio debido a las correlaciones suelen ofrecer

buenos resultados. Estos se describen a continuación.

l. Correlación de viscosidades de baja presión

La trama Bicker y Katz de la viscosidad de los gases de parafina en una atmósfera frente

molecular el peso se revisó ligeramente por Carr

Correlación de viscosidades para la alta presión

Aquí,

T = temperatura a la que se desea viscosidad, ºR / temperatura crítica, ºR

p = presión a la que se desea viscosidad, psia / presión crítica, psia

μ. = Viscosidad del gas en T, y p, y

Una viscosidad de un aplomo es que fuerza necesaria para cizallar un cuadrado centímetro de

un avión de fluido, spa.ced paralelo y un centímetro de otro plano de fluido, y que tiene una

diferencia en velocidad de un centímetro por segundo, O:

Las correlaciones del punto de rocío a la presión

El punto de un sistema de rocío se caracteriza por la coexistencia de una cantidad infinitesimal

de la fase líquida en equilibrio con una cantidad sustancial de fase de vapor.

Se han publicado sólo unas pocas correlaciones de presión del punto de rocío para sistemas de

depósito. Una de ellas es una correlación general para el comportamiento de cinco Valle de

San Joaquín, California, sistemas, publicado por Sage y Olds.t! Aunque estos cinco systerns

correlacionan dentro de sí mismos, no se sabe cómo las correlaciones se aplican a sistemas de

otros campos. Por lo tanto, los datos de Sage y Olds, que se presentan en la Tabla IX, deben

utilizarse sólo como una guía en lugar de una forma recomendada para la estimación de las

presiones del punto de rocío.

Organick y Golding desarrollaron una correlación que relaciona la presión de saturación

directamente a la composición de un chernical systern. Esto se hace por medio de dos

características cornposition generalizadas, el punto de ebullición medio molal, y un peso

molecular promedio en peso modificado. La presión de saturación rnay ser el punto de rocío,

el punto de burbuja, o la crítica presión.

Aceite factores de formación de volumen (Bo) y correlaciones volumen específico (VS)

Correlaciones

Hay que recordar que el factor de volumen de formación de petróleo, B definida como que el

volumen de fluido del depósito necesario para producir un volumen de aceite en el

depósito .Bo es una función de la composición del sistema, la presión y la temperatura y la

forma en que el gas y el petróleo se separan el diferencial flash o alguna combinación de estos.

El volumen específico (el recíproco de la densidad) es directamente relacionada con el factor

de volumen de formación y puede expresarse aceite general Ib - términos de campo.

ACEITE DE FORMACIÓN DE VOLUMEN DE FACTOR DE PERMANENTE DE CORRESPONDENCIAS

Permanente desarrolló una correlación empírica para el factor de formación de aceite sobre la

base de datos para los crudos de California y gases naturales. La correlación también parece

funcionar bien para sistemas de fluidos en otras áreas.

FACTORES DE FORMACIÓN TOTAL VOLUMEN DE GAS DISUELTO Y SISTEMAS DE

CONDENSADO DE GAS.

Factores de compresibilidad para infrasaturados Reservorios líquidos.

Correlación, que se basa en los factores de pseudo reducida e implica las siguientes relaciones:

Dónde:

Co = compresibilidad del aceite, vol / (vol) (psi),

P = presión, psia

T = temperatura, R

Subíndices Pr y PE se refieren a la pseudo-reducida y pseudo-critica! condiciones,

respectivamente.

Viscosidad del aceite, Uo

Viscosidad del aceite depende de la naturaleza del crudo, en la cantidad de gas en solución y

sobre la temperatura y presión. Como señaló en la sección II de este capítulo, viscosidad del

aceite es guarnición obtenido como parte del análisis PVT de las muestras de líquido del

depósito. Pero cuando estos datos no están disponibles, correlaciones generalizadas pueden

utilizarse para estimar la viscosidad del aceite en stock - tanque y diversas condiciones de

depósito.

La unidad de viscosidad absoluta en el sistema métrico es el equilibrio. Sin embargo, porque el

equilibrio es una unidad grande que usualmente resulta en valores fraccionarios para los

fluidos del reservorio, el centipoise (cp, 0.01 poise) es ampliamente aceptado para cálculos de

ingeniería. Factores de conversión para las unidades de viscosidad más comunes son:

La viscosidad cinemática, v, es la viscosidad absoluta dividida por la densidad. La unidad de

viscosidad cinemática es el stoke, donde alimenta = (u/p) = equilibrios = cc/seg. Como con

equilibrios a centipoises, viscosidad cinemática se divulga a menudo como la pesa de 100.

VISCOSIDAD DE LOS ACEITES QUE CONTIENEN DISUELTO GAS

Normalmente, los componentes gaseosos tienen baja viscosidad. Por lo tanto, cuando los

gases se disuelven en aceites crudos, disminuyen la viscosidad de los crudos. Una correlación

para determinar la viscosidad del gas - saturado crudos fue publicado por masticar y Connally,

Básicamente estas investigaciones representan la viscosidad del gas - crudo saturado por la

ecuación.

Donde:

Uso= gas - saturados aceite viscosidad, cp,

Uod= petróleo muerto (gas - libre) viscosidad, cp, y

A y b son funciones de los gases de solución - cociente de aceite

Factor de volumen de formación de agua, Bw

El factor de volumen de formación de agua, Bw, depende de la temperatura, la presión y el gas

en solución. Como se explica anteriormente el efecto de aumentar agua salinidad (total sólidos

disueltos) es reducir la solubilidad del gas. Por lo tanto, puesto que el gas disuelto aumenta el

factor de volumen de formación mayor salinidad, que reduce la solubilidad del gas reducirá el

factor de volumen.

GLOSARIO DE TÉRMINOS

Proceso de liberación diferencial. Proceso de laboratorio en el que se retira el gas de liberación

del aceite en cada uno de varios niveles de presión.

Proceso de liberación flash. Proceso de laboratorio en el que el gas liberado y el aceite se

mantienen en el mismo sistema en todo el rango de presión.

Desviación de gas del factor z. Un factor de corrección utilizado en las ecuaciones de volumen

de gas debido a los gases reales no obedece las leyes de los gases ideales.

La formación de gas factor de volumen Bg. El volumen de barriles del yacimiento ocupado por

un pie cúbico de gas estándar.

Compresibilidad de aceite reducción fraccionaria Co. El en volumen de aceite que resulta de un

aumento de la presión de un psi.

La contracción de aceite factor de bo. El cañón fraccionado del petróleo tanque de

almacenamiento contenido en un cilindro del reservorio de petróleo.

Pseudo presión crítica, PPC. La presión media ponderada mol crítica de un gas que consiste en

más de un componente.

Pseudo temperatura crítica Tpc. El mol ponderado temperatura crítica promedio de un gas que

consiste en más de un componente.

Pseudo presión reducida PPR. La presión existente en un gas de múltiples componentes de un

sistema dividido por su seudo presión crítica.

Temperatura reducida pseudo TPR. La temperatura existente en un gas de múltiples

componentes de un sistema dividido por su seudo presión crítica.

Reducir la presión Pr. La presión existente dividida por la presión crítica para un solo gas

componente.

Reducir la temperatura Tr. La temperatura existente dividida por la temperatura crítica para un

solo gas componente. Temperatura son absolutos, e, g, R.

Solución de gas-aceite Rs. Los estándares de pies cúbicos de gas disuelto en un barril de aceite

de ST a condiciones de yacimiento.

Total de los factores de volumen de formación Bt. El volumen de barriles del yacimiento

ocupado por un barril ST de petróleo y su gas relacionado.

Compresibilidad del agua Cw. La reducción fraccionaria en el volumen de agua que resulta de

un aumento de la presión de un psi