Universidad Mayor de San Andrés Facultad de Ingeniería Ingeniería Petrolera
Ingeniería de Reservorios I (PET 204)
PROPIEDADES PROPIED ADES DEL PETROLEO Las propiedades del petróleo pueden determinarse mediante mediante pruebas y análisis de l aboratorio, pero a falta de una muestra representativa del reservorio, es posible aplicar correlaciones matemáticas matemáticas que han sido desarrolladas en base a pruebas sobre una gran cantidad de muestras de petróleo por diferentes autores para poder obtener una relación generalizada de una determinada propiedad.
GRAVEDAD DEL PETRÓLEO Gravedad especifica (60º/60º)
Gravedad API 3
ρo = Densidad del petróleo, lb/ft 3 ρw = Densidad del agua, (62,4 lb/ft )
∑ ∑ ()
GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL GAS EN SOLUCIÓN Gravedad especifica (60º/60º) @ 14,7 psia GORsep = relación gas petróleo de separador (scf/STB) γGsep = gravedad especifica del gas de separador GORTK = relación gas petróleo en tanque de almacenaje (scf/ STB) γTK = gravedad especifica del gas en tanque de almacenaje
RELACIÓN DE SOLUBILIDAD La relación de solubilidad Rs (scf/STB) es el volumen de gas disuelto en un volumen de petróleo bajo ciertas condiciones de presión y temperatura, pero expresados a condiciones estándar.
STANDING
T = Temperatur Temperatura a (°R) P = Presión (psia) específica del gas en solución γG = Gravedad específica
( ( ) )
VASQUEZ-BEGGS Coeficiente
γGS = gravedad del gas a la presión del separador de referencia γGS = gravedad del gas a las condiciones del separador actual P sep y Tsep Psep = Presión del separador actual (psia) Tsep = Temperat Temperatura ura del separador actual (°R)
GLASO
T (°R); P(psia)
Mauricio Alejandro Arteaga Soruco
C1
API ≤ 30 0,0362
API > 30 0,0178
C2
1,0937
1,1870
C3
25,7240
23,9310
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( ) MARHOUN
a –e = coefficients of the above equation having these values:
a = 185,843208
b = 1,877840
T (°R)
c = -3,1437
d = -1,32657
e = 1,398441
PETROSKY-FARSHAD
T (°R); P(psia)
A PARTIR DE DATOS PVT (EC BALANCE DE MATERIA)
o (lb/ft3), Bo (rb/STB)
PRESIÓN DEL PUNTO DE BURBUJA La presión del punto de burbuja PB (psia) es aquella presión a la cual el gas comienza a liberarse del petróleo. A medida que cae la presión por debajo de la presión de burbuja mayor es la cantidad de gas liberado, esta condición define al petróleo sobresaturado.
STANDING
T (°R); Rs (scf/STB)
VASQUEZ-BEGGS
Coeficiente
API ≤ 30
API > 30
C1
27,624
56,18
C2
0,914328
0,84246
C3
11,172
10,393
T (°R); Rs (scf/STB)
GLASO
a, b, c = coefficients of the above equation having the following values:
a = 0,816
b = 0,172
c = -0,989
T (°R); Rs (scf/STB)
MARHOUN
a –e = coefficients of the correlation having the following values:
a = 5,38088 *10 T (°R); Rs (scf/STB)
-3
b = 0,715082
c = -1,87784
d = 3,1437
PETROSKY-FARSHAD
T (°R); Rs (scf/STB)
Mauricio Alejandro Arteaga Soruco
e = 1,32657
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FACTOR VOLUMÉTRICO DE FORMACIÓN (FVF) El factor volumétrico de formación del petróleo BO (rb/STB) es la relación entre el volumen de cierta cantidad de petróleo expresado a condiciones de reservorio (incluyendo al gas disuelto), y el volumen de la misma cantidad de petróleo expresado a condiciones de estándar.
FVF PARA PRESIONES MENORES O IGUALES A PB STANDING
T (°R) Rs (scf/STB)
VASQUEZ-BEGGS
Coeficiente
API ≤ 30 -
API > 30
4,677*10
4,670*10
C2
1,751*10 1,100*10
C3
-1,811*10 1,337*10
-5
-5
-8
-5
T (°R) Rs (scf/STB)
GLASO
T (°R) Rs (scf/STB)
MARHOUN
The coefficients a, b and c have the following values:
a = 0,742390
b = 0,323294
c = -1,202040
T (°R) Rs (scf/STB)
PETROSKY-FARSHAD
T (°R) Rs (scf/STB)
DE LA ECUACIÓN DE BALANCE DE MATERIA
-
C1
o (lb/ft3), Rs (scf/STB)
FVF PARA PRESIONES MAYORES A PB EN FUNCION AL COEFICIENTE DE COMPRESIBILIDAD ISOTERMICA
BOB = FVF a la P de burbuja (rb/STB) -1 co = factor de compresibilidad isotérmica. (psi )
VASQUEZ-BEGGS
T (R); P(psia); R SB = relación de solubilidad a la P de burbuja (scf/STB)
Mauricio Alejandro Arteaga Soruco
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[()] PETROSKY-FARSHAD
T (R); P(psia); R SB (scf/STB)
COEFICIENTE DE COMPRESIBILIDAD ISOTÉRMICA.
-1
El coeficiente de compresibilidad isotérmica del petróleo co (psi ) representa el grado de compresibilidad de un fluido.
PARA PRESIONES MAYORES A PB Cuando la presión es mayor que la presión del punto de burbuja, el petróleo en el yacimiento tiene todo el gas en solución. Cuando se aplica presión en exceso a éste sistema, el líquido sufre una disminución no lineal en su volumen que depende de la temperatura y composición del petróleo.
{√ √ } VASQUEZ-BEGGS
T (R); P(psia); R SB (scf/STB)
PETROSKY-FARSHAD
T (R); P(psia); R SB (scf/STB)
PARA PRESIONES MENORES A PB
McCAIN
Si se conoce la presión del punto de burbuja:
T (R); P(psia); R SB (scf/STB)
STANDING
Rs (scf/STB) Rs (scf/STB) B G = FVF del gas (rb/scf)
DENSIDAD PARA PRESIONES MENORES O IGUALES A PB
STANDING
Rs (scf/STB)Rs (scf/STB)
DE LA ECUACIÓN DE BALANCE DE MATERIA
o (lb/ft3), Rs (scf/STB) Bo (rb/STB)
PARA PRESIONES MAYORES A PB EN FUNCION AL COEFICIENTE DE COMPRESIBILIDAD ISOTERMICA OB = densidad a la P de burbuja (rb/STB) -1 co = factor de compresibilidad isotérmica. (psi )
Mauricio Alejandro Arteaga Soruco
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VASQUEZ-BEGGS
[()]
T (R); P(psia); R SB (scf/STB)
OB (rb/STB)
PETROSKY-FARSHAD
T (R); P(psia); R SB (scf/STB)
VISCOSIDAD
OB (rb/STB)
La viscosidad µ (cp) es la resistencia interna que tiene el petróleo a fluir.
VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO MUERTO (a 14,7psia y T del reservorio) BEAL
T (R)
BEGGS-ROBINSON
T (R)
GLASO
T (R)
VISCOSIDAD A LA P DE BURBUJA
CHEW-CONNALLY
Rs (scf/STB) µ OD (cp)
BEGGS-ROBINSON
Rs (scf/STB) µOD (cp)
()
VISCOSIDAD A PRESIONES MAYORES A PB
Mauricio Alejandro Arteaga Soruco
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TENSIÓN SUPERFICIAL/TENSIÓN INTERFACIAL La tensión superficial σ (dn/cm) es la fuerza ejercida en la capa límite entre una fase liquida y una fase vapor por unidad de longitud.
Pch = parámetro independiente de la temperatura llamado “parachor”, es un valor adimensional para cada componente. Para componentes más pesados que el metano se puede aplicar:
PARA MEZCLAS DE HIDROCARBUROS
o (lb/ft3); G (lb/ft3); x = fracción molar de cada componente del petróleo. y = fracción molar de cada componente del gas. MO = peso molecular promedio del petróleo. MG = peso molecular promedio del gas.
PROPIEDADES DEL AGUA DEL RESERVORIO FACTOR VOLUMÉTRICO DE FORMACIÓN
Gas-Free Water Ai a1 A1 0,9947 -6 A2 -4,228*10 -10 A3 1,3*10 Gas-Saturated Water Ai a1 A1 0,9911 -6 A2 -1,093*10 -11 A3 -5,0*10
a2 -6 5,8*10 -8 1,8376*10 -12 -1,3855*10
a2 -5 6,35*10 -9 -3,497*10 -13 6,429*10
a3 -6 1,02*10 -11 -6,77*10 -15 4,285*10
a3 -7 8,5*10 -12 4,57*10 -15 -1,43*10
T (R); P(psia)
VISCOSIDAD DEL AGUA MEEHAN
µw = viscosidad de agua salada a la P y T dadas (cp) µwD = viscosidad de agua salada a 14,7 psia y T (cp) P (psia) T (°F) Y = salinidad del agua (ppm)
BRILL Y BEGGS Mauricio Alejandro Arteaga Soruco
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( ) () µw (cp); T (°F)
SOLUBILIDAD DEL GAS EN EL AGUA
T (°F); P (psia)
COEFICIENTE DE COMPRESIBILIDAD ISOTÉRMICA BRILL Y BEGGS
-1
T (°F); P (psia); CW (psi )
Mauricio Alejandro Arteaga Soruco
