283616546-formulario-n-4-propiedades-del-petroleo-pdf.pdf 6924y
This document was ed by and they confirmed that they have the permission to share it. If you are author or own the copyright of this book, please report to us by using this report form. Report l4457
Overview 6h3y3j
& View 283616546-formulario-n-4-propiedades-del-petroleo-pdf.pdf as PDF for free.
More details h6z72
- Words: 1,865
- Pages: 17
Universidad Mayor de San Andrés Facultad de Ingeniería Ingeniería Petrolera
Ingeniería de Reservorios I (PET 204)
PROPIEDADES DEL PETROLEO Las propiedades del petróleo pueden determinarse mediante pruebas y análisis de laboratorio, pero a falta de una muestra representativa del reservorio, es posible aplicar correlaciones matemáticas desarrolladas en base a pruebas hechas 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 ρo = Densidad del petróleo, lb/ft3 ρw = Densidad del agua, (62,4 lb/ft3) 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 = Temperatura (°R) P = Presión (psia) γG = Gravedad específica del gas en solución Mauricio Alejandro Arteaga Soruco
Universidad Mayor de San Andrés Facultad de Ingeniería Ingeniería Petrolera
Ingeniería de Reservorios I (PET 204)
VASQUEZ-BEGGS (
[
(
)
)
(
)]
Coeficiente C1
API ≤ 30 0,0362
API > 30 0,0178
C2 C3
1,0937 25,7240
1,1870 23,9310
γGS = gravedad del gas a la presión del separador de referencia γG = gravedad del gas a las condiciones del separador actual Psep y Tsep Psep = Presión del separador actual (psia) Tsep = Temperatura del separador actual (°R) GLASO [(
)
]
T (°R); P(psia) MARHOUN ( ) a–e = coefficients of the above equation having these values: a = 185,843208 b = 1,877840 c = -3,1437 d = -1,32657 T (°R)
e = 1,398441
PETROSKY-FARSHAD [(
)
]
T (°R); P(psia) A PARTIR DE DATOS PVT (EC BALANCE DE MATERIA)
𝞺o (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.
Mauricio Alejandro Arteaga Soruco
Universidad Mayor de San Andrés Facultad de Ingeniería Ingeniería Petrolera
Ingeniería de Reservorios I (PET 204)
STANDING [(
)
]
T (°R); Rs (scf/STB) VASQUEZ-BEGGS (
)
Coeficiente
API ≤ 30
API > 30
C1
27,624
56,18
C2 C3
0,914328 0,84246 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 *10-3 b = 0,715082 c = -1,87784 d = 3,1437 T (°R); Rs (scf/STB)
e = 1,32657
PETROSKY-FARSHAD (
)
T (°R); Rs (scf/STB) La siguiente figura da una correlación para el Punto de Burbuja y la Relación de Solubilidad, los datos necesarios son la gravedad específica del gas en solución, la gravedad API del petróleo en el tanque y la temperatura del sistema (reservorio) Fuente Chevron Oil Field Research
Mauricio Alejandro Arteaga Soruco
Universidad Mayor de San Andrés Facultad de Ingeniería Ingeniería Petrolera
Ingeniería de Reservorios I (PET 204)
Mauricio Alejandro Arteaga Soruco
Universidad Mayor de San Andrés Facultad de Ingeniería Ingeniería Petrolera
Ingeniería de Reservorios I (PET 204)
COEFICIENTE DE COMPRESIBILIDAD ISOTÉRMICA. El coeficiente de compresibilidad isotérmica del petróleo co (psi-1) 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); RSB (scf/STB) PETROSKY-FARSHAD
T (R); P (psia); RSB (scf/STB) La siguiente figura da una correlación para el coeficiente de compresibilidad isotérmica para presiones mayores a la PB, los datos necesarios son la relación de solubilidad, la gravedad API del petróleo en el tanque, la temperatura del sistema (reservorio), la gravedad específica del gas en solución y la presión del sistema del reservorio. Fuente McCain
Mauricio Alejandro Arteaga Soruco
Universidad Mayor de San Andrés Facultad de Ingeniería Ingeniería Petrolera
Ingeniería de Reservorios I (PET 204)
Mauricio Alejandro Arteaga Soruco
Universidad Mayor de San Andrés Facultad de Ingeniería Ingeniería Petrolera
Ingeniería de Reservorios I (PET 204)
PARA PRESIONES MENORES A PB McCAIN
Si se conoce la presión del punto de burbuja:
T (R); P(psia); RSB (scf/STB) STANDING
{
√
[
√
]
}
Rs (scf/STB) Rs (scf/STB) BG = FVF del gas (rb/scf) La siguiente figura da una correlación para el coeficiente de compresibilidad isotérmica para presiones menores a la PB, los datos necesarios son la relación de solubilidad, la gravedad API del petróleo en el tanque, la temperatura del sistema (reservorio), la gravedad específica del gas en solución y la presión del sistema del reservorio. Fuente McCain
Mauricio Alejandro Arteaga Soruco
Universidad Mayor de San Andrés Facultad de Ingeniería Ingeniería Petrolera
Ingeniería de Reservorios I (PET 204)
Mauricio Alejandro Arteaga Soruco
Universidad Mayor de San Andrés Facultad de Ingeniería Ingeniería Petrolera
Ingeniería de Reservorios I (PET 204)
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 estándar. FVF PARA PRESIONES MENORES O IGUALES A PB STANDING [
( )
]
T (°R) Rs (scf/STB) VASQUEZ-BEGGS (
Coeficiente C1 C2 C3
)
API ≤ 30 4,677*10-4 1,751*10-5 -1,811*10-8
API > 30 4,670*10-4 1,100*10-5 1,337*10-5
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
𝞺o (lb/ft3), Rs (scf/STB)
Mauricio Alejandro Arteaga Soruco
]
Universidad Mayor de San Andrés Facultad de Ingeniería Ingeniería Petrolera
Ingeniería de Reservorios I (PET 204)
La siguiente figura da una correlación para el FVF del petróleo para presiones menores o iguales a PB, los datos necesarios son la relación de solubilidad, la gravedad específica del gas en solución, la gravedad API del petróleo en el tanque y la temperatura del sistema (reservorio) Fuente Chevron Oil Field Research
Mauricio Alejandro Arteaga Soruco
Universidad Mayor de San Andrés Facultad de Ingeniería Ingeniería Petrolera
Ingeniería de Reservorios I (PET 204)
FVF PARA PRESIONES MAYORES A PB EN FUNCION AL COEFICIENTE DE COMPRESIBILIDAD ISOTERMICA [
]
BOB = FVF a la P de burbuja (rb/STB) co = factor de compresibilidad isotérmica. (psi-1) VASQUEZ-BEGGS [
(
)]
[ ] T (R); P(psia); RSB = relación de solubilidad a la P de burbuja (scf/STB) PETROSKY-FARSHAD [
(
)]
T (R); P(psia); RSB (scf/STB) DENSIDAD PARA PRESIONES MENORES O IGUALES A PB STANDING 𝞺 [
( )
]
Rs (scf/STB) Rs (scf/STB) DE LA ECUACIÓN DE BALANCE DE MATERIA 𝞺 𝞺o (lb/ft3), Rs (scf/STB) Bo (rb/STB) PARA PRESIONES MAYORES A PB EN FUNCION AL COEFICIENTE DE COMPRESIBILIDAD ISOTERMICA [ ] 𝞺 𝞺 𝞺OB = densidad a la P de burbuja (rb/STB) co = factor de compresibilidad isotérmica. (psi-1)
Mauricio Alejandro Arteaga Soruco
Universidad Mayor de San Andrés Facultad de Ingeniería Ingeniería Petrolera
Ingeniería de Reservorios I (PET 204)
VASQUEZ-BEGGS 𝞺
[
𝞺
(
)]
[ T (R); P(psia); RSB (scf/STB) 𝞺OB (rb/STB)
]
PETROSKY-FARSHAD 𝞺
𝞺
[ (
)]
T (R); P(psia); RSB (scf/STB) 𝞺OB (rb/STB) VISCOSIDAD La viscosidad µ () 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) La siguiente figura da una correlación para la viscosidad del petróleo muerto, los datos necesarios son la gravedad API del petróleo en el tanque y la temperatura del sistema (reservorio)
Mauricio Alejandro Arteaga Soruco
Universidad Mayor de San Andrés Facultad de Ingeniería Ingeniería Petrolera
Ingeniería de Reservorios I (PET 204)
VISCOSIDAD A LA P DE BURBUJA CHEW-CONNALLY (
)
Rs (scf/STB) µOD () BEGGS-ROBINSON
Rs (scf/STB) µOD ()
Mauricio Alejandro Arteaga Soruco
Universidad Mayor de San Andrés Facultad de Ingeniería Ingeniería Petrolera
Ingeniería de Reservorios I (PET 204)
La siguiente figura da una correlación para la viscosidad del petróleo a la presión del punto de burbuja, los datos necesarios son la viscosidad del petróleo muerto, y relación de solubilidad del gas
VISCOSIDAD A PRESIONES MAYORES A PB (
) (
)
La siguiente figura da una correlación para la viscosidad del petróleo muerto a presiones mayores a la presión del punto de burbuja, los datos necesarios son presión del punto de burbuja, la presión del sistema (reservorio) y la viscosidad del petróleo a la presión del punto de burbuja.
Mauricio Alejandro Arteaga Soruco
Universidad Mayor de San Andrés Facultad de Ingeniería Ingeniería Petrolera
Ingeniería de Reservorios I (PET 204)
Mauricio Alejandro Arteaga Soruco
Universidad Mayor de San Andrés Facultad de Ingeniería Ingeniería Petrolera
Ingeniería de Reservorios I (PET 204)
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. [
𝞺
𝞺
]
Pch = parámetro independiente de la temperatura llamado “parachor”, es un valor adimensional para cada componente. Se puede aplicar la siguiente ecuación para cualquier componente, siempre y cuando sea más pesado que el metano incluyendo al pseudo-componente pesado:
También pueden usarse las siguientes gráficas, la gráfica de la izquierda para hidrocarburos puros, y la gráfica de la derecha para el pseudo-componente pesado
PARA MEZCLAS DE HIDROCARBUROS {∑[ 𝞺
]} 𝞺
𝞺o (lb/ft3); 𝞺G (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. Mauricio Alejandro Arteaga Soruco
Universidad Mayor de San Andrés Facultad de Ingeniería Ingeniería Petrolera
Ingeniería de Reservorios I (PET 204)
PROPIEDADES DEL AGUA DEL RESERVORIO FACTOR VOLUMÉTRICO DE FORMACIÓN
Gas-Free Water Ai a1 A1 0,9947 A2 -4,228*10-6 A3 1,3*10-10 Gas-Saturated Water Ai a1 A1 0,9911 A2 -1,093*10-6 A3 -5,0*10-11
a2 5,8*10-6 1,8376*10-8 -1,3855*10-12 a2 6,35*10-5 -3,497*10-9 6,429*10-13
a3 1,02*10-6 -6,77*10-11 4,285*10-15 a3 8,5*10-7 4,57*10-12 -1,43*10-15
T (R); P(psia)
VISCOSIDAD DEL AGUA MEEHAN [
]
µw = viscosidad de agua µwD = viscosidad de agua salada a 14,7 psia y T () P (psia) T (°F) Y = salinidad del agua (ppm)
salada a la P y T dadas ()
BRILL Y BEGGS (
)
µw (); T (°F) SOLUBILIDAD DEL GAS EN EL AGUA ( (
)
) ( (
) )
T (°F); P (psia) COEFICIENTE DE COMPRESIBILIDAD ISOTÉRMICA BRILL Y BEGGS
T (°F); P (psia); CW (psi-1) Mauricio Alejandro Arteaga Soruco
Ingeniería de Reservorios I (PET 204)
PROPIEDADES DEL PETROLEO Las propiedades del petróleo pueden determinarse mediante pruebas y análisis de laboratorio, pero a falta de una muestra representativa del reservorio, es posible aplicar correlaciones matemáticas desarrolladas en base a pruebas hechas 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 ρo = Densidad del petróleo, lb/ft3 ρw = Densidad del agua, (62,4 lb/ft3) 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 = Temperatura (°R) P = Presión (psia) γG = Gravedad específica del gas en solución Mauricio Alejandro Arteaga Soruco
Universidad Mayor de San Andrés Facultad de Ingeniería Ingeniería Petrolera
Ingeniería de Reservorios I (PET 204)
VASQUEZ-BEGGS (
[
(
)
)
(
)]
Coeficiente C1
API ≤ 30 0,0362
API > 30 0,0178
C2 C3
1,0937 25,7240
1,1870 23,9310
γGS = gravedad del gas a la presión del separador de referencia γG = gravedad del gas a las condiciones del separador actual Psep y Tsep Psep = Presión del separador actual (psia) Tsep = Temperatura del separador actual (°R) GLASO [(
)
]
T (°R); P(psia) MARHOUN ( ) a–e = coefficients of the above equation having these values: a = 185,843208 b = 1,877840 c = -3,1437 d = -1,32657 T (°R)
e = 1,398441
PETROSKY-FARSHAD [(
)
]
T (°R); P(psia) A PARTIR DE DATOS PVT (EC BALANCE DE MATERIA)
𝞺o (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.
Mauricio Alejandro Arteaga Soruco
Universidad Mayor de San Andrés Facultad de Ingeniería Ingeniería Petrolera
Ingeniería de Reservorios I (PET 204)
STANDING [(
)
]
T (°R); Rs (scf/STB) VASQUEZ-BEGGS (
)
Coeficiente
API ≤ 30
API > 30
C1
27,624
56,18
C2 C3
0,914328 0,84246 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 *10-3 b = 0,715082 c = -1,87784 d = 3,1437 T (°R); Rs (scf/STB)
e = 1,32657
PETROSKY-FARSHAD (
)
T (°R); Rs (scf/STB) La siguiente figura da una correlación para el Punto de Burbuja y la Relación de Solubilidad, los datos necesarios son la gravedad específica del gas en solución, la gravedad API del petróleo en el tanque y la temperatura del sistema (reservorio) Fuente Chevron Oil Field Research
Mauricio Alejandro Arteaga Soruco
Universidad Mayor de San Andrés Facultad de Ingeniería Ingeniería Petrolera
Ingeniería de Reservorios I (PET 204)
Mauricio Alejandro Arteaga Soruco
Universidad Mayor de San Andrés Facultad de Ingeniería Ingeniería Petrolera
Ingeniería de Reservorios I (PET 204)
COEFICIENTE DE COMPRESIBILIDAD ISOTÉRMICA. El coeficiente de compresibilidad isotérmica del petróleo co (psi-1) 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); RSB (scf/STB) PETROSKY-FARSHAD
T (R); P (psia); RSB (scf/STB) La siguiente figura da una correlación para el coeficiente de compresibilidad isotérmica para presiones mayores a la PB, los datos necesarios son la relación de solubilidad, la gravedad API del petróleo en el tanque, la temperatura del sistema (reservorio), la gravedad específica del gas en solución y la presión del sistema del reservorio. Fuente McCain
Mauricio Alejandro Arteaga Soruco
Universidad Mayor de San Andrés Facultad de Ingeniería Ingeniería Petrolera
Ingeniería de Reservorios I (PET 204)
Mauricio Alejandro Arteaga Soruco
Universidad Mayor de San Andrés Facultad de Ingeniería Ingeniería Petrolera
Ingeniería de Reservorios I (PET 204)
PARA PRESIONES MENORES A PB McCAIN
Si se conoce la presión del punto de burbuja:
T (R); P(psia); RSB (scf/STB) STANDING
{
√
[
√
]
}
Rs (scf/STB) Rs (scf/STB) BG = FVF del gas (rb/scf) La siguiente figura da una correlación para el coeficiente de compresibilidad isotérmica para presiones menores a la PB, los datos necesarios son la relación de solubilidad, la gravedad API del petróleo en el tanque, la temperatura del sistema (reservorio), la gravedad específica del gas en solución y la presión del sistema del reservorio. Fuente McCain
Mauricio Alejandro Arteaga Soruco
Universidad Mayor de San Andrés Facultad de Ingeniería Ingeniería Petrolera
Ingeniería de Reservorios I (PET 204)
Mauricio Alejandro Arteaga Soruco
Universidad Mayor de San Andrés Facultad de Ingeniería Ingeniería Petrolera
Ingeniería de Reservorios I (PET 204)
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 estándar. FVF PARA PRESIONES MENORES O IGUALES A PB STANDING [
( )
]
T (°R) Rs (scf/STB) VASQUEZ-BEGGS (
Coeficiente C1 C2 C3
)
API ≤ 30 4,677*10-4 1,751*10-5 -1,811*10-8
API > 30 4,670*10-4 1,100*10-5 1,337*10-5
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
𝞺o (lb/ft3), Rs (scf/STB)
Mauricio Alejandro Arteaga Soruco
]
Universidad Mayor de San Andrés Facultad de Ingeniería Ingeniería Petrolera
Ingeniería de Reservorios I (PET 204)
La siguiente figura da una correlación para el FVF del petróleo para presiones menores o iguales a PB, los datos necesarios son la relación de solubilidad, la gravedad específica del gas en solución, la gravedad API del petróleo en el tanque y la temperatura del sistema (reservorio) Fuente Chevron Oil Field Research
Mauricio Alejandro Arteaga Soruco
Universidad Mayor de San Andrés Facultad de Ingeniería Ingeniería Petrolera
Ingeniería de Reservorios I (PET 204)
FVF PARA PRESIONES MAYORES A PB EN FUNCION AL COEFICIENTE DE COMPRESIBILIDAD ISOTERMICA [
]
BOB = FVF a la P de burbuja (rb/STB) co = factor de compresibilidad isotérmica. (psi-1) VASQUEZ-BEGGS [
(
)]
[ ] T (R); P(psia); RSB = relación de solubilidad a la P de burbuja (scf/STB) PETROSKY-FARSHAD [
(
)]
T (R); P(psia); RSB (scf/STB) DENSIDAD PARA PRESIONES MENORES O IGUALES A PB STANDING 𝞺 [
( )
]
Rs (scf/STB) Rs (scf/STB) DE LA ECUACIÓN DE BALANCE DE MATERIA 𝞺 𝞺o (lb/ft3), Rs (scf/STB) Bo (rb/STB) PARA PRESIONES MAYORES A PB EN FUNCION AL COEFICIENTE DE COMPRESIBILIDAD ISOTERMICA [ ] 𝞺 𝞺 𝞺OB = densidad a la P de burbuja (rb/STB) co = factor de compresibilidad isotérmica. (psi-1)
Mauricio Alejandro Arteaga Soruco
Universidad Mayor de San Andrés Facultad de Ingeniería Ingeniería Petrolera
Ingeniería de Reservorios I (PET 204)
VASQUEZ-BEGGS 𝞺
[
𝞺
(
)]
[ T (R); P(psia); RSB (scf/STB) 𝞺OB (rb/STB)
]
PETROSKY-FARSHAD 𝞺
𝞺
[ (
)]
T (R); P(psia); RSB (scf/STB) 𝞺OB (rb/STB) VISCOSIDAD La viscosidad µ () 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) La siguiente figura da una correlación para la viscosidad del petróleo muerto, los datos necesarios son la gravedad API del petróleo en el tanque y la temperatura del sistema (reservorio)
Mauricio Alejandro Arteaga Soruco
Universidad Mayor de San Andrés Facultad de Ingeniería Ingeniería Petrolera
Ingeniería de Reservorios I (PET 204)
VISCOSIDAD A LA P DE BURBUJA CHEW-CONNALLY (
)
Rs (scf/STB) µOD () BEGGS-ROBINSON
Rs (scf/STB) µOD ()
Mauricio Alejandro Arteaga Soruco
Universidad Mayor de San Andrés Facultad de Ingeniería Ingeniería Petrolera
Ingeniería de Reservorios I (PET 204)
La siguiente figura da una correlación para la viscosidad del petróleo a la presión del punto de burbuja, los datos necesarios son la viscosidad del petróleo muerto, y relación de solubilidad del gas
VISCOSIDAD A PRESIONES MAYORES A PB (
) (
)
La siguiente figura da una correlación para la viscosidad del petróleo muerto a presiones mayores a la presión del punto de burbuja, los datos necesarios son presión del punto de burbuja, la presión del sistema (reservorio) y la viscosidad del petróleo a la presión del punto de burbuja.
Mauricio Alejandro Arteaga Soruco
Universidad Mayor de San Andrés Facultad de Ingeniería Ingeniería Petrolera
Ingeniería de Reservorios I (PET 204)
Mauricio Alejandro Arteaga Soruco
Universidad Mayor de San Andrés Facultad de Ingeniería Ingeniería Petrolera
Ingeniería de Reservorios I (PET 204)
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. [
𝞺
𝞺
]
Pch = parámetro independiente de la temperatura llamado “parachor”, es un valor adimensional para cada componente. Se puede aplicar la siguiente ecuación para cualquier componente, siempre y cuando sea más pesado que el metano incluyendo al pseudo-componente pesado:
También pueden usarse las siguientes gráficas, la gráfica de la izquierda para hidrocarburos puros, y la gráfica de la derecha para el pseudo-componente pesado
PARA MEZCLAS DE HIDROCARBUROS {∑[ 𝞺
]} 𝞺
𝞺o (lb/ft3); 𝞺G (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. Mauricio Alejandro Arteaga Soruco
Universidad Mayor de San Andrés Facultad de Ingeniería Ingeniería Petrolera
Ingeniería de Reservorios I (PET 204)
PROPIEDADES DEL AGUA DEL RESERVORIO FACTOR VOLUMÉTRICO DE FORMACIÓN
Gas-Free Water Ai a1 A1 0,9947 A2 -4,228*10-6 A3 1,3*10-10 Gas-Saturated Water Ai a1 A1 0,9911 A2 -1,093*10-6 A3 -5,0*10-11
a2 5,8*10-6 1,8376*10-8 -1,3855*10-12 a2 6,35*10-5 -3,497*10-9 6,429*10-13
a3 1,02*10-6 -6,77*10-11 4,285*10-15 a3 8,5*10-7 4,57*10-12 -1,43*10-15
T (R); P(psia)
VISCOSIDAD DEL AGUA MEEHAN [
]
µw = viscosidad de agua µwD = viscosidad de agua salada a 14,7 psia y T () P (psia) T (°F) Y = salinidad del agua (ppm)
salada a la P y T dadas ()
BRILL Y BEGGS (
)
µw (); T (°F) SOLUBILIDAD DEL GAS EN EL AGUA ( (
)
) ( (
) )
T (°F); P (psia) COEFICIENTE DE COMPRESIBILIDAD ISOTÉRMICA BRILL Y BEGGS
T (°F); P (psia); CW (psi-1) Mauricio Alejandro Arteaga Soruco
More Documents from "alisson" 6b4o42
11482j
November 2019 91
283616546-formulario-n-4-propiedades-del-petroleo-pdf.pdf 6924y
November 2020 0
Shorin Ryu 3u5430
September 2022 0
Sanacion Energetica x5at
November 2020 0
Solucionario Mecanica Fluidos Victor L. Streeter 9 Edicion 4y3i6k
December 2020 0