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GLOSARIO DE TÉRMINOS
Propiedades de los fluidos
Api gravedad. Una medida de la densidad utilizada para líquidos de hidrocarburos. La relación entre la gravedad y API específico es:
Densidad. La libra de una sustancia por pie cúbico de volumen.
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 obedecen 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.
La gravedad de gas Yg. La relación del peso molecular de una mezcla de gas con el peso molecular del aire.
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.
Peso específico Y. la relación de la densidad de una sustancia a la densidad del agua.
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.
Viscosidad u. La propiedad de un fluido que hace que resistir el flujo.
Compresibilidad del agua Cw. La reducción fraccionaria en el volumen de agua que resulta de un aumento de la presión de un psi
Propiedades de los fluidos
Introducción
Esta parte del curso será definir los datos propiedad del fluido que se utiliza en ingeniería de yacimientos y nos mostrará cómo se pueden obtener estos datos. Un tipo de datos de propiedades de fluido relaciona el volumen de los fluidos producidos a los denominados datos PVT, otro tipo de datos describe los cambios en las propiedades físicas en depósito con cambio en la presión.
Produce 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, pero ligeramente diferentes bases se utilizan a veces. Volúmenes de petróleo producidos son reportados en barricas de tanque de almacenamiento, volúmenes de gas en pies cúbicos estándar, y los volúmenes de agua en barriles de superficie. Como hemos visto en la sección de Geología y Cisterna Capacidad, un análisis de yacimientos volumétrica da el volumen de hidrocarburos en barriles del yacimiento. Y veremos más adelante en la sección de balance de materiales que requieren cálculos de balance volumétrico que los volúmenes de petróleo y gas en el depósito se ponen sobre una base STB y SCF, respectivamente. Por lo tanto, debemos conocer el volumen del depósito ocupado por un STB de petróleo y su gas disuelto, por una SCF de gas libre, o por un barril superficie del agua. Estos factores de conversión se definirán más adelante en esta sección. La aplicación de los datos relativos a los volúmenes de superficie volúmenes de embalse será presentado en la sección de balance de materiales.
Definiciones y fundamentos
Las siguientes definiciones fundamentales refieren comúnmente como propiedades PVT son necesarias para relacionar los volúmenes de hidrocarburos de yacimientos a los volúmenes de la superficie. Los factores se definen a continuación en general son evaluadas mediante el análisis de muestras de fluidos de yacimiento. Antes de definir las propiedades PVT debemos definir el punto de burbuja o la saturación de presión, Pb. Esta es la presión a la temperatura del yacimiento en gas, evoluciona primera de la solución de un sistema de hidrocarburo líquido.
Un tipo de datos de propiedades del fluido se refiere al volumen de los fluidos producidos en el volumen del depósito ocupado por estos fluidos .Este tipo de datos se llama datos PVT, otro tipo de datos describe los cambios en las propiedades físicas en el depósito con el cambio de la presión.
Las siguientes definiciones fundamentales comúnmente conocida como PVT, las propiedades son necesarias para relacionar los volúmenes de hidrocarburos de yacimientos a los volúmenes de la superficie.
Propiedades PVT que deben definir el punto de burbuja o la presión de saturación, Pb. Esta es la presión a la temperatura de depósito en el que el gas evoluciona primero de 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 total de los factores de volumen de formación, Bt, es el volumen del depósito en barricas ocupado por un STB del petróleo y el gas que estaba inicialmente en solución. Algunos de este gas puede todavía estar en solución, mientras que algunos se ha liberado. Para la presión en o por encima del punto de burbuja, Bt y Bo son idénticos, puesto que no hay gas ha sido liberado de la solución.
El factor de volumen de formación de gas Bg, es el volumen del depósito en barricas 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
La relación inicial gas-aceite solución para un reservorio de fluido tiene 230 scf/STB. Calcular Bt con una presión de reservorio de 900 psia. Cuando se apliquen los siguientes datos:
Por lo tanto, el volumen total del depósito a 900 psi ocupado por un STB de petróleo y su gas liberado es 1.2816 res bbl. El valor de Bt aumenta rápidamente a medida que la presión del depósito se vuelve menos, ya que se libera más gas y aumenta el valor de Bg.
Las definiciones anteriores se refieren volúmenes de embalse a la superficie. Esto proporciona la base para el cálculo de los cambios de volumen de fluidos de hidrocarburos de yacimientos con los cambios en la presión. Los cambios de volumen de un líquido homogéneo, como el aceite por encima del punto de burbuja o agua, son por lo general a cargo de compresibilidad líquidos que se definen a continuación.
Aceite compresibilidad 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.
Agua compresibilidad 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.
Dado que la presión del yacimiento declina normalmente a partir del valor inicial durante la vida productiva, estos factores de compresibilidad casi siempre se utilizan para calcular la expansión del aceite o agua. Recuerde compresibilidades de aceite sólo se pueden utilizar para calcular la expansión del aceite a presiones superiores a la del punto de burbuja. Por debajo del punto de burbuja de la relación entre Bo y la presión debe ser medida en el laboratorio ya que la composición de los cambios de aceite con presión.
Otra propiedad física importante de los fluidos del yacimiento que cambia con los cambios en la presión del yacimiento es la viscosidad. Se necesitan las viscosidades de petróleo, gas, y agua para describir el movimiento de fluidos en los embalses. Viscosidades de aceite se miden como una función de la presión en el laboratorio como parte de un análisis de la muestra de hidrocarburos superficie. Gas y agua viscosidades generalmente se estiman por las condiciones del yacimiento de correlaciones publicadas.
Los factores que afectan a las propiedades del fluido del yacimiento
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 que se mantiene 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. El uso de estas correlaciones se expone más adelante en esta parte del curso.
La forma general de la curva que relaciona una propiedad PVT dado y la viscosidad del aceite o gas a presión es similar para todas las muestras de hidrocarburos. La forma general de la curva para cada propiedad de fluido se muestra en la figura 1 y se discute más adelante.
Fig. 1a. Muestra la forma general de la curva que relaciona Rs y presión.
El volumen de gas en solución disminuye de Rsi en el punto Pb presión de burbuja a cero en 0 psig. A presiones por encima de Pb, el gas en solución se mantiene constante en Rsi.
1b Fig. Muestra que la curva de Bo vs presión está relacionada con los Rs anteriores frente a la curva de presión. Los puntos importantes sobre el Bo vs curva de presión, denominados A, B y C, se discuten a continuación. El valor de Bo en cero psig es generalmente mayor que 1,0 porque la
temperatura del yacimiento es mayor que la temperatura de referencia estándar de 60 ºF. Bo aumenta con la presión del punto A al punto B, que es el punto de burbuja.
El factor de volumen de formación de gas, Bo, disminuye a medida que aumenta la presión como se ilustra en la figura 1c. La ecuación para calcular Bg se dará más adelante en esta parte del curso.
La viscosidad del aceite Uo, frente a la curva de presión tiene la forma general mostrada en la fig. 1d. La viscosidad del aceite está en un mínimo a la presión del punto de burbuja, Pb. A presiones por encima de Pb, la viscosidad aumenta con la presión debido a la compresión del fluido homogéneo. A presiones por debajo del punto de burbuja, aumento de la viscosidad como la presión se reduce debido a la evolución de gas se traduce en un aceite más pesado.
La viscosidad de un gas siempre aumenta a medida que aumenta la presión debido a la compresión del fluido. La forma típica de un Ug vs curva de presión se muestra en la fig. 1e
La figura anterior muestra la forma típica de curvas de propiedades PVT y curvas de viscosidad de fluido como una función de la presión. Hasta ahora, se ha hecho ningún intento de poner cualquier valor de estas propiedades. La mayor parte del resto de esta parte del curso se dedicará a la evaluación de las propiedades PVT y fluidos viscosidades.
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. La diferencia básica entre los procesos de flash y diferenciales se explica en el texto siguiente.
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. El proceso diferencial se explica aún más por la figura 2 debajo de la cual es una representación esquemática del procedimiento de prueba.
Fig2a muestra la muestra a una presión considerablemente por encima de su punto de burbuja. En la figura 2b la presión es sólo en el punto de 1410 psi burbuja. Fig. 2c-1 muestra el espacio de gas creado cuando la presión se reduce por debajo del punto de burbuja de 1300 psig. En 2c-2 fig. La presión se encuentra todavía en 1300 psig pero el gas ha sido desplazado por el mercurio. La figura 2d-1 muestra el gas que se desprende cuando la presión se reduce 1300-1100 psig, y la figura 2d-2 muestra el volumen de aceite a 1100 psig.
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.
1.2 res B/BF, en general no hay diferencia significativa entre el flash y el dato diferencial. Sin
embargo para una altura de concentración de petróleo donde Bob es aproximadamente mayor a
1.5, el proceso diferencial puede mostrar significativamente valores más altos para Bob y Rsi.
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 usadas para ser medidos como una parte del
proceso de liberación diferencial en el laboratorio, ellos 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. Esto ha demostrado que los
programas de computadora proporcionan los datos más precisos que los datos de laboratorio a
menor costo. 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. Por ejemplo, varios
hexanos diferentes están normalmente presentes en una muestra de crudo. Un corte pseudo-
hexano es hervido a un punto de ebullición medio y la densidad y el promedio del peso molecular
es medido por el corte. Cortes similares son hechos y medidos para heptanos, para octanos y para
nonanos. Finalmente, la densidad y el peso molecular promedio son determinados por los decanos
y fracción más pesada. El análisis composicional para una muestra de hidrocarburo típico es
mostrado en la tabla A-V del apéndice A. los porcentajes de peso y porcentajes mol son ambos
mostrados. El porcentaje en moles para un determinado componente es proporcional a sus
porcentajes en peso divididos para sus pesos moleculares.
Muchos intentos han sido hechos para usar el análisis de cromatografía para determinar la
composición del hidrocarburo para las muestras de petróleo en el subsuelo, pero este método no
es practicado para una muestra de petróleo de un reservorio normal. El análisis de cromatografía
es aceptado usar para analizar muestras de gas y gas condensado, donde los hidrocarburos más
pesados son octanos o ligeros.
Datos publicados sobre las propiedades de los fluidos del reservorio
Si un análisis de las muestras de hidrocarburos del subsuelo no está disponible para un reservorio, las propiedades de los fluidos pueden estar estimadas por correlaciones publicadas, Una cantidad considerable de datos se han publicado en las propiedades de los gases, petróleos, sistemas gas-petróleos, y formaciones de agua. Estos datos son presentados en manual de ingeniería de yacimientos, capítulo 1-7, páginas 18-51. En el siguiente texto, lo más importante de los datos en el manual podría ser referido para ser discutido.
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 𝑃𝑅
Desde Bg es el volumen del yacimiento en barriles por pies cúbicos normales, y z1 es igual
1.0. La ecuación puede ser ajustada como lo siguiente:
R
RR
R
RRRg
P
TZ
P
TZVB )10(02.5
)520()615.5(
65.14
615.5
3
Donde el suscrito R se refiere para condiciones de yacimiento.
La ecuación 3 puede ser usada para calcular Bg con cualquier temperatura de yacimiento y
suponer una presión el valor apropiado puede ser encontrado para ZR. El valor de ZR
depende de la temperatura, presión, y composición del gas, como expresa por la
reducción de temperatura y reducción de presión.
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
La temperatura crítica y la presión crítica son constantes para cada componente de gas. Las
propiedades físicas de los componentes de hidrocarburo, incluyendo Tc y Pc son dados en anexo A
del capítulo 1-7. Sin embargo 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:
Ecuación (5) establece que Tpc para multicomponentes de gas, multiplica la fracción mol de cada
componente y por su temperatura crítica y sumar esos productos. La ecuación (5a) sugiere el
mismo procedimiento para encontrar Ppc. La calculación de la temperatura pseudo- crítica y la
presión pseudo-critica es ilustrada en el siguiente ejemplo. Las temperaturas pseudo-críticas y
presiones para un hidrocarburo de gas pueden ser estimadas por la fig. 17 (manual) si la gravedad
de gases conocida. Fig 18 permite la estimación de Tpc y Ppc para un hidrocarburo liquido basado
en la gravedad específica y el peso molecular.
La temperatura pseudo-reducida, Tpr, y la presión pseudo-reducida, Ppr, para un multi
componente de gas a cualquier temperatura presión puede ser calculada por la siguiente
ecuación:
El factor de desviación del gas, z, para gases naturales puede ser determinado por fig.16 (manual)
proporciona conocer T y Ppc. El uso de la fig 16. Es demostrada en el siguiente ejemplo.
Ejemplo 2. Calcular el factor volumétrico del gas de formación
Problema. Calcular el factor volumétrico de formación a condiciones de yacimiento de 225ºF y
2500 psia para una muestra de gas cuya composición es mostrada más adelante.
Solución. Bg puede ser calculado por la ecuación 3, pero primero el factor de compresibilidad a
condiciones de yacimiento, ZR, debe ser determinado. Esto requiere calcular la temperatura
pseudo-crítica y la presión como se describe más adelante.
La
temperatura pseudo-critica = 391 ºR
La presión pseudo-critica = 671 psia
El siguiente cálculo es la temperatura pseudo-reducida y la presión para condiciones de
yacimiento usando la ecuación (4b) y (4c).
Estos valores van dentro del rango de la fig 16. Y podemos leer ZR= 0.87
Ahora, Bg puede ser calculado.
La determinación del factor de desviación del gas es muy importante para asegurarse que se
entiende el método para estimar z, trabajar el siguiente problema.
Problema 2. Determine el factor de desviación del gas a condiciones de yacimiento de 150 ºF y
1500 psia para el gas, cuya composición es mostrada más adelante.
También calcular Bg en estas condiciones.
El factor de desviación para más gases son determinados por los valores de Tpc y Ppc como se
ilustro en el ejemplo anterior, en lugar de ser medidos experimentalmente. El dato de la fig 16. Y
16ª son para gases de hidrocarburo y pude dar valores erróneos de Z para gases que tienen alto
nitrógeno o contienen dióxido de carbono. Solo cuando un gas tiene una composición inusual,
como un alto contenido de CO2, es una medición experimental de Z considerándose necesaria. Un
método es presentado en p.20 del manual (ecuación- 26) para el correcto valor de z desde la fig.16
si CO2, N2 o H2S están presentes en el gas del hidrocarburo.
La densidad de un gas puede ser determinada si ajustamos la ecuación (2) remplazando n, el
número de moles, con este equivalente m/M. donde m son las libras de gas y M es el peso
molecular en libras. El resultado de la ecuación es:
El peso molecular de un multi componente de gas es determinado por la siguiente ecuación:
El peso molecular es igual a la suma del peso molecular por cada uno de los tiempos componentes
sus fracciones molares.
*propiedades críticas de los hidrocarburos son mostradas en p C-1.
La densidad del gas es determinada como peso por unidad de volumen. La densidad pg, en libras
por pies cúbicos puede ser expresada como lo siguiente:
Sustituyendo pg, para m/V en la ecuación (2ª) y resolviendo para pg:
La ecuación (7), también puede ser escrita en términos de gravedad específica del gas relativa para
el aire, vg, el cual es comúnmente llamado gravedad del gas:
Si se sustituye 28.96 vg para M en la ecuación (7) y el valor de 10.73 para R, la densidad del gas es:
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
mostrado por la ecuación (8)
El siguiente ejemplo ilustra como calcular la gravedad específica y la densidad de un multi
componente de gas bajo condiciones de yacimiento, tal como la gravedad del gas.
Ejemplo.3 calcular la gravedad específica y la densidad de un gas Problema. Calcular la gravedad especifica del gas de un multi componente de gas en el ejemplo 2,
y la densidad del gas y la gravedad especifica relativa para el agua a condiciones de yacimiento
dados en el ejemplo 2.
Solución para determinar la gravedad del gas, primero calculamos el peso molecular del gas. Los
pesos moleculares de los componentes pueden ser encontrados en la tabla en pC-1
El peso molecular del gas es I yj Mj =19.54.
La gravedad del gas (relativa para el aire) es calculado por la ecuación (8)
La densidad a condiciones de yacimiento puede ser calculada por la ecuación (7) o por la ecuación
(7 a)
O
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.
Para familiarizarnos con los términos de la gravedad especifica del gas y la densidad del gas,
trabajamos en el siguiente problema.
Problema 3. Usando la composición del gas y dado a condiciones de yacimiento en el problema 2,
calcular la gravedad especifica relativa del gas para el aire, la densidad del gas, y la gravedad
especifica relativa para el agua a condiciones de yacimiento.
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.
Estas correlaciones son mostradas en el capítulo 1-7 del manual y el uso de estas correlaciones
podría ser discutido.
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.
Los datos de correlación usados para estimar el Bob para un petróleo crudo son Fig.43* p.36
En orden para usar fig43, debemos conocer que la porción de solución inicial de gas-petróleo, Rsi,
la temperatura del reservorio, Tr, la gravedad especifica del gas (para el aire), vg, y la gravedad del
petróleo en API, de estos datos, el más importante es el Rsi que debe ser obtenido de una prueba
de producción que se realizó antes de que la presión del yacimiento ha caído por debajo de la
presión del punto de burbuja.
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, fig 37**p. 31, o desde la correlación de Standing o mirar p.C-66
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. Los ejemplos
son mostrados en el manual que usamos ambos de esas correlaciones. El rango de datos (Rsi, Tr, y
API) usando en cada correlación es también mostrados en el manual.
La tabla IX p.32 presenta datos que permitirá a uno hacer una fuerte estimación de la presión del
punto de roció para un sistema de gas condensado. Los datos de varios campos de San Joaquín
Valley. Requiere datos que incluyen la porción inicial de la relación gas-petróleo la presión del
yacimiento, y la gravead API de los barriles fiscales. Los datos son mostrados para tres
temperaturas (100ºF. 160 ºF, y 220ºF) seis porciones de gas-petróleo (15,000-40,000) y para un
rango de gravedad del petróleo desde 52 para 64 ºAPI.
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.
Un método para la estimación de la compresibilidad del petróleo para un petróleo específico es
ilustrado por el ejemplo 15 en la página 38 del manual.
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.
Ejemplo 16 en la página 405 del manual se muestra como se estima la viscosidad del petróleo de
un yacimiento a una presión sobre el punto de burbuja.
La figura 38. Requisitos de datos para cualquiera de correlación incluyen la relación inicial solución
de gas-oil, Rsi, La Temperatura del reservorio, Tr, La Gravedad del gas, g, y la Gravedad API del
petróleo. Ejemplos para usar ambas Correlaciones se muestran en el manual. El rango de los datos
utilizados en cada correlación también se muestra en el manual.
Tabla. IX, p. presenta datos que permitirá a uno para hacer una estimación aproximada de la
presión del punto de rocío para un sistema de condensado de gas. Los datos provienen de varios
campos de San Joaquín. Los requisitos de datos incluyen la relación inicial de gas-aceite, la presión
del yacimiento, y la gravedad API para el líquido tanque de almacenamiento. Los datos se
muestran para tres temperaturas (100 ° F, 160 ° F y 220 ° F), seis relaciones gas-petróleo (15,000-
40,000), y para un rango de gravedad petróleo desde 52 hasta 64 ° API. Dado que estos datos son
válidos para sólo unos pocos depósitos en un área, los valores pueden ser erróneos si se utilizan
para depósitos en otras áreas.
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.
𝐵𝑜𝑖 =𝐵𝑜𝑏
1 + 𝑐𝑜(𝑝𝑖 − 𝑝𝑏)
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 encontrara gas de solución en el reservorio a menos que se halla deplantado el
reservorio. La viscosidad del crudo libre de gas se puede ajustar para gas en solución usando Fig.
50, P. 40. L viscosidad de Fig. 50 es válida si la presión del reservorio es menor a Pb. Sin embargo,
si la presión del reservorio es mayor a la del punto de burbuja, Fig. 52. Debe ser utilizado para
tener en cuenta el aumento de viscosidad debido a la presión por encima del punto de burbuja.
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. Aquí vamos a
ver cómo se puede estimar la viscosidad y compresibilidad del agua en el depósito.
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. Higo. 4A
muestra la relación entre la viscosidad del agua y la temperatura para el agua dulce. Para el agua
salada, la viscosidad del agua dulce debe ser aumentada por el factor determinado en Fig. 4B.
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. El cálculo de la viscosidad del agua del embalse se ilustra con el siguiente
ejemplo.
Ejemplo 5. Calcular viscosidad del agua de formación.
Calcular la viscosidad del agua de formación cuya temperatura es 180 °F. La salinidad del agua es
100,000 ppm.
Solución.
1. La viscosidad de agua fresca a una temperatura de 180 °F es 0.35 según la figura 4ª
2. La viscosidad del agua aumenta con 100,000 ppm por el contenido de sal y es 1,17 según
la Fig 4B
3. La viscosidad del agua de reservorio es el producto de la viscosidad del agua fresca y el
factor de aumento de la viscosidad.
0.35 x 1.17 =0.41 cp
La compresibilidad del agua dulce se puede estimar para la mayoría de las temperaturas y
presiones del yacimiento utilizando 68A fig. Si el agua está saturada gas natural pizca, la
compresibilidad puede ser de hasta 20 por ciento más alto como se muestra por 68B fig. La
cantidad máxima de gas en solución se puede estimar mediante el procedimiento de la pág. 48 del
manual. Sin embargo, la cantidad de gas en solución puede ser mucho menor que este valor
calculado, en particular en un gran acuífero lejos de un depósito de hidrocarburos. En general, la
capacidad de compresión de la fig. 68A será lo suficientemente precisa para fines de ingeniería de
yacimientos.
Ecuaciones de balance de materiales utilizan un término BW, factor de volumen de formación de
agua con barriles unidades de depósito por barril superficie. En general, el valor de Bw es próxima
a la unidad y se utiliza un valor de 1,0. Sin embargo, para alta temperatura del yacimiento, la
expansión térmica puede dar lugar a valores de Bw de hasta 1,06. Los valores de peso corporal
para altas temperaturas de depósito se pueden estimar a partir de aire viciado. 69, p. 50 en el
manual.
Cálculo de las propiedades PVT de los datos del análisis de la muestra.
En general, tanto los datos de liberación diferenciales flash y se obtienen durante un análisis de las
muestras de hidrocarburos del subsuelo. Esto significa, por supuesto, de que dos muestras
separadas de hidrocarburo se utilizan uno para el flash y una para el diferencial. Vamos a ver en
los datos que se obtienen de una muestra típica de hidrocarburos y cómo podemos calcular las
propiedades PVT de estos datos.
Los datos proporcionados por el informe del laboratorio no está en la forma que el ingeniero de
yacimientos necesita para realizar los cálculos de balance de materiales. Los datos de laboratorio
utilizan el cañón del punto de burbuja como el volumen de referencia para todas las mediciones,
mientras que el ingeniero de yacimientos necesita utilizado el cañón tanque de almacenamiento
como el volumen de referencia. Uno podría preguntarse por qué el laboratorio no reporta
volúmenes sobre la base tanque de almacenamiento. La respuesta a esta sencilla abandonó el
volumen del punto de burbuja es una medida absoluta, mientras que el volumen de las existencias
del depósito puede variar dependiendo de cómo la caída de presión es manejar. Por ejemplo, para
volúmenes iguales del punto de burbuja, diferentes volúmenes de tanque de almacenamiento se
obtienen para el flash y la liberación diferencial. Una liberación de material compuesto sería el
trabajo del ingeniero seleccionar el volumen del tanque pila más representativa y calcular los
valores de Bo y Rs frente a la presión de los datos de laboratorio. Procedimientos para la
realización de estos cálculos se describen en este apéndice.
Datos obtenidos.
Tabla A-I muestra el volumen relativo Vt / Vs obtenida durante el análisis de una muestra de flash
de hidrocarburos. En el proceso de flash, el gas liberado permanece en contacto con el aceite por
lo que la composición total del sistema permanece constante en todo el rango de presión. El valor
de Vt / Vs es el volumen total del sistema a una presión específica dividido por el volumen en la
presión del punto de burbuja. También se muestra en Tabla a-I es el valor de Y para cada presión
de donde se mide Vt / Vs. El uso de la técnica de correlación de Y para el cálculo de propiedades
PVT para una muestra a un punto de burbuja mayor que el punto de burbuja de la muestra se
demuestra en el apéndice B.
Tabla A-II muestra el volumen total de gas liberado por el proceso de flash. Este volumen se midió
después de reducir la presión a 0 psig. La misma muestra se utilizó para que proporcionó la tabla
A-I. El gas informado - relación de petróleo en SCF / STB se basa en el volumen de aceite que
queda en 0 psig y se enfrió a 60 ° F, por lo que es igual a Rsi. También se muestra la gravedad API
del aceite a 60 ° C y 0 psig, la gravedad específica del gas liberado, y el valor de Vr / Vs, que es el
factor de contracción de aceite desde el punto de burbujeo a las condiciones tanque de
almacenamiento.
Tabla A-III resume los datos obtenidos por el procedimiento diferencial de liberación. El gas -
petróleo raciones son el gas acumulado evolucionado desde el punto de burbuja a la presión que
se muestra. Sin embargo, estos gases - raciones de petróleo se basan en el volumen de aceite del
punto de ebullición por lo que deben ser ajustados para obtener los valores de Rs. También se
muestra en Tabla III para diversos niveles de presión son el factor de desviación de gas, z, la
viscosidad del gas, y V / Vs, el volumen de aceite como una fracción del volumen en el punto de
burbuja, y la gravedad API del aceite residual.
Tabla A-IV muestra viscosidades de aceite medida como una función de la presión a la
temperatura de depósito de 200 ° F. Tabla A-V muestra el análisis de componentes de la muestra
de aceite subsuelo.
Cálculo de las propiedades PVT debajo de Pb
Tabla A-I, A-II y A-III resumió los datos PVT obtenidos a partir de un análisis típico de la muestra del
subsuelo. A menudo, esta es la única información que el ingeniero de yacimientos recibe por lo
que debe saber para calcular Bg, Bo, y Rs partir de estos datos. Bg se puede calcular sólo de los
datos diferenciales, mientras que tanto los datos de flash y diferenciales pueden usarse para
determinar los valores de Bo y Rs.
Bg vs presión.
Bg valores para las condiciones del yacimiento se pueden calcular para cada nivel de presión se
muestra en la Tabla III de la siguiente ecuación, que fue desarrollado en el texto.
𝐵𝑔 = .00502 𝑍𝑅 𝑇𝑅
𝑝
Dónde:
ZR = Factor de desviación del gas en p y TR
TR = temperatura de reservorio
P= Presión.
La siguiente tabulación muestra el cálculo de Bg en un reservorio a 200 °F para cada presión bajo
Pb que se muestra en la tabla A-III
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 muestran 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 representativos, 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)
Las relaciones de petroleo gas reportados en Tabla A-III son el gas liberado, Rl. 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)
Mediante el uso de la ecuación A-3a y nuestro valor destello de Vr / Vs igual a 0,8656, RS puede
calcularse para cualquier presión donde se sabe que RL. de datos RS calculados se muestran en
colum (2) de la siguiente tabla.
El cuadro anterior muestra los valores de Bo y Rs calculados a partir de los datos diferenciales de
liberación, pero el uso de flash para la contracción de aceite.
Para asegurarse de que sabe para ajustar los datos de liberación diferencial de laboratorio para
obtener datos de propiedades de fluidos utilizados en los cálculos de balance de materiales,
trabajar el siguiente problema.
Problema: La utilización de los datos diferenciales de liberación tabulados a continuación, calcular
B0, BG y Rs para cada nivel de presión y dibujar las curvas correspondientes. El factor de
contracción de flash se midió como 0,6890 y 0 psig y 200 ° F, Rsi se encontró que era 975 SCF/STB
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.
Tabla A-I
Pressure-Volume Relations of Subsurface Oil Sample
Temperatura: 200°F
Presión, psig Volumen Relativo
Vt/Vs
3000 0,9893
2500 0,9927
2000 0,9960
1500 0,9994
1410 1,0000
1385 1,0060 2,954
1375 1,0086 2,945
1355 1,0137 2,929
1320 1,0232 2,901
1295 1,0305 2,881
1245 1,0461 2,840
1200 1,0616 2,804
1125 1,0911 2,743
1090 1,1067 2,715
975 1,1676 2,621
910 1,2104 2,569
800 1,3018 2,480
695 1,4205 2,395
595 1,5778 2,313
470 1,8762 2,212
350 2,3731 2,115
265 2,9987 2,046
205 3,7414 1,998
160 4,6425 1,961
∗ 𝒀 =𝑷𝒃 − 𝑷
𝑷(𝑽𝒕𝑽𝒔
− 𝟏)
Volumen específico en Presión de Saturación = 0,01854 pies3/lb
*información calculada para el uso de la correlación de la muestra de petróleo de subsuelo
Pb=Presión de saturación de la muestra a 200°F, psia
P= Presión por debajo de la presión de saturación, psia
Vt= Factor de volumen relativo de dos fases a 200°F y
Vs= Volumen relativo de petróleo saturado a 200°F y 1425 psia (1410 psig
Tabla A-II
Resultados de Liberación Flash de una muestra de petróleo de subsuelo.
La liberación de gas y la contracción del petróleo
Presión (p1) Temperatura Proporción Gas-Petróleo a 60°F y
14,6 psia/bbl
Petróleo Residual de
Petróleo Residual en gravedad API a
60°F
Gravedad Específica de
Gas a 60°F (Vt/Vs)
psig °F P1 P1 a 0
0 200 252
21,9 1,3825 0,8656
Tabla A-III
Resultados de Liberación Diferencial de una muestra de petróleo en subsuelo
Presión psig
Propiedades de Gas liberado a 200°F y Presión Indicada***
Comprensibilidad, Z: Viscocidad, cp
Proporción Gas-Petróleo: ft3 a 14,7 psia y a 60°F/bbl Reservorio de
Petróleo a 1410 psig, 200°F
Gravedad Residual de Petróleo °API a 60°F (V/Vs) **
1410 - -
0
1,0000
1300 0,810 0,0110
17
0,9940
1100 0,827 0,0109
58
0,9817
900 0,851 0,0106
97
0,9697
700 0,878 0,0103
136
0,9579
500 0,910 0,0101
162
0,9458
300 0,945 0,0098
194
0,9326
95 0,979 0,0095
213
0,9207
0 - -
218
21,8 0,9170
*Vr= Volumen residual de petróleo a 0 psig, 60°F
Vs= Volumen saturado de petróleo a 1410 psig, 200°F
**V= Volumen saturado de petróleo en la presión indicada, 200°F
***= Determinado de la composición calculada de equilibrio de gas
Tabla A-IV
Viscosidad del Reservorio de Petróleo a 200°F
Presión, psig
Viscosidad, cp
Densidad, gm/c3
3000
21,0
0,8733
2500
19,8
0,8704
2000
18,7
0,8675
1500
17,7
0,8645
Pb= 1410
17,5
0,8640
1200
17,5
0,8694
1000
17,6
0,8750
800
17,8
0,8796
600
18,2
0,8847
400
19,2
0,8899
200
21,7
0,8950
0
33,1
0,9001
Viscosidad de Petróleo Residual Versus Temperatura
Temperatura, °F
Viscosidad,cp
125
800
150
220
175
80
200
33
Tabla A-V
Análisis De Hidrocarburo De Una Muestra De Petróleo En Subsuelo
Componente Porcentaje
en peso Densidad, gm/c3 a 60°F
Peso Molecular
Porcentaje Mol
Dioxido de Carbono 7,15
39,26
Nitrógeno 0,24
2,07
Metano 0,32
4,82
Etano 0,06
0,48
Propano 0,09
0,49
Iso-Butano 0,01
0,04
N-Butano 0,03
0,12
Iso-Pentano 0,01
0,03
N-Pentano 0,02
0,07
Hexanos 0,29 0,6809
89 0,79
Heptanos 0,21 0,7279
101 0,5
Octanos 0,20 0,7440
113 0,43
Nonanos 0,18 0,7695
126 0,35
Fracción más Pesada 91,19 0,9142
436 50,55
Total 100,00
100,00
Fracción libre de Pentano 0,9120
423
Appendix B
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 Y, valores de Y para la muestra
analizada en el Apéndice A se tabulan en valor de la tabla A- I. La Y se calcula mediante la siguiente
ecuación:
𝑌 =𝑃𝑏 − 𝑝
𝑝(𝑉𝑡𝑉𝑠
− 1)
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. La figura B - 1 muestra la gráfica de Y vs p
(Tabla AI) para la muestra cuyos datos se analizaron en el Apéndice A. 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. B -
1. Resolver la ecuación (B -1) para Vt / Vs:
𝑉𝑡
𝑉𝑠=
𝑃𝑏𝑐 − 𝑝
𝑝𝑌+ 1
Donde pbf= punto de presión de burbuja corregido, psia
Otros factores están definidos para la ecuación (B-1).
Para el punto corregido de burbuja a 1700 psig, la ecuación (B-1) se transforma en:
𝑉𝑡
𝑉𝑠=
1715 − 𝑝
𝑝𝑌+ 1
Para calcular los valores corregidos de Vt / Vs, simplemente seleccione los valores de presión, lea Y
en estos valores (Fig. B - 1), y conecte estos valores en la ecuación (B -12) . Los siguientes zapatos
tabla de valores de Vt / Vs, que se corresponden con el punto de burbuja corregida de 1700 psig.
Presión, p psia
Y
1700 3,220 1,0028
1600 3,116 1,0231
1500 3,034 1,0472
1400 2,952 1,0762
1300 2,870 1,1112
Ningún procedimiento exacto se ha desarrollado para ajustar directamente los valores de RSI y
Bob partir de los datos de liberación flash. El mejor procedimiento a seguir es el de ajustar los
diferentes datos de liberación tal como se describe en la siguiente sección. A continuación, los
valores de flash RSI y Bob se pueden ajustar mediante las ecuaciones (B - 2) y (B - 3) se muestra a
continuación:
Rsi (ajuste flash) =(𝑅𝑠𝑖)𝑓
(𝑅𝑠𝑖)𝑑𝑅𝑠𝑖(𝑎𝑗𝑢𝑠𝑡𝑒 𝑑𝑖𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑡𝑒)
Donde (Rsi)f= Rsi de liberación flash de información de laboratorio
(Rsi) d= Rsi de liberación diferencial de información de laboratorio
Rsi (ajuste diferente)= Rsi de liberación diferencial ajustado correctamente a Pb.
Bob (ajuste flash) = (𝐵𝑜𝑏)𝑓
(𝐵𝑜𝑏)𝑑𝐵𝑜𝑏(𝑎𝑗𝑢𝑠𝑡𝑒 𝑑𝑖𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑡𝑒)
Donde (Bob)f= Bob de liberación flash de prueba de laboratorio
(Bob)d= Bob de liberación diferencial de prueba de laboratorio
Bob (ajuste diferente)= Bob de prueba de ajuste diferencial corregido a Pb
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.
Fig. B - 2 es un gráfico de V / Vs de la Tabla A - III del Apéndice A. Esto se obtiene a partir
de los datos de la muestra cuya presión de saturación es 1410 psig. Los datos se ajustan a
una línea recta que se puede extrapolar a un mayor punto de burbuja (1715 psia), el valor
de V / Vs es 1.0195. Si consideramos 1.700 psig ser el verdadero punto de burbuja
depósito, V / Vs debe ser igual a 1,0 a esta presión. Por lo tanto para obtener el valor
corregido de V / Vs en cualquier nivel de presión, simplemente dividimos el valor de
laboratorio por el valor de V / Vs a la presión del punto de burbuja superior, Pbc.
V/Vs (corregido) = V/Vs / (V/Vs) c
Donde V/Vs = factor de volumen relativo de petróleo de información de laboratorio en p
(V/Vs) c= factor de volumen relativo de petróleo en Pbc
Los valores de V / Vs se muestran en la Tabla A-III deben ser corregidos mediante la
ecuación (B - 4) con / V / Vs) c igual a 1,0195. A continuación, los valores de Bo se calculan
utilizando las ecuaciones (A- 2) como se muestra en el Apéndice A.
Los Ri frente a la presión de datos de la tabla A- III del Apéndice A se representan en la Fig.
B - 3. Los datos de presión por encima de 700 psig caída en una línea recta. Si
extrapolamos esta línea a la presión del punto de burbuja corregido PBC, de 1.700 psig, un
valor de RL de -55 SCF / BPB se lee de la Fig. B - 3. Esto significa que si el punto de burbuja
había sido 1700 psig 55 pc / BPB habría sido liberado por la presión del tiempo se redujo a
1410 psig. Así, el valor corregido de RL a cualquier presión es simplemente 55 más que la
obtenida en la prueba de laboratorio.
Si llamamos el valor negativo R1 (obtenido a partir de la fig. B-3) 6R1, entonces la
Valor corregido de R1 se encuentra de la siguiente manera:
Los valores que se muestran en la Tabla Rl A-III deben ser corregidos mediante la ecuación
(B-5) con IRA igual a 55. Entonces los valores corregidos de Rl frente a la presión
Se calculan como se muestra en el Apéndice A.
Trabajar el siguiente problema:
Problema B-1: Assum.e el punto de burbuja para la muestra problema en A-1
debería haber sido 2.350 psig, y calcular Rl y V / V
como una función de presión. Utilice incrementos de presión de aproximadamente 200 psi.
Ajuste de datos Flash separador
Ya hemos demostrado que la cantidad de gas disuelto en un aceite muestra es una función de la
presión del depósito inicial. Por lo tanto, los datos de liberación de gas separador (incluyendo
relación gas-petróleo y la contracción de valores) también son funciones de la presión y se deben
ajustar a la base de aceite del depósito inicial, saturado. Hay otra razón para ajustar los datos de
separación es decir, para obtener información sobre el comportamiento de una muestra de fluido
a la presión media de separación mantenida en el de campo y para los que las pruebas de
laboratorio pueden no estar disponibles. Para hacer estos ajustes, sin ajustar la liberación de
laboratorio separador datos primero deben ser interpolados para obtener datos sobre la base de
la campo correcto de presión de separación y los datos resultantes deben ser ajustado por la
presión del depósito inicial. El método adecuado para ajustar los datos a la presión inicial del
yacimiento dependerá de los datos disponibles o en los datos que se consideren más apropiado.
Un método usa el ajustado los datos diferenciales de liberación y es fácil y sencillo de manejar.
Otro método utiliza datos de separación flash, pero este método es menos precisa y no debe ser
utilizado si los datos diferenciales de liberación son disponible. Sólo se discutirá el método que
utiliza datos diferenciales.
l. Interpolar para el separador de presión deseada.
2. Ajustar la relación gas-aceite separador.
El gas debe ser añadido al volumen medido en el laboratorio de manera que la el volumen total de
gas se corresponderá con lo que se pueden conseguir mediante el parpadeo de un aceite muestra
de la presión de saturación inicial. Utilice la ecuación (B-6) por debajo
Dónde:
Adj (Rl) la relación gas-oíl = separador instantáneo, SCF de gas liberado
De PB a PSP / bbl de aceite del depósito en los buzones y Tf (PSP = separador
Presión);
Unadj (Rl) la relación gas-oíl = separador instantáneo, SCF del gas liberado de
PBS para PSP / bbl de petróleo en PBS y Tf.
ARl = volumen de gas correctiva determina a partir de la liberación diferencial
datos;
(V / Vs) c = factor de contracción diferencial de aceite extrapolable a el de presión inicial de
saturación aquí
Unadj (Rl) = f (Separador GOR) (Unadj Vr / Vs
Dónde:
Adj (Vr / V) = STB por el flash de aceite / bbl en PB y Tf
Unadj (V / V r) = STB por el flash de aceite / bbl en PBS y Tf; y
(V / V) = extrapolado factor de diferencias por contracción.
4. Ajuste la relación gas-aceite disuelto inicial.
La relación gas-aceite disuelto inicial puede determinarse a partir del corregido factor de
contracción flash y el separador de gas-oil corregido relación utilizando la ecuación (B-8) a
continuación:
Donde:
Rsi = inicial disuelto relación gas-petróleo, SCF / STB
Otra forma de la ecuación (3-8) se puede derivar y se da como La ecuación (b-6 a) siguiente:
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, para su uso en la ecuación (18).
1. M. peso molecular, se puede determinar a partir de la composición del gas (Los pesos
moleculares comúnmente se producen los gases están incluidos en el Apéndice A de Este capítulo.
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, respectivos:
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, et al y se presenta como Fig. 31. Las correcciones para la
presencia del dióxido de carbono de nitrógeno y sulfuro de hidrógeno se incluyen
2. 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:
Ejemplo 7 en Fig. 37 ilustra el uso de la correlación para gases de alta de carbono. Lasater da la
siguiente guía para corregir la correlación cuando los gases de hidrocarburos no están presentes.
2. Correlación de Standing
Presion de punto de burbuja, psia 1300-1700
Temperatura de reservorio °F 100-258
Gas scf STB 20-1445
Gas air = 1 0,59-0,95
Los gases utilizados en la correlación contenían esencialmente no sulfuro de nitrógeno o
hidrógeno. Unos gases contenidos de dióxido de carbono, pero menos de un por ciento moles.
C. 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. Los mejores
procedimientos para determinar las presiones del punto de rocío se basan en valores K como se
desarrolla en el capítulo 5-3. 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.
La correlación, sin embargo, es la mejor opción para las predicciones de presión del punto de
rocío, en parte, utilizar la reacción principalmente cisternas de alta volatilidad, debido a catorce
figuras de trabajo son necesarios para hacer predicciones y porque los métodos de valor K se
consideran la mejor manera de calcular los puntos de rocío, la correlación orgánica y Golding no le
es dado aquí.
D. 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 por la ecuación
(38).
La gravedad y la gravedad de aceite stock-tanque, son conocidos. Fig.42 da la correlación de la
densidad del líquido aparente del gas disuelto en función de su gravedad y la gravedad del
petróleo en condiciones de tanque. Para utilizar Fig. 42 factores de corrección de presión y de
temperatura muestran en las figuras. También se necesitan 40 y 41. Ejemplo 12 ilustra el
procedimiento.
Ejemplo 12 Cálculo del Factor de aceite Formación Volumen
Problema: Se requiere que el factor de volumen de formación de petróleo en su punto de burbuja
en 2200 psia y 174 ° F, relación y la gravedad información gas-oil se presenta a continuación.
Y, la densidad de pseudo-líquido en estas condiciones es:
De la Fig. 40 la corrección de presión de hasta 2200 psi es de 0,65 lb / pie cúbico.
Por lo tanto, la densidad a 2200 psia y 60 ° F = 47.84 + 0.65 = 48.49 lb / pies cúbicos.
De la Fig. 41 la corrección de la temperatura a 174ºF es - 2.88 lb / pies cúbicos.
Por lo tanto, la densidad a 2200 psia y 174ºF = 48.49 - 2.88 = 45.61 lb / pies cúbicos.
El volumen en el depósito petroleo barril condiciones de tanque más su gas disuelto inicialmente
es:
Por último, el factor de volumen de formación se convierte en:
B. = 7.315 / 5.615 = 1.303 res B / STB.
5. 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, Fig. 43 presenta la correlación
permanente; su uso se ilustra en el Ejemplo 13 en la figura.
E. Factores de compresibilidad para infrasaturados Reservoir líquidos.
Correlación, que se basa en los factores de seudo 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.
Los valores de pseudo-criticas condiciones para un fluido del depósito se pueden estimar a partir
de las Figs. 45 y 46. Pseudo condiciones y condiciones críticas para las que se requieren
compresibilidades luego puede ser utilizado para establecer
6. FACTORES DE FORMACIÓN TOTAL VOLUMEN DE GAS DISUELTO Y SISTEMAS DE
CONDENSADO DE GAS.
E. Factores de compresibilidad de fluidos del reservorio infrasaturados, c.
Pueden hacerse estimaciones de correlación empírica de Trube, que es basado en pseudo
reducidas y consiste en las siguientes relaciones:
Donde:
Co= compresibilidad del petróleo, Vol / (Vol) (psi),
p= presión, psia,
T= Temperatura, °R, and
pc y pr subíndices se refieren a condiciones pseudo-reducidas y pseudo-críticas, respectivamente.
Valores de condiciones seudo críticas para un fluido de yacimiento se pueden calcular de Figs.45 y
46. Condiciones seudo críticas y estado para que compres directores son requeridos puede
utilizarse entonces para establecer.
FIG. 45. Variación de pseudo - temperatura crítica con gravedad específica y punto de burbuja de
líquido.
FIG. 46. Pseudo - presión crítica vs pseudo - críticos temperatura y gravedad específica del aceite
a 60 ° F.
pseudo - condiciones reducidas. Finalmente. Figura 47 proporcionará pseudo - compresibilidad
reducida que se puede determinar la compresibilidad fluido real.
FIG. 47. Compresibilidad reducida para aceites depósito infrasaturados.
Ejemplo 15 Compresibilidad de aceite cálculo.
Problema: Dada la siguiente información, calcular para un fluido de reservorio a la compresibilidad
del aceite a 300 psia y 140° F:
Burbuja punto en embalse, pb: 2745 psia en el volumen específico de 140° F en el punto de
burbuja, Vo: 0,02241 ft/lb.
Factor de volumen de formación petróleo, Bo: 1,2552 res B/STB
Solución:
1. Corregir la presión de punto de burbuja observado - punto de presión a 140° F o una burbuja- a
60° F. Esto puede hacerse utilizando convenientemente las curvas a la derecha, lado de la Figura
38. El procedimiento es subir verticalmente la línea de 2745 psia a la línea de 140°F. Luego
horizontalmente a la línea de 60° F y finalmente hacia abajo para leer la burbuja deseada-unto de
presión a 60° F. Esto resulta para ser unos 2300 psia.
2. A continuación, determinar el volumen específico a 60° F corrigiendo el volumen específico a
140° F para contracción térmica por medio de la Figura 41. Observa la densidad de aceite, po en
2745 psia y 140 F = 10.02241 = 44.6 libras pies cúbicos. Con la corrección de la temperatura de la
Figura 41, la densidad del líquido en 2745 psia y 60 ° F = 44.6 2.1 = 46.7/62.4 = 0.75.
3. Calcule ahora el pseudo - condiciones reducidas. Figura 45 la pseudo - temperatura crítica, Tpc =
810 ° R. De la figura 46, el pseudo - presión crítica, Ppc = 700 psi. Por lo tanto, a 300 psia y 140°,
4. por último, calcular el factor de compresibilidad para el pseudo - compresibilidad reducida. De
la figura 47, Cpr = 0,009. Por lo tanto,
Por comparación, el valor experimental de Co = 11 x 10^-6
F. 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.
1. VISCOSIDAD DEL GAS - ACEITE LIBRE DE CRUDO A PRESIÓN ATMOSFÉRICA
FIG. 48. Viscosidad del gas - gratis crudos en 100° F y presión atmosférica vs API (correlación de
Beal).
Un aumento de temperatura disminuye la viscosidad del petróleo crudo. Figura 49. Presentado
por Frick, puede utilizarse para estimar este efecto. La línea de 100° F es esencialmente igual a la
de Beal en Fig. 48.
FIG. 49. Viscosidad del gas - aceite libre de crudo a presión atmosférica vs ° API
2. VISCOSIDAD DE LOS ACEITES QUE CONTIENEN DISUELTO GAS
Normalmente, los componentes gaseosos tienen baja viscosidad (ver Fig. 33). 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 y se
presenta aquí como figura 50. 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 como se muestra en la figura 51.
Lohrenz et al describen un procedimiento para el cálculo de viscosidades de los líquidos del
depósito de sus composiciones.
3. CAMBIO EN LA VISCOSIDAD DEL GAS - ACEITE SATURADO CON LA PRESIÓN
Un aumento en la presión causa un aumento en la viscosidad de petróleo saturado.
FIG. 50. Viscosidad del gas - crudos saturados a presión y temperatura del reservorio.
FIG. 51. A y b los factores para el uso en masticar y Conally es correlación de viscosidad.
Cantidad fija de gas. Para estimar cuantitativamente cómo afectan viscosidad a presiones por
encima del punto de burbuja, utilice Fig. 52. desarrollado por Beal. Como puede verse en
viscosidades de aceite Fig. 52, una regla del pulgar para gas - saturada menos de 20 cp es que
cambiando la presión de 100 psi cl.anges la viscosidad alrededor de uno por ciento del valor
original.
Ejemplo 16 uso de correlaciones para calcular la viscosidad del aceite de depósito
Problema: Determinar la viscosidad del aceite del depósito en las condiciones de depósito. Los
datos siguientes están disponibles:
Presión de reservorio, p: 3000 psia
Burbuja - punto de presión, pb: 2200 psia
FIG. 52. Efecto de la presión en la viscosidad del gas - saturados aceites crudos.
Temperatura de depósito, Tf: 174 °F
Gas producido - proporción de aceite, Rs:
1st separador de la etapa – 445 scf/STB
2nd separador de la etapa - 95 scf/STB
Depósito de valores – 20 scf/STB
Gravedad del gas, Yg:
1st separador de la etapa – 0.764
2nd separador de la etapa – 1.08
Depósito de valores – 1.20
Valores - depósito gravedad de petróleo: 35 °API
Solución:
Gravedad promedio de gas,
De la Figura 49, gas - libre de viscosidad del aceite = 25 cp a 147 ° F y presión atmosférica.
De la figura 50, la viscosidad del gas - aceite saturadas en 2200 psia y 174 ° F = 0,86 cp.
fue propuesto por Jones, puede ser utilizado para ajustar la salinidad del agua:
Donde:
Rsw = solubilidad del gas natural en agua (salmuera), scf/bbl,
Rswp = solubilidad del gas en agua pura, scf/bbl,
Y = salinidad total, ppm, y
X = factor de corrección de salinidad, dependiente principalmente de la temperatura:
Ejemplo 18 determinaciones de la solubilidad del gas natural en el agua
Problema: Determinar la solubilidad del gas natural en el agua de formación a 2500 psia y 174°F si
la salinidad del agua es de 20,000 ppm.
Solución: De Fig. 67A, la solubilidad del gas natural en el agua pura es Rswp = 13,6 scf/bbl.
De Fig. 67B, (Rsw/Rswp) = 0.91.
Por lo tanto, Rsw = 0.91 (13.6) = 12.4 scf/bbl.
Si la ecuación (44) se utiliza en lugar de Fig.67B: X = 0.051 (valor interpolado), y
B. Compresibilidad del Agua, cw
La compresibilidad del agua pura, Cwp, puede determinarse para cualquier temperatura y presión
que normalmente se encuentra en los embalses usando Fig. 68A.
La compresibilidad del agua de formación, Cw, aumenta con el gas en solución según la relación
que se muestra en la Fig. 68B. La solubilidad de gas utilizada con Fig. 68B debe ajustarse para los
sólidos disueltos en el agua mediante Fig. 67B o ecuación (44).
Ejemplo 19 determinar la compresibilidad del agua de la formación.
Problema: Determinar la compresibilidad del agua de formación a 2500 psia y 174° F si la salinidad
del agua es de 20000 ppm.
FIG. 68. Compresibilidad del agua incluyendo el efecto del gas disuelto.
Solución: Fig. 68A, la compresibilidad para el agua pura es:
Para corregir la salinidad y el gas en solución, necesitamos el gas - proporción de agua para el agua
de formación. Del ejemplo 18 se encontró que la solubilidad de gas corregido por salinidad es 12.4
scf/bbl.
Por lo tanto, de Fig. 68B, Cw/Cwp = 1.113. Y,
C. 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. Esta relación se muestra en la figura 69. 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. De Fig. 69 podemos ver
Fig. 69. Agua - factor volumen de formación para el agua pura (líneas discontinuas) y agua pura
saturada con gas natural (líneas sólidas) como una función de presión y temperatura.
Determinen la expansión térmica del agua para gas - libre y gas - condiciones saturadas, mediante
la lectura de la diferencia de Bw entre cualquier dos temperaturas para cualquier presión dada.
Ejemplo 20 Determinación del factor de volumen de aguas de formación
Problema: Determine el factor volumen de formación de agua a 2500 psia y 174° F si la salinidad
del agua es de 20.000 ppm.
Solución: De la figura 69, valores de Bw de agua pura y el gas - agua saturada en las condiciones
requeridas son:
Del ejemplo 18, agua pura estarán saturadas con agua 13,6 de scf/bbl. La corrección de salinidad
fue demostrada para reducir esto a 12,4 scf/bbl. Por lo tanto, el factor volumen de formación
requerido es:
D. Densidad, pw, volumen específico, Vw y gravedad específica, Yw
Densidad y volumen específico del agua pura a 14,73 psia y 60° F son:
Densidad, volumen específico y peso específico del agua pura a 14,73 psia y 60° F están
relacionados con lo siguiente:
La densidad del agua a condiciones de yacimiento puede ser determinada de la densidad del agua
a condiciones de base y el factor volumen de formación para el agua. Si se puede descuidar el peso
de gases disueltos:
La densidad del agua en la base se puede calcular de la figura 70, la gravedad específica de Fig. 71.
FIG. 70. Efecto de la concentración de sales y temperatura en la densidad del agua.
FIG. 71. Salinidad del agua de embalse representada en función de la gravedad específica.
Ejemplo 21 Determinar la densidad del agua de formación
Problema: Determinar la densidad del agua de formación a 2500 psia y 174° F si la salinidad del
agua es de 20.000 ppm y el peso del gas disuelto en el agua pueden ser descuidados. Cuál es la
densidad del agua si el peso del gas disuelto en el agua puede ser descuidado. ¿Cuál es la densidad
del agua si se incluye el peso del gas?
Solución: De la figura 70, la densidad del agua en el
Problema #1S
Introduzca símbolos apropiados y unidades en la tabla siguiente.
Símbolo Unidades
Factor de volumen de formación de petróleo
Factor volumen de formación total
Viscosidad del aceite
Factor de contracción flash
Gas liberado - factor de aceite
compresibilidad del petróleo
Factor de volumen de formación de petróleo (en condiciones de punto de burbuja)
Factor de volumen de aceite
Factor de volumen de formación de gas
Factor de volumen de formación de agua
Densidad del aceite
Gas disuelto - aceite de relación
Problema #2S
792 cc de petróleo crudo fueron cargados a una celda con ventanas en 4000 psig y 203,5 ° F. (La
muestra de aceite se recuperó del depósito Castor inicialmente al 3148 psig y 203,5 ° F.) Mercurio
fue retirado de la célula; se registraron en varias veces el volumen de presión y de hidrocarburos
en la célula. Ya que se utilizó una celda con ventanas, se midieron el volumen de hidrocarburo
total y el volumen de aceite. Los datos se resumen en la siguiente tabla.
Presión - psig Volumen de Hidrocarburos - cc
Volumen de Aceite – cc
Vt/Vs Vo/Vs
4000 792 792
3148 803 803
2000 968 758
1000 1521 706
1. ¿Qué tipo de test es este?
2. Las presiones dadas, uno es la presión de saturación. ¿Qué es esa presión?
3. ¿Qué es la compresibilidad del aceite por encima del punto de burbuja?
4. Calcular el factor de volumen total y el factor de volumen de aceite en cada una de las presiones
arriba y entrar en la tabla los correspondientes espacios en blanco.
Problema #3S
Una prueba de separador flash se ejecute en un crudo desde el embalse de castor como sigue. Un
barril de crudo a 3148 psi y 203,5 ° F se enfría a 60° F y brilló a psig en una sola - separador de la
etapa. Fue tomada estándar 820 pies cúbicos de gas desde el separador y seguía siendo 0,7
barriles de líquido residual.
1. Calcular el Rsi, Bob, Vr y Vs para esta prueba.
2. Calcular el factor de volumen de formación de petróleo en 2000 psi. (Ver problema #2S).
Problema #4S
Una segunda prueba de separador flash se ejecute en esta cruda muestra cómo sigue. Una
burbuja - punto el barril de crudo (3148 psig, 203,5 ° F) se enfría a 90° F y brilló a 100 psig. 750 pies
cúbicos estándar de gas fueron retirados del separador, y el líquido residual se enfría a 60° F y
brilló a 0 psig en un segundo separador. 21 pies cúbicos estándar de gas fueron retirados del
segundo separador y seguía siendo 0,72 barriles de líquido residual.
1. Calcular el Rsi, Bob, Vr y Vs para esta prueba.
2. Calcular el factor de volumen de formación de petróleo en 2000 psi. (Ver problema #2S).
Explicar la diferencia entre este resultado y el del problema #2S parte 2.