CORRELACION DE WYLLIE Y GARDNER

Permeabilidades relativas en un sistema petróleo-agua. Proceso: DRENAJE

Tipo de formación k ro k rwArena no consolidada, bien clasificada (1−S¿

w )3 (S¿¿¿¿¿w)3¿¿Arena no consolidada, pobremente clasificada (1−S¿

w )2(1−S¿w1.5) (S¿¿¿¿¿w)3.5¿¿

Arena cementada (1−S¿w )2(1−S¿

w2) (S¿¿¿¿¿w)4 ¿¿

Permeabilidades relativas en un sistema gas-petróleo. Proceso: DRENAJE

Tipo de formación k ro k rgArena no consolidada, bien clasificada (S¿

o )3 (1−S¿o )3

Arena no consolidada, pobremente clasificada (S¿o )3.5 (1−S¿

o )2(1−S¿o1.5)

Arena cementada, rocas con porosidad vugular (S¿o )4 (1−S¿

o )2(1−S¿o2)

Datos del reservorio

T yac=T amb+Grad∗Prof

CALCULO DE VISCOSIDAD DEL PETROLEO

Viscosidad del petróleo muerto (sin gas)

Correlación de Beggs – Robinson

µod=10x−1

x= y (T−460)−1.163

y=10z

z=3.0324−0.02023∗° API

Viscosidad del petróleo en el punto de burbuja

Correlación de Beggs – Robinson

µob=a (µod)b

a=10.715∗(R s+100)−0.515

b=5.44∗(R s+150)−0.338

Viscosidad para petróleo Sub saturados

Correlación de Beal

µo=¿ µob+0.001(P−Pb )∗¿¿

CORRELACIONES PARA EL CALCULO DEL FACTOR VOLUMETRICO DEL PETROLEO

Para petróleos saturados

Correlación de Standing:

Bo=0.9759+0.00012∗[Rs∗(ϒ g

ϒ o)0.5

+1.25∗(T−460)]1.2

CORRELACIONES PARA EL CALCULO DE LA SOLUBILIDAD DEL GAS EN PETROLEO

R s=ϒ g∗[( P18.2

+1.4)∗100.0125∗° API−0.00091 (T−460 ) ]1.2048

CORRELACIONES PARA EL CÁLCULO DE LA VISCOSIDAD DEL AGUA

Correlación de Mc Cain

µw 1=DT B

D=109.574−8.40564 s+0.313314 s2+(8.72213x 10−3 ) s3

B=−1.12166+ (2.63951x 10−2 ) s− (6.79461x 10−4 ) s2−(5.47119 x10−5 ) s3+(1.555886 x10−6 ) s4

Esta ecuación puede ajustarse a la presión del yacimiento usando:

µw

µw1

=0.9994+(4.0285x 10−5 ) P+¿

FACTOR VOLUMETRICO

Correlación de McCoy

Bw=A+Bp+C p2

A=0.9911+6.35 x10−5T +8.5 x10−7T2

B=−1.093 x 10−6−3.497 x 10−9T+4.57 x10−12T 2

C=−5 x10−11+6.429 x10−13T−1.43 x10−15T 2

CALCULO DE LA VISCOSIDAD PARA GAS

Correlación de Lee, A.L., Gonzáles, M.H. y Eakin, B.E.

µg=K∗exp (X ρg

Y )104

K=(9.4+0.02M )T 1.5

209+19M+T

X=3.5+ 986T

+0.01M

Y=2.4−0.2 X

ρg=1.4935 x10−3 pM

zT

z= PVnRT

ρ= zRTPM

Bg=z P1T

z1PT 1

Cw=A+BT+CT 2

106

A=3.8546−1.34 x10−4 p

B=−0.01052+4.77 x10−7 p

C=3.9267 x10−5−8.8 x10−10 p