Las correlaciones para Fluido Física Predicción Propiedad introducción

La evaluación de las propiedades físicas de mezclas de hidrocarburos es un paso importante en el diseño de diversas etapas de las operaciones de campos petroleros. Las propiedades de los fluidos, que cambian a medida que la presión y el cambio de temperatura, se deben evaluar tanto para las operaciones de ingeniería de yacimientos y diseño de producción. Por ejemplo, el cálculo de dos fases gradientes de presión de flujo que se producen en los sistemas de tuberías requiere predicción de las propiedades de fluidos tales como gas disuelto, el factor de volumen de formación (FVF), la compresibilidad de aceite, y la viscosidad en diversos lugares de la tubería. A pesar de que las mediciones de laboratorio de estas propiedades pueden estar disponibles como una función de la presión, las mediciones se hacen generalmente en sólo la temperatura del yacimiento. El comportamiento de estas propiedades con el cambio de temperatura por lo general se prevé empíricamente.

El creciente énfasis se está poniendo en la necesidad de contar con estimaciones precisas de las propiedades físicas de fluidos antes de PVT análisis de laboratorio de los fluidos del yacimiento. Muchas veces se requieren estas propiedades en un momento en que la única información disponible se compone de petróleo y gas y gravedades presión del yacimiento y la temperatura. El propósito de este estudio fue utilizar una gran base de datos PVT medido en un laboratorio para desarrollar mejores correlaciones empíricas para reemplazar a los de uso común. Muchas de las correlaciones usadas actualmente fueron desarrollados hace muchos años a partir de datos limitados y se están utilizando más allá del rango para el que fueron concebidos. El presente estudio se llevó a cabo mediante la recopilación de primera más de 600 PVT análisis de laboratorio de los campos de todo el término. Los datos abarcaron muy amplios rangos de presión, la temperatura y las propiedades de petróleo y se incluyen más de 6.000 mediciones de Rs, Bo y μo a diversas presiones. Técnicas de análisis de regresión fueron utilizados para correlaciones fueron desarrollados para las siguientes propiedades del fluido como funciones de la presión, la temperatura, la gravedad de petróleo, gas y la gravedad: (1) Relación de solución de gas / petróleo (GOR), (2) FVF aceite por debajo pb, ( 3) FVF petróleo por encima pb, y (4) la viscosidad del aceite por encima de Pb.

Para utilizar el mejor enfoque para este estudio, se llevó a cabo una revisión exhaustiva de los métodos disponibles en la actualidad. Una breve descripción de algunos de los estudios anteriores sigue. Una revisión más detallada literatura se puede encontrar en Ref.1

El método más conocido para el cálculo de gas disuelto y FVF es el de Standing.2 En 1947 presentó los resultados de un estudio de laboratorio del comportamiento PVT de 22 mezclas de gas natural crudo / diferentes de campos de petróleo de California. Desarrolló correlaciones para las presiones del punto de burbuja y FVF's petróleo como funciones empíricas de solución GOR, la gravedad de gas, la gravedad de aceite, la presión y la temperatura derivado de 105 puntos de datos experimentales. La correlación para el gas disuelto se ha encontrado para ser inexacta para aceites crudos de alta gravedad, pero todavía es uno de los métodos más ampliamente utilizados.

Su correlación de petróleo FVF aunque desarrollado a partir de datos limitados, es el método más ampliamente utilizado en la industria del petróleo hoy.

En 1958 Laseter, presentó una correlación de la presión buble puntos para sistemas de aceite negro desarrollados a partir de ecuaciones físico-químicos estándar de soluciones. La correlación fue base de don 158 medido experimentalmente presiones buble-poin de 137 sistemas independientes. Correlación de Lasater se ha encontrado para ser más preciso que la correlación de permanente de los sistemas de aceite crudo de alta gravedad, y muchos ingenieros prefieren utilizar la correlación de pie para los crudos de gravedad API menor bronceado 15 y la correlación Lasater para los crudos más ligeros.

Una amplia investigación se ha hecho sobre la determinación de viscosidades del crudo por debajo del punto de burbuja. En una de las primeras obras de la literatura, Beal en 1945 presentó correlaciones para la viscosidad del petróleo muerto. También desarrolló una correlación para la viscosidad de los crudos infrasaturados.

La correlación Beal para el gas-tarifa o la viscosidad del aceite muertos se utiliza ampliamente en la industria del petróleo y se considera que es bastante exacta. Una de las limitaciones que se encuentran en su presentación es la falta de expresiones analíticas para evaluar viscosidades de los sistemas de petróleo crudo por debajo y por encima del punto de burbuja.

En 1959 Chew y Connally desarrolló una correlación para cubrir una gama más amplia de disuelto GOR de viscosidades del aceite y muertos. La correlación se presentó en forma de una ecuación y en una forma gráfica.

Little y Kennedy en 1966 presentó una correlación correspondiente a la predicción de la viscosidad de sistemas de hidrocarburos complejos a partir de la temperatura de presión, y la composición. Aunque la correlación se encontró confiable tanto para líquidos y los gases, se requiere de análisis de la composición de las mezclas.

Beggs y Robinson en 1975 presentaron una correlación para estimar la viscosidad del crudo base de los sistemas de aceite don PVT análisis de las muestras de fluidos de yacimientos. Ellos desarrollaron una correlación de la viscosidad del aceite muerto como una función de la temperatura y la gravedad específica del aceite. Una expresión también fue dado para calcular la viscosidad del aceite saturado.

La revisión de la literatura reveló que la forma correlación viscosidad del aceite muertos más utilizado fue desarrollado por Beal y la viscosidad del aceite en vivo por Chew y Connally. Las correlaciones desarrolladas por Permanente y por Lasater son los más comúnmente utilizados para predecir el gas disuelto y FVF aceite.

Los factores limitantes que comúnmente se encuentran en toda la investigación son la falta de expresiones matemáticas para facilitar el manejo de los cálculos y el uso de los datos de las regiones geográficas específicas en el desarrollo de correlaciones. Hance, un factor de sesgo se induce en los resultados obtenidos al extrapolar la correlación para el uso en los crudos de diferentes características.

Desarrollo Correlación

Se encontró que todas las propiedades de los fluidos deseados pueden correlacionarse como

funciones de la presión, la temperatura, la gravedad de aceite, y la gravedad de gas. La gravedad de gas es un parámetro de correlación fuerte y, por desgracia, por lo general es una de las variables de precisión más cuestionable, ya que depende de las condiciones en que se realiza la separación de gas / petróleo. Por esta razón, se decidió utilizar un valor de gravedad gas obtenido a partir de las condiciones particulares de presión del separador en todas las correlaciones que requieren la gravedad gas. El valor de 100 psig fue elegido como una referencia

presión, ya que se encontró que la presión resultante de la contracción mínimo de aceite para las pruebas de separación disponibles. El uso de una presión de 0 psig también fue considerado, pero se consideró que el valor de 100 psig representan más de cerca las condiciones del campo y se traducirá en menos de error si no se conoce la presión del separador real de la cual se obtiene una sencilla gas

Por lo tanto, para utilizar todas las otras correlaciones desarrollados en este estudio, la gravedad de gas primero se debe corregir en el valor que habría resultado de una separación en 100 psig. Análisis de regresión dio como resultado la siguiente ecuación para corregir la gravedad de gas para las condiciones de separación.

donde

Ygs = gravedad de gas (aire = 1) que resultaría de

Condiciones Separador de 100 psig.

Yga = gravedad gas obtenido en condiciones de separación

De P y T

P = presión del separador real, psia. T

= temperatura separador real, ° F, y

Yo = gravedad aceite, ° API.

gas disuelto

Una correlación mejorado se obtiene dividiendo los datos medidos en dos grupos, de base en la gravedad de aceite. Esto se hizo tanto para las correlaciones de gas y petróleo FVF disueltos. La división se hizo en un valor de la gravedad de aceite de 30 ° API. La siguiente ecuación se obtuvo mediante análisis de regresión utilizando 5.008 puntos de datos medidos.

Los valores de los coeficientes son los siguientes

Petróleo FVF (p≤pb)

El factor de volumen de formación de aceite para el aceite saturado se correlacionó como una función de gas disuelto, la temperatura, la gravedad de aceite, y la gravedad de gas. La siguiente ecuación se encontró que era la mejor forma de reproducir los datos medidos

Los valores para los coeficientes dependen de la gravedad de petróleo y se obtiene mediante la siguiente.

Petróleo FVF (p≥pb)

El cambio en el volumen de un líquido infrasaturado depende de la compresibilidad isotérmica del líquido. El cambio FVF como la presión aumenta por encima de la presión del punto de burbuja calculado a partir de

Una correlación para la compresibilidad de aceite, Co, fue desarrollado como una función de R, T, Yo, Yg, y p. Se utilizó un total de 4036 puntos de datos en el modelo de regresión lineal para obtener

Donde

La viscosidad del aceite undersaturated (p≥pb)

Como la presión se incrementa en un aceite infrasaturado, la viscosidad de los aumentos del petróleo. La viscosidad a presiones superiores a la presión de burbuja punto se expresa como una función de la viscosidad en el punto de burbuja μob presión, la presión p, y Pb. La viscosidad del aceite a PB7 puede obtenerse a partir de la correlación de Beggs y Robinson. La ecuación es

Donde

conclusiones

Métodos de predicción mejorados han sido desarrollados para algunas de las propiedades PVT de petróleo crudo más comúnmente requeridas. El uso de estos métodos de predicción no requiere gráficos o tablas, y los métodos son convenientes para su uso con ordenadores o calculadoras. Una base de datos mucho más grande se utilizó en este estudio que se utilizó en los estudios anteriores; Por lo tanto, los resultados deben ser aplicable a una gama más amplia de propiedades de petróleo