Tema 1_propiedades Fluidos_ 13 Febrero 2012

TEMA 1:

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

Febrero 2012

Objetivo:Conocer fundamentos y mtodos para flujo monofsicode gas o liquido.

Contenido:1. Introduccin2. Propiedades del aceite saturado3. Propiedades del aceite bajosaturado4. Propiedades del gas natural5. Propiedades del agua saturada6. Propiedades del agua bajosaturada

Objetivo y Contenido

Comportamiento de Afluencia al pozo

INDICE DE PRODUCTIVIDAD CONSTANTE

J, Comportamiento lineal

DP = Pws Pwf Abatimiento

qJ = (bl/da/lb/pg2) q =qo + qwPws Pwf

Comportamiento de Afluencia al pozo

Pwf = Pws q/J

en donde J es constante, independiente de la produccin y Pws esconstante para una etapa particular del pozo.

q = 0 Pwf = PwsPwf = 0 q = J Pws

Pre

sin

Gasto

q

Pwf = Pws

Yacimiento bajosaturadoPwf > Pb

q = J Pws

O

A

B

El valor de q en el punto B se llama potencial del pozo y es el gasto mximo que la formacin puede aportar al pozo.

Comportamiento de Afluencia al pozoPre

sin

Gasto

Yacimiento saturadoPwf < Pb

q

O

A

B

El ndice de Productividad disminuye cuando aumenta el gasto. Gilbert lo llamComportamiento de Afluencia del pozo (IPR), para diferenciarlo del ndice deProductividad constante (J, comportamiento lineal)

COMPORTAMIENTO DE AFLUENCIA DEL POZO

A medida que los fluidos producidos(hidrocarburos) viajan por todo el sistemaintegral de produccin, estn sometidos aconstantes cambios de presin ytemperatura.

Los fluidos producidos pueden mezclarsetambin con otros fluidos a los largo delproceso de produccin.

Como resultado de lo anterior, puedeocurrir: Las propiedades de los fluidos cambianconstantemente. Existen cambios en las condiciones delequilibrio lquido-gas. Existen cambios en el comportamientode fases en general, con la posibleaparicin de fases slidas comoasfaltenos, parafinas, hidratos, etc..

Comportamiento en el SIP

Cmo determino las propiedades de los fluidos ?

ACEITE CRUDO DENSIDAD

(g/cm3)

DENSIDAD GRADOS

API

Extrapesado >1.0 39

Clasificacin del petrleo producido

Diagrama de fases

CARACTERIZACIN DEL FLUIDO

(Empleo de ecuacin de estado)

Componente Mol (porciento)

H2S 1.32

CO2 1.64

N2 0.26

C1 29.58

C2 8.63

C3 6.37

IC4 1.18

NC4 3.07

IC5 1.60

NC5 2.17

C6 2.89

C7 2.75

C8 3.70

C9 2.98

C1O 2.95

C11 2.64

C12 1.48

C13 1.49

C14 2.96

C15 1.46

C16 2.37

C17 1.39

C18 0.96

C19 + 14.16

TOTAL 100.00

Anlisis de fluidos de un anlisis PVT

.Lnea de acero

Malacate

rbol de vlvulas

Vlvula de purga

Lubricador

Polea

Muestrero

T.R.

T.P.

Formacin

REPRESENTACIN ESQUEMATICA DE LA OPERACIN DE MUESTREO

Importancia de la caracterizacin del fluido

Caracterizacin de Fluidos Hidrocarburos (Usando PVT)

Dentro de la Industria Petrolera, la correcta caracterizacin de loshidrocarburos producidos tiene un papel de suma importancia, ya que de

ello depender en gran medida la correcta evaluacin y eleccin de los

diferentes esquemas de explotacin aplicables a nuestros campos.

Para una correcta caracterizacin de los fluidos hidrocarburos, esindispensable contar con informacin suficiente y confiable.

Se podr determinar la composicin de los fluidos producidos en funcinde la presin y temperatura.

Se proporcionara los datos de entrada para el diseo de instalacionessubsuperficiales y superficiales.

La informacin ms costosa, es la que no se toma

Definiciones importantes

Propiedades Intensivas

Son independientes de la cantidad de materia considerada

(viscosidad, densidad, temperatura, etc.).

Punto Crtico

Estado a condiciones de presin y temperatura en el cual las

propiedades intensivas de las fases lquida y gaseosa son idnticas.

Presin Crtica

Es la correspondiente al punto crtico.

Temperatura Crtica

La correspondiente al punto crtico.

Curva de Burbujeo

Lugar geomtrico de los puntos, presin-temperatura, para los

cuales se forma la primera burbuja de gas, al pasar de la fase lquida

a la regin de dos fases.

Curva de RocoLugar geomtrico de los puntos, presin-temperatura, para loscuales se forma la primera gota de lquido al pasar de la reginde vapor a la de dos fases.

Regin de dos FasesComprendida entre la curva de roco y la de burbujeo. En estaregin coexisten en equilibrio, la fase lquida y gaseosa.

CricondenbaraMxima presin a la cual pueden coexistir en equilibrio unlquido y su vapor.

Cricondenterma

La mxima temperatura a la cual pueden coexistir en equilibrio un

lquido y su vapor.

Zona de Condensacin Retrograda

Es en la cual al bajar la presin, a temperatura constante, ocurre

una condensacin.

Aceite Saturado

Es el que a condiciones de presin y temperatura a las que se

encuentre, est en equilibrio con su gas.

Aceite Bajosaturado.

Es el que a condiciones de presin y temperatura a las que se

encuentre, es capaz de disolver ms gas.

Saturacin Crtica de un Fluido.

Es la saturacin mnima necesaria para que exista escurrimiento de

dicho fluido en el yacimiento.

Clasificacin de los Hidrocarburos.

Se clasifican de acuerdo a sus caractersticas y a las condiciones bajo las cuales se presentan acumulados

en el subsuelo.

Aceite negro.

Aceite voltil.

Gas y condensado.

Gas hmedo.

Gas seco.

El primer problema que surge en relacin con la determinacin de las

propiedades de los fluidos, es la carencia de anlisis PVT apropiados de

laboratorio.

Problemtica relacionada con las propiedades de los fluidos

Composicional

Correlaciones Se obtienen valoresaproximados de las

Propiedades !

Correlaciones

Son relaciones empricas para el calculo de propiedades

de los fluidos (aceite y gas), desarrolladas en base a

experimentaciones en laboratorio con diversas muestras

de fluido (California, Mar del Norte, Zonas Marina y

Sureste de Mxico, etc.) a diferentes presiones y

temperaturas.

Se emplean en los estudios de flujo multifsico del SIP

bajo una cierta metodologa que considera la seleccin de

la correlacin ms adecuada.

Pr PePwfsPwf

Psep

Ventas

Gas

Lquido

Tanque

Pwh

IMPORTANCIA DEL FLUJO MULTIFSICO

Realizar anlisis y diagnsticos presentes yfuturos.

Calcular las cadas de presin.

Facilita el proceso de optimizacin y mejoracontinua en pozos fluyentes, intermitentesy/o con un SAP.

Sistema Integral de Produccin (SIP)

DP 1 = 10 al 50% de las DPT.

DP 2 = 30 al 80%.

DP 3 = 5 al 30% de las DPT.

(a)(a) Crudo

(a)

(b)(b)

(a)(b)

(c)(c)

Todo el fluido del yacimientoes liquido.

Se produce la primera burbujade gas.

Se libera el gas disuelto en elaceite.

(a)(b)

(c) (d)(d)

Psep

Pe

Ejemplo del comportamiento del Flujo en un SIP

Nota: Si se hace una explotacin irracional,este proceso puede suceder desde elyacimiento.

APLICACIN DEL FLUJO MULTIFSICO

Seleccin de la mejor geometra de flujo en el aparejo deproduccin, estrangulador e instalaciones superficiales.

Establecer las condiciones de operacin optimas.

Sistema Integral del Pozo (SIP)

Lmite del rea de drene

Cara de la arena

Cabezal y Estrangulador

SeparadorTanque de

Almacenamiento

PePwf

Pwh

Psep

Ps

re rw|

Yacimiento Aparejo Lneas Flujo. Lneas Transf.

ASPECTOS IMPORTANTES

Propiedades de los fluidos

A que estn sometidos los fluidos producidos en

el SIP?

Cmo se clasifican los aceites producidos por su

densidad API?

Cmo se clasifican los hidrocarburos en base al

diagrama de fases?

Qu es la caracterizacin del fluido producido?

Cmo se determina las propiedades de los

fluidos?

Cul es la importancia del estudio del Flujo

Multifasico?

Propiedades del aceite saturado

(Aceite que est en equilibrio con su gas)

Rs = (Vol. gd en aceite a p, T) @ cs / vol. de aceite muerto @ cs

Es el nmero de m3 de gas @ cs, disueltos a una presin y temperatura en cada m3 de aceite @ cs

T=cte.

R = Rs

Bo = Vol. (aceite + gas disuelto) @ cy / Vol. de aceite muerto @ cs

Pb

Rs

Bo

PROPIEDADES PVT

Correlacin de M.B. Standing

Esta correlacin establece las relaciones empricas observadas entre la presinde saturacin y el factor de volumen de aceite (Bo), en funcin de la razn gasdisuelto-aceite (Rs), las densidades del gas y del aceite producidos, la presiny la temperatura. La correlacin se estableci para aceites y gases producidosen California y para otros sistemas de crudo de bajo encogimiento, simulandouna separacin instantnea en dos etapas a 100 F.

La primera etapa se realiz a una presin de 250 a 450 lb/pg2 abs.; la segundaetapa a la presin atmosfrica.

Debe entenderse que la densidad del aceite producido en el tanque dealmacenamiento depender de las condiciones de separacin (etapas, presionesy temperaturas).

Mientras ms etapas de separacin sean, el aceite ser ms ligero (mayordensidad API).

Correlacin de M.B. STANDING (1947)

A. Puntos para muestrear gas.B. Puntos para muestrear aceite.

ESQUEMA DE SEPARACIN DE FLUDOS EN TRES ETAPAS

rbol Sep. Alta Sep. Baja Tanque

Np

Gpt

A AB

B

Gpa Gpb

La presin del aceite saturado se correlacion en la siguiente forma:

Por lo que despejando la relacin gas disuelto-aceite (RS) de la ecuacinanterior se tiene:

El factor de volumen del aceite fue relacionado con la relacin gas disuelto-aceite, la temperatura, la densidad relativa del gas y la densidad del aceite. Seobtuvo la siguiente expresin:

donde:

Donde:

gd, Densidad relativa del gas disuelto.

o, Densidad relativa del aceite.

Rs, Relacin de solubilidad del gas (pie3gd a cs/blo

a cs).

Bo, Factor de volumen del aceite (blo a cy/blo a cs)

P, Presin (lb/pg2).

T, Temperatura (F).

API, Densidad del aceite a condiciones de

tanque.

Correlacin de Vzquez

Para establecer estas correlaciones se usaron mas de6000 datos de Rs, Bo y o, a varias presiones ytemperaturas. Como el valor de la densidad relativa delgas es un parmetro de correlacin importante, sedecidi usar un valor de dicha densidad relativanormalizado a una presin de separacin de 100 lb/pg2

man.

Primer paso para usar estas correlaciones consiste enobtener el valor de la densidad relativa del gas a dichapresin. Para esto se propone la siguiente ecuacin:

Correlacin de Vzquez (1980)




Np

Gpt

A AB

B

Gpa Gpb

La correlacin para determinar Rs se afin dividiendo los

datos en dos grupos, de acuerdo con la densidad del

aceite. Se obtuvo la siguiente ecuacin:

Los valores de los coeficientes son:

COEFICIENTE API 30 API 30

C1 0.0362 0.0178

C2 1.0937 1.187

C3 25.724 23.931

La expresin que se obtuvo para determinar el factor de volumen es:

Los valores de los coeficientes son:

COEFICIENTE API 30 API 30

C1 4.677 x 10 e -4 4.67 x 10 e -4

C2 1.751 x 10e-5 1.1 x 10 e -5

C3 -1.811 x10e-8 1.337 x 10 e -9

Donde:

gs, Densidad relativa del gas normalizada a una

presin de separacin de 100 lb/pg2 man..

gp, Densidad relativa del gas a condiciones de ps y

Ts.

Ts, Temperatura en la primera etapa de separacin

(F).

Ps, Presin de la primera etapa de separacin

(lb/pg2 abs).

Correlacin de Oistein Glaso

Esta correlacin fue establecida utilizando muestras de aceite producidoen el Mar del Norte, donde predominan los aceites de tipo voltil.

Los valores de Rs y Bo se obtienen de la forma siguiente:

1.Calcule p* con:

2.Calcule Rs con:

Donde:

a: 0.130, para aceites voltiles.

a: 0.172, para aceites negros.

Para lograr un mejor ajuste, se puede variar el valor del exponente a.

Correlacin de Oistein Glaso (1980)

3. Calcule Bo* con:

4. Determine Bo con:

Donde:

Correlacin de J.A. Lasater

La correlacin de Lasater se basa en 158 medicionesexperimentales de la presin en el punto de burbujeo de137 sistemas independientes, producidos en Canad, en elCentro y Oeste de los Estados Unidos y Amrica del Sur. Elerror promedio en la representacin algebraica es del 3.8%y el mximo error encontrado es del 14.7%.

Las ecuaciones siguientes corresponden a la correlacin deLasater para un aceite saturado:

Donde Pf es el factor de la presin en el punto de burbujeo,el cual fue relacionado con la fraccin molar del gas (yg), acuya curva resultante le fue ajustada la siguiente ecuacin:

Correlacin de J.A. Lasater (1958)

La fraccin molar del gas (yg) se calcula con la siguienteexpresin:

Ec. 2

Ec. 1

El peso molecular del aceite en el tanque (Mo) se correlacion conlos API del aceite en el tanque de almacenamiento, a cuya curvase le ajustaron las siguientes expresiones.

La expresin para determinar Rs se obtuvo a partir de la Ec.2:

A la fraccin molar de un gas en funcin de Pf , se le ajust lasiguiente ecuacin:

Informacin Laboratorio

PVT @ P y T medicin

Seleccin de correlaciones

para el clculo de Pb, Rs y Bo

(menor er)

Clculo de propiedades

de aceite, gas y agua @ P y T

METODOLOGA DE ANLISIS

Densidad del aceite saturado

DENSIDAD DEL ACEITE SATURADO

La densidad del aceite saturado, se calcula con la siguiente expresin:

API

B

R

o

o

gdso

o

5.131

5.141

01362.04.62

(lbm/pie3)

Viscosidad del aceite saturado

VISCOSIDAD DEL ACEITE SATURADO (Beggs& Robinson, 1975)

La viscosidad del aceite saturado se puede calcular de la manera siguiente:

(cp)

Tensin superficial del aceite saturado

TENSIN SUPERFICIAL DEL ACEITE SATURADO (Baker, 1960)

La tensin superficial del aceite saturado, se puededeterminar con la siguiente expresin:

(dinas/cm)

Propiedades del aceite bajosaturado

(Aceite que es capaz de disolver ms gas)

Compresibilidad del aceite bajosaturado

Compresibilidad del aceite bajosaturado(Vzquez & Beggs, 1980)

La ecuacin siguiente sirve para determinar la compresibilidad del aceite bajosaturado:

Donde:(pg2/lb)

Densidad del aceite bajosaturado

Densidad del aceite bajosaturado

La densidad del aceite bajosaturado est dada por la siguiente expresin:

donde:

ob, aceite en el punto de burbujeo

b, saturacin o burbujeo

(lbm/pie3)

Viscosidad del aceite bajosaturado

Viscosidad del aceite bajosaturado(Vzquez & Beggs, 1980)

La viscosidad del aceite bajosaturado se obtiene de la manera siguiente:

Donde:

(cp)

Factor de volumen del aceite bajosaturado

Factor de volumen del aceite bajosaturado (Vzquez & Beggs, 1980)

Para el aceite bajosaturado se tiene la ecuacin:

Correlaciones para obtener la presin de burbujeo

El primer paso para obtener las propiedades del aceitebajosaturado es la determinacin de la presin desaturacin del aceite. Las expresiones a aplicar se obtienende las ecuaciones previamente establecidas:

Donde:

Donde pf se obtiene de la Ec. 1

Por lo general, la presin de saturacin del agua se consideraigual a la presin de saturacin del aceite.

Tambin se puede usar la relacin de solubilidad del aceitecomo parmetro para saber si el aceite esta saturado obajosaturado, tomando en cuenta que Rs R cuando estsaturado.

Donde:

R, Es la Relacin gas-aceite instantnea

R = (gl + gd) @ cs / gasto de aceite muerto @ cs

R = Rs

Rs = (Vol. gd en aceite a p, T) @ cs / vol. de aceite muerto @ cs

T=cte.

TAREA 3

Hacer un resumen de cada artculo:

A Pressure-Volume-Temperature Correlation for Mixtures

of California Oils and Gases

M.B. Standing

1947

Drilling and Production Practices, API.

Entrega: 17 FebreroEXPOSICIN DEL EQUIPO No. 3

TAREA 4

Hacer un resumen del artculo:

Pressure-Volume-Temperature Correlations for Gulf of

Mexico Crude Oils

G.E. Petrosky Jr. And F.Farshad

SPE 51395

October 1998

Entrega: 17 Febrero

EXPOSICIN DEL EQUIPO No. 4

Propiedades del gas natural

Densidad relativa del gas

DENSIDAD RELATIVA DEL GAS (g)

En los clculos de las propiedades de los fluidos se utilizan tres tipos de

densidades relativas del gas, por lo que es conveniente distinguirlas.

La densidad relativa que generalmente se tiene como dato es la de gas

producido (g). Cuando no se tiene como dato se puede calcular de la

siguiente manera:

g

gi

n

i

gi

gq

q 1




Np

Gpt

A AB

B

Gpa Gpb

Donde:n = es el nmero de etapas de separacin.g i = es la densidad relativa del gas en la salida del separador i.

qgi = es el gasto en la salida del separador i (pies3g a c.s./da).

La densidad relativa del gas disuelto puede obtenerse con la correlacin de Katz (1942).

El gas que primero se libera es principalmente el metano (g = 0.55). Al declinar la presin se vaporizan hidrocarburos con mayor peso molecular, aumentando tanto la densidad relativa del gas libre (gf ) como gd . Por lo tanto:

gd gf 0.55

Ec. 3

El valor de la densidad relativa del gas libre (gf) puede obtenerse

con la siguiente ecuacin:

El numerador de esta ecuacin debe ser positivo, dado queR>Rs. Por lo tanto, el valor de g que se use como dato, debeser mayor o igual que el de gd obtenido en la Ec. 3, usando R

en vez de Rs.

s

gdsg

gfRR

RR

Recordando que:

R, es la Relacin gas-aceite instantnea

R = (gl + gd) @ cs / gasto de aceite muerto @ cs

R = Rs

Factor de volumen del gasy

Densidad del gas libre

FACTOR DE VOLUMEN DE GAS

De la ecuacin de los gases reales se obtiene:

DENSIDAD DE GAS LIBRE

La densidad de gas libre est dada por la siguiente expresin:

Sustituyendo la Ec. 4 en la Ec.5 obtenemos:

p

TZBg

46002825.0

g

gf

gB

0764.0

4607044.2

TZ

p gfg

Ec. 4

Ec. 5

Factor de compresibilidad

del gas (Z)

FACTOR DE COMPRESIBILIDAD DEL GAS (Benedict, 1940)

Existen diferentes correlaciones para calcular laspropiedades pseudocrticas del gas.

Las curvas correspondientes a los gases han sidoestablecidas utilizando gases de los separadores y vaporesobtenidos en los tanques de almacenamiento.

La ecuacin para gases superficiales es:




Np

Gpt

A AB

B

Gpa Gpb

La ecuacin para gases hmedos es:

Las ecuaciones siguientes permiten calcular, por ensaye y error, el valor de Z:

pc

prT

TT

460

pc

prp

pP pr

pr

rTZ

p27.0

)exp(.)1()/(

/)/(

)//(1

2

8

2

8

32

7

5

65

2

54

3

321

rrprr

prrrpr

rprpr

AATA

TAATAA

TATAAZ

Ec. 6

Ec. 7

Ec. 8

r, Densidad pseudo-reducida

Donde:

El procedimiento consiste en suponer un valor de Z y

obtener r para ese valor supuesto. Se calcula Z con la Ec. 8y se compara con el supuesto; Si no coinciden estos valores,se hace para la siguiente iteracin el valor de Z supuestoigual al valor de Z calculado.

El procedimiento se repite hasta caer dentro de unatolerancia preestablecida (menor o igual a 0.001).

Donde: pc, pseudocritica

pr, pseudoreducida

Para determinar el factor de compresibilidad del

gas para p>5000 lb/pg2 y densidades relativas del

gas iguales o mayores a 0.7 puede emplearse la

ecuacin de Hall-Yarborough. Esta ecuacin fue

desarrollada usando la ecuacin de estado de

Carnahan-Starling y aplicando el mtodo de

Newton-Raphson.

LIMITANTE:

Correcciones para el factor de

compresibilidad del gas (Z) por

presencia de otros gases

Correcciones para el factor de compresibilidad del gas por

presencia de otros gases

Las propiedades pseudocriticas de gases que contienen cantidades

apreciables de CO2 y H2S, pueden calcularse por el mtodo de Standing-

Katz, modificado por Wichert y Aziz (1972).

La modificacin de este mtodo consiste en usar un factor de ajuste (3)

para calcular la presin y temperaturas pseudocriticas:

3 se determina con base en las fracciones molares de CO2 y H2S de la

siguiente manera:

Donde:

YC02, H2S = Es la suma de las fracciones molares de CO2 y H2S.

YH2S = Es la fraccin molar de H2S

Los valores de Tpc y Ppc as obtenidos, se usan en vez de Tpc y Ppc

en las Ecs 6 y 7 para el clculo del factor de compresibilidad Z.

)(15)(120)( 4 25.0

2

6.1

2,2

9.0

2,23 SHSHSHCOSHCO yyyyR

Viscosidad del gas

VISCOSIDAD DEL GAS

La viscosidad del gas se obtiene con la correlacin de Lee (1942)

Ec. 9

Correccin de la viscosidad del gas por presencia de gases

contaminantes

Correccin de la viscosidad del gas por presencia de gases

contaminantes (Carr, 1954)

La viscosidad del gas natural corregida, se obtiene

con las siguientes expresiones:

Donde:

gc = Es la viscosidad del gas natural calculada con la Ec.9.

CN2 = Es la correccin por presencia de N2.

C CO2 = Es la correccin por presencia de CO2.

CH2S = Es la correccin por presencia de H2S.

YN2 = Es la fraccin molar de N2.

YCO2 = Es la fraccin molar de CO2.

YH2S = Es la fraccin molar de H2S.

Propiedades del agua saturada

Factor de volumen, densidad y viscosidad del agua saturada

FACTOR DE VOLUMEN DEL AGUA SATURADA

El factor de volumen del agua saturada se puede calcular con la siguiente

ecuacin:

DENSIDAD DEL AGUA SATURADA

La densidad del agua saturada puede obtenerse con la expresin siguiente:

VISCOSIDAD DEL AGUA SATURADA

La viscosidad del agua saturada es funcin del porcentaje de NaCl que

contenga, y esta dada por:

Ec. 10

Donde:

Si las presiones son elevadas, es necesario corregir el valor de la viscosidad, obtenido con la Ec. 10, por efecto de la presin. Este factor se obtiene con la expresin:

Esta correlacin puede aplicarse para el rango de valores siguientes:

60F < T < 400F

P < 10,000 lb/pg2

Salinidad % NaCl < 26%

Tensin superficial agua-gas

TENSIN SUPERFICIAL AGUA-GAS

La tensin superficial agua-gas se calcula con las siguientes expresiones:

Donde:

w1 = Es la tensin superficial agua-gas a 280 F

w2 = Es la tensin superficial agua-gas a 74 F

112 ))(206

280( wwww

T

pw 006.05.521

)00025.0exp(762 pw

Solubilidad del gas en el agua

SOLUBILIDAD DEL GAS EN EL AGUA

La Rsw se calcula de la siguiente manera:

Donde:

A= 3.69051 B= 0.08746

C= 0.01129 D= -0.00647

SOLUBILIDAD DEL GAS EN EL AGUA

El valor de Rsw as obtenido, debe corregirse para considerar el efecto de la salinidad del agua. El factor de correccin es:

Propiedades del agua bajosaturada

Compresibilidad del agua bajosaturada

La compresibilidad del agua se puede determinar de la siguiente

manera:

Donde:

f* es el factor de correccin por presencia de gas en solucin.

El rango de aplicacin de esta correlacin es:

Densidad y Factor de volumen del agua bajosaturada

DENSIDAD DEL AGUA BAJOSATURADA

La densidad del agua bajosaturada se determina con la ecuacin:

FACTOR DE VOLUMEN DEL AGUA BAJO SATURADA

El factor de volumen del agua bajosaturada est dado por la siguiente expresin:

Diagrama de flujo simplificado paracalcular las propiedades de losfluidos.

R = Rs

R = Rs

Considerando que:g gd

TAREA 5


PVT Properties and Viscosity Correlations for Gulf of

Mexico Oils

Birol Dindoruk And Peter G. Christman

SPE 89030

December 2004

Entrega: 24 Febrero


TAREA 6


A Correlation Approach for Prediction of Crude-Oil PVT

Properties

M.N. Hemmati and R. Kharrat

SPE 104543

March 2007

Entrega: 2 Septiembre


EJERCICIO

Traer formulario con todas las formulas vistas en

el Tema 1 para el 15 de Febrero.

Incluir la nomenclatura correspondiente.

FIN DEL TEMA 1

13 FEBRERO 2012

Aceite Negro (De bajo encojimiento)PRESI

N

TEMPERATURA

p > pb @ Ty(1 fase)

Si: p pb @ Ty(2 fases)

Produccin en superficie dentro de la regin de 2 fases.

Gran cantidad de pesados en mezcla original.

RGA (m3/m3) < 200

Densidad del lquido

(gr/cm3) > 0.85

Color de lquido: obscuro.

Ty

piA

Apb

Tc

pc

Ts

psB

Ty < Tc

100

75

50

250

Regin de dos fases(gas y lquido)

Una fase (lquido)

REGRESAR

PRESI

N

TEMPERATURA

Aceite Voltil (De alto encojimiento).

Ty

piA

Apb

TcTs

psB

100

75

50

25

0

Ty Tc


Una Fase (lquido)

Una fase(gas)

p > pb @ Ty(1 fase)

Si: p pb @ Ty(2 fases)


Gran cantidad de intermedios en mezcla original.

RGA (m3/m3)

200 - 1000

Densidad del lquido

(gr/cm3) 0.85 0.78

Color de lquido: ligeramente obscuro.

REGRESAR

PRESI

N

TEMPERATURA

Gas y Condensado

Tc < Ty < Cricontenterma

Ty

pi A

Apr

Ts

psB

Tc

pc

100

30

2010

0cr

icondente

rma


Una fase (lquido)

Una fase(gas)

Zona de Condesacinretrograda

p > pr @ Ty(1 fase)

Si: p pr @ Ty(2 fases)


Regulares cantidades de intermedios en la mezcla original.

RGA (m3/m3)

500 - 15000

Densidad del lquido

(gr/cm3) 0.82 0.75

Color de lquido: ligeramente coloreado.

REGRESAR

BPRESI

N

TEMPERATURA

Gas Hmedopy nunca entra a la regin de 2 fases, en el yacimiento siempre se est en estado gaseoso


Pequeas cantidades de intermedios en la mezcla original.

RGA (m3/m3)

10000 - 20000

Densidad del lquido

(gr/cm3) 0.80 0.75

Color de lquido: Casi Transparente.

REGRESAR

Ty > Cricontenterma


Una fase (lquido)

Una fase(gas)

100

5

20 10

0

A

Ty

pi

ps

Tc = Ts

pc

cric

ondente

rma

PRESI

N

TEMPERATURA

Gas seco

100

5

10

0

A

Ty

pi

ps

Tc = Ts

pc

cric

ondente

rma


Una fase (gas)

Ty > Cricondenterma

py nunca entra a la regin de 2 fases, en el yacimiento siempre se est en estado gaseoso

Produccin en superficie fuera de la regin de 2 fases.

Casi puros compuestos ligeros en la mezcla original.

RGA (m3/m3)

> 20000

Densidad (gr/cm3) < 0.75

Color de lquido: Transparente.

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Tema 1_propiedades Fluidos_ 13 Febrero 2012

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