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TEMA 1:
PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
Agosto 2011
Objetivo:Conocer fundamentos y métodos para flujo monofásicode gas o liquido.
Contenido:1. Introducción2. 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/día/lb/pg2) q =qo + qwPws – Pwf
Comportamiento de Afluencia al pozo
Pwf = Pws – q/J
en donde J es constante, independiente de la producción y Pws esconstante para una etapa particular del pozo.
q = 0 Pwf = Pws
Pwf = 0 q = J Pws
Pre
sión
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 máximo que la formación puede aportar al pozo.
Comportamiento de Afluencia al pozoPre
sión
Gasto
Yacimiento saturadoPwf < Pb
q’
O
A
B
El Índice de Productividad disminuye cuando aumenta el gasto. Gilbert lo llamó“Comportamiento de Afluencia del pozo” (IPR), para diferenciarlo del Índice deProductividad constante (J, comportamiento lineal)
COMPORTAMIENTO DE AFLUENCIA DEL POZO
•A medida que los fluidos producidos(hidrocarburos) viajan por todo el sistemaintegral de producción, están sometidos aconstantes cambios de presión ytemperatura.
•Los fluidos producidos pueden mezclarsetambién con otros fluidos a los largo delproceso de producción.
•Como resultado de lo anterior, puedeocurrir: Las propiedades de los fluidos cambianconstantemente. Existen cambios en las condiciones delequilibrio líquido-gas. Existen cambios en el comportamientode fases en general, con la posibleaparición de fases sólidas comoasfaltenos, parafinas, hidratos, etc..
Comportamiento en el SIP
¿Cómo determino las propiedades de los fluidos ?
ACEITE CRUDO DENSIDAD
(g/cm3)
DENSIDAD GRADOS
API
Extrapesado >1.0 <10.0
Pesado 1.0 – 0.92 10.0 – 22.3
Mediano 0.92 – 0.87 22.3 – 31.1
Ligero 0.87 – 0.83 31.1 – 39
Superligero < 0.83 > 39
Clasificación del petróleo producido
Diagrama de fases
CARACTERIZACIÓN DEL FLUIDO
(Empleo de ecuación 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
Análisis de fluidos de un análisis PVT
.
Línea de acero
Malacate
Árbol de válvulas
Válvula de purga
Lubricador
Polea
Muestrero
T.R.
T.P.
Formación
REPRESENTACIÓN ESQUEMATICA DE LA OPERACIÓN DE MUESTREO
Importancia de la caracterización del fluido
Caracterización de Fluidos Hidrocarburos (Usando PVT)
Dentro de la Industria Petrolera, la correcta caracterización de los
hidrocarburos producidos tiene un papel de suma importancia, ya que de
ello dependerá en gran medida la correcta evaluación y elección de los
diferentes esquemas de explotación aplicables a nuestros campos.
Para una correcta caracterización de los fluidos hidrocarburos, es
indispensable contar con información suficiente y confiable.
Se podrá determinar la composición de los fluidos producidos en función
de la presión y temperatura.
Se proporcionara los datos de entrada para el diseño de instalaciones
subsuperficiales y superficiales.
“La información más costosa, es la que no se toma”
Definiciones importantes
Propiedades Intensivas
Son independientes de la cantidad de materia considerada
(viscosidad, densidad, temperatura, etc.).
Punto Crítico
Estado a condiciones de presión y temperatura en el cual las
propiedades intensivas de las fases líquida y gaseosa son idénticas.
Presión Crítica
Es la correspondiente al punto crítico.
Temperatura Crítica
La correspondiente al punto crítico.
Curva de Burbujeo
Lugar geométrico de los puntos, presión-temperatura, para los
cuales se forma la primera burbuja de gas, al pasar de la fase líquida
a la región de dos fases.
Curva de Rocío
Lugar geométrico de los puntos, presión-temperatura, para loscuales se forma la primera gota de líquido al pasar de la regiónde vapor a la de dos fases.
Región de dos Fases
Comprendida entre la curva de rocío y la de burbujeo. En estaregión coexisten en equilibrio, la fase líquida y gaseosa.
Cricondenbara
Máxima presión a la cual pueden coexistir en equilibrio unlíquido y su vapor.
Cricondenterma
La máxima temperatura a la cual pueden coexistir en equilibrio un
líquido y su vapor.
Zona de Condensación Retrograda
Es en la cual al bajar la presión, a temperatura constante, ocurre
una condensación.
Aceite Saturado
Es el que a condiciones de presión y temperatura a las que se
encuentre, está en equilibrio con su gas.
Aceite Bajosaturado.
Es el que a condiciones de presión y temperatura a las que se
encuentre, es capaz de disolver más gas.
Saturación Crítica de un Fluido.
Es la saturación mínima necesaria para que exista escurrimiento de
dicho fluido en el yacimiento.
Clasificación de los Hidrocarburos.
• Se clasifican de acuerdo a sus características y a las
condiciones bajo las cuales se presentan acumulados
en el subsuelo.
– Aceite negro.
– Aceite volátil.
– Gas y condensado.
– Gas húmedo.
– Gas seco.
El primer problema que surge en relación con la determinación de las
propiedades de los fluidos, es la carencia de análisis PVT apropiados de
laboratorio.
Problemática relacionada con las propiedades de los fluidos
Composicional
Correlaciones¡ Se obtienen valoresaproximados de las
Propiedades !
Correlaciones
Son relaciones empíricas 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 México, etc.) a diferentes presiones y
temperaturas.
Se emplean en los estudios de flujo multifásico del SIP
bajo una cierta metodología que considera la selección de
la correlación más adecuada.
Pr PePwfsPwf
Psep
Ventas
Gas
Líquido
Tanque
Pwh
IMPORTANCIA DEL FLUJO MULTIFÁSICO
• Realizar análisis y diagnósticos presentes yfuturos.
• Calcular las caídas de presión.
• Facilita el proceso de optimización y mejoracontinua en pozos fluyentes, intermitentesy/o con un SAP.
Sistema Integral de Producción (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 explotación irracional,este proceso puede suceder desde elyacimiento.
APLICACIÓN DEL FLUJO MULTIFÁSICO
•Selección de la mejor geometría de flujo en el aparejo deproducción, estrangulador e instalaciones superficiales.
•Establecer las condiciones de operación optimas.
Sistema Integral del Pozo (SIP)
Límite del área de drene
Cara de la arena
Cabezal y Estrangulador
SeparadorTanque de
Almacenamiento
PePwf
Pwh
Psep
Ps
re rw|
Yacimiento Aparejo Líneas Flujo. Líneas Transf.
Propiedades del aceite saturado
(Aceite que está en equilibrio con su gas)
Rs = (Vol. gd en aceite a p, T) @ cs / vol. de aceite muerto @ cs
Es el número de m3 de gas @ cs, disueltos a una presión y temperatura en cada m3 de aceite @ cs
T=cte.
R = Rs
Bo = Vol. (aceite + gas disuelto) @ cy / Vol. de aceite muerto @ cs
Correlación de M.B. Standing
Esta correlación establece las relaciones empíricas observadas entre la presiónde saturación y el factor de volumen de aceite (Bo), en función de la razón gasdisuelto-aceite (Rs), las densidades del gas y del aceite producidos, la presióny la temperatura. La correlación se estableció para aceites y gases producidosen California y para otros sistemas de crudo de bajo encogimiento, simulandouna separación instantánea en dos etapas a 100 ºF.
La primera etapa se realizó a una presión de 250 a 450 lb/pg2 abs.; la segundaetapa a la presión atmosférica.
Debe entenderse que la densidad del aceite producido en el tanque dealmacenamiento dependerá de las condiciones de separación (etapas, presionesy temperaturas).
Mientras más etapas de separación sean, el aceite será más ligero (mayordensidad API).
Correlación de M.B. STANDING (1947)
A. Puntos para muestrear gas.B. Puntos para muestrear aceite.
ESQUEMA DE SEPARACIÓN DE FLUÍDOS EN TRES ETAPAS
Árbol Sep. Alta Sep. Baja Tanque
Np
Gpt
A AB
B
Gpa Gpb
La presión del aceite saturado se correlacionó en la siguiente forma:
Por lo que despejando la relación gas disuelto-aceite (RS) de la ecuaciónanterior se tiene:
El factor de volumen del aceite fue relacionado con la relación gas disuelto-aceite, la temperatura, la densidad relativa del gas y la densidad del aceite. Seobtuvo la siguiente expresión:
donde:
Donde:
• ɤgd, Densidad relativa del gas disuelto.
• ɤo, Densidad relativa del aceite.
• Rs, Relación de solubilidad del gas (pie3gd a cs/blo
a cs).
• Bo, Factor de volumen del aceite (blo a cy/blo a cs)
• P, Presión (lb/pg2).
• T, Temperatura (°F).
• °API, Densidad del aceite a condiciones de
tanque.
Correlación de Vázquez
Para establecer estas correlaciones se usaron mas de6000 datos de Rs, Bo y μo, a varias presiones ytemperaturas. Como el valor de la densidad relativa delgas es un parámetro de correlación importante, sedecidió usar un valor de dicha densidad relativanormalizado a una presión de separación de 100 lb/pg2
man.
Primer paso para usar estas correlaciones consiste enobtener el valor de la densidad relativa del gas a dichapresión. Para esto se propone la siguiente ecuación:
Correlación de Vázquez (1980)
A. Puntos para muestrear gas.B. Puntos para muestrear aceite.
ESQUEMA DE SEPARACIÓN DE FLUÍDOS EN TRES ETAPAS
Árbol Sep. Alta Sep. Baja Tanque
Np
Gpt
A AB
B
Gpa Gpb
La correlación para determinar Rs se afinó dividiendo los
datos en dos grupos, de acuerdo con la densidad del
aceite. Se obtuvo la siguiente ecuación:
Los valores de los coeficientes son:
COEFICIENTE ºAPI ≤ 30º ºAPI ≥ 30º
C1 0.0362 0.0178
C2 1.0937 1.187
C3 25.724 23.931
La expresión que se obtuvo para determinar el factor de volumen es:
Los valores de los coeficientes son:
COEFICIENTE ºAPI ≤ 30º ºAPI ≥ 30º
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:
• ɤgs, Densidad relativa del gas normalizada a una
presión de separación de 100 lb/pg2 man..
• ɤgp, Densidad relativa del gas a condiciones de ps y
Ts.
• Ts, Temperatura en la primera etapa de separación
(°F).
• Ps, Presión de la primera etapa de separación
(lb/pg2 abs).
Correlación de Oistein Glaso
Esta correlación fue establecida utilizando muestras de aceite producidoen el Mar del Norte, donde predominan los aceites de tipo volátil.
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 volátiles.
a: 0.172, para aceites negros.
Para lograr un mejor ajuste, se puede variar el valor del exponente “a”.
Correlación de Oistein Glaso (1980)
3. Calcule Bo* con:
4. Determine Bo con:
Donde:
Correlación de J.A. Lasater
La correlación de Lasater se basa en 158 medicionesexperimentales de la presión en el punto de burbujeo de137 sistemas independientes, producidos en Canadá, en elCentro y Oeste de los Estados Unidos y América del Sur. Elerror promedio en la representación algebraica es del 3.8%y el máximo error encontrado es del 14.7%.
Las ecuaciones siguientes corresponden a la correlación deLasater para un aceite saturado:
Donde Pf es el factor de la presión en el punto de burbujeo,el cual fue relacionado con la fracción molar del gas (yg), acuya curva resultante le fue ajustada la siguiente ecuación:
Correlación de J.A. Lasater (1958)
La fracción molar del gas (yg) se calcula con la siguienteexpresión:
Ec. 2
Ec. 1
El peso molecular del aceite en el tanque (Mo) se correlacionó conlos ºAPI del aceite en el tanque de almacenamiento, a cuya curvase le ajustaron las siguientes expresiones.
La expresión para determinar Rs se obtuvo a partir de la Ec.2:
A la fracción molar de un gas en función de Pf , se le ajustó lasiguiente ecuación:
Densidad del aceite saturado
DENSIDAD DEL ACEITE SATURADO
La densidad del aceite saturado, se calcula con la siguiente expresión:
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)
Tensión superficial del aceite saturado
TENSIÓN SUPERFICIAL DEL ACEITE SATURADO (Baker, 1960)
La tensión superficial del aceite saturado, se puededeterminar con la siguiente expresión:
(dinas/cm)
Propiedades del aceite bajosaturado
(Aceite que es capaz de disolver más gas)
Compresibilidad del aceite bajosaturado
Compresibilidad del aceite bajosaturado(Vázquez & Beggs, 1980)
La ecuación 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 está dada por la siguiente expresión:
donde:
ob, aceite en el punto de burbujeo
b, saturación o burbujeo
(lbm/pie3)
Viscosidad del aceite bajosaturado
Viscosidad del aceite bajosaturado(Vázquez & 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 (Vázquez & Beggs, 1980)
Para el aceite bajosaturado se tiene la ecuación:
Correlaciones para obtener la presión de burbujeo
El primer paso para obtener las propiedades del aceitebajosaturado es la determinación de la presión desaturación 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 presión de saturación del agua se consideraigual a la presión de saturación del aceite.
También se puede usar la relación de solubilidad del aceitecomo parámetro para saber si el aceite esta saturado obajosaturado, tomando en cuenta que Rs ≤ R cuando estásaturado.
Donde:
R, Es la Relación gas-aceite instantánea
R = (gl + gd) @ cs / gasto de aceite muerto @ cs
R = Rs
TAREA 3
Hacer un resumen de cada artículo:
“A Pressure-Volume-Temperature Correlation for Mixtures
of California Oils and Gases”
M.B. Standing
1947
Drilling and Production Practices, API.
Entrega: 26 AgostoEXPOSICIÓN DEL EQUIPO No. 3
TAREA 4
Hacer un resumen del artículo:
“Pressure-Volume-Temperature Correlations for Gulf of
Mexico Crude Oils”
G.E. Petrosky Jr. And F.Farshad
SPE 51395
October 1998
Entrega: 26 Agosto
EXPOSICIÓN DEL EQUIPO No. 4
Propiedades del gas natural
Densidad relativa del gas
DENSIDAD RELATIVA DEL GAS (γg)
En los cálculos 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 (γg). Cuando no se tiene como dato se puede calcular de la
siguiente manera:
g
gi
n
i
gi
gq
q 1
A. Puntos para muestrear gas.B. Puntos para muestrear aceite.
ESQUEMA DE SEPARACIÓN DE FLUÍDOS EN TRES ETAPAS
Árbol Sep. Alta Sep. Baja Tanque
Np
Gpt
A AB
B
Gpa Gpb
Donde:n = es el número de etapas de separación.γg 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./día).
La densidad relativa del gas disuelto puede obtenerse con la correlación de Katz (1942).
El gas que primero se libera es principalmente el metano (γg = 0.55). Al declinar la presión se vaporizan hidrocarburos con mayor peso molecular, aumentando tanto la densidad relativa del gas libre (γgf ) como γgd . Por lo tanto:
γgd ≥ γgf ≥ 0.55
Ec. 3
El valor de la densidad relativa del gas libre (γgf) puede obtenerse
con la siguiente ecuación:
El numerador de esta ecuación debe ser positivo, dado queR>Rs. Por lo tanto, el valor de γg que se use como dato, debeser mayor o igual que el de γgd obtenido en la Ec. 3, usando R
en vez de Rs.
s
gdsg
gfRR
RR
Recordando que:
R, es la Relación gas-aceite instantánea
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 ecuación de los gases reales se obtiene:
DENSIDAD DE GAS LIBRE
La densidad de gas libre está dada por la siguiente expresión:
Sustituyendo la Ec. 4 en la Ec.5 obtenemos:
p
TZBg
46002825.0
g
gf
gB
0764.0
460
7044.2
TZ
p gf
g
Ec. 4
Ec. 5
Factor de compresibilidad
del gas (Z)
FACTOR DE COMPRESIBILIDAD DEL GAS (Benedict, 1940)
Existen diferentes correlaciones para calcular laspropiedades pseudocríticas del gas.
Las curvas correspondientes a los gases han sidoestablecidas utilizando gases de los separadores y vaporesobtenidos en los tanques de almacenamiento.
La ecuación para gases superficiales es:
A. Puntos para muestrear gas.B. Puntos para muestrear aceite.
ESQUEMA DE SEPARACIÓN DE FLUÍDOS EN TRES ETAPAS
Árbol Sep. Alta Sep. Baja Tanque
Np
Gpt
A AB
B
Gpa Gpb
La ecuación para gases húmedos 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
ρr, Densidad pseudo-reducida
Donde:
El procedimiento consiste en suponer un valor de Z y
obtener ρr 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 iteración 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
ecuación de Hall-Yarborough. Esta ecuación fue
desarrollada usando la ecuación de estado de
Carnahan-Starling y aplicando el método de
Newton-Raphson.
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 método de Standing-
Katz, modificado por Wichert y Aziz (1972).
La modificación de este método consiste en usar un factor de ajuste (ε3)
para calcular la presión y temperaturas pseudocriticas:
ε3 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 fracción molar de H2S
Los valores de T’pc y P’pc así obtenidos, se usan en vez de Tpc y Ppc
en las Ecs 6 y 7 para el cálculo del factor de compresibilidad Z.
)(15)(120)(º 4
2
5.0
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 correlación de Lee (1942)
Ec. 9
Corrección de la viscosidad del gas por presencia de gases
contaminantes
Corrección 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:
μgc = Es la viscosidad del gas natural calculada con la Ec.9.
CN2 = Es la corrección por presencia de N2.
C CO2 = Es la corrección por presencia de CO2.
CH2S = Es la corrección por presencia de H2S.
YN2 = Es la fracción molar de N2.
YCO2 = Es la fracción molar de CO2.
YH2S = Es la fracción 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
ecuación:
DENSIDAD DEL AGUA SATURADA
La densidad del agua saturada puede obtenerse con la expresión siguiente:
VISCOSIDAD DEL AGUA SATURADA
La viscosidad del agua saturada es función 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 presión. Este factor se obtiene con la expresión:
Esta correlación puede aplicarse para el rango de valores siguientes:
60ºF < T < 400ºF
P < 10,000 lb/pg2
Salinidad % NaCl < 26%
Tensión superficial agua-gas
TENSIÓN SUPERFICIAL AGUA-GAS
La tensión superficial agua-gas se calcula con las siguientes expresiones:
Donde:
σw1 = Es la tensión superficial agua-gas a 280º F
σw2 = Es la tensión superficial agua-gas a 74º 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 así obtenido, debe corregirse para considerar el efecto de la salinidad del agua. El factor de corrección 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 corrección por presencia de gas en solución.
El rango de aplicación de esta correlación es:
Densidad y Factor de volumen del agua bajosaturada
DENSIDAD DEL AGUA BAJOSATURADA
La densidad del agua bajosaturada se determina con la ecuación:
FACTOR DE VOLUMEN DEL AGUA BAJO SATURADA
El factor de volumen del agua bajosaturada está dado por la siguiente expresión:
Diagrama de flujo simplificado paracalcular las propiedades de losfluidos.
R = Rs
R = Rs
Considerando que:Ɣg ≥ Ɣgd
TAREA 5
Hacer un resumen del artículo:
“PVT Properties and Viscosity Correlations for Gulf of
Mexico Oils”
Birol Dindoruk And Peter G. Christman
SPE 89030
December 2004
Entrega: 2 Septiembre
EXPOSICIÓN DEL EQUIPO No. 5
TAREA 6
Hacer un resumen del artículo:
“A Correlation Approach for Prediction of Crude-Oil PVT
Properties”
M.N. Hemmati and R. Kharrat
SPE 104543
March 2007
Entrega: 2 Septiembre
EXPOSICIÓN DEL EQUIPO No. 6
EJERCICIO
• Traer formulario con todas las formulas vistas en
el Tema 1 para el 2 de septiembre.
• Incluir la nomenclatura correspondiente.
FIN DEL TEMA 1
Aceite Negro (De bajo encojimiento)PRESIÓ
N
TEMPERATURA
p > pb @ Ty
(1 fase)
Si: p ≤ pb @ Ty
(2 fases)
Producción en superficie dentro de la región de 2 fases.
Gran cantidad de pesados en mezcla original.
RGA (m3/m3) < 200
Densidad del líquido
(gr/cm3) > 0.85
Color de líquido: obscuro.
Ty
piA
A’pb
Tc
pc
Ts
psB
Ty < Tc
100
75
50
250
Región de dos fases(gas y líquido)
Una fase (líquido)
REGRESAR
PRESIÓ
N
TEMPERATURA
Aceite Volátil (De alto encojimiento).
Ty
piA
A’pb
TcTs
psB
100
75
50
25
0
Ty ≤ Tc
Región de dos fases(gas y líquido)
Una Fase (líquido)
Una fase(gas)
p > pb @ Ty
(1 fase)
Si: p ≤ pb @ Ty
(2 fases)
Producción en superficie dentro de la región de 2 fases.
Gran cantidad de intermedios en mezcla original.
RGA (m3/m3)
200 - 1000
Densidad del líquido
(gr/cm3) 0.85 – 0.78
Color de líquido: ligeramente obscuro.
REGRESAR
PRESIÓ
N
TEMPERATURA
Gas y Condensado
Tc < Ty < Cricontenterma
Ty
pi A
A’pr
Ts
ps
B
Tc
pc
100
30
2010
0cr
icondente
rma
Región de dos fases(gas y líquido)
Una fase (líquido)
Una fase(gas)
Zona de Condesaciónretrograda
p > pr @ Ty
(1 fase)
Si: p ≤ pr @ Ty
(2 fases)
Producción en superficie dentro de la región de 2 fases.
Regulares cantidades de intermedios en la mezcla original.
RGA (m3/m3)
500 - 15000
Densidad del líquido
(gr/cm3) 0.82 – 0.75
Color de líquido: ligeramente coloreado.
REGRESAR
B
PRESIÓ
N
TEMPERATURA
Gas Húmedopy nunca entra a la región de 2 fases, en el yacimiento siempre se está en estado gaseoso
Producción en superficie dentro de la región de 2 fases.
Pequeñas cantidades de intermedios en la mezcla original.
RGA (m3/m3)
10000 - 20000
Densidad del líquido
(gr/cm3) 0.80 – 0.75
Color de líquido: Casi Transparente.
REGRESAR
Ty > Cricontenterma
Región de dos fases(gas y líquido)
Una fase (líquido)
Una fase(gas)
100
5
20 10
0
A
Ty
pi
ps
Tc = Ts
pc
cric
ondente
rma
PRESIÓ
N
TEMPERATURA
Gas seco
100
5
10
0
A
Ty
pi
ps
Tc = Ts
pc
cric
ondente
rma
Región de dos fases(gas y líquido)
Una fase (gas)
Ty > Cricondenterma
py nunca entra a la región de 2 fases, en el yacimiento siempre se está en estado gaseoso
Producción en superficie fuera de la región de 2 fases.
Casi puros compuestos ligeros en la mezcla original.
RGA (m3/m3)
> 20000
Densidad (gr/cm3) < 0.75
Color de líquido: Transparente.
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