CORRELACION DE WYLLIE Y GARDNER sim hoja 1 3 5 7.docx
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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