Tema 1_propiedades Fluidos_ 26 Agosto 2011

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)




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




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:




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


“PVT Properties and Viscosity Correlations for Gulf of

Mexico Oils”

Birol Dindoruk And Peter G. Christman

SPE 89030

December 2004

Entrega: 2 Septiembre


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 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

PRODUCCIÓN DE POZOS.ppt

PRESIÓ

N

TEMPERATURA

Aceite Volátil (De alto encojimiento).

Ty

piA

A’pb

TcTs

psB

100

75

50

25

0

Ty ≤ Tc


Una Fase (líquido)

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


(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


Una fase (líquido)

Una fase(gas)

Zona de Condesaciónretrograda

p > pr @ Ty

(1 fase)

Si: p ≤ pr @ Ty

(2 fases)


Regulares cantidades de intermedios en la mezcla original.

RGA (m3/m3)

500 - 15000


(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


Pequeñas cantidades de intermedios en la mezcla original.

RGA (m3/m3)

10000 - 20000


(gr/cm3) 0.80 – 0.75

Color de líquido: Casi Transparente.

REGRESAR

Ty > Cricontenterma


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


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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Tema 1_propiedades Fluidos_ 26 Agosto 2011

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