GLOSARIO DE TÉRMINOS

Propiedades de los fluidos

Api gravedad. Una medida de la densidad utilizada para líquidos de hidrocarburos. La relación entre la gravedad y API específico es:

Densidad. La libra de una sustancia por pie cúbico de volumen.

Proceso de liberación diferencial. Proceso de laboratorio en el que se retira el gas de liberación del aceite en cada uno de varios niveles de presión.

Proceso de liberación flash. Proceso de laboratorio en el que el gas liberado y el aceite se mantienen en el mismo sistema en todo el rango de presión.

Desviación de gas del factor z. Un factor de corrección utilizado en las ecuaciones de volumen de gas debido a los gases reales no obedecen las leyes de los gases ideales.

La formación de gas factor de volumen Bg. El volumen de barriles del yacimiento ocupado por un pie cúbico de gas estándar.

La gravedad de gas Yg. La relación del peso molecular de una mezcla de gas con el peso molecular del aire.

Compresibilidad de aceite reducción fraccionaria Co. El en volumen de aceite que resulta de un aumento de la presión de un psi.

La contracción de aceite factor de bo. El cañón fraccionado del petróleo tanque de almacenamiento contenido en un cilindro del reservorio de petróleo.

Pseudo presión crítica, PPC. La presión media ponderada mol crítica de un gas que consiste en más de un componente.

Pseudo temperatura crítica Tpc. El mol ponderado temperatura crítica promedio de un gas que consiste en más de un componente.

Pseudo presión reducida PPR. La presión existente en un gas de múltiples componentes de un sistema dividido por su seudo presión crítica.

Temperatura reducida pseudo TPR. La temperatura existente en un gas de múltiples componentes de un sistema dividido por su seudo presión crítica.

Reducir la presión Pr. La presión existente dividida por la presión crítica para un solo gas componente.

Reducir la temperatura Tr. La temperatura existente dividida por la temperatura crítica para un solo gas componente. Temperatura son absolutos, e, g, R.

Solución de gas-aceite Rs. Los estándares de pies cúbicos de gas disuelto en un barril de aceite de ST a condiciones de yacimiento.

Peso específico Y. la relación de la densidad de una sustancia a la densidad del agua.

Total de los factores de volumen de formación Bt. El volumen de barriles del yacimiento ocupado por un barril ST de petróleo y su gas relacionado.

Viscosidad u. La propiedad de un fluido que hace que resistir el flujo.

Compresibilidad del agua Cw. La reducción fraccionaria en el volumen de agua que resulta de un aumento de la presión de un psi

Propiedades de los fluidos

Introducción

Esta parte del curso será definir los datos propiedad del fluido que se utiliza en ingeniería de yacimientos y nos mostrará cómo se pueden obtener estos datos. Un tipo de datos de propiedades de fluido relaciona el volumen de los fluidos producidos a los denominados datos PVT, otro tipo de datos describe los cambios en las propiedades físicas en depósito con cambio en la presión.

Produce volúmenes de fluido son medida en la superficie y se hace referencia a estándar condiciones de temperatura y presión. Estas condiciones estándar se definen generalmente como 60 ° F y 14,7 psi, pero ligeramente diferentes bases se utilizan a veces. Volúmenes de petróleo producidos son reportados en barricas de tanque de almacenamiento, volúmenes de gas en pies cúbicos estándar, y los volúmenes de agua en barriles de superficie. Como hemos visto en la sección de Geología y Cisterna Capacidad, un análisis de yacimientos volumétrica da el volumen de hidrocarburos en barriles del yacimiento. Y veremos más adelante en la sección de balance de materiales que requieren cálculos de balance volumétrico que los volúmenes de petróleo y gas en el depósito se ponen sobre una base STB y SCF, respectivamente. Por lo tanto, debemos conocer el volumen del depósito ocupado por un STB de petróleo y su gas disuelto, por una SCF de gas libre, o por un barril superficie del agua. Estos factores de conversión se definirán más adelante en esta sección. La aplicación de los datos relativos a los volúmenes de superficie volúmenes de embalse será presentado en la sección de balance de materiales.

Definiciones y fundamentos

Las siguientes definiciones fundamentales refieren comúnmente como propiedades PVT son necesarias para relacionar los volúmenes de hidrocarburos de yacimientos a los volúmenes de la superficie. Los factores se definen a continuación en general son evaluadas mediante el análisis de muestras de fluidos de yacimiento. Antes de definir las propiedades PVT debemos definir el punto de burbuja o la saturación de presión, Pb. Esta es la presión a la temperatura del yacimiento en gas, evoluciona primera de la solución de un sistema de hidrocarburo líquido.

Un tipo de datos de propiedades del fluido se refiere al volumen de los fluidos producidos en el volumen del depósito ocupado por estos fluidos .Este tipo de datos se llama datos PVT, otro tipo de datos describe los cambios en las propiedades físicas en el depósito con el cambio de la presión.

Las siguientes definiciones fundamentales comúnmente conocida como PVT, las propiedades son necesarias para relacionar los volúmenes de hidrocarburos de yacimientos a los volúmenes de la superficie.

Propiedades PVT que deben definir el punto de burbuja o la presión de saturación, Pb. Esta es la presión a la temperatura de depósito en el que el gas evoluciona primero de un sistema de hidrocarburos líquidos

El factor de volumen de formación de petróleo, Bo, es el volumen del depósito en barriles que está ocupada por uno Stb de petróleo y su gas disuelto.

El factor de contracción del petróleo, bo, es el recíproco del factor de volumen de formación de aceite, o l / Bo. Este factor representa la fracción de un barril de petróleo tanque de almacenamiento que está contenida en un barril de depósito de petróleo.

El total de los factores de volumen de formación, Bt, es el volumen del depósito en barricas ocupado por un STB del petróleo y el gas que estaba inicialmente en solución. Algunos de este gas puede todavía estar en solución, mientras que algunos se ha liberado. Para la presión en o por encima del punto de burbuja, Bt y Bo son idénticos, puesto que no hay gas ha sido liberado de la solución.

El factor de volumen de formación de gas Bg, es el volumen del depósito en barricas ocupado por un pie cúbicos estándar de gas.

La relación gas-aceite solución, Rs es el volumen de gas en SCF disuelto en un STB de aceite a una presión del depósito y temperatura dadas. La relación gas-aceite solución que existe en la presión inicial del yacimiento se designa Rsi.

Ecuación para calcular el Bt

La relación inicial gas-aceite solución para un reservorio de fluido tiene 230 scf/STB. Calcular Bt con una presión de reservorio de 900 psia. Cuando se apliquen los siguientes datos:

Por lo tanto, el volumen total del depósito a 900 psi ocupado por un STB de petróleo y su gas liberado es 1.2816 res bbl. El valor de Bt aumenta rápidamente a medida que la presión del depósito se vuelve menos, ya que se libera más gas y aumenta el valor de Bg.

Las definiciones anteriores se refieren volúmenes de embalse a la superficie. Esto proporciona la base para el cálculo de los cambios de volumen de fluidos de hidrocarburos de yacimientos con los cambios en la presión. Los cambios de volumen de un líquido homogéneo, como el aceite por encima del punto de burbuja o agua, son por lo general a cargo de compresibilidad líquidos que se definen a continuación.

Aceite compresibilidad Co, es la reducción fraccional en volumen de aceite que resulta de un aumento de presión de una psi. Unidades de compresibilidad son vol / vol / psi. Compresibilidad de aceite se mide generalmente en una muestra de fluido del yacimiento.

Agua compresibilidad Cw, es la reducción fraccionaria en el volumen de agua que resulta de un aumento de la presión de un psi. Las unidades son vol / vol / psi. Compresibilidad del agua es generalmente estimada a partir de correlaciones de datos existentes.

Dado que la presión del yacimiento declina normalmente a partir del valor inicial durante la vida productiva, estos factores de compresibilidad casi siempre se utilizan para calcular la expansión del aceite o agua. Recuerde compresibilidades de aceite sólo se pueden utilizar para calcular la expansión del aceite a presiones superiores a la del punto de burbuja. Por debajo del punto de burbuja de la relación entre Bo y la presión debe ser medida en el laboratorio ya que la composición de los cambios de aceite con presión.

Otra propiedad física importante de los fluidos del yacimiento que cambia con los cambios en la presión del yacimiento es la viscosidad. Se necesitan las viscosidades de petróleo, gas, y agua para describir el movimiento de fluidos en los embalses. Viscosidades de aceite se miden como una función de la presión en el laboratorio como parte de un análisis de la muestra de hidrocarburos superficie. Gas y agua viscosidades generalmente se estiman por las condiciones del yacimiento de correlaciones publicadas.

Los factores que afectan a las propiedades del fluido del yacimiento

Propiedades de los yacimientos de hidrocarburos se ven afectadas por la presión del depósito, la temperatura del depósito, y la composición del sistema de hidrocarburos. En general, se espera que la temperatura del yacimiento que se mantiene constante durante el agotamiento, pero la presión del yacimiento caiga siempre a partir del valor inicial. La composición de hidrocarburos de un depósito de aceite se mantiene constante a presiones por encima de la del punto de burbuja, pero la composición cambia continuamente como se libera gas a presión por debajo del punto de burbuja.

Un análisis de una muestra de fluido del yacimiento es la única forma precisa para determinar las propiedades PVT y la viscosidad del aceite en función de la presión. Sin embargo, las correlaciones publicadas pueden ser utilizadas para estimar estas propiedades para un fluido de reservorio determinado si un análisis de la muestra no está disponible. El uso de estas correlaciones se expone más adelante en esta parte del curso.

La forma general de la curva que relaciona una propiedad PVT dado y la viscosidad del aceite o gas a presión es similar para todas las muestras de hidrocarburos. La forma general de la curva para cada propiedad de fluido se muestra en la figura 1 y se discute más adelante.

Fig. 1a. Muestra la forma general de la curva que relaciona Rs y presión.

El volumen de gas en solución disminuye de Rsi en el punto Pb presión de burbuja a cero en 0 psig. A presiones por encima de Pb, el gas en solución se mantiene constante en Rsi.

1b Fig. Muestra que la curva de Bo vs presión está relacionada con los Rs anteriores frente a la curva de presión. Los puntos importantes sobre el Bo vs curva de presión, denominados A, B y C, se discuten a continuación. El valor de Bo en cero psig es generalmente mayor que 1,0 porque la

temperatura del yacimiento es mayor que la temperatura de referencia estándar de 60 ºF. Bo aumenta con la presión del punto A al punto B, que es el punto de burbuja.

El factor de volumen de formación de gas, Bo, disminuye a medida que aumenta la presión como se ilustra en la figura 1c. La ecuación para calcular Bg se dará más adelante en esta parte del curso.

La viscosidad del aceite Uo, frente a la curva de presión tiene la forma general mostrada en la fig. 1d. La viscosidad del aceite está en un mínimo a la presión del punto de burbuja, Pb. A presiones por encima de Pb, la viscosidad aumenta con la presión debido a la compresión del fluido homogéneo. A presiones por debajo del punto de burbuja, aumento de la viscosidad como la presión se reduce debido a la evolución de gas se traduce en un aceite más pesado.

La viscosidad de un gas siempre aumenta a medida que aumenta la presión debido a la compresión del fluido. La forma típica de un Ug vs curva de presión se muestra en la fig. 1e

La figura anterior muestra la forma típica de curvas de propiedades PVT y curvas de viscosidad de fluido como una función de la presión. Hasta ahora, se ha hecho ningún intento de poner cualquier valor de estas propiedades. La mayor parte del resto de esta parte del curso se dedicará a la evaluación de las propiedades PVT y fluidos viscosidades.

Laboratorio de análisis de muestras de hidrocarburos

Los análisis de laboratorio de una muestra de hidrocarburo generalmente proporcionan datos sobre propiedades PVT, aceite y viscosidades de gas compresibilidad de aceite, y el análisis de la composición de la muestra. La muestra se mantiene a la temperatura de depósito, y que la presión se reduce por debajo del punto de burbuja, se desprende gas. La muestra puede ser confinado por el mercurio y la presión se reduce por con el dibujo de mercurio y permitir que la muestra se expanda. La liberación de gas puede producirse por dos procesos, flash y diferenciado. La diferencia básica entre los procesos de flash y diferenciales se explica en el texto siguiente.

Proceso de liberación diferencial

En el proceso de liberación diferencial, el gas desprendido se retira del aceite a cada uno de varios niveles de presión. El volumen de petróleo y su gas disuelto a la presión del punto de burbuja son conocida y es la base para la comparación de los volúmenes de petróleo en otros niveles de presión. Para obtener datos de compresibilidad del aceite antes de que ocurra la liberación de gas, la muestra se somete a una presión considerablemente más alta que Pb, y se mide el volumen de aceite. Sin embargo, la mayoría de los datos se obtiene mediante la reducción de la presión por debajo de Pb. La presión se reduce a un nivel predeterminado y se deja tiempo para que el gas y el aceite para alcanzar el equilibrio a esta presión. Todo el gas se desplaza con el mercurio mientras se mantiene constante la presión a este nivel. El volumen de gas eliminado y el volumen de aceite que queda se miden y registran junto con el nivel de presión. El procedimiento se repite al dejar caer la presión a otro nivel, posiblemente, 100 o 200 psi debajo de la presión anterior. La prueba se termina generalmente a una presión de 0 psig. El volumen de aceite a 0 psig a 60ºF es correcto que es condiciones tanque de almacenamiento. El proceso diferencial se explica aún más por la figura 2 debajo de la cual es una representación esquemática del procedimiento de prueba.

Fig2a muestra la muestra a una presión considerablemente por encima de su punto de burbuja. En la figura 2b la presión es sólo en el punto de 1410 psi burbuja. Fig. 2c-1 muestra el espacio de gas creado cuando la presión se reduce por debajo del punto de burbuja de 1300 psig. En 2c-2 fig. La presión se encuentra todavía en 1300 psig pero el gas ha sido desplazado por el mercurio. La figura 2d-1 muestra el gas que se desprende cuando la presión se reduce 1300-1100 psig, y la figura 2d-2 muestra el volumen de aceite a 1100 psig.

Proceso de liberación de Flash

En el proceso de liberación flash, la composición global de la muestra se mantiene constante durante todo el análisis. Al igual que en el proceso de diferencial, el volumen de aceite a la presión del punto de burbuja se utiliza como la referencia para volúmenes a otras presiones.

1.2 res B/BF, en general no hay diferencia significativa entre el flash y el dato diferencial. Sin

embargo para una altura de concentración de petróleo donde Bob es aproximadamente mayor a

1.5, el proceso diferencial puede mostrar significativamente valores más altos para Bob y Rsi.

Viscosidades de los fluidos y factores de desviación del gas

Las viscosidades de gas y petróleo y factores de desviación de gas a varios niveles de presiones son

determinadas como una parte del proceso diferencial de liberación. La viscosidad y el factor de

desviación son determinados por las muestras de gas que se extrae en cada nivel de presión.

Aunque esta viscosidad y factor de desviación son usadas para ser medidos como una parte del

proceso de liberación diferencial en el laboratorio, ellos son ahora calculados por un programa de

computadora desde correlaciones generalizadas. El programa duplica el proceso diferencial de

laboratorio basado en la composición de la muestra total del hidrocarburo y calcula la viscosidad y

factor de desviación del gas extraído en cada nivel de presión. Esto ha demostrado que los

programas de computadora proporcionan los datos más precisos que los datos de laboratorio a

menor costo. Las viscosidades del petróleo son medidas en el laboratorio a cada nivel de presión

en la prueba de liberación diferencial. Una prueba de separador se ejecuta para obtener la

viscosidad del petróleo desde los volúmenes del petróleo que debe estar preservados en la corrida

de la prueba diferencial para los datos PVT.

Análisis composicional de una muestra de hidrocarburo

El análisis composicional de una muestra de hidrocarburo es determinado por la destilación

fraccional. La destilación a baja temperatura es usada para separar cada componente puro más

ligero que el hexano (seis átomos de carbón). El componente más volátil es hervido hasta su

ebullición primero y con eso se determinó el peso. Entonces el segundo componente más volátil es

extraído, etc., etc. Después de N-pentanos que se han extraído, la destilación a altas temperaturas

es usada para promover la separación, ningún intento es hecho para separar componentes puros

para estos componentes más pesados, desde varios hidrocarburos presentes con el mismo

número de átomos de carbón, pero con diferentes puntos de ebullición. Por ejemplo, varios

hexanos diferentes están normalmente presentes en una muestra de crudo. Un corte pseudo-

hexano es hervido a un punto de ebullición medio y la densidad y el promedio del peso molecular

es medido por el corte. Cortes similares son hechos y medidos para heptanos, para octanos y para

nonanos. Finalmente, la densidad y el peso molecular promedio son determinados por los decanos

y fracción más pesada. El análisis composicional para una muestra de hidrocarburo típico es

mostrado en la tabla A-V del apéndice A. los porcentajes de peso y porcentajes mol son ambos

mostrados. El porcentaje en moles para un determinado componente es proporcional a sus

porcentajes en peso divididos para sus pesos moleculares.

Muchos intentos han sido hechos para usar el análisis de cromatografía para determinar la

composición del hidrocarburo para las muestras de petróleo en el subsuelo, pero este método no

es practicado para una muestra de petróleo de un reservorio normal. El análisis de cromatografía

es aceptado usar para analizar muestras de gas y gas condensado, donde los hidrocarburos más

pesados son octanos o ligeros.

Datos publicados sobre las propiedades de los fluidos del reservorio

Si un análisis de las muestras de hidrocarburos del subsuelo no está disponible para un reservorio, las propiedades de los fluidos pueden estar estimadas por correlaciones publicadas, Una cantidad considerable de datos se han publicado en las propiedades de los gases, petróleos, sistemas gas-petróleos, y formaciones de agua. Estos datos son presentados en manual de ingeniería de yacimientos, capítulo 1-7, páginas 18-51. En el siguiente texto, lo más importante de los datos en el manual podría ser referido para ser discutido.

Propiedades de los gases Para los cálculos de ingeniería de yacimientos, las propiedades del gas más importantes son el

factor de volumétrico de formación, Bg, y la viscosidad, ug. Otras propiedades del gas como el

factor de desviación, y la temperatura crítica y la presión son necesitadas para determinar Bg y ug.

El factor volumétrico de formación para un gas puede ser determinado desde la combinación

de boyle y charle, ley con un factor de desviación incluido en cuenta para el comportamiento de

no ideales. La ecuación general es

PV= z n R T

Donde p = presión, psia

V= volumen, pies cúbicos

N=número de moles, lb*masa/ peso molecular

Z= factor de desviación del gas, adimensional

R= constante del gas, 10.73 (psia) (pc)/ (ºR) (lb*mol)

T= temperatura, ºR

El factor volumétrico del gas en formación está en el volumen del yacimiento en barriles por pies

cúbicos normales. La proporción del volumen de gas a condiciones de yacimiento y en condiciones

normales puede ser determinado por la ecuación escrita (2) para cada condición.

En condiciones estándar (14.65 psia y 60ºF):

14.65 v1= z1 nR (520)

Y en condiciones de yacimiento:

PR VR = z1 n R (TR)

Dividiendo la segunda ecuación por la primera, obtenemos

𝑉𝑅

𝑉1=

14.65 𝑍𝑅 𝑇𝑅

520 𝑍1 𝑃𝑅

Desde Bg es el volumen del yacimiento en barriles por pies cúbicos normales, y z1 es igual

1.0. La ecuación puede ser ajustada como lo siguiente:

R

RR

R

RRRg

P

TZ

P

TZVB )10(02.5

)520()615.5(

65.14

615.5

3

Donde el suscrito R se refiere para condiciones de yacimiento.

La ecuación 3 puede ser usada para calcular Bg con cualquier temperatura de yacimiento y

suponer una presión el valor apropiado puede ser encontrado para ZR. El valor de ZR

depende de la temperatura, presión, y composición del gas, como expresa por la

reducción de temperatura y reducción de presión.

Para un solo componente de gas, la temperatura reducida, TR, y la presión reducida, PR,

son definidos como lo siguiente:

Tr= T/Tc

Pr= P/Pc Donde T= la temperatura de interés, ºR

Tc= la temperatura critica del gas, ºR

P= la presión de interés, psia

Pc= la presión critica del gas, psia

La temperatura crítica y la presión crítica son constantes para cada componente de gas. Las

propiedades físicas de los componentes de hidrocarburo, incluyendo Tc y Pc son dados en anexo A

del capítulo 1-7. Sin embargo para los multicomponentes de fas, una temperatura pseudo- critica,

Tpc y un a presión pseudo-critica Ppc debe ser determinado. Estos factores son calculados por la

siguiente ecuación:

Ecuación (5) establece que Tpc para multicomponentes de gas, multiplica la fracción mol de cada

componente y por su temperatura crítica y sumar esos productos. La ecuación (5a) sugiere el

mismo procedimiento para encontrar Ppc. La calculación de la temperatura pseudo- crítica y la

presión pseudo-critica es ilustrada en el siguiente ejemplo. Las temperaturas pseudo-críticas y

presiones para un hidrocarburo de gas pueden ser estimadas por la fig. 17 (manual) si la gravedad

de gases conocida. Fig 18 permite la estimación de Tpc y Ppc para un hidrocarburo liquido basado

en la gravedad específica y el peso molecular.

La temperatura pseudo-reducida, Tpr, y la presión pseudo-reducida, Ppr, para un multi

componente de gas a cualquier temperatura presión puede ser calculada por la siguiente

ecuación:

El factor de desviación del gas, z, para gases naturales puede ser determinado por fig.16 (manual)

proporciona conocer T y Ppc. El uso de la fig 16. Es demostrada en el siguiente ejemplo.

Ejemplo 2. Calcular el factor volumétrico del gas de formación

Problema. Calcular el factor volumétrico de formación a condiciones de yacimiento de 225ºF y

2500 psia para una muestra de gas cuya composición es mostrada más adelante.

Solución. Bg puede ser calculado por la ecuación 3, pero primero el factor de compresibilidad a

condiciones de yacimiento, ZR, debe ser determinado. Esto requiere calcular la temperatura

pseudo-crítica y la presión como se describe más adelante.

La

temperatura pseudo-critica = 391 ºR

La presión pseudo-critica = 671 psia

El siguiente cálculo es la temperatura pseudo-reducida y la presión para condiciones de

yacimiento usando la ecuación (4b) y (4c).

Estos valores van dentro del rango de la fig 16. Y podemos leer ZR= 0.87

Ahora, Bg puede ser calculado.

La determinación del factor de desviación del gas es muy importante para asegurarse que se

entiende el método para estimar z, trabajar el siguiente problema.

Problema 2. Determine el factor de desviación del gas a condiciones de yacimiento de 150 ºF y

1500 psia para el gas, cuya composición es mostrada más adelante.

También calcular Bg en estas condiciones.

El factor de desviación para más gases son determinados por los valores de Tpc y Ppc como se

ilustro en el ejemplo anterior, en lugar de ser medidos experimentalmente. El dato de la fig 16. Y

16ª son para gases de hidrocarburo y pude dar valores erróneos de Z para gases que tienen alto

nitrógeno o contienen dióxido de carbono. Solo cuando un gas tiene una composición inusual,

como un alto contenido de CO2, es una medición experimental de Z considerándose necesaria. Un

método es presentado en p.20 del manual (ecuación- 26) para el correcto valor de z desde la fig.16

si CO2, N2 o H2S están presentes en el gas del hidrocarburo.

La densidad de un gas puede ser determinada si ajustamos la ecuación (2) remplazando n, el

número de moles, con este equivalente m/M. donde m son las libras de gas y M es el peso

molecular en libras. El resultado de la ecuación es:

El peso molecular de un multi componente de gas es determinado por la siguiente ecuación:

El peso molecular es igual a la suma del peso molecular por cada uno de los tiempos componentes

sus fracciones molares.

*propiedades críticas de los hidrocarburos son mostradas en p C-1.

La densidad del gas es determinada como peso por unidad de volumen. La densidad pg, en libras

por pies cúbicos puede ser expresada como lo siguiente:

Sustituyendo pg, para m/V en la ecuación (2ª) y resolviendo para pg:

La ecuación (7), también puede ser escrita en términos de gravedad específica del gas relativa para

el aire, vg, el cual es comúnmente llamado gravedad del gas:

Si se sustituye 28.96 vg para M en la ecuación (7) y el valor de 10.73 para R, la densidad del gas es:

La densidad del gas es importante en el manejo del yacimiento donde la gravedad influye en la

eficiencia de desplazamiento, en la sección sobre el desplazamiento del fluido, la gravedad

específica relativa del gas es usada para el agua. Esto es igual a la densidad a condiciones de

yacimiento dividido por la densidad del agua a 60 ºF. Esta gravedad específica relativa para el agua

debería no ser confundida con la gravedad del gas o la gravedad especifica relativa para el aire

mostrado por la ecuación (8)

El siguiente ejemplo ilustra como calcular la gravedad específica y la densidad de un multi

componente de gas bajo condiciones de yacimiento, tal como la gravedad del gas.

Ejemplo.3 calcular la gravedad específica y la densidad de un gas Problema. Calcular la gravedad especifica del gas de un multi componente de gas en el ejemplo 2,

y la densidad del gas y la gravedad especifica relativa para el agua a condiciones de yacimiento

dados en el ejemplo 2.

Solución para determinar la gravedad del gas, primero calculamos el peso molecular del gas. Los

pesos moleculares de los componentes pueden ser encontrados en la tabla en pC-1

El peso molecular del gas es I yj Mj =19.54.

La gravedad del gas (relativa para el aire) es calculado por la ecuación (8)

La densidad a condiciones de yacimiento puede ser calculada por la ecuación (7) o por la ecuación

(7 a)

O

La gravedad específica relativa para el agua es:

El uso de vg relativo para el aire, es una medida solo de la composición de un multi componente

de gas mientras vg relativo para el agua es una medida de la flotabilidad de un gas bajo

condiciones de reservorio y es usado en cálculos de desplazamiento gas-petróleo.

Para familiarizarnos con los términos de la gravedad especifica del gas y la densidad del gas,

trabajamos en el siguiente problema.

Problema 3. Usando la composición del gas y dado a condiciones de yacimiento en el problema 2,

calcular la gravedad especifica relativa del gas para el aire, la densidad del gas, y la gravedad

especifica relativa para el agua a condiciones de yacimiento.

Propiedades del petróleo y sistemas de gas

Vimos anteriormente como Bo, Rs y Pb pueden ser determinados desde los análisis de laboratorio

de una muestra de hidrocarburo. Sin embargo, a menudo surge la situación que una muestra de

fluido no ha sido analizada por un yacimiento dado, todavía los valores son necesitados por Boi,

Rsi, y Pb. Varias publicaciones de correlaciones de datos están disponibles que nos permitirán para

estimar Bob, y Pb si el Rsi es un valor conocido. Las pruebas de relación gas-petróleo corridas

tempranamente en la vida del reservorio puede proporcionar el valor de Rsi.

Estas correlaciones son mostradas en el capítulo 1-7 del manual y el uso de estas correlaciones

podría ser discutido.

Estimación del Bob y Bt para sistemas de gas-petróleo

La correlación de Standing en el manual proporciona la mejor base para estimar el valor de Bob

para el crudo, o el valor de Bt a una presión bajo el punto de burbuja también para un crudo o un

condensado.

Los datos de correlación usados para estimar el Bob para un petróleo crudo son Fig.43* p.36

En orden para usar fig43, debemos conocer que la porción de solución inicial de gas-petróleo, Rsi,

la temperatura del reservorio, Tr, la gravedad especifica del gas (para el aire), vg, y la gravedad del

petróleo en API, de estos datos, el más importante es el Rsi que debe ser obtenido de una prueba

de producción que se realizó antes de que la presión del yacimiento ha caído por debajo de la

presión del punto de burbuja.

Estimación del punto de burbuja o la presión del punto de roció

La presión del punto de burbuja, Pb, de un sistema de hidrocarburos puede ser estimado por la

correlación del lassater, fig 37**p. 31, o desde la correlación de Standing o mirar p.C-66

Requisitos de datos ya sea para que la correlación incluya la porción de solución gas-petróleo, Rsi,

la temperatura de yacimiento, Tr, La gravedad de gas, y la gravedad del petróleo API. Los ejemplos

son mostrados en el manual que usamos ambos de esas correlaciones. El rango de datos (Rsi, Tr, y

API) usando en cada correlación es también mostrados en el manual.

La tabla IX p.32 presenta datos que permitirá a uno hacer una fuerte estimación de la presión del

punto de roció para un sistema de gas condensado. Los datos de varios campos de San Joaquín

Valley. Requiere datos que incluyen la porción inicial de la relación gas-petróleo la presión del

yacimiento, y la gravead API de los barriles fiscales. Los datos son mostrados para tres

temperaturas (100ºF. 160 ºF, y 220ºF) seis porciones de gas-petróleo (15,000-40,000) y para un

rango de gravedad del petróleo desde 52 para 64 ºAPI.

Estimación el Boi para presión sobre el Pb

Tenemos que ver como estimar el Bob, el factor volumétrico del petróleo a presión del punto de

burbuja, pero a menudo necesitamos Boi que está a una presión inicial, Pi, por encima de la

presión del punto de burbuja. Boi puede ser evaluado desde la siguiente ecuación:

Donde Co es el factor de compresibilidad del petróleo, vol/vol/psi- otro factor tiene que ser

definido.

Un método para la estimación de la compresibilidad del petróleo para un petróleo específico es

ilustrado por el ejemplo 15 en la página 38 del manual.

Estimación de la viscosidad del petróleo

La viscosidad del petróleo en el reservorio depende sobre la gravedad API del petróleo, la cantidad

de gas en solución sobre la temperatura y presión del yacimiento. La viscosidad de un gas libre en

el petróleo a temperatura de yacimiento puede ser estimada por la fig 49 p. 394. La gravedad del

petróleo en API y la presión del yacimiento en ºF debe ser conocida.

Ejemplo 16 en la página 405 del manual se muestra como se estima la viscosidad del petróleo de

un yacimiento a una presión sobre el punto de burbuja.

La figura 38. Requisitos de datos para cualquiera de correlación incluyen la relación inicial solución

de gas-oil, Rsi, La Temperatura del reservorio, Tr, La Gravedad del gas, g, y la Gravedad API del

petróleo. Ejemplos para usar ambas Correlaciones se muestran en el manual. El rango de los datos

utilizados en cada correlación también se muestra en el manual.

Tabla. IX, p. presenta datos que permitirá a uno para hacer una estimación aproximada de la

presión del punto de rocío para un sistema de condensado de gas. Los datos provienen de varios

campos de San Joaquín. Los requisitos de datos incluyen la relación inicial de gas-aceite, la presión

del yacimiento, y la gravedad API para el líquido tanque de almacenamiento. Los datos se

muestran para tres temperaturas (100 ° F, 160 ° F y 220 ° F), seis relaciones gas-petróleo (15,000-

40,000), y para un rango de gravedad petróleo desde 52 hasta 64 ° API. Dado que estos datos son

válidos para sólo unos pocos depósitos en un área, los valores pueden ser erróneos si se utilizan

para depósitos en otras áreas.

Calculando Boi Para Presiones Sobre Pb.

Hemos visto como calcular el Bob, el factor del volumen de formación del petróleo en el punto de

presión de burbuja, pero a menudo necesitamos Boi que es la presión inicial, pj, sobre el punto de

presión de burbuja. El Boi puede ser calculado con la siguiente ecuación.

𝐵𝑜𝑖 =𝐵𝑜𝑏

1 + 𝑐𝑜(𝑝𝑖 − 𝑝𝑏)

Donde co es el factor de compresibilidad del petróleo.

Calculando la Viscosidad del Aceite.

La viscosidad del petróleo en reservorio depende de la gravedad API del petróleo, la cantidad de

gas en solución y la presión y temperatura del reservorio. La viscosidad de un curdo sin gas se

puede estimar de la Fig. 49, P. 39. Se debe conocer la gravedad API y la temperatura en °F.

Siempre se encontrara gas de solución en el reservorio a menos que se halla deplantado el

reservorio. La viscosidad del crudo libre de gas se puede ajustar para gas en solución usando Fig.

50, P. 40. L viscosidad de Fig. 50 es válida si la presión del reservorio es menor a Pb. Sin embargo,

si la presión del reservorio es mayor a la del punto de burbuja, Fig. 52. Debe ser utilizado para

tener en cuenta el aumento de viscosidad debido a la presión por encima del punto de burbuja.

Propiedades del agua de formación.

Las dos propiedades más importantes del agua de formación son la viscosidad y comprensibilidad.

La viscosidad del agua en el depósito debe ser conocido para el cálculo de la eficiencia de

recuperación por waterdrive o inyección de agua. Se necesita la compresibilidad del agua para el

cálculo de las tasas de influjo de agua están cubiertos en otras partes de este curso. Aquí vamos a

ver cómo se puede estimar la viscosidad y compresibilidad del agua en el depósito.

La viscosidad del agua del embalse se determina principalmente por la temperatura del

yacimiento, pero la salinidad del agua y la presión también puede influir en la viscosidad. Higo. 4A

muestra la relación entre la viscosidad del agua y la temperatura para el agua dulce. Para el agua

salada, la viscosidad del agua dulce debe ser aumentada por el factor determinado en Fig. 4B.

Cuanto mayor es la salinidad del agua, mayor es el factor de aumento de la viscosidad. Aunque la

viscosidad del agua aumenta a medida que aumenta la presión, este efecto no es significativo y

puede ser ignorada. El cálculo de la viscosidad del agua del embalse se ilustra con el siguiente

ejemplo.

Ejemplo 5. Calcular viscosidad del agua de formación.

Calcular la viscosidad del agua de formación cuya temperatura es 180 °F. La salinidad del agua es

100,000 ppm.

Solución.

1. La viscosidad de agua fresca a una temperatura de 180 °F es 0.35 según la figura 4ª

2. La viscosidad del agua aumenta con 100,000 ppm por el contenido de sal y es 1,17 según

la Fig 4B

3. La viscosidad del agua de reservorio es el producto de la viscosidad del agua fresca y el

factor de aumento de la viscosidad.

0.35 x 1.17 =0.41 cp

La compresibilidad del agua dulce se puede estimar para la mayoría de las temperaturas y

presiones del yacimiento utilizando 68A fig. Si el agua está saturada gas natural pizca, la

compresibilidad puede ser de hasta 20 por ciento más alto como se muestra por 68B fig. La

cantidad máxima de gas en solución se puede estimar mediante el procedimiento de la pág. 48 del

manual. Sin embargo, la cantidad de gas en solución puede ser mucho menor que este valor

calculado, en particular en un gran acuífero lejos de un depósito de hidrocarburos. En general, la

capacidad de compresión de la fig. 68A será lo suficientemente precisa para fines de ingeniería de

yacimientos.

Ecuaciones de balance de materiales utilizan un término BW, factor de volumen de formación de

agua con barriles unidades de depósito por barril superficie. En general, el valor de Bw es próxima

a la unidad y se utiliza un valor de 1,0. Sin embargo, para alta temperatura del yacimiento, la

expansión térmica puede dar lugar a valores de Bw de hasta 1,06. Los valores de peso corporal

para altas temperaturas de depósito se pueden estimar a partir de aire viciado. 69, p. 50 en el

manual.

Cálculo de las propiedades PVT de los datos del análisis de la muestra.

En general, tanto los datos de liberación diferenciales flash y se obtienen durante un análisis de las

muestras de hidrocarburos del subsuelo. Esto significa, por supuesto, de que dos muestras

separadas de hidrocarburo se utilizan uno para el flash y una para el diferencial. Vamos a ver en

los datos que se obtienen de una muestra típica de hidrocarburos y cómo podemos calcular las

propiedades PVT de estos datos.

Los datos proporcionados por el informe del laboratorio no está en la forma que el ingeniero de

yacimientos necesita para realizar los cálculos de balance de materiales. Los datos de laboratorio

utilizan el cañón del punto de burbuja como el volumen de referencia para todas las mediciones,

mientras que el ingeniero de yacimientos necesita utilizado el cañón tanque de almacenamiento

como el volumen de referencia. Uno podría preguntarse por qué el laboratorio no reporta

volúmenes sobre la base tanque de almacenamiento. La respuesta a esta sencilla abandonó el

volumen del punto de burbuja es una medida absoluta, mientras que el volumen de las existencias

del depósito puede variar dependiendo de cómo la caída de presión es manejar. Por ejemplo, para

volúmenes iguales del punto de burbuja, diferentes volúmenes de tanque de almacenamiento se

obtienen para el flash y la liberación diferencial. Una liberación de material compuesto sería el

trabajo del ingeniero seleccionar el volumen del tanque pila más representativa y calcular los

valores de Bo y Rs frente a la presión de los datos de laboratorio. Procedimientos para la

realización de estos cálculos se describen en este apéndice.

Datos obtenidos.

Tabla A-I muestra el volumen relativo Vt / Vs obtenida durante el análisis de una muestra de flash

de hidrocarburos. En el proceso de flash, el gas liberado permanece en contacto con el aceite por

lo que la composición total del sistema permanece constante en todo el rango de presión. El valor

de Vt / Vs es el volumen total del sistema a una presión específica dividido por el volumen en la

presión del punto de burbuja. También se muestra en Tabla a-I es el valor de Y para cada presión

de donde se mide Vt / Vs. El uso de la técnica de correlación de Y para el cálculo de propiedades

PVT para una muestra a un punto de burbuja mayor que el punto de burbuja de la muestra se

demuestra en el apéndice B.

Tabla A-II muestra el volumen total de gas liberado por el proceso de flash. Este volumen se midió

después de reducir la presión a 0 psig. La misma muestra se utilizó para que proporcionó la tabla

A-I. El gas informado - relación de petróleo en SCF / STB se basa en el volumen de aceite que

queda en 0 psig y se enfrió a 60 ° F, por lo que es igual a Rsi. También se muestra la gravedad API

del aceite a 60 ° C y 0 psig, la gravedad específica del gas liberado, y el valor de Vr / Vs, que es el

factor de contracción de aceite desde el punto de burbujeo a las condiciones tanque de

almacenamiento.

Tabla A-III resume los datos obtenidos por el procedimiento diferencial de liberación. El gas -

petróleo raciones son el gas acumulado evolucionado desde el punto de burbuja a la presión que

se muestra. Sin embargo, estos gases - raciones de petróleo se basan en el volumen de aceite del

punto de ebullición por lo que deben ser ajustados para obtener los valores de Rs. También se

muestra en Tabla III para diversos niveles de presión son el factor de desviación de gas, z, la

viscosidad del gas, y V / Vs, el volumen de aceite como una fracción del volumen en el punto de

burbuja, y la gravedad API del aceite residual.

Tabla A-IV muestra viscosidades de aceite medida como una función de la presión a la

temperatura de depósito de 200 ° F. Tabla A-V muestra el análisis de componentes de la muestra

de aceite subsuelo.

Cálculo de las propiedades PVT debajo de Pb

Tabla A-I, A-II y A-III resumió los datos PVT obtenidos a partir de un análisis típico de la muestra del

subsuelo. A menudo, esta es la única información que el ingeniero de yacimientos recibe por lo

que debe saber para calcular Bg, Bo, y Rs partir de estos datos. Bg se puede calcular sólo de los

datos diferenciales, mientras que tanto los datos de flash y diferenciales pueden usarse para

determinar los valores de Bo y Rs.

Bg vs presión.

Bg valores para las condiciones del yacimiento se pueden calcular para cada nivel de presión se

muestra en la Tabla III de la siguiente ecuación, que fue desarrollado en el texto.

𝐵𝑔 = .00502 𝑍𝑅 𝑇𝑅

𝑝

Dónde:

ZR = Factor de desviación del gas en p y TR

TR = temperatura de reservorio

P= Presión.

La siguiente tabulación muestra el cálculo de Bg en un reservorio a 200 °F para cada presión bajo

Pb que se muestra en la tabla A-III

Bo y RS vs presión para procesos diferenciales.

A continuación, vamos a calcular Bo Y R procedentes de los datos diferenciales de liberación, el

volumen de aceite se muestran para cada nivel de presión como una fracción de la cantidad de

aceite en el punto de burbuja. Todos estos volúmenes son en la temperatura del yacimiento es de

2000 ° C, Bo y R se definen sobre una base barril tanque de almacenamiento, por lo que

necesitamos el volumen de aceite con respecto a 0 psig y 60 ° F, que corresponde a las condiciones

del tanque de almacenamiento. El volumen de aceite residual diferencial a propósito no se da en

condiciones de tanque de almacenamiento, porque las condiciones de liberación diferenciales no

son representativos, por lo que el factor de contracción rápida (Vr / Vs) se utiliza en el cálculo de

Bo y Rs. El factor de disminución de flash se informó como 0,8656 para nuestra muestra.

Bo y Rs se pueden calcular como se describe a continuación utilizando el factor de contracción

flash, Bo se puede calcular utilizando la siguiente ecuación:

Bo = (V.Vs) p / (Vr.Vs)

Las relaciones de petroleo gas reportados en Tabla A-III son el gas liberado, Rl. Para los cálculos de

balance de materiales, necesitamos Rs, que es el gas en solución por STB. La relación entre R y Rl a

cualquier presión es el siguiente:

Rs = Rl Bob Rsi-

Donde Rsi es que el gas en solución a la presión del punto de burbuja es SCF / STB como se obtiene

de la prueba separador instantáneo. La ecuación puede escribirse también:

Rs = Rsi - (Rl / Vr.Vs)

Desde Bob es igual a 1,00 dividido por (Vr / Vs)

Mediante el uso de la ecuación A-3a y nuestro valor destello de Vr / Vs igual a 0,8656, RS puede

calcularse para cualquier presión donde se sabe que RL. de datos RS calculados se muestran en

colum (2) de la siguiente tabla.

El cuadro anterior muestra los valores de Bo y Rs calculados a partir de los datos diferenciales de

liberación, pero el uso de flash para la contracción de aceite.

Para asegurarse de que sabe para ajustar los datos de liberación diferencial de laboratorio para

obtener datos de propiedades de fluidos utilizados en los cálculos de balance de materiales,

trabajar el siguiente problema.

Problema: La utilización de los datos diferenciales de liberación tabulados a continuación, calcular

B0, BG y Rs para cada nivel de presión y dibujar las curvas correspondientes. El factor de

contracción de flash se midió como 0,6890 y 0 psig y 200 ° F, Rsi se encontró que era 975 SCF/STB

Viscosidad del gas y petróleo

Las viscosidades de petróleo se determinan en la temperatura del yacimiento y varios niveles de

presión como parte del análisis de muestras del subsuelo se muestra en el cuadro A-IV.

Viscosidades de gas no están determinadas de forma experimental, pero se calculan basándose en

las correlaciones publicadas y se muestran con los datos diferenciales de liberación. Los

procedimientos para la estimación de las viscosidades de gas se describen en la parte principal de

esta valoración crítica.

Tabla A-I

Pressure-Volume Relations of Subsurface Oil Sample

Temperatura: 200°F

Presión, psig Volumen Relativo

Vt/Vs

3000 0,9893

2500 0,9927

2000 0,9960

1500 0,9994

1410 1,0000

1385 1,0060 2,954

1375 1,0086 2,945

1355 1,0137 2,929

1320 1,0232 2,901

1295 1,0305 2,881

1245 1,0461 2,840

1200 1,0616 2,804

1125 1,0911 2,743

1090 1,1067 2,715

975 1,1676 2,621

910 1,2104 2,569

800 1,3018 2,480

695 1,4205 2,395

595 1,5778 2,313

470 1,8762 2,212

350 2,3731 2,115

265 2,9987 2,046

205 3,7414 1,998

160 4,6425 1,961

∗ 𝒀 =𝑷𝒃 − 𝑷

𝑷(𝑽𝒕𝑽𝒔

− 𝟏)

Volumen específico en Presión de Saturación = 0,01854 pies3/lb

*información calculada para el uso de la correlación de la muestra de petróleo de subsuelo

Pb=Presión de saturación de la muestra a 200°F, psia

P= Presión por debajo de la presión de saturación, psia

Vt= Factor de volumen relativo de dos fases a 200°F y

Vs= Volumen relativo de petróleo saturado a 200°F y 1425 psia (1410 psig

Tabla A-II

Resultados de Liberación Flash de una muestra de petróleo de subsuelo.

La liberación de gas y la contracción del petróleo

Presión (p1) Temperatura Proporción Gas-Petróleo a 60°F y

14,6 psia/bbl

Petróleo Residual de

Petróleo Residual en gravedad API a

60°F

Gravedad Específica de

Gas a 60°F (Vt/Vs)

psig °F P1 P1 a 0

0 200 252

21,9 1,3825 0,8656

Tabla A-III

Resultados de Liberación Diferencial de una muestra de petróleo en subsuelo

Presión psig

Propiedades de Gas liberado a 200°F y Presión Indicada***

Comprensibilidad, Z: Viscocidad, cp

Proporción Gas-Petróleo: ft3 a 14,7 psia y a 60°F/bbl Reservorio de

Petróleo a 1410 psig, 200°F

Gravedad Residual de Petróleo °API a 60°F (V/Vs) **

1410 - -

0

1,0000

1300 0,810 0,0110

17

0,9940

1100 0,827 0,0109

58

0,9817

900 0,851 0,0106

97

0,9697

700 0,878 0,0103

136

0,9579

500 0,910 0,0101

162

0,9458

300 0,945 0,0098

194

0,9326

95 0,979 0,0095

213

0,9207

0 - -

218

21,8 0,9170

*Vr= Volumen residual de petróleo a 0 psig, 60°F

Vs= Volumen saturado de petróleo a 1410 psig, 200°F

**V= Volumen saturado de petróleo en la presión indicada, 200°F

***= Determinado de la composición calculada de equilibrio de gas

Tabla A-IV

Viscosidad del Reservorio de Petróleo a 200°F

Presión, psig

Viscosidad, cp

Densidad, gm/c3

3000

21,0

0,8733

2500

19,8

0,8704

2000

18,7

0,8675

1500

17,7

0,8645

Pb= 1410

17,5

0,8640

1200

17,5

0,8694

1000

17,6

0,8750

800

17,8

0,8796

600

18,2

0,8847

400

19,2

0,8899

200

21,7

0,8950

0

33,1

0,9001

Viscosidad de Petróleo Residual Versus Temperatura

Temperatura, °F

Viscosidad,cp

125

800

150

220

175

80

200

33

Tabla A-V

Análisis De Hidrocarburo De Una Muestra De Petróleo En Subsuelo

Componente Porcentaje

en peso Densidad, gm/c3 a 60°F

Peso Molecular

Porcentaje Mol

Dioxido de Carbono 7,15

39,26

Nitrógeno 0,24

2,07

Metano 0,32

4,82

Etano 0,06

0,48

Propano 0,09

0,49

Iso-Butano 0,01

0,04

N-Butano 0,03

0,12

Iso-Pentano 0,01

0,03

N-Pentano 0,02

0,07

Hexanos 0,29 0,6809

89 0,79

Heptanos 0,21 0,7279

101 0,5

Octanos 0,20 0,7440

113 0,43

Nonanos 0,18 0,7695

126 0,35

Fracción más Pesada 91,19 0,9142

436 50,55

Total 100,00

100,00

Fracción libre de Pentano 0,9120

423

Appendix B

Ajuste De Los Datos De Laboratorio

Los procedimientos están disponibles para ajustar los datos en un simple fluido no representativa

para reflejar las condiciones del yacimiento original. Una muestra de hidrocarburos depósito debe

representar el fluido del yacimiento que existía en las condiciones originales. La composición de

fluido de hidrocarburo no cambiará hasta que la presión cae por debajo de la presión del punto de

burbuja y se libera gas. Por lo tanto, la muestra de fluido debe ser tomado mientras la presión del

depósito está por encima del punto de burbuja. Además, la presión en el recipiente de la muestra

debe ser mantenida a la presión más baja que el muestreo pb, o si el recipiente de la muestra

pierde presión, la muestra contendrá menos gas que el fluido inicial. En este caso, los datos de la

muestra de fluido deben ajustarse a las condiciones del yacimiento originales serán presentados

aquí varias técnicas para el ajuste de los datos de laboratorio. La muestra para la que se calculó

propiedades PVT en el Apéndice A en un punto de 1410 psig burbuja se ajustó a una presión de

punto de burbuja de 1700 psig.

Correlación Y Para El Ajuste De Datos Volumen De Flash

Los datos de liberación de Flash pueden ser suavizadas o ajustarse a una presión de punto de

burbuja mayor mediante el uso de la técnica de correlación Y, valores de Y para la muestra

analizada en el Apéndice A se tabulan en valor de la tabla A- I. La Y se calcula mediante la siguiente

ecuación:

𝑌 =𝑃𝑏 − 𝑝

𝑝(𝑉𝑡𝑉𝑠

− 1)

Dónde: Pb= presión de saturación de la muestra analizada, psia

P= cualquier presión menor que Pb, psia

Vt= factor de volumen relativo de dos fases a TR y p de una información de liberación flash.

Vs= factor de volumen relativo a TR y Pb

Para extrapolar los datos a una presión mayor grado de saturación, calcular los valores de Y en los

distintos niveles de presión y la trama y en función de P. La figura B - 1 muestra la gráfica de Y vs p

(Tabla AI) para la muestra cuyos datos se analizaron en el Apéndice A. El puntos de datos caen en

una línea recta que se pueden extrapolar a 1700 psig (1715 kPa) considerado como el punto de

burbuja correcto para el fluido del yacimiento.

Valores corregidos de Vt/Vs pueden determinarse a partir de la línea recta trazada en la figura. B -

1. Resolver la ecuación (B -1) para Vt / Vs:

𝑉𝑡

𝑉𝑠=

𝑃𝑏𝑐 − 𝑝

𝑝𝑌+ 1

Donde pbf= punto de presión de burbuja corregido, psia

Otros factores están definidos para la ecuación (B-1).

Para el punto corregido de burbuja a 1700 psig, la ecuación (B-1) se transforma en:

𝑉𝑡

𝑉𝑠=

1715 − 𝑝

𝑝𝑌+ 1

Para calcular los valores corregidos de Vt / Vs, simplemente seleccione los valores de presión, lea Y

en estos valores (Fig. B - 1), y conecte estos valores en la ecuación (B -12) . Los siguientes zapatos

tabla de valores de Vt / Vs, que se corresponden con el punto de burbuja corregida de 1700 psig.

Presión, p psia

Y

1700 3,220 1,0028

1600 3,116 1,0231

1500 3,034 1,0472

1400 2,952 1,0762

1300 2,870 1,1112

Ningún procedimiento exacto se ha desarrollado para ajustar directamente los valores de RSI y

Bob partir de los datos de liberación flash. El mejor procedimiento a seguir es el de ajustar los

diferentes datos de liberación tal como se describe en la siguiente sección. A continuación, los

valores de flash RSI y Bob se pueden ajustar mediante las ecuaciones (B - 2) y (B - 3) se muestra a

continuación:

Rsi (ajuste flash) =(𝑅𝑠𝑖)𝑓

(𝑅𝑠𝑖)𝑑𝑅𝑠𝑖(𝑎𝑗𝑢𝑠𝑡𝑒 𝑑𝑖𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑡𝑒)

Donde (Rsi)f= Rsi de liberación flash de información de laboratorio

(Rsi) d= Rsi de liberación diferencial de información de laboratorio

Rsi (ajuste diferente)= Rsi de liberación diferencial ajustado correctamente a Pb.

Bob (ajuste flash) = (𝐵𝑜𝑏)𝑓

(𝐵𝑜𝑏)𝑑𝐵𝑜𝑏(𝑎𝑗𝑢𝑠𝑡𝑒 𝑑𝑖𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑡𝑒)

Donde (Bob)f= Bob de liberación flash de prueba de laboratorio

(Bob)d= Bob de liberación diferencial de prueba de laboratorio

Bob (ajuste diferente)= Bob de prueba de ajuste diferencial corregido a Pb

𝑉𝑡

𝑉𝑠=

1715 − 𝑝

𝑝𝑌+ 1

Ajuste de Información De Liberación Diferencial

El siguiente procedimiento se puede usar para ajustar los datos de liberación diferenciales

si la presión de saturación de la muestra se encuentra que es inferior a la presión del

punto de burbuja original en el depósito.

Antes de calcular los valores de Rs y Bo como una función de la presión de la presión del

punto de burbuja corregido, primero tenemos que calcular los valores ajustados de RL y V

/ Vs. Los valores de ajuste se determinan mediante el trazado de los valores de laboratorio

de RL y V / Vs frente a la presión.

Fig. B - 2 es un gráfico de V / Vs de la Tabla A - III del Apéndice A. Esto se obtiene a partir

de los datos de la muestra cuya presión de saturación es 1410 psig. Los datos se ajustan a

una línea recta que se puede extrapolar a un mayor punto de burbuja (1715 psia), el valor

de V / Vs es 1.0195. Si consideramos 1.700 psig ser el verdadero punto de burbuja

depósito, V / Vs debe ser igual a 1,0 a esta presión. Por lo tanto para obtener el valor

corregido de V / Vs en cualquier nivel de presión, simplemente dividimos el valor de

laboratorio por el valor de V / Vs a la presión del punto de burbuja superior, Pbc.

V/Vs (corregido) = V/Vs / (V/Vs) c

Donde V/Vs = factor de volumen relativo de petróleo de información de laboratorio en p

(V/Vs) c= factor de volumen relativo de petróleo en Pbc

Los valores de V / Vs se muestran en la Tabla A-III deben ser corregidos mediante la

ecuación (B - 4) con / V / Vs) c igual a 1,0195. A continuación, los valores de Bo se calculan

utilizando las ecuaciones (A- 2) como se muestra en el Apéndice A.

Los Ri frente a la presión de datos de la tabla A- III del Apéndice A se representan en la Fig.

B - 3. Los datos de presión por encima de 700 psig caída en una línea recta. Si

extrapolamos esta línea a la presión del punto de burbuja corregido PBC, de 1.700 psig, un

valor de RL de -55 SCF / BPB se lee de la Fig. B - 3. Esto significa que si el punto de burbuja

había sido 1700 psig 55 pc / BPB habría sido liberado por la presión del tiempo se redujo a

1410 psig. Así, el valor corregido de RL a cualquier presión es simplemente 55 más que la

obtenida en la prueba de laboratorio.

Si llamamos el valor negativo R1 (obtenido a partir de la fig. B-3) 6R1, entonces la

Valor corregido de R1 se encuentra de la siguiente manera:

Los valores que se muestran en la Tabla Rl A-III deben ser corregidos mediante la ecuación

(B-5) con IRA igual a 55. Entonces los valores corregidos de Rl frente a la presión

Se calculan como se muestra en el Apéndice A.

Trabajar el siguiente problema:

Problema B-1: Assum.e el punto de burbuja para la muestra problema en A-1

debería haber sido 2.350 psig, y calcular Rl y V / V

como una función de presión. Utilice incrementos de presión de aproximadamente 200 psi.

Ajuste de datos Flash separador

Ya hemos demostrado que la cantidad de gas disuelto en un aceite muestra es una función de la

presión del depósito inicial. Por lo tanto, los datos de liberación de gas separador (incluyendo

relación gas-petróleo y la contracción de valores) también son funciones de la presión y se deben

ajustar a la base de aceite del depósito inicial, saturado. Hay otra razón para ajustar los datos de

separación es decir, para obtener información sobre el comportamiento de una muestra de fluido

a la presión media de separación mantenida en el de campo y para los que las pruebas de

laboratorio pueden no estar disponibles. Para hacer estos ajustes, sin ajustar la liberación de

laboratorio separador datos primero deben ser interpolados para obtener datos sobre la base de

la campo correcto de presión de separación y los datos resultantes deben ser ajustado por la

presión del depósito inicial. El método adecuado para ajustar los datos a la presión inicial del

yacimiento dependerá de los datos disponibles o en los datos que se consideren más apropiado.

Un método usa el ajustado los datos diferenciales de liberación y es fácil y sencillo de manejar.

Otro método utiliza datos de separación flash, pero este método es menos precisa y no debe ser

utilizado si los datos diferenciales de liberación son disponible. Sólo se discutirá el método que

utiliza datos diferenciales.

l. Interpolar para el separador de presión deseada.

2. Ajustar la relación gas-aceite separador.

El gas debe ser añadido al volumen medido en el laboratorio de manera que la el volumen total de

gas se corresponderá con lo que se pueden conseguir mediante el parpadeo de un aceite muestra

de la presión de saturación inicial. Utilice la ecuación (B-6) por debajo

Dónde:

Adj (Rl) la relación gas-oíl = separador instantáneo, SCF de gas liberado

De PB a PSP / bbl de aceite del depósito en los buzones y Tf (PSP = separador

Presión);

Unadj (Rl) la relación gas-oíl = separador instantáneo, SCF del gas liberado de

PBS para PSP / bbl de petróleo en PBS y Tf.

ARl = volumen de gas correctiva determina a partir de la liberación diferencial

datos;

(V / Vs) c = factor de contracción diferencial de aceite extrapolable a el de presión inicial de

saturación aquí

Unadj (Rl) = f (Separador GOR) (Unadj Vr / Vs

Dónde:

Adj (Vr / V) = STB por el flash de aceite / bbl en PB y Tf

Unadj (V / V r) = STB por el flash de aceite / bbl en PBS y Tf; y

(V / V) = extrapolado factor de diferencias por contracción.

4. Ajuste la relación gas-aceite disuelto inicial.

La relación gas-aceite disuelto inicial puede determinarse a partir del corregido factor de

contracción flash y el separador de gas-oil corregido relación utilizando la ecuación (B-8) a

continuación:

Donde:

Rsi = inicial disuelto relación gas-petróleo, SCF / STB

Otra forma de la ecuación (3-8) se puede derivar y se da como La ecuación (b-6 a) siguiente:

Propiedades de los gases

Las propiedades del gas que suelen necesitarse en los cálculos de ingeniería de yacimientos son de

desviación con frecuencia conocida también como factor de compresibilidad z: compresibilidad,

cp; densidad. p,: factor de volumen de formación. Bg; y viscosidad. Los primeros cuatro cantidades

están relacionadas con PYT comportamiento descrito por la ley de los gases: La viscosidad puede

determinarse correlaciones IROM generalizada.

A. Relaciones presión-volumen-temperatura (factores z)

Una combinación de de Boyle (V = C / p, y Charles ' (V = c't) La ley proporciona la ley de los gases

ideales dada por la ecuación (17), que es útil a sólo bajas presiones.

PV = nRT.

Unidades de ingeniería son:

p = presión, psia (psig + 14,65);

V = volumen, pies cúbicos;

n = número de lb-moles = m / M = libras de peso, masa / molecular;

R = constante de gas = 10,73 (psia) (pies cúbicos) / (R)(moles); y

T = temperatura absoluta, ºR = (ºF + 459,6).

Para tener en cuenta el comportamiento no ideal de los gases, un gas factor de desviación, z, está

unido a la ley del gas ideal a proporcionar a la ley de los gases:

p v = znRT,

Donde z es adimensional. La mayoría de los problemas de gas PVT hervir a M determinación, el

peso molecular, y z, la factor de desviación, para su uso en la ecuación (18).

1. M. peso molecular, se puede determinar a partir de la composición del gas (Los pesos

moleculares comúnmente se producen los gases están incluidos en el Apéndice A de Este capítulo.

Para determinar el peso molecular de una mezcla de gas, el procedimiento es para sumar los

productos de las fracciones molares de los componentes de los gases multiplican por sus pesos

moleculares, respectivos:

E. Gas Viscosidad, g

Se necesitan datos de viscosidad para resolver los problemas de fluido fluir a través tanto de la

roca reservorio y tubería. Viscosidad puede considerarse como la interna! la resistencia de un

fluido tiene que fluya en contra y por lo general se expresa en centipoises (Cp), la centésima parte

de un equilibrio. En general, como la temperatura del gas aumenta isobáricamente a baja presión,

aumenta la viscosidad del gas; a la inversa, como la temperatura del gas aumenta isobáricamente

a altas presiones, gas viscosidad disminuye. Por lo general, las viscosidades de gas no son se mide

rutinariamente en el laboratorio debido a las correlaciones suelen ofrecer buenos resultados.

Estos se describen a continuación.

l. Correlación de viscosidades de baja presión

La trama Bicker y Katz de la viscosidad de los gases de parafina en una atmósfera frente molecular

el peso se revisó ligeramente por Carr, et al y se presenta como Fig. 31. Las correcciones para la

presencia del dióxido de carbono de nitrógeno y sulfuro de hidrógeno se incluyen

2. Correlación de viscosidades para la alta presión

Aquí,

T = temperatura a la que se desea viscosidad, ºR / temperatura crítica, ºR

p = presión a la que se desea viscosidad, psia / presión crítica, psia

μ. = Viscosidad del gas en T, y p, y

Una viscosidad de un aplomo es que fuerza necesaria para cizallar un cuadrado centímetro de un

avión de fluido, spa.ced paralelo y un centímetro de otro plano de fluido, y que tiene una

diferencia en velocidad de un centímetro por segundo, O:

Ejemplo 7 en Fig. 37 ilustra el uso de la correlación para gases de alta de carbono. Lasater da la

siguiente guía para corregir la correlación cuando los gases de hidrocarburos no están presentes.

2. Correlación de Standing

Presion de punto de burbuja, psia 1300-1700

Temperatura de reservorio °F 100-258

Gas scf STB 20-1445

Gas air = 1 0,59-0,95

Los gases utilizados en la correlación contenían esencialmente no sulfuro de nitrógeno o

hidrógeno. Unos gases contenidos de dióxido de carbono, pero menos de un por ciento moles.

C. Las correlaciones del punto de rocío a la presión

El punto de un sistema de rocío se caracteriza por la coexistencia de una cantidad infinitesimal de

la fase líquida en equilibrio con una cantidad sustancial de fase de vapor. Los mejores

procedimientos para determinar las presiones del punto de rocío se basan en valores K como se

desarrolla en el capítulo 5-3. Se han publicado sólo unas pocas correlaciones de presión del punto

de rocío para sistemas de depósito. Una de ellas es una correlación general para el

comportamiento de cinco Valle de San Joaquín, California, sistemas, publicado por Sage y Olds.t!

Aunque estos cinco systerns correlacionan dentro de sí mismos, no se sabe cómo las correlaciones

se aplican a sistemas de otros campos. Por lo tanto, los datos de Sage y Olds, que se presentan en

la Tabla IX, deben utilizarse sólo como una guía en lugar de una forma recomendada para la

estimación de las presiones del punto de rocío.

Organick y Golding desarrollaron una correlación que relaciona la presión de saturación

directamente a la composición de un chernical systern. Esto se hace por medio de dos

características cornposition generalizadas, el punto de ebullición medio molal, y un peso molecular

promedio en peso modificado. La presión de saturación rnay ser el punto de rocío, el punto de

burbuja, o la crítica presión.

La correlación, sin embargo, es la mejor opción para las predicciones de presión del punto de

rocío, en parte, utilizar la reacción principalmente cisternas de alta volatilidad, debido a catorce

figuras de trabajo son necesarios para hacer predicciones y porque los métodos de valor K se

consideran la mejor manera de calcular los puntos de rocío, la correlación orgánica y Golding no le

es dado aquí.

D. Aceite factores de formación de volumen (Bo) y correlaciones volumen específico (VS)

Correlaciones

Hay que recordar que el factor de volumen de formación de petróleo, B definida como que el

volumen de fluido del depósito necesario para producir un volumen de aceite en el depósito .Bo es

una función de la composición del sistema, la presión y la temperatura y la forma en que el gas y el

petróleo se separan el diferencial flash o alguna combinación de estos.

El volumen específico (el recíproco de la densidad) es directamente relacionada con el factor de

volumen de formación y puede expresarse aceite general Ib - términos de campo por la ecuación

(38).

La gravedad y la gravedad de aceite stock-tanque, son conocidos. Fig.42 da la correlación de la

densidad del líquido aparente del gas disuelto en función de su gravedad y la gravedad del

petróleo en condiciones de tanque. Para utilizar Fig. 42 factores de corrección de presión y de

temperatura muestran en las figuras. También se necesitan 40 y 41. Ejemplo 12 ilustra el

procedimiento.

Ejemplo 12 Cálculo del Factor de aceite Formación Volumen

Problema: Se requiere que el factor de volumen de formación de petróleo en su punto de burbuja

en 2200 psia y 174 ° F, relación y la gravedad información gas-oil se presenta a continuación.

Y, la densidad de pseudo-líquido en estas condiciones es:

De la Fig. 40 la corrección de presión de hasta 2200 psi es de 0,65 lb / pie cúbico.

Por lo tanto, la densidad a 2200 psia y 60 ° F = 47.84 + 0.65 = 48.49 lb / pies cúbicos.

De la Fig. 41 la corrección de la temperatura a 174ºF es - 2.88 lb / pies cúbicos.

Por lo tanto, la densidad a 2200 psia y 174ºF = 48.49 - 2.88 = 45.61 lb / pies cúbicos.

El volumen en el depósito petroleo barril condiciones de tanque más su gas disuelto inicialmente

es:

Por último, el factor de volumen de formación se convierte en:

B. = 7.315 / 5.615 = 1.303 res B / STB.

5. ACEITE DE FORMACIÓN DE VOLUMEN DE FACTOR DE PERMANENTE DE CORRESPONDENCIAS

Permanente desarrolló una correlación empírica para el factor de formación de aceite sobre la

base de datos para los crudos de California y gases naturales. La correlación también parece

funcionar bien para sistemas de fluidos en otras áreas, Fig. 43 presenta la correlación

permanente; su uso se ilustra en el Ejemplo 13 en la figura.

E. Factores de compresibilidad para infrasaturados Reservoir líquidos.

Correlación, que se basa en los factores de seudo reducida e implica las siguientes relaciones:

Dónde:

Co = compresibilidad del aceite, vol / (vol) (psi),

P = presión, psia

T = temperatura, R

Subíndices Pr y PE se refieren a la pseudo-reducida y pseudo-critica! condiciones,

respectivamente.

Los valores de pseudo-criticas condiciones para un fluido del depósito se pueden estimar a partir

de las Figs. 45 y 46. Pseudo condiciones y condiciones críticas para las que se requieren

compresibilidades luego puede ser utilizado para establecer

6. FACTORES DE FORMACIÓN TOTAL VOLUMEN DE GAS DISUELTO Y SISTEMAS DE

CONDENSADO DE GAS.

E. Factores de compresibilidad de fluidos del reservorio infrasaturados, c.

Pueden hacerse estimaciones de correlación empírica de Trube, que es basado en pseudo

reducidas y consiste en las siguientes relaciones:

Donde:

Co= compresibilidad del petróleo, Vol / (Vol) (psi),

p= presión, psia,

T= Temperatura, °R, and

pc y pr subíndices se refieren a condiciones pseudo-reducidas y pseudo-críticas, respectivamente.

Valores de condiciones seudo críticas para un fluido de yacimiento se pueden calcular de Figs.45 y

46. Condiciones seudo críticas y estado para que compres directores son requeridos puede

utilizarse entonces para establecer.

FIG. 45. Variación de pseudo - temperatura crítica con gravedad específica y punto de burbuja de

líquido.

FIG. 46. Pseudo - presión crítica vs pseudo - críticos temperatura y gravedad específica del aceite

a 60 ° F.

pseudo - condiciones reducidas. Finalmente. Figura 47 proporcionará pseudo - compresibilidad

reducida que se puede determinar la compresibilidad fluido real.

FIG. 47. Compresibilidad reducida para aceites depósito infrasaturados.

Ejemplo 15 Compresibilidad de aceite cálculo.

Problema: Dada la siguiente información, calcular para un fluido de reservorio a la compresibilidad

del aceite a 300 psia y 140° F:

Burbuja punto en embalse, pb: 2745 psia en el volumen específico de 140° F en el punto de

burbuja, Vo: 0,02241 ft/lb.

Factor de volumen de formación petróleo, Bo: 1,2552 res B/STB

Solución:

1. Corregir la presión de punto de burbuja observado - punto de presión a 140° F o una burbuja- a

60° F. Esto puede hacerse utilizando convenientemente las curvas a la derecha, lado de la Figura

38. El procedimiento es subir verticalmente la línea de 2745 psia a la línea de 140°F. Luego

horizontalmente a la línea de 60° F y finalmente hacia abajo para leer la burbuja deseada-unto de

presión a 60° F. Esto resulta para ser unos 2300 psia.

2. A continuación, determinar el volumen específico a 60° F corrigiendo el volumen específico a

140° F para contracción térmica por medio de la Figura 41. Observa la densidad de aceite, po en

2745 psia y 140 F = 10.02241 = 44.6 libras pies cúbicos. Con la corrección de la temperatura de la

Figura 41, la densidad del líquido en 2745 psia y 60 ° F = 44.6 2.1 = 46.7/62.4 = 0.75.

3. Calcule ahora el pseudo - condiciones reducidas. Figura 45 la pseudo - temperatura crítica, Tpc =

810 ° R. De la figura 46, el pseudo - presión crítica, Ppc = 700 psi. Por lo tanto, a 300 psia y 140°,

4. por último, calcular el factor de compresibilidad para el pseudo - compresibilidad reducida. De

la figura 47, Cpr = 0,009. Por lo tanto,

Por comparación, el valor experimental de Co = 11 x 10^-6

F. Viscosidad del aceite, Uo

Viscosidad del aceite depende de la naturaleza del crudo, en la cantidad de gas en solución y sobre

la temperatura y presión. Como señaló en la sección II de este capítulo, viscosidad del aceite es

guarnición obtenido como parte del análisis PVT de las muestras de líquido del depósito. Pero

cuando estos datos no están disponibles, correlaciones generalizadas pueden utilizarse para

estimar la viscosidad del aceite en stock - tanque y diversas condiciones de depósito.

La unidad de viscosidad absoluta en el sistema métrico es el equilibrio. Sin embargo, porque el

equilibrio es una unidad grande que usualmente resulta en valores fraccionarios para los fluidos

del reservorio, el centipoise (cp, 0.01 poise) es ampliamente aceptado para cálculos de ingeniería.

Factores de conversión para las unidades de viscosidad más comunes son:

La viscosidad cinemática, v, es la viscosidad absoluta dividida por la densidad. La unidad de

viscosidad cinemática es el stoke, donde alimenta = (u/p) = equilibrios = cc/seg. Como con

equilibrios a centipoises, viscosidad cinemática se divulga a menudo como la pesa de 100.

1. VISCOSIDAD DEL GAS - ACEITE LIBRE DE CRUDO A PRESIÓN ATMOSFÉRICA

FIG. 48. Viscosidad del gas - gratis crudos en 100° F y presión atmosférica vs API (correlación de

Beal).

Un aumento de temperatura disminuye la viscosidad del petróleo crudo. Figura 49. Presentado

por Frick, puede utilizarse para estimar este efecto. La línea de 100° F es esencialmente igual a la

de Beal en Fig. 48.

FIG. 49. Viscosidad del gas - aceite libre de crudo a presión atmosférica vs ° API

2. VISCOSIDAD DE LOS ACEITES QUE CONTIENEN DISUELTO GAS

Normalmente, los componentes gaseosos tienen baja viscosidad (ver Fig. 33). Por lo tanto, cuando

los gases se disuelven en aceites crudos, disminuyen la viscosidad de los crudos. Una correlación

para determinar la viscosidad del gas - saturado crudos fue publicado por masticar y Connally y se

presenta aquí como figura 50. Básicamente estas investigaciones representan la viscosidad del gas

- crudo saturado por la ecuación.

Donde:

Uso= gas - saturados aceite viscosidad, cp,

Uod= petróleo muerto (gas - libre) viscosidad, cp, y

A y b son funciones de los gases de solución - cociente de aceite como se muestra en la figura 51.

Lohrenz et al describen un procedimiento para el cálculo de viscosidades de los líquidos del

depósito de sus composiciones.

3. CAMBIO EN LA VISCOSIDAD DEL GAS - ACEITE SATURADO CON LA PRESIÓN

Un aumento en la presión causa un aumento en la viscosidad de petróleo saturado.

FIG. 50. Viscosidad del gas - crudos saturados a presión y temperatura del reservorio.

FIG. 51. A y b los factores para el uso en masticar y Conally es correlación de viscosidad.

Cantidad fija de gas. Para estimar cuantitativamente cómo afectan viscosidad a presiones por

encima del punto de burbuja, utilice Fig. 52. desarrollado por Beal. Como puede verse en

viscosidades de aceite Fig. 52, una regla del pulgar para gas - saturada menos de 20 cp es que

cambiando la presión de 100 psi cl.anges la viscosidad alrededor de uno por ciento del valor

original.

Ejemplo 16 uso de correlaciones para calcular la viscosidad del aceite de depósito

Problema: Determinar la viscosidad del aceite del depósito en las condiciones de depósito. Los

datos siguientes están disponibles:

Presión de reservorio, p: 3000 psia

Burbuja - punto de presión, pb: 2200 psia

FIG. 52. Efecto de la presión en la viscosidad del gas - saturados aceites crudos.

Temperatura de depósito, Tf: 174 °F

Gas producido - proporción de aceite, Rs:

1st separador de la etapa – 445 scf/STB

2nd separador de la etapa - 95 scf/STB

Depósito de valores – 20 scf/STB

Gravedad del gas, Yg:

1st separador de la etapa – 0.764

2nd separador de la etapa – 1.08

Depósito de valores – 1.20

Valores - depósito gravedad de petróleo: 35 °API

Solución:

Gravedad promedio de gas,

De la Figura 49, gas - libre de viscosidad del aceite = 25 cp a 147 ° F y presión atmosférica.

De la figura 50, la viscosidad del gas - aceite saturadas en 2200 psia y 174 ° F = 0,86 cp.

fue propuesto por Jones, puede ser utilizado para ajustar la salinidad del agua:

Donde:

Rsw = solubilidad del gas natural en agua (salmuera), scf/bbl,

Rswp = solubilidad del gas en agua pura, scf/bbl,

Y = salinidad total, ppm, y

X = factor de corrección de salinidad, dependiente principalmente de la temperatura:

Ejemplo 18 determinaciones de la solubilidad del gas natural en el agua

Problema: Determinar la solubilidad del gas natural en el agua de formación a 2500 psia y 174°F si

la salinidad del agua es de 20,000 ppm.

Solución: De Fig. 67A, la solubilidad del gas natural en el agua pura es Rswp = 13,6 scf/bbl.

De Fig. 67B, (Rsw/Rswp) = 0.91.

Por lo tanto, Rsw = 0.91 (13.6) = 12.4 scf/bbl.

Si la ecuación (44) se utiliza en lugar de Fig.67B: X = 0.051 (valor interpolado), y

B. Compresibilidad del Agua, cw

La compresibilidad del agua pura, Cwp, puede determinarse para cualquier temperatura y presión

que normalmente se encuentra en los embalses usando Fig. 68A.

La compresibilidad del agua de formación, Cw, aumenta con el gas en solución según la relación

que se muestra en la Fig. 68B. La solubilidad de gas utilizada con Fig. 68B debe ajustarse para los

sólidos disueltos en el agua mediante Fig. 67B o ecuación (44).

Ejemplo 19 determinar la compresibilidad del agua de la formación.

Problema: Determinar la compresibilidad del agua de formación a 2500 psia y 174° F si la salinidad

del agua es de 20000 ppm.

FIG. 68. Compresibilidad del agua incluyendo el efecto del gas disuelto.

Solución: Fig. 68A, la compresibilidad para el agua pura es:

Para corregir la salinidad y el gas en solución, necesitamos el gas - proporción de agua para el agua

de formación. Del ejemplo 18 se encontró que la solubilidad de gas corregido por salinidad es 12.4

scf/bbl.

Por lo tanto, de Fig. 68B, Cw/Cwp = 1.113. Y,

C. Factor de volumen de formación de agua, Bw

El factor de volumen de formación de agua, Bw, depende de la temperatura, la presión y el gas en

solución. Esta relación se muestra en la figura 69. Como se explica anteriormente el efecto de

aumentar agua salinidad (total sólidos disueltos) es reducir la solubilidad del gas. Por lo tanto,

puesto que el gas disuelto aumenta el factor de volumen de formación mayor salinidad, que

reduce la solubilidad del gas reducirá el factor de volumen. De Fig. 69 podemos ver

Fig. 69. Agua - factor volumen de formación para el agua pura (líneas discontinuas) y agua pura

saturada con gas natural (líneas sólidas) como una función de presión y temperatura.

Determinen la expansión térmica del agua para gas - libre y gas - condiciones saturadas, mediante

la lectura de la diferencia de Bw entre cualquier dos temperaturas para cualquier presión dada.

Ejemplo 20 Determinación del factor de volumen de aguas de formación

Problema: Determine el factor volumen de formación de agua a 2500 psia y 174° F si la salinidad

del agua es de 20.000 ppm.

Solución: De la figura 69, valores de Bw de agua pura y el gas - agua saturada en las condiciones

requeridas son:

Del ejemplo 18, agua pura estarán saturadas con agua 13,6 de scf/bbl. La corrección de salinidad

fue demostrada para reducir esto a 12,4 scf/bbl. Por lo tanto, el factor volumen de formación

requerido es:

D. Densidad, pw, volumen específico, Vw y gravedad específica, Yw

Densidad y volumen específico del agua pura a 14,73 psia y 60° F son:

Densidad, volumen específico y peso específico del agua pura a 14,73 psia y 60° F están

relacionados con lo siguiente:

La densidad del agua a condiciones de yacimiento puede ser determinada de la densidad del agua

a condiciones de base y el factor volumen de formación para el agua. Si se puede descuidar el peso

de gases disueltos:

La densidad del agua en la base se puede calcular de la figura 70, la gravedad específica de Fig. 71.

FIG. 70. Efecto de la concentración de sales y temperatura en la densidad del agua.

FIG. 71. Salinidad del agua de embalse representada en función de la gravedad específica.

Ejemplo 21 Determinar la densidad del agua de formación

Problema: Determinar la densidad del agua de formación a 2500 psia y 174° F si la salinidad del

agua es de 20.000 ppm y el peso del gas disuelto en el agua pueden ser descuidados. Cuál es la

densidad del agua si el peso del gas disuelto en el agua puede ser descuidado. ¿Cuál es la densidad

del agua si se incluye el peso del gas?

Solución: De la figura 70, la densidad del agua en el

Problema #1S

Introduzca símbolos apropiados y unidades en la tabla siguiente.

Símbolo Unidades

Factor de volumen de formación de petróleo

Factor volumen de formación total

Viscosidad del aceite

Factor de contracción flash

Gas liberado - factor de aceite

compresibilidad del petróleo

Factor de volumen de formación de petróleo (en condiciones de punto de burbuja)

Factor de volumen de aceite

Factor de volumen de formación de gas

Factor de volumen de formación de agua

Densidad del aceite

Gas disuelto - aceite de relación

Problema #2S

792 cc de petróleo crudo fueron cargados a una celda con ventanas en 4000 psig y 203,5 ° F. (La

muestra de aceite se recuperó del depósito Castor inicialmente al 3148 psig y 203,5 ° F.) Mercurio

fue retirado de la célula; se registraron en varias veces el volumen de presión y de hidrocarburos

en la célula. Ya que se utilizó una celda con ventanas, se midieron el volumen de hidrocarburo

total y el volumen de aceite. Los datos se resumen en la siguiente tabla.

Presión - psig Volumen de Hidrocarburos - cc

Volumen de Aceite – cc

Vt/Vs Vo/Vs

4000 792 792

3148 803 803

2000 968 758

1000 1521 706

1. ¿Qué tipo de test es este?

2. Las presiones dadas, uno es la presión de saturación. ¿Qué es esa presión?

3. ¿Qué es la compresibilidad del aceite por encima del punto de burbuja?

4. Calcular el factor de volumen total y el factor de volumen de aceite en cada una de las presiones

arriba y entrar en la tabla los correspondientes espacios en blanco.

Problema #3S

Una prueba de separador flash se ejecute en un crudo desde el embalse de castor como sigue. Un

barril de crudo a 3148 psi y 203,5 ° F se enfría a 60° F y brilló a psig en una sola - separador de la

etapa. Fue tomada estándar 820 pies cúbicos de gas desde el separador y seguía siendo 0,7

barriles de líquido residual.

1. Calcular el Rsi, Bob, Vr y Vs para esta prueba.

2. Calcular el factor de volumen de formación de petróleo en 2000 psi. (Ver problema #2S).

Problema #4S

Una segunda prueba de separador flash se ejecute en esta cruda muestra cómo sigue. Una

burbuja - punto el barril de crudo (3148 psig, 203,5 ° F) se enfría a 90° F y brilló a 100 psig. 750 pies

cúbicos estándar de gas fueron retirados del separador, y el líquido residual se enfría a 60° F y

brilló a 0 psig en un segundo separador. 21 pies cúbicos estándar de gas fueron retirados del

segundo separador y seguía siendo 0,72 barriles de líquido residual.

1. Calcular el Rsi, Bob, Vr y Vs para esta prueba.

2. Calcular el factor de volumen de formación de petróleo en 2000 psi. (Ver problema #2S).

Explicar la diferencia entre este resultado y el del problema #2S parte 2.