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PGP220 - PRODUCCIÓN I

2018

ING. JHON ALEX LEÓN SENO

PROPIEDADES FISICAS DEL PETROLEO Gravedad especifica del petróleo 𝝆

𝜸𝒐 = 𝝆 𝒐

;

𝒘

°𝑨𝑷𝑰 =

𝟏𝟒𝟏.𝟓 𝜸𝑶

− 𝟏𝟑𝟏. 𝟓

Densidad del petróleo  Para petróleos saturados: Correlación de Standing 𝝆𝒐𝒃 =

𝟔𝟐. 𝟒 ∗ 𝜸𝒐 + 𝟎. 𝟎𝟏𝟑𝟔 ∗ 𝑹𝑺 ∗ 𝜸𝒈 𝟏.𝟏𝟕𝟓 𝜸𝒈 𝟎. 𝟗𝟕𝟐 + 𝟎. 𝟎𝟎𝟎𝟏𝟒𝟕 ∗ [𝑹𝑺 ∗ ( ) + 𝟏. 𝟐𝟓 ∗ (𝑻𝒓 − 𝟒𝟔𝟎)] 𝜸𝒐

𝑅𝑆 : Relación de solubilidad del gas en el petróleo, (ft 3/Bbl) Tr: temperatura del reservorio (ºR) 𝝆𝒐𝒃 : Densidad de petróleo (lb/ft3)  Para petróleos subsaturados Correlación de Basquez-Beggs 𝑷 𝝆𝒐 = 𝝆𝒐𝒃 ∗ 𝒆𝒙𝒑 [𝑨 ∗ 𝒍𝐧 ( )] 𝑷𝒃 −𝟓 𝑨 = 𝟏𝟎 [−𝟏𝟒𝟑𝟑 + 𝟓 ∗ 𝑹𝑺 + 𝟏𝟕. 𝟐 ∗ (𝑻𝒓 − 𝟒𝟔𝟎) − 𝟏𝟏𝟖𝟎 ∗ 𝜸𝒈 + 𝟏𝟐. 𝟔𝟏 ∗ °𝑨𝑷𝑰] Correlación de Ahmed 𝝆𝒐 = 𝝆𝒐𝒃 ∗ 𝒆𝒙𝒑[ 𝑩 ∗ (𝒆𝒙𝒑(𝒂 ∗ 𝑷) − 𝒆𝒙𝒑(𝒂 ∗ 𝑷𝒃 ))] 𝒂 = −𝟎. 𝟎𝟎𝟎𝟏𝟖𝟒𝟕𝟑 𝑩 = −(𝟒. 𝟓𝟖𝟖𝟖𝟗𝟑 + 𝟎. 𝟎𝟎𝟐𝟓𝟗𝟗𝟗 ∗ 𝑹𝑺 )−𝟏 Viscosidad del petróleo  Para petróleo muerto Correlación de Beal 𝒂 𝟖.𝟑𝟑 𝟏. 𝟖 ∗ 𝟏𝟎𝟕 𝟑𝟔𝟎 (𝟎.𝟒𝟑+°𝑨𝑷𝑰) 𝝁𝒐𝒅 = (𝟎. 𝟑𝟐 + ) ∗ ( ) 𝒂 = 𝟏𝟎 °𝑨𝑷𝑰𝟒.𝟓𝟑 𝑻𝒓 − 𝟐𝟔𝟎 𝝁𝒐𝒅 : Viscosidad de petróleo muerto medido a 14.7 psi y temperatura del reservorio (cp) Correlación de Beggs- Robinson 𝛍𝐨𝐛 = 𝟏𝟎𝐱 − 𝟏 X=Y*(𝐓𝐫 − 𝟒𝟔𝟎)−𝟏.𝟏𝟔𝟑 𝐘 = 𝟏𝟎𝐳 𝐙 = 𝟑. 𝟎𝟑𝟐𝟒 − 𝟎. 𝟎𝟐𝟎𝟐𝟑 ∗ °𝐀𝐏𝐈 U.M.R.P.S.X.CH.

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Correlación de Glaso 𝝁𝒐𝒅 = 𝟑. 𝟏𝟒𝟏 ∗ 𝟏𝟎𝟏𝟎 ∗ (𝑻𝒓 − 𝟒𝟔𝟎)−𝟑.𝟒𝟒𝟒 ∗ [𝒍𝒐𝒈(°𝑨𝑷𝑰)]𝒂 𝒂 = 𝟏𝟎. 𝟑𝟏𝟑 ∗ 𝒍𝒐𝒈(𝑻𝒓 − 𝟒𝟔𝟎) − 𝟑𝟔. 𝟒𝟒𝟕  Para petróleos saturados: Correlación de Chew Connally 𝝁𝒐𝒃 = 𝟏𝟎𝒂 ∗ 𝝁𝒐𝒅 𝒃 𝒂 = 𝑹𝑺 ∗ (𝟐. 𝟐 ∗ 𝟏𝟎−𝟕 ∗ 𝑹𝑺 − 𝟕. 𝟒 ∗ 𝟏𝟎−𝟒 𝟎. 𝟔𝟖 𝟎. 𝟐𝟓 𝟎. 𝟎𝟔𝟐 𝒃= + + 𝟏𝟎𝒄 𝟏𝟎𝒅 𝟏𝟎𝒆 −𝟓 𝒄 = 𝟖. 𝟔𝟐 ∗ 𝟏𝟎 ∗ 𝑹𝑺 𝒅 = 𝟏. 𝟏 ∗ 𝟏𝟎−𝟑 ∗ 𝑹𝑺 𝒆 = 𝟑. 𝟕𝟒 ∗ 𝟏𝟎−𝟑 ∗ 𝑹𝑺 Correlación de Beggs- Robinson 𝝁𝒐𝒅 = 𝒂 ∗ 𝝁𝒐𝒅 𝒃 𝒂 = 𝟏𝟎. 𝟕𝟏𝟓 ∗ (𝑹𝑺 + 𝟏𝟎𝟎)−𝟎.𝟓𝟏𝟓 𝒃 = 𝟓. 𝟒𝟒 ∗ (𝑹𝑺 + 𝟏𝟓𝟎)−𝟎.𝟑𝟑𝟖  Para petróleos subsaturados Correlación de Beal 𝝁𝒐 = 𝝁𝒐𝒃 + 𝟎. 𝟎𝟎𝟏 ∗ (𝑷 − 𝑷𝒃 ) ∗ (𝟎. 𝟎𝟐𝟒 ∗ 𝝁𝒐𝒃 𝟏.𝟔 + 𝟎. 𝟎𝟑𝟖 ∗ 𝝁𝒐𝒃 𝟎.𝟓𝟔 ) Correlación de Khan −𝟓

𝝁𝒐 = 𝝁𝒐𝒃 ∗ 𝒆[𝟗.𝟔∗𝟏𝟎 ∗(𝑷−𝑷𝒃 )] Correlación de Vasquez-Beggs 𝑷 𝒎 𝝁𝒐 = 𝝁𝒐𝒃 ∗ ( ) 𝑷𝑩 𝟏.𝟏𝟖𝟕 𝒎 = 𝟐. 𝟔 ∗ 𝑷 ∗ 𝟏𝟎𝒂 𝒂 = −𝟑. 𝟗 ∗ 𝟏𝟎−𝟓 ∗ 𝑷−𝟓 Factor volumétrico del petróleo  Para petróleos saturados:

U.M.R.P.S.X.CH.

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 Para petróleos subsaturados:

Factor volumétrico de petróleo sobre el punto burbuja

Factor volumétrico de petróleo por debajo del punto burbuja

CALCULO DE PRESION Y TEMPERATURA 

Gradiente de temperatura 𝑇𝑓 = 𝑇0 + 𝑔𝐺 · 𝐷



Presión estática (fluido) 𝑃2 = 𝑃1 + [(𝜌𝑔) · ℎ]



Presión estática (gas)

𝑃2 = 𝑃1 · 𝑒 0.018746· U.M.R.P.S.X.CH.

𝑆𝐺𝐺𝑎𝑠 𝑛𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎𝑙 ·ℎ 𝑍·𝑇

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PROPIEDADES FISICAS DEL GAS GRAVEDADES ESPECÍFICAS (𝜌𝑔)𝑜

𝑆𝐺𝑜 =

141,5

(𝜌𝑔)𝐴𝑔𝑢𝑎 𝑑𝑢𝑙𝑐𝑒

𝑆𝐺𝑔𝑎𝑠 =

(𝜌𝑔)𝑜 = [131,5 + 𝐴𝑃𝐼] · (𝜌𝑔)𝐴𝑔𝑢𝑎 𝑑𝑢𝑙𝑐𝑒

𝑀𝑔𝑎𝑠

𝑀𝑎𝑖𝑟𝑒 = 28.97

𝑀𝑎𝑖𝑟𝑒

𝑙𝑏 𝑙𝑏 𝑚𝑜𝑙

FACTOR Z

Calculo de factor z método experimental

Propiedades seudo críticas 

𝑃𝑝𝑐 = ∑(𝑛𝑖 · 𝑃𝑐𝑖 )



Correlación de Hall-Yarborough

𝑃𝑝𝑟 =

𝑃 𝑡𝑟𝑎𝑏𝑎𝑗𝑜

𝑇𝑝𝑐 = ∑(𝑛𝑖 · 𝑇𝑐𝑖 )

𝑃𝑝𝑐

0.06125 · Ppr· · t · e−1.2·(1−t) Z= y

𝑇𝑝𝑟 =

𝑇 𝑡𝑟𝑎𝑏𝑎𝑗𝑜 𝑇𝑝𝑐

2

Corrección por Impurezas MÉTODO DE WICHERT – AZIZ T´ pc  Tpc  ξ

P´pc 

;

Ppc  T´ pc Tpc  B  (1  B)  ξ

0.9 1.6 0.5 4 A  y H S  yCO ;   120 A  A   15  B  B  ; 2

2

MÉTODO CORRECCION DE CARR-KOBAYASHI-BURROWS T´ pc  Tpc  80yC02  130yH2S  250yN2

U.M.R.P.S.X.CH.

;

p´pc  ppc  440yC02  600yH2S 170y N2

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Corrección para gases con peso molecular alto  Tc   2   Tc  0.5  1 J   yi   i     yi   i   3   Pci i  3   Pci  i 

2

 Tci   K   yi   0.5  Pc  i i ;

;

0.5 1   Tc  2   Tc   Fj   y    y     3   Pc  C 7  3   Pc   C 7 2

E j  0.6081* F j  1.1325F j  14.004F j * yC7  64.434F j * y 2 C7 2

 T Ek   c  p c 

  * 0.3129yC7  4.8156y 2 C7  27.3751y 3C7  C 7 



J ´ J  E J

K´ K  EK ;

;

K ´2 J´ ;

Tpc 

Ppc 



Tpc J´

FACTOR DE VOLUMETRICO DEL GAS NATURAL 𝐵𝑔 = 0.00502 · 𝑍 ·

𝑇𝑅𝑒𝑠𝑒𝑟𝑣𝑜𝑟𝑖𝑜 + 460 𝑅𝐵 = 𝑃𝑅𝑒𝑠𝑒𝑟𝑣𝑜𝑟𝑖𝑜 𝑆𝐶𝐹

VISCOCIDAD DEL GAS NATURAL Correlacion Lee Gonzales 𝑌1 =

(9.4 + 0.02 · 𝑀𝑔 ) · (𝑇 + 460)1.5 209 + (19 · 𝑀𝑔 ) + 𝑇 + 460

𝑌3 = 2.4 − [0.2 · {3.5 + (0.01 · 𝑀𝑔 ) + 𝑌5 = [3.5 + (0.01 · 𝑀𝑔 ) +

986 ] 𝑇+460

· [0.007532 ·

𝑀𝑔𝑎𝑠 𝐵𝑔

986 }] 𝑇 + 460 𝑌3

]

𝜇𝑔 =

𝑌1· 𝑒 𝑌5 104

Carr kobayashi-burrows

1  1 no corregida   N   C 0   H S 2

2

2

 g  g        1 1  

POROSIDAD ∅ 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 = U.M.R.P.S.X.CH.

𝑉𝑝𝑜𝑟𝑜 𝑉𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙

=

𝑉𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 − 𝑉𝑀𝑎𝑡𝑟𝑖𝑧 𝑉𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙

; ∅𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 =

∅𝐸𝑓𝑒𝑐𝑡𝑖𝑣𝑎 + ∅𝐼𝑛𝑒𝑓𝑒𝑐𝑡𝑖𝑣𝑎 Página 5

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Densidad de baleos 𝐍º 𝐝𝐞 𝐛𝐚𝐥𝐞𝐨𝐬

D baleos=𝟏 𝐩𝐢𝐞 𝐝𝐞 𝐚𝐥𝐭𝐮𝐫𝐚 𝐝𝐞 𝐅

𝐨𝐫𝐦𝐚𝐜𝐢𝐨𝐧

CALCULO DEL INDICE DE PRODUCTIVIDAD (IP) Ecuación general 𝐈𝐏 = 

En pozos con flujo natural y artificial que producen gas y petróleo con poco % de agua 𝐈𝐏 =



𝐪 𝐁𝐃 𝐦𝟑 𝐃 [ , ] 𝐏𝐞 − 𝐏𝐰 𝐩𝐬𝐢 𝐩𝐬𝐢

𝐪𝐨 + 𝐪𝐠 𝐭𝐨𝐭𝐚𝐥 𝐩𝐫𝐨𝐝𝐮𝐜𝐢𝐝𝐨 𝐁𝐃 𝐦𝟑 𝐃 [ , ] 𝐏𝐞 − 𝐏𝐰 𝐩𝐬𝐢 𝐩𝐬𝐢

Para pozos que producen petróleo y agua con poco % de gas 𝐈𝐏 = 𝟕. 𝟎𝟖 ∗ 𝟏𝟎−𝟑



𝐤𝐫(𝐨) 𝐤𝐫(𝐰) 𝐡 𝐁𝐃 𝐫𝐞 (𝛍 ∗ 𝛃 + 𝛍 ∗ 𝛃 ) [𝐩𝐬𝐢] 𝐨 𝐰 𝐰 𝐥𝐧( ) 𝐨 𝐫𝐰

Para pozos netamente petrolíferos con poco % de gas y agua 𝐈𝐏 = 𝟕. 𝟎𝟖 ∗ 𝟏𝟎−𝟑

𝛃𝐨 = 

𝐤 𝐫(𝐨) 𝐡 𝐫𝐞 (𝛍 ∗ 𝛃 ) 𝐨 𝐥𝐧( ) 𝐨 𝐫𝐰

𝐯𝐨𝐥. 𝐝𝐞 𝐩𝐞𝐭𝐫𝐨𝐥𝐞𝐨 𝐝𝐞 𝐲𝐚𝐜𝐢𝐦𝐢𝐞𝐧𝐭𝐨 𝐯𝐨𝐥. 𝐝𝐞 𝐩𝐞𝐭𝐫𝐨𝐥𝐞𝐨 𝐝𝐞 𝐬𝐮𝐩𝐞𝐫𝐟𝐢𝐜𝐢𝐞

Para yacimiento netamente gasífero: 𝐪𝐠

𝐈𝐏 = 𝐏𝟐−𝐏𝟐 𝐬

𝐈𝐏 = 𝟕𝟎𝟑

𝐰

𝐤 𝐫(𝐠) ∗𝐡 𝐫

𝐥𝐧(𝐫 𝐞 )∗𝐙∗𝐓𝐲 ∗𝛍𝐠 𝐰

[

𝐟𝐭 𝟑 𝐃 𝐩𝐬𝐢

]

CALCULO DEL COMPORTAMIENTO DEL FLUJO DE FLUIDOS EN FLUJO NATURAL a) Calculo de relación gas petróleo (RGP) 𝐑𝐆𝐏 =

𝐯𝐨𝐥 𝐝𝐞 𝐠𝐚𝐬 𝐩𝐫𝐨𝐝𝐮𝐜𝐢𝐝𝐨 𝟏𝐁𝐛𝐥 ó 𝐦𝟑 𝐨𝐢𝐥 𝐫𝐞𝐜𝐮𝐩𝐞𝐫𝐚𝐝𝐨

𝐑𝐆𝐏 =

U.M.R.P.S.X.CH.

𝐤 𝐫(𝐠) ∗ 𝛍𝐨 ∗ 𝛃𝐠 ∗ 𝟏𝟎𝟎% 𝐤𝐫(𝐨) ∗ 𝛍𝐠 ∗ 𝛃𝐨

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b) Calculo de la relación agua petróleo (RAP) RAP =

vol. de agua unidad de vol. de petroleo recuperado

c) Presiones de formación (Fo) 𝐏𝐅𝐨 = 𝐆𝐅 ∗ 𝐇 H=profundidad de la arena productora GF = gradiente de presion de la formacion productora d) Presiones hidrostáticas (psi) 𝐏𝐇 = 𝟎. 𝟎𝟓𝟐 ∗ 𝐝𝐅 ∗ 𝐇

Para dF →

𝐏𝐇 = 𝟏. 𝟒𝟏 ∗ 𝐝𝐅 ∗ 𝐇

Para dF →

lb y gal gr cc

H → ft

y H→m

CALCULO DE LAS CAIDAS DE PRESION EN TUBERIAS Ecuación gral. De carpenter ∆𝑷 𝟏 𝒇(𝒒𝒐 ∗ 𝑴)𝟐 = (𝜹𝑴 + ) ∆𝒉 𝟏𝟒𝟒 𝟕. 𝟒𝟏𝟑 ∗ 𝟏𝟎𝟓 ∗ 𝒅𝟓 ∗ 𝜹𝑴 

∆𝑃 =gradiente ∆ℎ

de las caídas de presión en la tubería (psi)

Para algunos cálculos (𝒒𝒐 ∗ 𝑴)𝟐 =𝑾𝟐 ∆𝐏 𝟏 𝒇𝐖 𝟐 = (𝜹𝑴 + ) ∆𝐡 𝟏𝟒𝟒 𝟕. 𝟒𝟏𝟑 ∗ 𝟏𝟎𝟓 ∗ 𝐝𝟓 ∗ 𝛅𝐌    

𝛿𝑀 =densidad de la mezcla (g+o+w) (lb/ft3) 𝑓=factor de fricción que es función de tipo de fluido, sea laminar o turbulento 𝑞𝑜 =caudal de petróleo que circula por la tubería M=masa de la mezcla d=diámetro interno del tubing (pulgadas) 𝛅𝐌 = 𝐂𝐋 ∗ 𝛒𝐨 + 𝐂𝐠 ∗ 𝛒𝐠 CL =es el factor de ascenso de la fase liquida por la tubería Cg =es el factor de ascenso de la fase gaseosa por la tubería ρo y ρg= densidad del petróleo y del gas 𝐂𝐋 =

𝐯𝐂𝐋 𝐯𝐂𝐋 + 𝐕𝐂𝐠

𝑪𝒈 = 𝟏 − 𝑪𝑳

vCL y vCg = son las velocidades de circulación de petróleo y gas en la tubería (ft/seg)

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2018 𝐯𝐂𝐋 = 𝐯𝐂𝐠 =

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𝐪𝐨 ∗ 𝛃𝐨 + 𝐪𝐰 ∗ 𝛃𝐰 𝟏𝟐𝟎𝟗𝟔 ∗ 𝐝𝟐

𝒒𝒐 (𝑹𝑮𝑷 − 𝑹𝑺 ) ∗ 𝜷𝒈 𝟔𝟕𝟓𝟕 ∗ 𝒅𝟐

𝜷𝒈 = 𝟎. 𝟎𝟐𝟔𝟗

𝒛 ∗ 𝑻𝒚 𝑷𝒚

𝑹𝑺 ∗ 𝝆𝒓(𝒈) + 𝟏. 𝟐𝟓 ∗ 𝑻𝑺𝑪 𝝆𝒓(𝒐)

𝜷𝒈 =

RS=relación de solubilidad del gas Masa total de la mezcla 𝑴𝑻𝑶 = 𝟓. 𝟔𝟏𝟓 ∗ 𝟔𝟒. 𝟒 ∗ 𝝆𝒐 + 𝟎. 𝟎𝟕𝟔𝟒 ∗ 𝑹𝑮𝑷 ∗ 𝝆𝒈 + 𝟓. 𝟔𝟏𝟓 ∗ 𝟔𝟒. 𝟒 ∗ 𝝆𝒘 Factor de fricción 𝒒𝒐 ∗ 𝑴 𝒇 = 𝟏. 𝟒𝟕𝟑 ∗ 𝟏𝟎−𝟓 ( ) 𝒅 𝒘 𝒇 = 𝟏. 𝟒𝟕𝟑 ∗ 𝟏𝟎−𝟓 ( ) 𝒅 NRE2000 flujo turbulento CALCULO DE CARGAS QUE ACTUAN SOBRE EL PACKER 𝑾𝑻𝒐(𝑷𝑲) = [𝑷𝟏 (𝑨𝒊𝒄 − 𝑨𝒊𝒃𝒕 ) − 𝑾𝑻𝒃 − 𝑷𝟐 (𝑨𝒊𝒄 − 𝑨𝒆𝑻𝒃 )]     

𝑃1 =Presión de formación desde fondo de pozo a la base del packer (psi) 𝑃2 =presión hidrostática del fluido en el espacio anular 𝑊𝑇𝑏 =peso de la tubería que actúa sobre el packer (lb) 𝐴𝑖𝐶 =área interna de la cañería (pulg2) 𝐴𝑖𝑇𝑏 =área interna del tubing (pulg 2) 𝐴𝑒𝑇𝑏 =área externa del tubing (pulg2)



Factor de seguridad 𝒇 = |

𝑾𝒕𝒐𝒕𝒂𝒍 +𝑭𝟏 | 𝑭𝟏

FACTORES QUE AFECTAN A LA ESTABILIDAD DEL PACKER

∆𝑳 = 𝑳 ∗ ∆𝑻 ∗ 𝒄  

𝑳∗𝑭

∆𝑳 = 𝑨∗𝑬

∆𝐿: Dilatación de la tubería L: Longitud total del tubing (plg)

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PGP220 - PRODUCCIÓN I       

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∆𝑇= (T1-T2) ºF T1: temperatura final del pozo T2: Temperatura inicial c=coeficiente de dilatación del acero 9*10-6plg/ºF F: fuerza de tensión o compresión lb A=área transversal del tubing plg2 E=Modulo de Young 30*106 lb/plg2 Esfuerzo total que actúa sobre el packer 𝝈𝑻𝒐 = 𝒄 ∗ ∆𝑻 𝒄 = 𝑺(𝑨𝒆𝑻𝒃 − 𝑨𝒊𝑻𝒃 ) 𝝈𝑻𝒐 = 𝑺(𝑨𝒆𝑻𝒃 − 𝑨𝒊𝑻𝒃 ) ∗ ∆𝑻 ∆𝑻 = (𝑻𝟏 − 𝑻𝟐) T1=Temperatura antes del cierre ºF T2=Temperatura después del cierre ºF S: esfuerzo de resistencia del tubing a los efectos de tensión y compresión CALCULO DE PRESIÓN EN LA BOCA DE POZO

a) Para pozos petrolíferos 𝑷𝒃𝒑 = 𝟏𝟕. 𝟒

𝑸𝒐 ∗ 𝑹𝑮𝑷𝟎.𝟓 [𝒑𝒔𝒊] ∅𝑪𝒌

𝑄𝑜 :Caudal de producción de petróleo (Bbl/D) ∅𝐶𝑘 :Diámetro de choque (plg) b) Para pozos gasíferos 𝑷𝒃𝒑 =

𝑸𝒈 ∗ 𝝁𝒈 ∗ 𝑻𝒈 𝟏 [ ] 𝟒𝟔𝟓. 𝟕𝟏 ∅𝑪𝒌 ∗ 𝑪𝒅



𝑄𝑔 :Caudal de gas (ft3/D)



𝑇𝑔 :temperatura de gas en superficie



𝜇𝑔 :viscosidad del gas (cp)



Cd: coeficiente de descarga, función de numero de Reynols y generalmente se toma el valor de 0.865

CALCULO DE LA CAPACIDAD DE GAS DE LOS SEPARADORES VERTICALES método Nº 1 𝑷𝒐𝒑 ∗ 𝒅𝒑𝟐 𝝆𝒐 − 𝝆𝒈 𝑸(𝒈)𝑽 = 𝟔𝟑𝟖𝟏. 𝟖𝟑 [ ]∗[ ] ∗ 𝑫𝒗 𝟐 𝑻𝒐𝒑 ∗ 𝒛 𝝁𝒈 

𝑃𝑜𝑝 𝑦 𝑇𝑜𝑝 : Presión y temperatura de operación del separador vertical [𝑝𝑠𝑖] 𝑦 [℉] dp: diámetro de las partículas que circulan en el interior de del separador (micras) 𝜌𝑜 𝑦 𝜌𝑔 = densidad del petróleo y del gas en (lbs/ft3)

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Método Nº 2 𝟎.𝟓

𝑸(𝒈)𝑽  

𝑷𝒐𝒑 ∗ (𝑫𝒗)𝟐 𝒅𝒑𝟐 (𝝆𝒐 − 𝝆𝒈 ) =[ ]∗[ ] 𝑻𝒐𝒑 ∗ 𝒛 𝒇

f: factor de fricción=0.44 (𝐷𝑣)2 : Diámetro interior del separador vertical Método Nº 3 𝑷𝒐𝒑 ∗ 𝑻𝒔 𝝆𝒐 − 𝝆𝒈 𝑸(𝒈)𝑽 = 𝟔𝟕. 𝟖𝟐 [ ]∗[ ] ∗ 𝑫𝑽 𝟐 ∗ 𝑪 𝑻𝒐𝒑 ∗ 𝑷𝑺 ∗ 𝒛 𝝁𝒈

 

𝑃𝑠 𝑦 𝑇𝑠 : Presión y temperatura estándar (14.7 psi) y (60 ºF) C: constante del separador vertical y que varía 0.06 0.35 CALCULO DE LA CAPACIDAD LIQUIDA DE LOS SEPARADORES VERTICALES 𝑸(𝑶)𝑽 =

𝑽𝒐𝒍 𝒅𝒆𝒍 𝒔𝒆𝒑𝒂𝒓𝒂𝒅𝒐𝒓 𝒗𝒆𝒓𝒕𝒊𝒄𝒂𝒍 𝜷(𝒐) ∗ 𝒕 𝑽𝒐𝒍𝑺𝑬𝑷 𝑽 =

𝝅 ∗ 𝒅𝟐 ∗ 𝒉 𝟒

𝑸(𝑶)𝑽 = 𝟐𝟎𝟏. 𝟕   

𝒅𝟐 ∗ 𝒉 𝑩𝒍 [ ] 𝜷𝒐 ∗ 𝒕 𝒅𝒊𝒂

h: altura del separador (ft) d:diámetro del separador (ft) t:tiempo (min) CALCULO DE LA CAPACIDAD DE GAS Y LÍQUIDO DE LOS SEPARADORES HORIZONTALES

a) Capacidad de gas 𝑸(𝒈)𝑯      

𝑷𝒐𝒑 ∗ (𝒅𝒑)𝟐 (𝑫𝒊 − 𝑫𝒆/𝑳) = 𝟖𝟏𝟐𝟒. 𝟗 [ ][ ] (𝝆𝒐 − 𝝆𝒈 )𝑨𝑭 𝑻𝒐𝒑 ∗ 𝒛 ∗ 𝝁𝒈 𝒉

Di: diámetro interno del separador (plg) De: diámetro externo del separador (plg) 𝐴𝐹 : área del flujo interior del separador (plg 2) h: altura del separador (plg) L: longitud (plg) dp: diámetro de las partículas liquidas (micras) (1micras = 3.28*10-6ft)

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b) Capacidad liquida 𝑸(𝑶)𝑯 = 𝟐𝟓𝟕

𝑽𝒐𝒍 𝒅𝒆𝒍 𝒔𝒆𝒑𝒂𝒓𝒂𝒅𝒐𝒓 𝒉𝒐𝒓𝒊𝒛𝒐𝒏𝒕𝒂𝒍 𝜷(𝒐) ∗ 𝒕

𝑽𝒐𝒍𝑺𝑬𝑷 𝑯 =

𝝅 ∗ 𝒅𝟐 ∗ 𝑳 𝟒

𝑸(𝑶)𝑯 = 𝟐𝟎𝟏. 𝟕

𝒅𝟐 ∗ 𝑳 𝑩𝒍 [ ] 𝜷𝒐 ∗ 𝒕 𝒅𝒊𝒂

CALCULO DE LA CAPACIDAD DE LOS SEPARADORES ESFERICOS a) Capacidad de gas 𝑷𝒐𝒑 ∗ 𝑫𝑬 𝟑 (𝝆𝒐 − 𝝆𝒈 ) 𝑸(𝒈)𝑬 = 𝟎. 𝟕𝟖 [ ][ ] 𝑻𝒐𝒑 ∗ 𝒛 𝝁𝒈 b) Capacidad liquida 𝑫𝒊 𝟑 𝑫𝒆 𝟎.𝟓 𝑸(𝒐)𝑬 = 𝟑𝟑. 𝟓𝟏 [ ][ ] 𝒕 𝟐

CALCULO DE LOS CAUDALES DE PRODUCCION LEY DE DARCY

𝑣=−

𝐾 𝑑𝑃 ∗ 𝜇 𝑑𝑆

V=velocidad aparente (cm/seg) 𝜇=viscosidad del fluido (cp) 𝑑𝑃 𝑑𝑆

=gradiente de presión (atm/cm)

K=permeabilidad (darcy) 𝑣=

𝑘 𝑑𝑃 ∗ ( − 𝜌𝑔 ∗ 𝑠𝑒𝑛𝛼) 𝜇 𝑑𝑆

Dónde: 𝜌𝑔 ∗ 𝑠𝑒𝑛𝛼=gradiente de presión hidrostático (atm/cm) 𝑘

𝑑𝑃

o 𝑣 = 𝜇 ∗ (𝑑𝑆 − 9.64 ∗ 10−4 𝜌 ∗ 𝑠𝑒𝑛𝛼) 9.64 ∗ 10−4 𝜌 ∗ 𝑠𝑒𝑛𝛼 = (atm/cm) en la dirección de flujo 𝜌 = (gr/cm3) U.M.R.P.S.X.CH.

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FLUJO DE FLUIDOS EN MEDIOS POROSOS 

FLUJO LINEAR

𝑄𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 = 0.001126 ·

𝐾 · 𝑊𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 · ℎ 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 · ∆𝑃𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝜇 · 𝐿 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙

ESTRATOS EN PARALELO

̅= 𝐾 

ESTRATOS EN SERIE

∑𝑛 𝑖=1(𝐾𝑖 · ℎ𝑖 ) ∑𝑛 𝑖=1 ℎ𝑖

̅= 𝐾

∑𝑛 𝑖=1 𝐿𝑖

∑𝑛 𝑖=1 𝐿𝑖/𝐾𝑖

FLUJO RADIAL 𝑄=

0.00708 · 𝐾 · ℎ (𝑃𝑒 − 𝑃𝑝 ) · 𝑟 𝜇 𝑙𝑛 ( 𝑒 ) 𝑟𝑝

ESTRATOS EN PARALELO

̅= 𝐾

ESTRATOS EN SERIE

∑𝑛 𝑖=1(𝑘𝑖 · ℎ𝑖 ) ∑𝑛 𝑖=1 ℎ𝑖

̅= 𝐾

𝑟 𝑙𝑛( 𝑒 ) 𝑟 𝑝

𝑟 𝑙𝑛( 𝑖 ) 𝑟 𝑖−1 ) ∑𝑛 𝑖=1( 𝑘𝑖

Cuando el pozo tiene daño

FLUJO COMPRESIBLE PARA GAS NATURAL FLUJO LINEAR

𝑄 = 0.111948 ·

FLUJO RADIAL 𝐾·𝐴

𝜇𝑔𝑎𝑠 · 𝑍𝑅 · 𝑇𝑅

·

(𝑃22 − 𝑃12 ) 𝐿

𝑄 = 0.70339 ·

̅ ·ℎ 𝐾 𝜇𝑔𝑎𝑠 · 𝑍𝑅 · 𝑇𝑅

·

(𝑃𝑒2 − 𝑃𝑝2 ) 𝑟

𝑙𝑛(𝑟 𝑒 ) 𝑝

Ecuacion de darcy en funcion del angulo de inclinacion

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CON DAÑO DEL POZO

̅= 𝒌

𝒍𝒏 (

𝒓𝒆 ) 𝒓𝒘

𝒓𝒔 𝒓 ) 𝒍𝒏 ( 𝒆 ) 𝒓𝒘 𝒓𝒔 + 𝒌𝒔 𝒌𝒆

𝒍𝒏 (

𝒒 = 𝟕. 𝟎𝟖 ∗ 𝟏𝟎−𝟑 ∗

𝑲 ∗ 𝒉 ∗ (𝑷𝒆 − 𝑷𝒘 ) 𝒓 𝝁 ∗ 𝒍𝒏 ( 𝒆 + 𝒔) 𝒓𝒘

METODO SIMPLIFICADO (FETKOVICH)

𝑸𝒐 = 𝑪(𝑷𝒓𝟐 − 𝑷𝒘𝒇𝟐 )𝒏 𝒏=

𝒍𝒐𝒈 𝒒𝟒 − 𝒍𝒐𝒈 𝒒𝟏 𝒍𝒐𝒈(𝑷𝒓𝟐 − 𝑷𝒘𝒇

𝟐

𝑪=

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)𝟒 − 𝒍𝒐𝒈(𝑷𝒓𝟐 − 𝑷𝒘𝒇

𝟐

)𝟏

𝑨𝑶𝑭 (𝑷𝒓𝟐 )𝒏

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TABLA DE PROPIEDADES CRITICAS DEL GAS NATURAL

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GRAFICAS

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TABLA DE EQUIVALENCIAS LONGITUD

AREA

1 pie (ft )= 0.3048 mt 1 pulgada (in) = 2.54 cm 12 pulgadas = 1ft 1 km = 0.621 decímetros (dm) 1 cm = 0.1 decímetros (dm) 1 cm = 0.03281 ft 1 cm = 0.010936 yardas (yd) 1 km = 1000 mt 1 milla = 1609.344 mt 100 cm = 1 mt VOLUMEN 1 ft3= 0.028 m3 1 bbl = 0.159 m3 1 bbl = 158.987 litros(L) 1 bbl = 5.614583 ft3 1 litro = 0.264 galones 1 litro = 0.001 m3 1 litro = 1000 mili litros 1 litro = 0.0353 ft3

1 ft2 =0.093 m2 1 hectárea = 2.471 acres 1 hectárea = 0.01 km2 43560 ft2 = 1 acre 4046.873 m2 = 1 acre 1 acre = 0.001563 m2 1 acre = 4840.02 yd 1 m2 = 10000 cm2 1 mi 2 = 640 acres 1 mi2 = 2589988.11 m2 PRESION 6.894757 kPa = 1 psi 100 kPa = 1 bar 1 mbar = 0.0145 si 1 atm = 1.01325 bar 1 atm = 760 mm Hg 1 atm = 101325 pa 1 atm = 14.696 psi 1 atm = 1.03323 kg/cm2

ABREVIACION

INGLES

ESPAÑOL

OWC

OIL – WATER CONTACT

CONTACTO CRUDO-AGUA

GOC

GAS – OIL CONTACT

CONTACTO GAS-CRUDO

GWC

GAS – WATER CONTACT

CONTACTO GAS-AGUA

MCF

THOUSAND CUBIC FEET

MIL PIES CUBICOS

MMCF

MILLON CUBIC FEET

MILLON DE PIES CUBICOS

BCF

BILLON CUBIC FEET

BILLON DE PIES CUBICOS

TCF

TRILLON CUBIC FEET

TRILLON DE PIES CUBICOS

SG

SPECIFIC GRAVITY

GRAVEDAD ESPECIFICA

K

PERMEABILITY

PERMEABILIDAD

Ø

POROSITY

POROSIDAD

µ

VISCOCITY

VISCOCIDAD

𝑺𝒐

OIL SATURATION

SATURCION DE CRUDO

𝑺𝒈

GAS SATURATION

SATURACION DE GAS NATURAL

𝑺𝒘

WATER SATURATION

SATURACION DE AGUA

U.M.R.P.S.X.CH.

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PGP220 - PRODUCCIÓN I

ENERGIA 1 BTU = 1.055 KJ 1 BTU = 0.2931 Watt-hr 1 BTU = 251.9958 Calorias 1 BTU = 0.00039301 hp-hr 1 J = 0.238846 Calorias 1W·s=1J TEMPERATURA Fahrenheit = ºF = (1.8 · ºC) + 32 Fahrenheit = ºF = ºR -459.67 Rankine = ºR = ºF + 459.67 Rankine = ºR = (1.8 · ºC) + 493067 Celcius = ºC = (5/9) · (ºF - 32) Kelvin = K = ºC +273.15 Kelvin = K = [(5/9) · ºF] + 255.4 VISCOSIDAD 1 cp =0.01 dyna · seg/ cm2 1 cp = 0.001 pa · seg 1 cp = 209 E-7 lbf · seg/ft2 ANGULO 1® = 0.01745 rad 360® = (2 · π) rad

U.M.R.P.S.X.CH.

2018

ING. JHON ALEX LEÓN SENO

TIEMPO 1 hr = 3600 segundos 1 hr = 60 minutos 1 dia = 24 horas 1 año = 365 dias 1 año = 52.14 semanas 1 año = 12 meses GRADIENTE DE PRESION (PESO ESPECIFICO) 0.433 psi/ft = 62.37 lbs/ft3 0.433 psi/ft = 8.33 lbs/ gal 0.433 psi/ft = 9.81 kpa/m Agua dulce = 0.433 psi/ft Agua salada = 0.455 psi/ft 0.433 psi/ft ≤(𝜌𝑔)normal ≤ 0.52 psi/ft 9.8 kpa/m ≤(𝜌𝑔)normal ≤ 11.8 kpa/m EQUIVALENCIA ENTRE COMBUSTIBLES FOSILES 1bbl crudo = 5.6 MCF gas natural 1 Ton. Carbón = 25.2 MCF gas natural 1 Ton. Carbón = 4.5 bbl crudo PERMEABILIDAD 1 darcy = 9.8687 · 10-9 cm2 1darcy = 1.06267 · 10-11 ft2

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