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• Loorenita Prince Princy

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FORMULARIO DE RESERVORIO I DENSIDAD Y GRAVEDAD ESPECIFICA DEL PETROLEO

ρo ρw 141.5 ° API = −131.5 γo

γo=gravedad especifica del petroleo en tanque lb ρo=densidad del petroleo cru do 3 ft ρw=densidad del agua

γo=

CORRELACION PARA EL CALCULO DE LA DENSIDAD Para petróleo Saturados P yac < Pb Correlación de Standing

62.4 ∙ γo+ 0.0136∙ Rs ∙ γg

ρob=

[ ( )

0.5

γg +1.25 ∙ ( T −460 ) γo Rs=razón de solubilidad pcs/ BF 0.972+0.000147 ∙ Rs ∙

Para petróleo Sub Saturado

]

;

lb ft 3

Correlación de Vásquez – Beggs

P yac > Pb

[ ( )] ρo= ρob∙ e A ∙ ln

P Pb

−5 A=10 ∙ (−1433+ 5∙ Rs+17.2 ∙ ( T −460 )−1.180 ∙ γ g+12.61 ∙° API )

Para petróleo Sub Saturado

Correlación de Ahmed

P yac > Pb

ρo= ρob∙ e

B=−( 4.588893+0.0025999 ∙ Rs )−1 a=−0.00018473

[B ∙ (e (a ∙P )−e (a ∙Pb ) )]

CORRELACION PARA EL CALCULO DE VISCOSIDAD Para petróleo muerto Correlación de Beal 7

(

μod= 0.32+

)(

1.8∙ 10 360 ∙ 4.53 Tr −260 ° API

(0.43 + °8.33 API )

a

a=10 μob=medido a 14.7 Psia y temp . reservorio , cp

)

Para petróleo muerto

Correlación de Beggs – Robinson

X

Y =10 Z Z =3.0324−0.02023∙ ° API

μod=10 −1 X =Y ∙ ( T −460 )−1.163 Para petróleo muerto

Correlación de Glasso 10

−3.444

μod=3.141∙ 10 ∙ ( T −460 ) ∙ [ log (° API ) ] a=10.313∙ [ log ( T −460 ) ]−36.447 Para petróleo Saturado a

Para petróleo Saturado

C. Lorena B.L.

Correlación de Chew – Connally

b

μob=10 ∙ μod a=Rs∙( 2.2∙ 10−7 ∙ Rs−7.4 ∙10−4) 0.68 0.25 0.062 b= c + d + e 10 10 10 c=8.62 ∙ 10−5 ∙ Rs d=1.1 ∙10−3 ∙ Rs e=3.74 ∙ 10−3 ∙ Rs μob=a∙ ( μod )

a

b

Esta correlación es usada en los siguientes rangos:

Presion: 132−5645 psi a Temperatura:72−292° F Solubilidad del gas : 51−3544 Pcs/Bf Visc . del petroleomuerto :0.337−50 C p

Correlación de Beggs – Robinson Esta correlación es usada en los siguientes rangos:

Presion:132−5265 psia

Temperatura:72 295 ° F Solubilidad del gas :20−2070 scf /Bf ° API ° :16−5 8

−0.515

a=10.715∙ ( Rs+100 ) b=5.44 ∙ ( Rs+150 )−0.338

Para petróleo subsaturado

Correlación de Beal 1.6

μo=μob+ 0.001∙ ( P−Pb ) ∙ ( 0.024 ∙ μob + 0.038∙ μob0.56 ) Para petróleo subsaturado

Correlación de Khan

μo=μob ∙ exp ∙ [ 9.6∙ 10 ∙ ( P−Pb ) ] −5

Para petróleo subsaturado

Correlación de Vásquez – Beggs Rangos:

P m μo=μob ∙ Pb 1.187 m=2.6 ∙ P ∙ 10a a=−3.9 ∙ 10−5 ∙ P−5

Presión [ psia ] :141−9515 Rs [ Pc /Bbl ] :9.3−2199 Viscodidad [ Cp ] :0.117−148 Gravedad Gas :0.511−1351 ° API :15.3−59.5

( )

CORRELACIONES PARA CALCULAR EL FACTOR VOLUMETRICO Para petróleo saturados Correlación de Standing

[ ( )

γg Bo=0.9759+0.00012 ∙ Rs ∙ γo

0.5

+ 1.25∙ ( T −460 )

Para petróleo saturados

]

1.2

Correlación de Glaso A

Bo=1+10 2 A=−658511+ 2.91329∙ log ( Bob )−0.27683 ∙ [ log ( Bob ) ] γg 0.526 Bob=Rs ∙ + 0.968∙ ( T −460 ) γo

( )

Para petróleo saturados

Correlación de Vasquez – Beggs

° API Bo=1.0+C 1 ∙ Rs+ (T −520 ) ∙ ∙ ( C 2+C 3 ∙ Rs ) γ gs Coeficiente ° API ≤30 ° API >30

(

)

C1 0.0004677 C2 0.00001751 C3 -0.000000001811 Para petróleo Subsaturado

0.0004670 0.0000110 0.000000001337

DONDE : T =° R Rs=Pcs /Bbls Grav . Esp . delGas=γg s

Bo=Bob∙ exp ∙ ( −C ∙ ( P−Pb ) ) Bo = Bob = P = Pb =

Factor volumétrico del petróleo a la presión de interés (Bbls/STB) Factor volumétrico del petróleo al punto de burbuja (Bbls/STB) Presión de interés (Psi) Presión de Burbuja (Psi) Para petróleo Subsaturado Correlación de Vásquez – Beggs

(

Bo=Bob∙ exp −A ∙ ln

( PbP ))

A=10 ∙ [ −1433+5 ∙ Rs+17.2∙ ( T −460 )−1.1780 ∙ γgs+ 12.62∙ ° API ] −5

Para petróleo Subsaturado

Correlación de Ahmeds

Bo=Bob∙ exp [ D ( exp ( a ∙ P )−exp ( a ∙ Pb ) ) ] −1

D=[ 4.588893+ 0.0025999∙ Rs ] C. Lorena B.L.

a=−0.00018473 RELACION DE SOLUBILIDAD DEL GAS EN EL PETROLEO Correlación de Standing

[(

P Rs=γg ∙ + 1.4 ∙ 100.0125 ∙° API −0.00091∙ (T −460 ) 18.2

)

1.2048

]

T =° R P= psia

Corrección de Glaso

[(

0.989

)

° API Rs=γg ∙ ∙ Pb 0.172 ( T −460 )

Pb=10[

.1.2255

]

2.8869− ( 14.1811−3.3093 ∙log ( P) )

]

0.5

CORRELACION PARA EL CALCULOS DE PRESION DE BURBUJA Correlación de Standing

[(

Rs Pb=18.2 ∙ γg

0.83

)

0.00091∙ ( T−460 )

10 ∙ −1.4 0.0125 ∙° API 10

]

Pb=Psia T =° R

Correlación de Glaso 2

log ( Pb )=1.7669+17447 ∙ log ( Pb¿ )−0.30218 ∙ [ log ( Pb¿ ) ] A=0.816 Rs A B ¿ c B=0.172 Pb = ∙T ∙ ° API γg C=−0.989 PROPIEDADES DEL GAS NATURAL Factor de compresibilidad “Z” Densidad relativa del gas Para un gas de composición conocida M

P r= Tr=

γ g=

P ∑ yi ∙ Pc ( T + 460 )

28.97 γ g =μ i P∙Ma ρg = R∙T ∙Z

(∑ y i ∙T c )+460

Para un gas de composición desconocida

Viscosidad del gas natural 1. Determinar una viscosidad a 1 atm de presión μ1=f ( M , T ) 2. Correlaciones para N2; CO2 ; H2S si es más del 3%

μcorr =μ 1+Corr H 2 O+CO 2+ N 2

2

P yac =677−15 ∙ γ g−37.5 ∙ γ g T yac =168+325 ∙ γ g−12.5 ∙ γ g2

3. Calcular Pr y Tr 4.

μ μ1

5.

μg =

en cuadro con Pr y Tr

μ ∙ μ ; [ Cp ] μ1 corr

Fórmula para viscosidad de un gas natural −4

X ∙ ρg

y

μg =10 ∙ K ∙ e ( 9.4 +0.02 ∙ M a ) ∙T 1.5 K= 209+19∙ M a +T

C. Lorena B.L.

986 + 0.01∙ M a T y=2.4−0.2 ∙ X

X =3.5+