EJERCICIO DE PETROLEO

DATOS

Presión del Reservorio= 4600 Psi.Presión de Burbuja = 4400 psi.Temperatura del reservorio = 200 °F

1. Determinar el factor Volumétrico del Petróleo El factor volumétrico del petróleo está en función de: Relación de solubilidad o relación Gas-Petróleo (Rs = RGP); Gravedad especifica del gas; API; Temperatura del yacimiento)

1.1Determinar la Gravedad especifica del gas

Composición % PM %Normalizado (PM*%Norm.)/100

CO2 0,41 44,01 1,20 0,53N2 0,16 28,013 0,47 0,13C1 14,47 16,04 42,52 6,82C2 9,67 30,07 28,42 8,54C3 3,95 44,09 11,61 5,12iC4 2,44 58,12 7,17 4,17nC4 2,93 58,12 8,61 5,00

34,03 100,00 30,32

SGg = PMgasPMaire

=30 .3228 .97

=1 .05

Composición % PM Primer Flujo Segundo FlujoCO2 0.41 44,01 32/64" 32/64"N2 0.16 28,013 BBl/hr MPC/hr BBl/hr MPC/hr

C114.47

16,0468,6 64,6 76,4 66,6

C2 9.67 30,07 72,2 65,5 76,9 67,1C3 3.95 44,09 73,2 62,4 77,2 67,5iC4 2.44 58,12 75,4 64,7 77,9 68nC4 2.93 58,12 76,3 65,8 76,1 66,3

iC5 2.64 72,15

nC5 3.71 72,15

C613.33

86,17

C7+46.29

238

1.2 Determinar los API

Composición % PM %Normalizado (PM*%Norm.)/100

iC5 2,64 72,15 4,00 2,89nC5 3,71 72,15 5,62 4,06C6 13,33 86,17 20,21 17,41C7+ 46,29 238 70,17 167,00

65,97 100,00 191,36

API = 6084PMo

+5 .9= 6084191.36

+5 .9=37 .7

1.3 Relación Gas-Petróleo

Primer Flujo Segundo Flujo 32/64" 32/64"

BBL/hr MPC/hr BBL/hr MPC/hr68.6 64.6 76.4 66.672.2 65.5 76.9 67.173.2 62.4 77.2 67.575.4 64.7 77.9 6876.3 65.8 76.1 66.373.1 64.6 76.9 67.1RGP 883.2 872.6

RGP promedio 878 PC/BBL

Método gráfico

Con el valor de RGP=878 trazar horizontalmente hasta interceptar en el valor de Gravedad especifica del Gas = 1.05, bajar verticalmente hasta interceptar con los API del petróleo en el tanque = 37.7, trazar una horizontal hasta interceptar la temperatura del reservorio = 200 °F, bajar verticalmente hasta interceptar el Factor Volumétrico del petróleo = 1.59 Bbl(reservorio) / Bbl (Superficie)

Mediante correlaciones

βo=βob∗exp(−A∗ln( PPb )) (Correlación de Vasquez-Beggs) (Petróleo subsaturado)

Donde:

βob=Factor volumétrico para petróleo saturados (bbl /bfiscales )

Pb=Presiónde Burbuja (PSI )

P=Presióndel yacimiento (PSI )

A=10−5∗(−1433+5∗Rs+17.2∗T (℉ )−1180∗SGg+12.61∗API ) (Correlación de Vasquez-Beggs)

Donde:T=Temperatura(° F)SGg=Gravedad específicadel gas

Rs=Razónde solubilidad ( PCBBL

)

βob=0.9759+0.00012∗¿¿ (Correlación de Standing) (Petróleo saturado)

SGo=Gravedad específicadel petróleo

SGo = 141.5

131.5+API= 141.5131.5+37.8

=0.836

βob=0 .9759+0 .00012∗¿¿ = 1.5897 Bbl/Bf

A=10−5∗(−1433+5∗878+17 .2∗200 (℉ )−1180∗1.05+12 .61∗37 .7 )=0 .05637787

βo=βob∗exp(−A∗ln( PPb ))βo=1.5897∗exp¿ = 1.58477 Bbl/BF

2. Determinar la Viscosidad del petróleo

La viscosidad del petróleo está en función de: Relación de solubilidad o relación Gas-Petróleo (Rs = RGP); API; Temperatura del yacimiento)

Método gráfico

Viscosidad del petróleo muerto

De Figura G.1 µod = 1cps (Viscosidad del petróleo muerto)

Viscosidad del petróleo saturado

De figura G.2 µob = 0.35 cps; (Viscosidad del petróleo saturado)

Relación del Incremento de la viscosidad del petróleo por efecto de la presión de burbuja

De figura G.3 µob/1000 psi = 0.026 cps. (Relación del Incremento de la viscosidad del petróleo por efecto de la presión de burbuja)

Viscosidad del petróleo = µob + µo/1000 psi * (Pyac – Pburbuja)

1000 = 0.35 + 0.026 *

(4650PSI−4400PSI )1000 PSI

= 0.3565 Cps.

Mediante correlaciones

Cálculo de viscosidad para petróleo subsaturado (μo) (Correlación de Beal):

μo=μob+0.001∗(Pyac−Pb )∗(0.024∗μob1.6+0.038∗μob0.56)

Donde:

μob=Viscosidad para petróleosaturados (cps )

Pb=Presiónde Burbuja (PSI)

Pyac=Presióndel yacimiento(PSI )

Calculo de viscosidad para petróleo muerto (µod ) (Correlación de Beal):

μod=(0.32+1.8∗107

API 4.53)∗¿

Donde:

μod=Viscosidad para petróleomuerto (cps )Tr=Temperatura delreservorio (° R )

A=10(0.43+ 8.33

API)=10

(0.43+ 8.3337.7

)=4.4714

μod=(0.32+1.8∗107

API 4.53)∗¿

Calculo de viscosidad para petróleos saturados (µob ) (Correlación de Chew-Conally):

μob=10a∗μodb

Rs=Razónde solubilidad ( PCBBL

)

a=Rs∗(2.2∗10−7∗Rs−7.4∗10−4 )=878∗(2.2∗10−7∗878−7.4∗10−4 )=−0.48

b=0.6810c

+ 0.2510d

+ 0.06210e

= 0.68

100.0756+ 0.25

100.9656+ 0.062103.2833

=0.5983

c=8.62∗10−5∗Rs=8.62∗10−5∗878=0.0756

d=1.1∗10−3∗Rs=1.1∗10−3∗878=0.9656

e=3.74∗10−3∗Rs=3.74∗10−3∗878=3.2833

μob=10a∗μodb

μob=10−0.48∗1.00380.5983=0.3318

μo=μob+0.001∗(Pyac−Pb )∗(0.024∗μob1.6+0.038∗μob0.56)

μo=0.3318+0.001∗(4650−4400 )∗(0.024∗0.33181.6+0.038∗0.33180.56 )=0.338Cps