ISBN 978-980-12-2581-2 229 Dep. Legal No LF06120075002073

ANEXO B PROPIEDADES FISICAS DE LOS FLUIDOS

B.1 Correlaciones para Estimar las Propiedades Físicas del Petróleo En ausencia de gas en solución, las propiedades físicas del petróleo

muerto, libre de gas en solución, son función de la gravedad API , presión y

temperatura.

B.1.1 Gravedad Específica del Petróleo oγ

w

oo ρ

ργ = . (B.1)

B.1.2 Gravedad API APIγ

5.1315.141−=

oAPI γ

γ . (B.2)

B.1.3 Solubilidad del Gas en el Petróleo sR Existen diferentes correlaciones para determinar la razón de gas disuelto-

petróleo, entre estas se encuentran:

a-. Correlación de Standing (1981)

( )2048.1

00091.00125.0

104.12.18 ⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ +=

− TAPIPRs g

γ

γ , (B.3)

ANEXO B 230

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donde P y T representan la presión y temperatura del sistema, en lpca y Fo ,

respectivamente. sR se encuentra expresado en BblPCN / .

b-. Correlación de Lasater (1958)

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

−⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

)1(132755

g

g

o

os y

yM

Rγ , (B.4)

donde oM representa el peso molecular del petróleo muerto, el cual puede ser

estimado mediante:

Para 40≤APIγ

APIoM γ10630 −= . (B.5)

Para 40>APIγ

562.1)(73110 −= APIoM γ . (B.6)

La fracción molar del gas gy puede ser evaluada mediante:

SÍ 29.3<T

P gγ ⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+= 476.0

473.1359.0

TP

Lny gg

γ (B.7)

Sí 29.3≥T

P gγ 281.0

326.0121.0

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−=

TP

y gg

γ (B.8)

ANEXO B 231

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B.1.4 Factor Volumétrico del Petróleo oB Una correlación muy utilizada es la propuesta por Standing (1981):

175.1

25.1000147.0972.0⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡++= TRB

o

gso γ

γ, (B.9)

donde sR y T se encuentran expresados en BblPCN / y Fo , respectivamente.

oB se encuentra expresado en BnBbl / .

B.1.5 Densidad del Petróleo oρ Para presiones menores o iguales a la presión de burbuja ( )PbP ≤ , la

densidad del petróleo puede ser determinado a condiciones de presión y

temperatura si sR , oB y gγ son conocidos.

o

sgoo B

Rγγρ

0136.04.62 += . (B.10)

Para presiones mayores que la presión de burbuja ( )PbP > , oρ se puede

determinar mediante la siguiente ecuación:

( )[ ]bo PPCobo e −= ρρ , (B.11)

donde obρ es determinado a condiciones de bP y esta expresado en 3/ pieslbm .

oC representa la compresibilidad isotérmica del petróleo.

B.1.6 Tensión Interfacial odσ Generalmente, se expresa en cmdinas / . La correlación empírica de Baker

y Swerdloff (1956) es comúnmente utilizada para estimar la tensión superficial

del petróleo a condiciones atmosférica.

ANEXO B 232

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APIo

od FT γσ 2571.039)68( −== , (B.12)

APIo

od FT γσ 2571.05.37)100( −== . (B.13)

La tensión superficial para un crudo con gas disuelto puede ser obtenida

mediante la siguiente corrección:

odo P σσ )024.00.1( 45.0−= . (B.14)

B.1.7 Viscosidad del Petróleo odµ Existen diferentes correlaciones para determinar la viscosidad, entre las

cuales se encuentra la correlación de Beggs y Robinsón (1975).

110 −= xodµ , (B.15)

163.1

)02023.00324.3(10T

xAPIγ−

= , (B.16)

donde la temperatura T se encuentra expresada en Fo y la viscosidad en cps .

Para un petróleo vivo, Beggs y Robinsón también propusieron una correlación.

[ ] bodso R µµ 515.0)100(715.10 −+= , (B.17)

338.0)150(44.5 −+= sbod Rµ . (B.18)

ANEXO B 233

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B.2 Correlaciones para Estimar las Propiedades Físicas del Gas B.2.1 Gravedad Específica del Gas gγ

a

g

a

gg M

M==

ρρ

γ , (B.19)

donde aρ y aM representa la densidad y peso molecular del aire,

respectivamente.

B.2.2 Densidad del Gas gρ Puede estimarse mediante la siguiente definición:

TZ

P gg

γρ

7.2= , (B.20)

donde Z es el factor de desviación del gas, T la temperatura del sistema en Ro

y P la presión del gas en lpca .

B.2.3 Factor Volumétrico del Gas gB De la ley real de los gases, el gB se define como:

PTZBg 0283.0= , (B.21)

donde T y P se encuentra expresada en Ro y Lpca , respectivamente.

B.2.4 Viscosidad del Gas gµ Lee et al. (1966) propuso la siguiente correlación para estimar la

viscosidad del gas:

[ ]YgX

g ek γµ 410−= , (B.22)

ANEXO B 234

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TMTM

kg

g

++

+=

19209)02.04.9( 5.1

, (B.23)

gMT

X 01.09865.3 ++= , (B.24)

XY 2.04.2 −= , (B.25)

donde T se encuentra expresada en Ro .

B.2.5 Factor de Desviación del Gas Z Standing (1981) presentó un conjunto de ecuaciones empíricas para

determinar la presión y temperatura seudo crítica y las cuales están dadas por:

Sistemas de Gas Natural

25.12325168 ggpcT γγ −+= , (B.26)

25.370.15677 ggpcP γγ −+= . (B.27)

Sistemas de Gas Condensado

25.71330187 ggpcT γγ −+= , (B.28)

21.117.51706 ggpcP γγ −+= . (B.29)

En ambos casos, la pcT y pcP se encuentran dados en Ro y lpca ,

respectivamente. Una vez estimado la pcT y pcP , se procede entonces a

determinar la temperatura y presión seudo reducida, prT y prP , respectivamente,

mediante las siguientes ecuaciones:

ANEXO B 235

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pc

pr TTT = , (B.30)

pc

pr PPP = . (B.31)

El factor de desviación del gas Z puede ser determinada de Fig. B.1.

Standing y Katz (1942)Standing y Katz (1942)

Figura B.1. Factor de Desviación del Gas por Standing y Katz.

ANEXO B 236

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B.3 Correlaciones para Estimar las Propiedades Físicas del Agua B.3.1 Densidad del Agua wρ

La densidad del agua pura a condiciones estándar de presión y

temperatura es 3/4.62 pieslbm . Despreciando la solubilidad del gas en el agua,

la densidad del agua puede ser estimada a condiciones operacionales,

mediante:

w

w B4.62

=ρ , (B.32)

donde wB es el factor volumétrico del agua.

B.3.2 Factor Volumétrico del Agua wB El factor volumétrico del agua wB generalmente se considera igual a

BnBbl /1 . Sin embargo, para condiciones por debajo de la presión de burbuja,

Gould (1974) presentó una relación polinomial que permite estimar esta variable,

y la cual esta dada por:

PTTBw6264 1033.3)60(100.1)60(102.10.1 −−− −−+−+= , (B.33)

donde, T y P representan la temperatura en Fo y la presión en Lpca ,

respectivamente.

3.4.3 Viscosidad del Agua wµ Van Wingen (1950) propuso la siguiente correlación para estimar la

viscosidad del agua, como una función de la temperatura en Fo :

)10982.110479.1003.1( 252 TTw e

−− +−=µ . (B.34)