Correlaciones Para Determinar Las Propiedades Del Petroleo

CORRELACIONES PARA ESTIMAR LAS PROPIEDADES FISICAS DEL

PETROLEO

EMILIANO DE JESUS GONZALEZ RODRIGUEZ CÓD: 2009283330

ALEJANDRA MARIA MOTTA CÓD: 2009178961

MOISES JESUS VARGAS CASTRO CÓD: 2009179077

TRABAJO PRESENTADO EN LA ASIGNATURA

DE PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE YACIMIENTOS

PROFESOR: RICARDO PARRA PINZON

UNIVERSIDAD SURCOLOMBIANA

FACULTAD DE INGENERIA

PROGRAMA, PETROLEOS

NEIVA, MAYO

2011

1. INTRODUCCION

Este trabajo, consiste en determinar ciertas propiedades como la viscosidad del petróleo, el factor volumétrico bifásico, la compresibilidad, el factor volumétrico dependiendo de la compresibilidad, analizarlas y tener en cuenta el error que estas tienen. La primera, designada como μ , en el petróleo se debe distinguir dos tipos de esta, la de un petróleo sin gas en solución y la de un petróleo a determinada presión y temperatura llevando consigo la cantidad de gas, Rs, que puede disolverse a esas condiciones. La segunda, es el volumen en barriles que ocupa a condiciones de yacimiento un barril estándar de petróleo más su gas original en solución. La compresibilidad, designada como Co, es el cambio fraccional en volumen cuando la presión es cambiada a temperatura constante. Se va a analizar los resultados que cada una de estas proporcione, se tendrá en cuenta el error que cada una de estas produce respecto al resultado real otorgado por el PTV y se llegaran a ciertas conclusiones sobre ello.

2. OBJETIVOS

OBJETIVO GENERAL

Poner en práctica, conocimientos obtenidos en la clase magistral, sobre el factor volumétrico bifásico, la viscosidad, la compresibilidad del petróleo, el factor volumétrico del petróleo hallado con la anterior y comparar el Bt vs P.

OBJETIVOS ESPECIFICOS

Graficar el factor volumétrico bifásico contra la presión, analizar los resultados y sacar conclusiones.

Determinar propiedades del petróleo, vistas y explicadas previamente, con fórmulas que se encuentran en el libro, usando el PVT USCO 35.

Con las variables halladas, determinar el error de cada una, analizarla y determinar cuál es la mejor, según esto

3. CALCULOS

COMPRESIBILIDAD

CORRELACIONES DEL DOCUMENTO

ECUACIÓN 5-78

Como tenemos datos de PVT, podemos utilizar a siguiente ecuación.

ln

Para el rango de presiones de 4500 a 5000.

ln 0.9819

0.97955000 4500

4.8945E 06

CORRELACION DE VÁSQUEZ Y BEGGS

1433 5 17.2 460 1180 12.61 °10

Para el rango de presiones de 4500 a 5000, utilizamos una presión promedio.

2

4500 50002

4750

Se debe corregir la gravedad específica del gas del separador de 50 psig a 100 psig, con la ecuación propuesta por Vásquez y Beggs

1 5.912 ∗ 10 460114.7

1 5.912 ∗ 10 26.4 550 46064.7114.7

0.660

1433 5 163 17.2 579 460 1180 0.660 12.61 26.410 4764.7

2.06262E 06

CORRELACION DE KARTOATMODJO Y SCHMIDT

6.8257 10 . ° . 460 . .

Se debe corregir la gravedad específica del gas del separador de 50 psig a 100 psig. con la ecuación propuesta por Kartoatmodjo y Schmidt

1 0.1595 . 460.

114.7

0.684 1 0.1595 26.4 . 550 460 . 64.7114.7

0.650

6.8257 10 163 . 26.4 . 579 460 . 0.650 .

4764.7

1.9946E 06

CORRELACIONES DE LA FOTOCOPIA

CORRELACION DE PETROSKY Y FARSHAD (1993)

1.075 ∗ 10 . . . 460 . .

Para el primer valor.

1.075 ∗ 10 163 . 0.684 . 26.4 . 579 460 . 4764.7 .

2.6575E 06

CORRELACIÓN DE FRASHAD. LEBLANC. GARBER Y OSORIO (1996)

10 . . .

. 460 . . . .


163 . 579

460 . 0.684 . 26.4 . 5014.7 4514.72

.

499.35

10 . . . . .

6.281 06

CORRELACION DE DINDORUK AND CHRISTMAN (2001)

∗ 10

400

2 400

Coeficiente Valor a1 0.980922372 a2 0.021003077 a3 0.338486128 a4 20.00006358 a5 0.300001059 a6 -0.876813622 a7 1.759732076 a8 2.749114986 a9 -1.713572145

a10 9.999932841 a11 4.487462368 a12 0.00519704 a13 0.00001258

. . .

. . . . ..

..

. .

124.899872

4.487462368 0.00519704 124.8998720.00001258 124.899872 ∗ 10

5.333 06

RESULTADOS


COMPRESIBILIDAD

ECUACION 5-78

Presión (psig) Co

Co calculado % Error

5000-4500 0.00000482 4.8945E-06 1.52142415 4500-4000 0.00000483 4.8825E-06 1.07561163 4000-3500 0.00000485 4.8706E-06 0.42348671 3500-3000 0.00000493 4.8588E-06 1.4655126 3000-2500 0.00000504 5.0487E-06 0.17277301 2500-2000 0.00000523 5.2372E-06 0.13723014 2000-1500 0.00000544 5.4241E-06 0.29238297 1500-1172 0.0000058 5.8052E-06 0.08898598 1172-985 0.00000642 6.421E-06 0.01503901

El error promedio fue de 0.5769%

CORRELACION DE VÁSQUEZ Y BEGGS


Presión (psig) Co Co calculado %Error 5000-4500 0.00000482 2.06262E-06 57.207085 4500-4000 0.00000483 2.30444E-06 52.2889633 4000-3500 0.00000485 2.6105E-06 46.1752083 3500-3000 0.00000493 3.01031E-06 38.9389494 3000-2500 0.00000504 3.55473E-06 29.469669 2500-2000 0.00000523 4.33954E-06 17.0259857 2000-1500 0.00000544 5.56908E-06 2.37282438 1500-1172 0.0000058 7.27605E-06 25.4491079 1172-985 0.00000642 8.9899E-06 40.0295908





CORRELACION DE PETROSKY Y FARSHAD (1993)



CORRELACIÓN DE FRASHAD. LEBLANC. GARBER Y OSORIO (1996)

Presión (psig) Co PVT A Co calculado % Error 5000-4500 0.00000482 499.346344 6.28136E-06 30.318687 4500-4000 0.00000483 508.372959 6.34737E-06 31.415525 4000-3500 0.00000485 518.721672 6.4239E-06 32.45156893500-3000 0.00000493 530.805418 6.51443E-06 32.13857773000-2500 0.00000504 545.25807 6.62439E-06 31.43625882500-2000 0.00000523 563.12226 6.76287E-06 29.30910292000-1500 0.00000544 586.287191 6.94675E-06 27.69768891500-1172 0.0000058 612.172904 7.15816E-06 23.41659241172-985 0.00000642 633.459075 7.33682E-06 14.2806536


FACTOR VOLUMETRICO TOTAL

Con los datos del PVT para el Bg. y los datos de la liberación diferencial para el Rsb. La ECUACION 1:

1.079 163 138 0.00325

1.1667

Factor volumétrico total ECUACION 2:

∗

1.083 ∗ 1.0742

1.1633586

Factor volumétrico total ECUACION 3:

∗

1.116 ∗1.0831.087

1.111893284

CORRELACION DE MUHAMMAD ALI AL-MARHOUN


0.314693 0.106253 ∗ 10 0.18883 ∗ 10

COEFICIENTES VALORES a 0.644516 b -1.079340 c 0.724874 d 2.00621 e -0.761910

138 . 0.684 . 0.896 . 579 . 814.17 .

70346.3006651133

0.314693 0.106253 ∗ 10 70346.3006651133 0.18883∗ 10 70346.3006651133

1.155591

CORRELACION DE GLASØ

0.080135 0.47257 ∗ 0.17351 ∗

∗ 460.

.

2.9 ∗ 10 .


2.9 ∗ 10 .

2.66157064459122

∗ 138579 4600.684 . 0.896 . 814.7 .

∗ 0.745066037819133

0.080135 0.47257 0.7450660378191330.17351 0.745066037819133

1.05334885

FACTOR VOLUMÉTRICO CON DATOS DE COMPRESIBILIDAD

Utilizando las compresibilidades calculadas anteriormente. se calcula a continuación el factor volumétrico del petróleo. ECUACION 4:

∗

1.083 ∗ .

1.06192541

RESULTADOS

FACTOR VOLUMÉTRICO TOTAL ECUACIÓN 1.

Presión (psia) Bt (BY/BS) Btf (BY/BS) % Error Bt

999.7 1.087 - - 814.7 1.16676226 1.160261354 4.54858985 614.7 1.32556941 1.31675667 0.03247298 414.7 1.64900723 1.635620703 0.00043852 214.7 2.62440519 2.597927795 0.01544183 114.7 4.47983432 4.429661561 0.01192876


ECUACION 2.

Presión (psia) Bt (BY/BS) Btf (BY/BS) % Error Bt 999.7 1.087 - 814.7 1.1633586 1.160261354 4.24360215 614.7 1.315845 1.31675667 0.7658371 414.7 1.933155 1.635620703 17.2319588 214.7 2.6990526 2.597927795 2.86023628


ECUACIÓN 3.

Presión (psia) Bt Btf (BY/BS) % Error Bt 999.7 1.087 - - 814.7 1.111893284 1.160261354 0.367985281 614.7 1.321120515 1.31675667 0.367985281 414.7 1.642931923 1.635620703 0.367985281 214.7 2.614344066 2.597927795 0.367985281 114.7 4.462816835 4.429661561 0.367985281


CORRELACION DE MUHAMMAD ALI AL-MARHOUN

Presión (psia) F Bt Btf (BY/BS) % Error 999.7 - 1.087 - - 814.7 70346.3007 1.155591 1.160261354 3.54758068614.7 59707.0026 1.01641732 1.31675667 23.3471104414.7 48297.9181 0.87192403 1.635620703 47.1240731214.7 34652.0539 0.70555851 2.597927795 73.1113372114.7 25163.5239 0.59402276 4.429661561 86.7384912



Presión (psia) C Bt* Bt Btf (BY/BS) %Error 999.7 - - 1.087 - - 814.7 2.66157064 0.74506604 1.05334885 1.160261354 5.61390256614.7 2.71336362 0.78502968 1.07740358 1.31675667 18.7478444414.7 2.76444528 0.86916095 1.12719511 1.635620703 31.6437169214.7 2.81824015 1.07112078 1.2427685 2.597927795 52.6383957114.7 2.84995497 1.30210133 1.36959828 4.429661561 69.4238324


ECUACION 4.

Presión (psig)

Bo calculado anteriormente

Bo calculado % Error

5000 1.0647165 1.06192541 0.262143594500 1.0673253 1.06457209 0.257954554000 1.0699341 1.06721241 0.254378763500 1.0725429 1.06984642 0.251410373000 1.0751517 1.0720383 0.289577552500 1.0778692 1.07444111 0.318043132000 1.0806954 1.07705392 0.336956791500 1.0836303 1.07976703 0.356511541172 1.0856956 1.0817004 0.36798528985 1.087 1.083 0.36798528


CORRELACIONES PARA VISCOSIDAD DEL PETROLEO MUERTO


CORRELACION DE BEAL

0.321.8 ∗ 10

.

360260

10 . .

Reemplazando los valores correspondientes.

10 . ..

5.5658

0.321.8 ∗ 1026.4 .

360579 260

.

13.44

CORRELACION DE BEGGS Y ROBINSON

10 1

460 .

10

3.0324 0.02023

3.0324 0.02023 26.4

2.498328

10 .

315.0126

315.0126 579 460 .

1.214693784

10 . 1

15.3943342


3.141 ∗ 10 460 . . .

Reemplazando los datos.

3.141 ∗ 10 579 460 . 26.4 . .

11.2410

CORRELACION DE KARTOATMODJO Y SCHMITH

16 ∗ 10 460 . . .

16 ∗ 10 579 460 . 26.4 . .

11.46


CORRELACIONES MODIFICADAS DE GHETTO. PAONE Y VILLA (1994)

Para crudos medianos: (Correlación modificada de Kartoatmodjo)

μ 220.15 ∗ 10 ∗ – 460 . ∗ . ∗ .

μ 220.15 ∗ 10 ∗ 579– 460 . ∗ 26.4 . ∗ .

μ 8.7912

CORRELACIÓN DE DINDORUK AND CHRISTMAN

Coeficiente Valor a1 14.505357625 a2 -44.868655416 a3 9365790000 a4 -4.194017808 a5 -0.000000003 a6 1.517652716 a7 0.010433654 a8 -0.000776880

1 ∗ 460 2

14.505357625 ∗ 579 460 44.868655416

14.7621045

μ 3 ∗ 460 ∗

5 ∗ 7 ∗

μ 9365790000 ∗ 579 460 . ∗ 26.4 .

5 ∗ 7 ∗

μ 9.9846

RESULTADOS



CORRELACION Viscosidad del petróleo muerto

μ

Viscosidad del petróleo muerto.

PVT (μ )

% de error

BEAL 13.44 1.97 GLASØ 11.24 14.72

KARTOATMODJO Y SCHMITH

11.46 13.18 13.05

BEGGS ROBINSON

15.39 16.77

CORRELACION Viscosidad del petróleo muerto

μ

Viscosidad del petróleo muerto.

PVT (μ )

% de error

GHETTO. PAONE Y VILLA (1994)

8.79 33.33

DINDORUK AND CHRISTMAN

9.98 13.18 24.28

CORRELACIONES PARA DETERMINAR LA VISCOSIDAD DEL PETROLEO POR DEBAJO DEL PUNTO DE BURBUJA



10.715 100 .

5.44 150 .

Para una presión de 985 psig.

10.715 163 100 .

0.6077

5.44 163 150 .

0.78001

0.6077 11.2410 0.78001

5.328

CORRELACION DE CHEW Y CONNALLY

10

2.2 ∗ 10 7.4 ∗ 10

0.6810

0.2510

0.06210

8.62 ∗ 10

1.1 ∗ 10

3.74 ∗ 10


8.62 ∗ 10 163

0.0140506

1.1 ∗ 10 163

0.1793

3.74 ∗ 10 163

0.60962

0.6810 .

0.2510 .

0.06210 .

0.8390245

163 2.2 ∗ 10 163 7.4 ∗ 10

0.11477482

Tomando la viscosidad del petróleo muerto de los datos de PVT.

10 . 13.18 .

5.299


0.06821 0.9824 0.0004034

0.2001 0.8428 ∗ 10 . . .

10 .


10 .

0.737853259

0.2001 0.8428 ∗ 10 . 11.46256657 . . .

5.8847

0.06821 0.9824 5.8847 0.0004034 5.8847

5.71


CORRELACIONES MODIFICADAS DE GHETTO. PAONE Y VILLA

10 . ∗

0.2038 0.8591 ∗ 10 . ∗ ∗ . . ∗

μ 0.00132 0.9821 ∗ 0.005215 ∗


10 . ∗

0.735106055

0.2038 0.8591 ∗ 10 . ∗ ∗ 8.7912 . . ∗ .

4.726053201

μ 0.00132 0.9821 ∗ 4.726053201 0.005215 ∗ 4.726053201

μ 4.7593

CORRELACIÓN DE DINDORUK AND CHRISTMAN

Coeficiente Valor

a1 1

a2 0.00047407290

a3 ‐0.01023451000

a4 0.66003580000

a5 0.00107508000

a6 1.00000000000

a7 ‐0.00002191172

a8 ‐0.01660981000

a9 0.42331790000

a10 ‐0.00022739450

67 ∗

8 ∗10 ∗

1

0.00002191172 ∗ 165

0.01660981000 ∗ 165 .

0.00022739450 ∗ 165

0.853874305

12 ∗

3 ∗

5 ∗

1

0.00047407290 ∗ 165

0.01023451 ∗ 165 .

0.00107508000 ∗ 165

0.675502216

μ ∗ μ

μ 0.675502216 ∗ 9.98463048 .

μ 4.8187

RESULTADOS



Presión (psia)

RS (PCS/BS) a b µo µo PVT % Error

999.7 165 0.605369519 0.778341044 5.083846796 6.49 21.67

814.7 138 0.63981592 0.80227681 5.73650458 6.87 16.4992055

614.7 107 0.68749168 0.83376086 6.71804158 7.37 8.84611147

414.7 77 0.74522247 0.86948513 8.02932052 7.93 1.2524656

214.7 46 0.82290643 0.91372677 10.0063135 8.81 13.5790407

114.7 28 0.88060073 0.94396728 11.6307868 9.98 16.54095

14.7 0 0.99998198 1.00018435 15.4018254 13.18 16.8575527


CORRELACION DE CHEW Y CONNALLY


Presión (psia)

RS (PCS/BS)

a b c d e µob µo PVT % Error

999.7 165 ‐0.116 0.838 0.014 0.182 0.617 5.267 6.490 18.846

814.7 138 ‐0.098 0.857 0.012 0.152 0.516 5.739 6.870 16.462

614.7 107 ‐0.077 0.881 0.009 0.118 0.400 6.373 7.370 13.522

414.7 77 ‐0.056 0.907 0.007 0.085 0.288 7.107 7.930 10.384

214.7 46 ‐0.034 0.938 0.004 0.051 0.172 8.025 8.810 8.905

114.7 28 ‐0.021 0.958 0.002 0.031 0.105 8.655 9.980 13.273

14.7 0 0.000 0.992 0.000 0.000 0.000 9.817 13.180 25.512




CORRELACIÓNES MODIFICADAS DE GHETTO. PAONE Y VILLA – CRUDO MEDIANO

Presión (psia)

µo µo PVT %Error

999.7 4.76 6.49 26.6678445

814.7 5.20 6.87 24.2929384

614.7 5.78 7.37 21.54772897

414.7 6.43 7.93 18.87902314

214.7 7.22 8.81 18.09400047

114.7 7.73 9.98 22.53398471

14.7 8.64 13.18 34.47175613


Presión (psia) RS (PCS/BS) Y f µob µob PVT % Error

999.7 165 0.73510605 5.84723789 5.67847528 6.49 12.504233

814.7 138 0.7730721 6.38295924 6.20498404 6.87 9.67999941

614.7 107 0.81908694 7.08478658 6.89474233 7.37 6.44854363

414.7 77 0.86622358 7.86790908 7.66439779 7.93 3.34933424

214.7 46 0.91778298 8.80507544 8.58544808 8.81 2.54882994

114.7 28 0.94911754 9.41878453 9.18860346 9.98 7.92982507

14.7 0 1 10.4918714 10.2432369 13.18 22.281966

CORRELACIÓN DE DINDORUK AND CHRISTMAN (2001)

Presión (psia)

µo µo PVT %Error

999.7 4.82 6.49 25.75178865

814.7 5.19 6.87 24.50472755

614.7 5.68 7.37 22.90534408

414.7 6.27 7.93 20.9732836

214.7 7.05 8.81 19.96543333

114.7 7.66 9.98 23.21741048

14.7 9.98 13.18 24.2440783


CORRELACIONES PARA LA VISCOSIDAD DEL PETROLEO POR ENCIMA DEL PUNTO DE BURBUJA


CORRELACION DE BEAL

0.001 0.024 . 0.038 .


6.49 0.001 5014.7 999.7 0.024 6.49 . 0.038 6.49 .

8.84566392617347

CORRELACION DE VASQUEZ Y BEGGS

2.6 . 10

3.9 ∗ 10 5


3.9 ∗ 10 5014.7 5

5.1955733

2.6 5014.7 . 10 .

0.40887

6.495014.7999.7

.

12.549

CORRELACION DE KARTOATMODJO SCHMIDT

1.0081 0.001127 0.006517 . 0.038 .


La viscosidad en el punto de burbuja para Kartoatmodjo Schmidt es de 5.6784 cp.

1.0081 5.6784 0.001127 5014.7 999.7 0.006517 5.6784 .

0.038 5.6784 .

7.755

CORRELACION DE LA FOTOCOPIA

CORRELACIONES MODIFICADAS DE GHETTO, PAONE Y VILLA

Para crudos medianos: (correlación modificada de Labedi)

1 ∗10 . ∗ . ∗ .

10 . ∗

4.7593 1 5014.7999.7

∗10 . ∗ 8.7912 . ∗ 999.7 .

10 . ∗ .

6.1503

CORRELACIÓN DE DINDORUK AND CHRISTMAN (2001)

Coeficiente Valor a1 0.776644115 a2 0.987658646 a3 -0.190564677a4 0.009147711 a5 -0.000019111a6 0.00006334

1 2 ∗ 3 ∗ 4 ∗ ∗ 5∗

0.776644115 0.987658646 ∗ 4.8187 0.190564677∗ 163 0.009147711 ∗ 4.8187 ∗ 163 0.000019111 ∗ 5014.7 999.7

0.952851037

6 ∗

4.8187 0.00006334 ∗ 5014.7 999.7

7.1002

RESULTADOS

CORRELACION DE BEAL

Presión (psig) µo µo PVT % Error

5014.7 8.84566393 10.08 12.2453976

4514.7 8.55230603 9.63 11.191007

4014.7 8.25894813 9.18 10.0332448

3514.7 7.96559023 8.74 8.86052368

3014.7 7.67223233 8.29 7.45196222

2514.7 7.37887443 7.85 6.00159958

2014.7 7.08551653 7.4 4.24977656

1514.7 6.79215864 6.95 2.27109877

1186.7 6.59971585 6.66 0.90516736

1014.7 6.49880074 6.51 0.17203169


CORRELACION DE VASQUEZ Y BEGGS

Presión (psia) µo PVT a m µo % Error

5014.7 10.08 ‐5.1955733 0.40887524 12.5490486 24.4945298

4514.7 9.63 ‐5.1760733 0.37752399 11.4665297 19.0709211

4014.7 9.18 ‐5.1565733 0.34350754 10.4628223 13.9740991

3514.7 8.74 ‐5.1370733 0.30680993 9.54483921 9.20868661

3014.7 8.29 ‐5.1175733 0.26746244 8.71885277 5.17313353

2514.7 7.85 ‐5.0980733 0.22556782 7.9911795 1.79846497

2014.7 7.4 ‐5.0785733 0.18134174 7.36943797 0.41300041

1514.7 6.95 ‐5.0590733 0.13519099 6.86500485 1.2229518

1186.7 6.66 ‐5.0462813 0.10421608 6.6070227 0.79545495

1014.7 6.51 ‐5.0395733 0.08788664 6.49850032 0.17664639


CORRELACION DE KARTOATMODJO SCHMIDT

Presión (psia) µo PVT µo calculado % Error

5014.7 10.08 7.75533839 23.0621192

4514.7 9.63 7.50241892 22.0932615

4014.7 9.18 7.24949945 21.0294178

3514.7 8.74 6.99657998 19.9475975

3014.7 8.29 6.74366051 18.6530699

2514.7 7.85 6.49074103 17.3154008

2014.7 7.4 6.23782156 15.705114

1514.7 6.95 5.98490209 13.8863008

1186.7 6.66 5.81898692 12.627824

1014.7 6.51 5.73198262 11.9511118

999.7 6.49 5.72439504 11.7966866


CORRELACIONES MODIFICADAS DE GHETTO, PAONE Y VILLA (1994) – CRUDOS MEDIANOS

Presión (psia)

µo calculado µo PVT %Error

5014.7 6.15 10.08 38.9854531

4514.7 5.98 9.63 37.93312827

4014.7 5.80 9.18 36.77763434

3514.7 5.63 8.74 35.57681249

3014.7 5.46 8.29 34.16936058

2514.7 5.28 7.85 32.68619836

2014.7 5.11 7.4 30.93369123

1514.7 4.94 6.95 28.95424073

1186.7 4.82 6.66 27.56691242

999.7 4.76 6.49 26.6678445


CORRELACIONES DE DINDORUK AND CHRISTMAN

Presión (psia)

µo Calculado

µo PVT % Error

5014.7 7.10 10.08 29.56172319

4514.7 6.86 9.63 28.75915344

4014.7 6.61 9.18 28.00636694

3514.7 6.35 8.74 27.39887656

3014.7 6.07 8.29 26.79079349

2514.7 5.78 7.85 26.37325205

2014.7 5.48 7.4 25.98832641

1514.7 5.16 6.95 25.75426616

1186.7 4.94 6.66 25.75878984

999.7 4.82 6.49 25.75178865


CALCULO DE LA DENSIDAD A PARTIR DE LA COMPRESIBILIDAD

Relación gas en solución-petróleo, gravedad especifica del gas y gravedad API del petróleo de tanque, Conocidos.

Cálculos de densidad por encima del punto de burbuja,

ρo tanque 62.37 ∗ Yo

ρo tanque 62.37 ∗ 0.896

ρo tanque 55. 88lbmPC

ρo ρob ∗ e

ρo 55.88 ∗ e .

ρo 54.0364

Cálculos de densidad por debajo del punto de burbuja,

ρo ρo tanque 0.0136 ∗ Yg ∗ Rs

Bo

ρo 55.88 0.0136 ∗ 0.684 ∗ 165

1.087

ρo 52.8228

RESULTADOS

DENSIDADES PARA PRESIONES POR ENCIMA DEL PUNTO DE BURBUJA

Presión (psig) Densidad calculada (lbm/PC)

Densidad (gr/cm^3)

Densidad PVT (gr/cm^3)

%Error

5000 54.0364 0.8656 0.8711 0.633646694500 53.9082 0.8635 0.8689 0.618354334000 53.7815 0.8615 0.8668 0.611886943500 53.6620 0.8596 0.8647 0.591824053000 53.5417 0.8577 0.8626 0.573114492500 53.4224 0.8557 0.8604 0.541139952000 53.2942 0.8537 0.8582 0.525386921500 53.1593 0.8515 0.8559 0.510561541172 53.0644 0.8500 0.8542 0.49048966985 53.0007 0.8490 0.8532 0.49339213


DENSIDADES PARA PRESIONES POR DEBAJO DEL PUNTO DE BURBUJA

Presión (psig) Densidad Calculada (lbm/PC)

Densidad (gr/cm^3)

Densidad PVT (gr/cm^3)

% Error

985 52.82282981 0.8461 0.8535 0.86228631800 52.98169713 0.8487 0.8566 0.923978968600 53.15782879 0.8515 0.8606 1.056640242400 53.39604226 0.8553 0.8637 0.969970225200 53.68105853 0.8599 0.8677 0.900323977100 53.82932617 0.8623 0.8695 0.832327987

0 54.30857143 0.8699 0.8742 0.487339386


GRAFICAS

GRAFICA 1. FACTOR VOLUMÉTRICO TOTAL VS PRESIÓN

GRAFICA 2 PRESIÓN (PSIA) VS DENSIDAD ( )

52.8000

53.0000

53.2000

53.4000

53.6000

53.8000

54.0000

54.2000

54.4000

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000

Densidad

(lbm/PC)

Presion (psia)

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

5

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000

Bt (BY/BS)

Presion (psia)

GRAFICA 3 PRESIÓN (PSIA) VS VISCOSIDAD (cp)

GRAFICA 4 COMPRESIBILIDAD (psia -1) VS PRESION (psig)

0

2

4

6

8

10

12

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000

Viscosidad

(cp)

Presion (psia)

0.00E+00

1.00E‐06

2.00E‐06

3.00E‐06

4.00E‐06

5.00E‐06

6.00E‐06

7.00E‐06

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000

Compresibilidad

(psia‐1)

Presion (psig)

ANALISIS DE LOS RESULTADOS

GRÁFICA 1. FACTOR VOLUMÉTRICO TOTAL O BIFÁSICO

El factor volumétrico total es igual al factor volumétrico del petróleo a presiones mayores que la presión de burbuja, posteriormente, observando la correspondiente gráfica y el respectivo análisis de la ecuación Bt = Bo +

∗ , el factor volumétrico total aumentara a presiones menores que la presión de burbuja debido a la liberación de gas que se produce por la disminución de presión en la prueba de liberación diferencial ∗ , porque a diferencia del factor volumétrico del petróleo, el factor volumétrico bifásico recoge las muestras de gas liberado en cada etapa de disminución de presión ocupando un mayor volumen.

GRÁFICA 2 DENSIDAD DEL PETRÓLEO

A condiciones saturadas, la densidad del petróleo aumenta a medida que la presión disminuye, debido a que hay gas en solución que se libera, y por ende una disminución de volumen del líquido, aumentando así, la densidad.

A condiciones subsaturadas la densidad del petróleo la densidad del petróleo disminuye moderadamente al disminuir la presión, ya que al disminuir la presión las moléculas de líquido se encuentran más distantes y por ende pueden ocupar un mayor volumen.

GRÁFICA 3 VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO

A condiciones subsaturadas, el gas disuelto permanece constante, por ende, la viscosidad dependerá solamente de la presión, como se observa en la gráfica, una alta disminución de presión, ocasionara una pequeña disminución en la viscosidad del petróleo subsaturado, esto debido a que a menores presiones, las moléculas del fluido se encontraran más distantes unas a otras, y por tanto, su tendencia a fluir aumentara.

A condiciones saturadas, la viscosidad del petróleo depende del gas disuelto, su efecto es disminuir su viscosidad, en la gráfica se puede observar que cuando la presión disminuye hasta llegar a la presión de burbuja la tendencia de esta varia, aumentando al disminuir la presión, esto se debe a que el

movimiento molecular brusco del gas que se libera impide que al fluido desplazarse con la misma facilidad. A estas condiciones, la viscosidad presenta un comportamiento potencial de grado 2 decreciente.

Debido a que un aumento de esta misma ocasionara un aumento de la viscosidad por el efecto de la compresibilidad.

GRÁFICA 4. COMPRESIBILIDAD DEL PETRÓLEO

A medida que se disminuye la presión, la compresibilidad aumenta. Su aumento es leve cuando la presión actual es distante a la presión del punto de burbuja, y aumenta notoriamente cuando se acerca al punto de burbuja. De esto se puede deducir que al acercarse al punto de burbuja, el cambio de volumen con respecto a la presión es mayor a comparación de presiones mayores.

CORRELACIONES

COMPRESIBILIDAD

%Error del valor más alto y bajo

Ecuación 5.78 Corr.Kartoatmodjo0.5769 34.5191

La ECUACIÓN 5-78 arroja un porcentaje error promedio menor a comparación con la correlacion de KARTOATMODJO Y SCHMIDT debido a los siguientes argumentos:

No se utiliza una presión promedio para los intervalos de compresibilidad

La gravedad específica en la segunda correlación tiene que ser corregida para un separador de 100 psig, obteniendo un dato no empírico ocasionando otro margen de error, a comparación con la primera correlación, donde los volúmenes relativos son obtenidos de la prueba de liberación instantánea mediante datos empíricos realizados en el laboratorio.

FACTOR VOLUMETRICO TOTAL O BIFASICO

%Errores del valor más alto y bajo

Ecuación 3 Corr. Muhammad Ali Al-Marhoun 0.3679 46.79

La ECUACIÓN 3 arroja un porcentaje de error promedio menor a comparación con la correlacion de MUHAMMAD ALI AL-MARHOUN debido a los siguientes argumentos:

La correlación de Muhammad Ali Al-Marhoun fue ajustada para crudos del medio oriente, caracteristicos de ser crudos livianos con referencia al crudo del yacimiento USCO-35 que es clasificado como un crudo mediano, por esta razón arroja un error promedio alto a comparación con la Ecuación 3.

VISCOSIDAD DEL PETROLEO MUERTO


Corr.Beal Corr.Mod.Ghetto, Paone y Villa

1.97 33.33

La correlación de BEAL arroja un porcentaje de error promedio menor a comparación con la correlación modificada de GHETTO, PAONE Y VILLA debido a lo siguiente:

La correlación modificada de Ghetto, Paone y Villa fue realizada con 195 muestras de crudos del Mediterraneo, África, Golfo Pérsico y Mar del Norte, por esta razón, y debido a que el crudo del yacimiento USCO-35 posee características notablemente diferentes a los mencionados, no se obtiene un comportamiento aceptable para esta correlación

VISCOSIDAD DEL PETROLEO POR DEBAJO DEL PUNTO DE BURBUJA


Corr. Kartoatmodjo y Schmidt Corr.Mod.Ghetto, Paone y Villa

9.25 23.78

La correlación de KARTOATMODJO Y SCHMIDT arroja un porcentaje de error promedio menor a comparación con la correlación modificada de GHETTO, PAONE Y VILLA debido a lo siguiente:

La correlación de Kartoatmodjo y Schmidt fue obtenida a partir de un banco de datos de 2545 puntos entre estos America Latina, debido a que nuestro crudo del yacimiento USCO-35 entra en las características de estos bancos de datos arrojando un error menor al obtenido con la correlación modificada de Ghetto, Paone y Villa – Crudo Mediano, que no es realizada con crudos de America Latina.

VISCOSIDAD DEL PETROLEO POR ENCIMA DEL PUNTO DE BURBUJA

% Error del valor más alto y bajo

Corr.Beal Corr.Mod.Ghetto, Paone y Villa

6.34 33.025

La correlación de Beal arroja un porcentaje de error promedio menor a comparación con la correlación modificada de GHETTO, PAONE Y VILLA debido a lo siguiente:

La correlación de Ghetto, Paone y Villa fue realizada con características de crudos diferentes a los crudos de America Latina, se infiere, que la repetición de esta correlación al arrojar valores altos para las viscosidades tanto del petróleo muerto, por debajo y por encima del punto de burbuja, no se ajusta correctamente a crudo del yacimiento USCO-35.

CONCLUSIONES

A condiciones subsaturadas, el factor volumétrico total es casi constante, y posee un comportamiento lineal. A condiciones subsaturadas, presenta un comportamiento casi parabólico, aumenta bruscamente, debido a que el gas que se libera posee un volumen mayor que el volumen de líquido que se encontraba antes de llegar al punto de burbuja.

A condiciones subsaturadas, la viscosidad y la densidad presentan un comportamiento lineal con pendiente positiva y a condiciones saturadas presentan un comportamiento potencial de grado 2 decreciente. Cabe afirmar que se está refiriendo a la densidad del petróleo líquido (no total).

La compresibilidad calculada con datos de PVT arroja un error de 0.5769%, el cual es considerablemente menor a los hallados con las correlaciones, de esto se deduce que al utilizar con datos de PVT, los datos obtenidos son más precisos.

La correlación que mejor modela el comportamiento de la compresibilidad en el crudo USCO-35 es la ecuación 5-78.

La correlación que mejor modela el comportamiento de la viscosidad del petróleo muerto para el crudo USCO-35 es la de BEAL.

La correlación que mejor modela el comportamiento de la viscosidad por debajo del punto de burbuja en el crudo USCO-35 es la de KARTOATMODJO Y SCHMIDT.

La correlación que mejor modela el comportamiento de la viscosidad por encima del punto de burbuja en el crudo USCO-35 es la de BEAL.

BIBLIOGRAFIA

PARRA, RICARDO. Propiedades Fisicas de los Fluidos de Yacimientos,

Editorial Surcolombiana.

PARRA, RICARDO. CORRELACIONES PARA ESTIMAR LAS PROPIEDADES FISICAS DEL PETROLEO, ABRIL 2011

Correlaciones Para Determinar Las Propiedades Del Petroleo

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