2‐1 

CHAPTER TWO REVIEW OF THE FLUID PROPERTIES 

A  basic  knowledge  of  physics  and  chemistry  of  subsurface  waters  and  petroleum  is  essential  for 

petroleum  engineers  because  many  problem  associated  with  exploration,  formation  damage  or 

production  problems,  enhanced  oil  recovery, wettability,  and  others  are  directly  associated with  the 

physical  and  chemical  behavior  of  subsurface  waters  and  petroleum  as  a  whole,  or  as  groups  of 

constituents such as Paraffins, Asphaltenes, etc. 

 DEFINITIONS 

To decide what we mean by the word "fluid" we first have to consider the idea of shear stress. A stress is 

the  ratio  of  a  given  force  to  the  area  over which  it  is  exerted.  It  is  easiest  to  discuss  shear  stress  in 

comparison with tensile stress and compressive stress as can be seen in Figure 2‐1.  

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

a) The rope is in tensile stress     b) The column is in compressive stress          c) The glue is in shear stress  

 

Figure 2‐1: Comparison or Tensile, Compressive, and Shear Stresses 

 

In Figure 2‐1(a), a  rope  is holding up a weight. The weight exerts a  force which  tends  to pull  the  rope 

apart. Thus the stress in the rope is the force exerted by the weight divided by the cross‐sectional area of 

the rope. The force which tries to pull things apart is called a tensile force and the stress it causes is called 

a tensile stress. 

 

In Figure 2‐1(b), a steel column is holding up a weight. The weight exerts a force which tends to crush the 

column. This kind of force is called a compressive force, and the stress in the column, the force divided by 

the cross‐sectional area of the column is called a compressive stress. 

 

In  Figure 2‐1(c),  some  glue  is holding up  a weight. The weight  exerts  a  force which  tends  to pull  the 

weight  down  the wall  and  thus  to  shear  the  glue.  This  force, which  tends  to make  one  surface  slide 

parallel to an adjacent surface, is called a shear force and the stress in the glue, the force divided by the 

area of the glue joint, is called a shear stress. 

 

2‐2 

A more detailed examination or these examples would show that all three kinds or stress were present in 

each case, but those we have identified are the main ones.  

 

In our attempt to differentiate between fluids and solids we can now say that solids are substances which 

can permanently resist very large shear forces. When subject to a shear force, they move a short distance 

(elastic deformation), thereby setting up internal shear stresses which resist the external force and then 

they  stop moving.   Materials which  obviously  are  fluids  cannot  permanently  resist  a  shear  force,  no 

matter how small. When subject to a shear force, they start to move and keep on moving as long as the 

force is applied. Substances intermediate between the two are materials which can permanently resist a 

small  shear  force  but  cannot  permanently  resist  a  large  one.  For  example,  if we  put  a  “blob”  of  any 

obvious liquid on a vertical wall, it will run down the wall owing to the pull of gravity. If we attach a piece 

of  steel or diamond  securely  to a wall,  it will  remain  there, no matter how  long we wait.  If we attach 

some peanut butter  to a wall,  it will probably  stay, but  if we  increase  the  shear  stress of  the peanut 

butter by spreading it with a knife, it will flow like a fluid. We cannot, of course, spread steel with a knife. 

If, as  shown  above,  the  relevant difference between peanut butter and  steel  is  the magnitude of  the 

shear stress which the material can resist, then the difference is one of degree, not of kind. At very high 

shear stresses steel can be made to “flow like a fluid”; this is called plastic deformation in books on the 

strength of materials.  

 

CLASSIFICATION OF THE FLUID 

Fluids are of two types,  liquids and gases. On the molecular  level they are quite different. In  liquids the 

molecules  are  close  together  and  are  held  together  by  significant  forces  of  attraction;  in  gases  the 

molecules are relatively far apart and have very weak force of attraction. As temperature and pressure 

increase,  these differences become  less and  less, until  the  liquid and gases become  identical at critical 

temperature and pressure. The differences between  the behavior of  liquids and gases  is most marked 

when these fluids are expanded. Suppose that some fluid completely fills the space below the piston  in 

Figure 2‐2 

 

When we raise the piston, the volume occupied by the fluid is increased.  If the fluid is gas, it will expand 

readily,  filling  all  the  space  vacated by piston;  gases  can  expand without  limit  to occupy  space made 

available to them.    If on the other hand, the fluid  is a  liquid, then as the piston  is raised, the  liquid can 

expand only a small amount, and  thereafter  it can expand no more. What  fills  the space between  the 

piston and  liquid? Parts of  liquid must turn  into a gas by boiling, and this gas expands to fill the vacant 

space.  This  can  be  explained  in molecular  level  by  saying  that  there  is maximum  distance  between 

molecules  over which  the  attractive  forces  hold  them  together  to  form  a  liquid  and  that, when  the 

molecules separate more than this distance they cease to behaving as a liquid and behave as a gas. 

 

 

2‐3 

Fluid 

Piston

Gas

Piston 

Liquid 

  

Figure 2‐2: Expansion of Fluid in a Cylinder 

 

The isothermal compressibility, c defined below is used in reservoir engineering to categorize the fluids as 

follows: 

.T

1 Vc 2 1

V p

 

A. Incompressible Fluids 

An  incompressible  fluid  is one which  experiences no  change  in  volume  (or density) with pressure 

and/or  temperature  change.  Actually,  there  are  no  incompressible  fluids;  some  fluids,  however, 

approximate  this  behavior  and  can  be  assumed  incompressible  for  certain  types  of  engineering 

calculations.  

 

B. Slightly Compressible Fluids 

These  are  fluids which  exhibit  small  changes  in  volume  (or  density) with  changes  in  pressure  or 

temperature. All liquids fit into this category. Liquid density is, in general, a function of temperature 

and pressure.   However, since a reservoir  is an  isothermal system, density will be a function only of 

pressure; thus, the Equation 2.1 can be written as: 

.1 d

c 2 2dp

 

If the compressibility, c, is assumed to be constant over the range of pressures considered, Equation 

2.2 can be integrated as: 

( ) .oo

c p pe 2 3  

Where, ρo is the density at the arbitrary reference pressure, po. 

 

C. Highly Compressible Fluids  

These are fluids which experience large changes in volume (or density)  as a function of pressure and 

temperature.  All gases fall into this category.  

  

2‐4 

FLUID PROPERTIES Among properties of fluids which will enter our calculations most often are density, viscosity, and surface tension. They are discussed below.  

 

A. Density 

The density is defined as the ratio between mass and volume: 

.m

2 4V

        

We are all aware of the differences in density between various materials, such as that between lead 

and wood, how can we measure the density of a material? If we wish to know the density of liquid, 

we can weigh a bottle of known volume (determine its mass), fill it with the liquid, weigh it again, and 

compute the density with the aid of Equation 2.4. This is one of the standard laboratory methods of 

determining  liquid  density;  the  special  weighing  bottles  designed  for  this  purpose  are  called 

pycnometers. If we wish to know the density of a cubic block, we can measure the length of its sides, 

compute its volume, weigh it, and apply these results to Equation 2.2.  

 

A related property, specific gravity, is defined as follows: 

,

.( )water P T

2 5

 

This definition has  the merit of being a ratio and, hence a pure number which  is  the same  for any 

given material, regardless of the system of units chosen. It occasionally  leads to confusion, because 

some specific gravities are referred to water at 60oF, some to water at 70oF, and some to water at 

39oF (all at a pressure of 1 atm). The differences are small but great enough to cause trouble. If the 

temperature of the water is specified as 39oF (4oC), then the density of water is 1.000 g/cm3. Thus, if 

this  basis  of  measurement  is  chosen,  then  specific  gravities  become  numerically  identical  with 

densities expressed in grams per cubic centimeter. The most commonly measured physical property 

of  crude  oils  and  its  fractions  is  the  API  gravity.  It  is  an  arbitrary  scale  adopted  for  simplified 

measurement by hydrometers, because  it enables a  linear  scale  for gravity measurement. The API 

gravity is directly related to the specific gravity as follows: 

.. .

oF

O

60

1415API 1315 2 6

 

The API  gravity does not have  a  linear  relationship  to  the physical properties of petroleum or  its 

fractions;  therefore,  it  is  not  a  measure  of  the  quality  of  petroleum.  The  measurements  are 

important, however, because the API gravity is used with other parameters for correlation of physical 

properties. Also,  the price of petroleum  is commonly based on  its API gravity. Specific gravities of 

gases  also  are  used;  they  are  based  on  air  at  1  atm  and  a  specific  temperature  as  the  reference 

density. 

 

B. Viscosity 

The viscosity is a measure of resistance to flow. If we tip over a glass of water on the dinner table, the 

water will spill out before we can stop it. If we tip over a Jar of honey, we probably can set it upright 

2‐5 

again before much honey flows out; this is possible because the honey has much more resistance to 

flow, more viscosity, than water.  

 

A more precise definition of viscosity is possible in terms of the following experiment. Consider two 

long, solid plates separated by a thin film of fluid as illustrated in Figure 2‐2.  

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Figure 2‐2: The Sliding Plate Experiment 

 

If we slide the upper plate steadily with velocity V0, a force will be required to overcome the friction 

in  the  fluid between  the plates. This  force will be different  for different  velocities, different plate 

sizes, different  fluids,  and different  distances between  the  plates. We  can  eliminate  the  effect of 

different plate sizes; however by measuring the force per unit area of the plate, which we define as 

the shear stress τ.  It has been demonstrated experimentally  that  for most  fluids  the  results of  this 

experiment can be shown most conveniently on a plot τ versus dV dy  as illustrated in Figure 2‐3.  

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Figure 2‐3: Outcomes of the Sliding Plate Experiment 

 

dV dy , as shown here, simply is velocity divided by a distance, V y0 0. In more complex geometries it 

is the limiting value of such a ratio at a point. It is commonly called the rate of strain, shear rate, and 

rate of shear deformation, all of which mean exactly the same thing.  

 

2‐6 

Four different kinds of curve are  shown as experimental  results  in Figure 2‐3. All  these  results are 

observed in nature. The behavior most common in nature is that represented by the middle straight 

line  through  the  origin.  This  line  is  called Newtonian  because  it  is  described  by Newton's  law  of 

viscosity: 

.dV

2 7dy

 

This  equation  indicates  that  the  shear  stress,  τ,  is  linearly  proportional  to  the  velocity  gradient, 

dV dy . It is also the definition of viscosity, because we can rearrange it as follows: 

.2 8dV dy

 

Here, μ is called the viscosity or the coefficient of viscosity. For fluids such as air the value of μ is very 

low:  therefore,  their observed behavior  is  represented  in Figure 2‐3 by a  straight  line  through  the 

origin, very close to the  dV dy axis. For fluids such as corn syrup the value of μ is very large, and the 

straight  line  through  the origin  is close  to  the τ axis. Fluids  that exhibit  this behavior  in  the sliding 

plate experiment are called Newtonian fluids. All the others are called non‐Newtonian fluids. Which 

fluids are Newtonian? All gases are Newtonian. All liquids for which one can write a simple chemical 

formula  are Newtonian,  such  as water,  benzene,  ethyl  alcohol,  carbon  tetrachloride,  and  hexane. 

Most solutions of simple molecules are Newtonian, such as solutions of inorganic salts, and of sugar. 

Complex mixtures such as slurries, pastes, gels, polymer solutions, etc., are generally non‐Newtonian 

fluids.  

 

C. Surface Tension 

Liquids behave as if they were surrounded by a skin which tends to shrink, or contract, like a sheet of 

stretched  rubber. This phenomenon  is known as  surface  tension. Surface  tension  is  caused by  the 

attractive forces in liquids. All of the molecules attract each other; those in the center are attracted 

equally  in all directions but those at the surface are drawn toward the center because there are no 

liquid molecules in the other direction to pull them outward; see Figure 2‐4.  

 

 

  

Figure 2‐4: Surface Tension Caused by the Attractive Forces between Molecules 

 

2‐7 

The effort of each molecule to get into the center causes the fluid to try to take a shape that would 

have the greatest number of molecules nearest the center, in other words, a sphere. Any other shape 

has more surface area per unit volume;  therefore,  regardless of  the shape of a  fluid  the attractive 

forces  tend  to  pull  the  fluid  into  a  sphere.  The  fluid  thus  tries  to  decrease  its  surface  area  to  a 

minimum. The tendency of a surface to contract can be measured with the device shown in Figure 2‐

5.  

 

 Figure 2‐5: Wire Frame Used to Measure Surface Tension  

 

A wire frame with one movable side is dipped into a fluid and carefully removed with a film of fluid in 

the space formed by the frame. The film tries to take up a spherical shape, but since it adheres to the 

wire,  it draws  the movable part or  the  frame  inward. The  force necessary  to  resist  this motion  is 

measured by means or a weight. It is found experimentally that the ratio of the force to the length or 

the sliding part or the wire is always the same for a given fluid at a given temperature, regardless of 

the size of the apparatus. This force is very slightly influenced by what the surrounding gas is, air or 

water vapor or whatever.  

 

Fluids adhere strongly to some solids and not to others. For example, water adheres strongly to glass 

but very weakly  to polyethylene. Two other effects due  to surface  tension are  the capillary  rise of 

liquids  in small tubes and porous wicks (without which kerosene  lanterns wouldn’t work at all) and 

the tendency of jets or liquid to break up into drops (as from a garden hose). Surface tension effects 

are  very  important  in  systems  involving  large  surface  areas  such  as  emulsions  (mayonnaise,  cold 

cream) and multiphase flow through porous media (oil fields).  

 

 PETROLEUM 

Petroleum  is  a  complex  mixture  containing  thousands  of  different  compounds,  most  of  which  are 

composed exclusively of hydrogen and carbon  (hydrocarbons).  Included  in  the mixture are compounds 

containing nitrogen, sulfur, oxygen, and metals compounds.  In 1927,  the American Petroleum  Institute 

(API)  initiated Research  Project  6,  “The  Separation,  Identification,  and Determination  of  the  Chemical 

Constituents  of  Commercial  Petroleum  Fractions;” which was  designed  to  elucidate  the  structure  of 

Film of Liquid

Weight

2‐8 

compounds  in crude oil  from  the Ponca City Oilfield, Oklahoma. By 1953, 130 hydrocarbons had been 

identified.  The  number  of  compounds  clearly  identified  has  increased  greatly  since  then  after 

introduction of gas chromatography and mass spectroscopy. Petroleum is frequently characterized by the 

relative  amounts  of  four  series  of  compounds.  The members  of  each  series  are  similar  in  chemical 

structure and properties. The four series (or classes of compounds) that are found in petroleum are: 

 

(1)  Paraffinic series ‐ Normal and branched alkane series  

(2)  Naphthenic series‐ Cycloalkanes  

(3)  Aromatic series 

(4)  Asphaltic ‐Complex, high‐molecular‐weight polycyclic compounds containing nitrogen, sulfur, and 

oxygen atoms in their structures.  

 

The petroleum  is generally classified as paraffinic, naphthenic, aromatic and asphaltic according  to  the 

relative amounts of any of the series. Crude oils derived principally from terrestrial plant organic material 

contain high amounts of alkanes, whereas  the oils generated  from marine organic materials generally 

contain  greater  amounts  of  cyclic  saturated  and  unsaturated  compounds.  A  crude  oil  that  has  been 

exposed to aerobic bacterial degradation will be chiefly composed of aromatics, asphalts, and resins. 

 

PVT PROPERTIES OF THE RESERVOIR OIL    

One of  the best means of obtaining an understanding of  the phase behavior and volume changes  that 

take place  in the reservoir during  its depletion  is to study the similar behavior that takes place  in a PVT 

cell  in  the  laboratory  during  the measurement  of  the  PVT  characteristics  of  a  reservoir  hydrocarbon 

system as illustrated in Figure 2‐6.  

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Figure 2‐6: Typical Laboratory PVT Analysis of the Oil Sample 

2‐9 

Ideally, a  reservoir  is sampled  immediately  following  the discovery well  in a  reservoir. The bottomhole 

sampling of the reservoir fluid then occurs at or above the saturation pressure. This sample is taken into 

the laboratory and transferred to a high‐pressure PVT cell. The pressure, temperature, and volume of this 

cell can be controlled in such a way as to permit measurement of the oil formation volume factor and the 

gas  in  solution  at  the  various pressures  to be encountered during  the producing  life of  the  reservoir. 

Ordinarily, the pressure and  initial reservoir pressure and the reservoir temperature of the cell are first 

adjusted to the temperature. The volume of the fluid  in the cell at this time  is of some arbitrary value, 

depending on the size of the sample taken, the size of the cell, and the anticipated PVT analysis.  

 

To  obtain  a  reduction  in  pressure  in  the  cell,  the  cell  volume  is  increased  slightly.  This  increase  is 

accomplished physically  in the  laboratory by either removing mercury from the cell or simply moving a 

piston.  If  the  reservoir  is  initially  above  the  saturation pressure,  the  initial  change  in  volume, V, with 

pressure is very small. However, once the pressure has been lowered below the saturation pressure, pb, 

gas is liberated and the total volume of the cell begins increasing more rapidly.  Use of a visual cell with a 

window permits observation of the gas liquid interface and evaluation of the amount of oil and gas in the 

cell at any particular pressure. It can then be observed that the oil volume is a maximum at the saturation 

pressure  (bubble  point).  It  declines  as more  of  the  oil  changes  to  gas  as  the  pressure  in  the  cell  is 

decreased. Once the cell has reached the stock‐tank (atmospheric) pressure,  it  is permitted to cool to a 

stock‐tank temperature, which results in further thermal shrinkage of the oil to a volume. 

 

The standard volume of the gas in solution at any pressure is referred to as Solubility, Rs, which has the 

units of standard cubic feet per stock‐tank barrel (SCF/STB). The oil formation volume factor, Bo defined 

as the volume of oil and its original solution gas at reservoir conditions per stock‐tank barrel of oil: 

.oo

o ST

VB Formation Volume Factor  FVF , RB/STB 2 9

V  

It can be determined for any pressure by calculating the ratio between the volume of oil in the cell at any 

pressure and  the  stock‐tank volume  that  results when  this oil  reaches  stock‐tank conditions. The  two‐

phase formation volume factor is the total volume of oil and the liberated gas per stock‐tank barrel of oil: 

.o gt

o ST

V VB Two‐phase FVF  , RB/STB 2 10

V

 

The gas formation volume factor, Bg , can be similarly defined as the volume of gas at reservoir conditions 

per volume of the same gas at standard conditions:  is  

.g

sc

VB 2 11

V  

Combining equations 2.9, 2.10, and 2.11 will provide: 

.t o si s gB B R R B  , RB/STB 2 12  

Where, Rsi,  is the solubility at  initial reservoir pressure. Figure 2‐7  illustrates the schematic relationship 

between the oil formation volume factor, gas solubility, and viscosity with the reservoir pressure. In these 

diagrams pi is the initial reservoir pressure, pb is the bubble point pressure.  

 

 

2‐10 

 

 

  

Figure 2‐7: The Relationship between the Oil Properties and the Reservoir Pressure  

2‐11 

Natural Gas Properties 

The group of hydrocarbons  comprising natural gas  is  the most  volatile paraffin or alkane  compounds.  

Almost all petroleum engineering problems use the PVT behavior of gases in one form or another.  

 

Ideal Gas Law 

The basic equation expressing the PVT behavior of gases is the ideal gas law: 

.PV n R T 2 12         

Where:     P = pressure       

V = total volume of gas     

n = number of moles     

T = absolute temperature    

R = gas constant 

 

The value of  the gas constant, R, depends on  the system of units used  in Equation 2.12. Table 2‐1 

provides the values of R for different set of units. An ideal gas is a fluid in which the volume occupied 

by the molecules  is  insignificant with respect to the volume occupied by the total fluid, there  is no 

attractive  or  repulsive  forces  between  the molecules  or  between  the molecules  and walls  of  the 

container, and all collision of molecules  is perfectly elastic. At  low pressure, most gases behave  like 

ideal  gas.  In practice,  it has been  found  that no  gas obeys  this  simple  law over  all pressures  and 

temperatures.  

 

 

 

TABLE 2‐1: Values of Gas Constants 

P  V  n  T  R 

atm  liter  g‐mol  oK  0.082057 

atm  cm3  g‐mol  oK  82.057 

mm Hg  liter  g‐mol  oK  62.364 

bar  liter  g‐mol  oK  0.083145 

kg/cm3  liter  g‐mol  oK  0.084784 

kPa  m3  g‐mol  oK  0.0083145 

kPa  m3  k‐mol  oK  8.3145 

bar  m3  k‐mol  oK  0.083145  

atm  ft3  Ib‐mol  oR  0.73024 

in Hg  ft3  Ib‐mol  oR  21.850 

mm Hg  ft3  Ib‐mol  oR  554.98 

psi  ft3 Ib‐mol oR 10.732 

lb/ft2  ft3  Ib‐mol  oR  1445.3 

 

 

 

2‐12 

Real Gas Law 

Hydrocarbons  deviate widely  from  ideal  gas  law  at  the  elevated  pressures  and  temperatures  of 

petroleum reservoirs. In order to express a more exact relationship between the variables P, V, and T, 

a correction factor must be introduced to Equation 2.12 which is called gas deviation factor, z, or z‐

factor: 

.PV zn R T 2 13         

Equation 2.13  is known as Real Gas Equation of State. A study of pure gases consisting of only one 

component  showed  that  there  was  a  well‐established  relationship  between  the  z‐factors  and 

pressure, temperature, critical pressure, and critical temperature of pure gas. This relationship takes 

the  form of Figure 2‐8 which consists of plots of gas deviation  factor versus  the  reduced pressure, 

R cP P P , for various reduced temperatures, R cT T T .   

 

Natural  gas  is  a  mixture  of  different  hydrocarbons  and  consequently  the  critical  pressure  and 

temperature lose much of their significance as compared to pure component. This then would mean 

that the z‐factor correlation of Figure 2‐8 could not be used for a mixture of gases except that it was 

found that use of a pseudo‐critical pressure and temperature would permit the application of the z‐

factor data  to a mixture of gases as  though  the  critical pressure and  temperature where equal  to 

pseudo‐critical pressure and  temperature. The pseudo‐critical pressure and  temperature are mole‐

friction‐weighted critical pressure and temperature. We may state the pseudo‐critical pressure and 

temperature as: 

, .n n

pc i ci pc i cii 1 i 1

p y p T y T 2 14

 

Where: y = mole fraction  

  Pc = critical pressure of pure component     Tc =critical temperature of pure component   

  Ppc = pseudo‐critical pressure of mixture   Tpc = pseudo‐critical temperature of mixture 

  i = subscript, referring to component i     n = total number of components in mixture  

 

The  logical nature of Equations 2.14  can be  recognized when we  compare  the equations with  the 

manner used to calculate the molecular weight of combination of compounds: 

.n

a i ii 1

M y M 2 15

 

The pseudo‐critical pressure and temperature and molecular weight could be evaluated according to 

these  equations when  a  compositional  analysis  is  available  for  a  gas.    Table  2‐2  lists  the  critical 

pressures and temperatures of various hydrocarbon compounds.  

 

The  hexanes,  heptanes,  and  heavier  constituents  of  natural  gas  contain  several  hydrocarbon 

compounds  as well  as  the  normal  and  isomeric  paraffins.  In  fractional  analyses,  these  individual 

constituents  are  difficult  to  identify,  and  often  they  are  collected  as  a  liquid with  the molecular 

weight and specific gravity determined thereon. Figure 2‐9 shows the relationship between pseudo‐

critical  conditions  and molecular  weight,  and  specific  gravity  for  C7+  components  of  natural  gas 

systems.

2‐13 

 Figure 2‐8: Gas Deviation Factor for Natural Gases (After Standing and Katz) 

 

2‐14 

 

 

TABLE 2‐2: Critical Properties of the Simple Hydrocarbons 

Compound  Formula  TC, oR  PC, psia  M 

 Carbon Dioxide  CO2  547.7  1073.0  44.01 

 Nitrogen  N2  227.0  493.0  28.01 

 Hydrogen Sulfide  H2S  672.0  1306.0  34.08 

 Methane  CH4  343.3  673.1  16.04 

 Ethane  C2H6  549.8  708.3  30.07 

 Propane  C3H8  666.0  617.4  44.10 

 Iso‐Butane  i‐C4H10  734.7  529.1  58.12 

 Normal Butane  n‐C4H10  765.3  550.7  58.12 

 Iso‐Pentane  i‐C5H12  830.0  482.0  72.15 

 Normal Pentane  n‐C5H12  847.0  485.0  72.15 

 Hexanes  C6H14  914.0  439.7  86.18 

  

 

 

Figure 2‐9 Correlations for Pseudo‐critical Properties of C7+ 

 

2‐15 

Gas Gravity 

In  the  absence of  gas  compositional  analysis, empirical  correlations  are  available  that provide  the 

pseudo‐critical pressure and temperature as a function of the gas gravity.   Gas gravity  is defined as 

the ratio of gas density to air density at the standard pressure and temperature conditions. It could 

be shown that:  

.g a ag

air airSC

M M2 16

M 29

 

Where:  γg  = gas gravity    ρg   = gas density 

 

The empirical correlations for obtaining pseudo‐critical pressure and temperature are given below: 

 

. . .

. . .

pc g

pc g

P 709 604 58 718 2 17

T 170 491 307 344 2 18

         

       

 

 

Gas Formation Volume Factor 

The gas formation volume factor relates the volume of gas at the reservoir (formation) to the volume 

at standard conditions and was given by equation 2.11. We can use the real gas equation to derive an 

expression for gas formation volume factor: 

. . .3g

zT zTB 0 0283 ft SCF 0 0054 RB SCF 2 19

P P   

Gas Density 

 The real gas equation can also be used to derive an expression for gas density: 

., .g m

3

2 7 P lb2 20

zT ft

 

Equation2.21 can be used to calculate the gas density at any pressure (psia) and temperature (o R) 

after first evaluating the gas deviation factor (z) at those conditions. 

 

Gas Compressibility 

An expression for gas compressibility can be derived using real gas equation: 

.g

1 1 zc 2 21

P z p

 

In order to obtain the gas compressibility at particular pressure and temperature using equation 2.21, 

z‐factor and  z p/  must be evaluated. A simpler approach is to use Figure 2‐10 which provides the 

reduced compressibility,  r g cc c P , as a function of reduced pressure and temperature.  

 

Gas Viscosity 

The only accurate way  to obtain  the viscosity of a gas  is  to determine  it experimentally. However, 

experimental  determination  is  difficult  and  slow.  Usually,  the  petroleum  engineer  must  rely  on 

viscosity correlation. The viscosity of a pure gas depends on  the  temperature and pressure but  for 

2‐16 

  

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Figure 2‐10: Variation of crTr with Reduced Temperature and Pressure 

 

 

rP

rr

cT

2‐17 

gas mixtures it is also a function of composition of the mixture. For natural gases, the charts of Figure 

2‐11 and 2‐12 can be used to determine the viscosity. Figure 2‐11 provides viscosities of mixtures of 

hydrocarbon gases at atmospheric pressure (μ1), given knowledge of gravity and temperature of gas. 

The inserts are corrections for presence of the non‐hydrocarbons gases N2, CO2, and H2S. The effect 

of  the  non‐hydrocarbons  is  to  increase  the  viscosity  of  gas  mixture.  At  pressure  higher  than 

atmospheric, charts of Figure 2‐12 can be used to calculate the viscosity ratio (μ /μ1) as a function of 

pseudo‐reduced pressure and temperature.  

 Figure 2‐11: Viscosity of Paraffin Hydrocarbon Gases at Atmospheric Conditions 

 

 Figure 2‐12: Viscosity Ratio versus Pseudo‐reduced Pressure and Temperature