correlaciones para determinar las propiedades del petroleo
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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 . . . .
Para el primer valor.
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
CORRELACIONES DEL DOCUMENTO
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
El error promedio fue de 34.3285%
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 KARTOATMODJO Y SCHMIDT
Presión (psig) Co Co calculado %Error 5000-4500 0.00000482 1.9946E-06 58.6191645 4500-4000 0.00000483 2.2284E-06 53.8633308 4000-3500 0.00000485 2.5244E-06 47.9513174 3500-3000 0.00000493 2.911E-06 40.9538404 3000-2500 0.00000504 3.4374E-06 31.7970271 2500-2000 0.00000523 4.1963E-06 19.7639601 2000-1500 0.00000544 5.3853E-06 1.00527146 1500-1172 0.0000058 7.036E-06 21.3095414 1172-985 0.00000642 8.6933E-06 35.4088979
El error promedio fue de 34.5191%
CORRELACIONES DE LA FOTOCOPIA
CORRELACION DE PETROSKY Y FARSHAD (1993)
El error promedio fue de 24.5719%
Presión (psig) Co Co calculado %Error 5000-4500 0.00000482 2.6575E-06 44.8648031 4500-4000 0.00000483 2.8373E-06 41.2558668 4000-3500 0.00000485 3.0542E-06 37.026813 3500-3000 0.00000493 3.3224E-06 32.6091382 3000-2500 0.00000504 3.6651E-06 27.2796571 2500-2000 0.00000523 4.1234E-06 21.158882 2000-1500 0.00000544 4.7779E-06 12.1703715 1500-1172 0.0000058 5.5952E-06 3.5310191 1172-985 0.00000642 6.3397E-06 1.2509912
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
El error promedio fue de 28.0516%
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
Para el primer valor.
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 .
Para el primer valor.
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
El error promedio fue de 0.9218%
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
El error promedio fue de 6.2754%
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
El error promedio fue de 0.3679%
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
El error promedio fue de 46.79%
CORRELACION DE GLASØ
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
El error promedio fue de 35.61%
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
El error promedio fue de 0.3062%
CORRELACIONES PARA VISCOSIDAD DEL PETROLEO MUERTO
CORRELACIONES DEL DOCUMENTO
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
CORRELACION DE GLASØ
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 DE LA FOTOCOPIA
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
CORRELACIONES DEL DOCUMENTO
CORRELACIONES DE LA FOTOCOPIA
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
CORRELACIONES DEL DOCUMENTO
CORRELACION DE BEGGS Y ROBINSON
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
Para una presión de 985 psig.
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
CORRELACION DE KARTOATMODJO Y SCHMIDT
0.06821 0.9824 0.0004034
0.2001 0.8428 ∗ 10 . . .
10 .
Para una presión de 985 psig.
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 DE LA FOTOCOPIA
CORRELACIONES MODIFICADAS DE GHETTO. PAONE Y VILLA
10 . ∗
0.2038 0.8591 ∗ 10 . ∗ ∗ . . ∗
μ 0.00132 0.9821 ∗ 0.005215 ∗
Para una presión de 985 psig.
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
CORRELACIONES DEL DOCUMENTO
CORRELACION DE BEGGS Y ROBINSON
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
El error promedio fue de 13.60%
CORRELACION DE CHEW Y CONNALLY
El error promedio fue de 15.27%
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
CORRELACION DE KARTOATMODJO Y SCHMIDT
El error promedio fue de 9.25%
CORRELACIONES DE LA FOTOCOPIA
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
El error promedio fue de 23.78%
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
El error promedio fue de 23.08%
CORRELACIONES PARA LA VISCOSIDAD DEL PETROLEO POR ENCIMA DEL PUNTO DE BURBUJA
CORRELACIONES DEL DOCUMENTO
CORRELACION DE BEAL
0.001 0.024 . 0.038 .
Para una presión de 5000 psig.
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
Para una presión de 5000 psig.
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 .
Para una presión de 5000 psig.
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
El error promedio fue de 6.34%
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
El error promedio fue de 7.63%
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
El error promedio fue de 17.09%
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
El error promedio fue de 33.025%
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
El error promedio fue de 27.014%
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
El error promedio fue de 0.5589%
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
El error promedio fue de 0.8618%
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
%Error del valor más alto y bajo
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
%Error del valor más alto y bajo
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