CORRELACIONES PARA ESTIMAR LAS PROPIEDADES FISICAS DEL PETROLEO
EMILIANO DE JESUS JESUS GONZALEZ GONZALEZ RODRIGUEZ CÓD: 2009283330 2009283330 ALEJANDRA MARIA MOTTA CÓD: 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 , 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.
μ
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. 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.
l n ̅ 0. 9 819 l n 0.9795 ̅ 50004500 ̅ 4.8945E 8945E 06
Para el rango de presiones de 4500 a 5000.
CORRELACION DE VÁSQUEZ Y BEGGS
1180 12. 6 1° 14335 17.2 460 10 Para el rango de presiones de 4500 a 5000, utilizamos una presión promedio.
2 45005000 2 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
15.912∗10 460114.7 15.912∗1026.4550460114.64.77 0.660 1180 0. 6 60 12. 6 126. 4 14335163 17.2579460 104764.7 2.06262E06
CORRELACION DE KARTOATMODJO Y SCHMIDT
.°. 460.. 6. 8 25710 Se debe corregir la gravedad específica del gas del separador de 50 psig a 100 psig. con la ecuación propuesta por Kartoatmodjo y Schmidt
10.1595 . 460.114.7 0.68410.159526.4.550460.114.64.77 0.650 . . . . 6. 8 257 10 163 26. 4 579460 0. 6 50 4764.7 1.9946E06
CORRELACIONES DE LA FOTOCOPIA
CORRELACION DE PETROSKY Y FARSHAD (1993)
1.075∗10.. . 460.. 1.075∗10163.0.684.26.4.579460.4764.7. 2.6575E06
Para el primer valor.
CORRELACIÓN DE FRASHAD. LEBLANC. GARBER Y OSORIO (1996)
. 10.... 460 . ..
Para el primer valor.
163.579 . . . 5014.74514.7 . 460 0.684 26.4 2 499.35 10..... 6.281 06
CORRELACION DE DINDORUK AND CHRISTMAN (2001)
∗10 400 2 400 Coeficiente a1 a2 a3 a4 a5 a6 a7 a8 a9 a10 a11 a12 a13
Valor 0.980922372 0.021003077 0.338486128 20.00006358 0.300001059 -0.876813622 1.759732076 2.749114986 -1.713572145 9.999932841 4.487462368 0.00519704 0.00001258
....... ..
. . ..
124.899872 4.4874623680. 0 0519704124. 8 99872 0.00001258124.899872 ∗10 5.333 06
RESULTADOS CORRELACIONES DEL DOCUMENTO
COMPRESIBILIDAD ECUACION 5-78 Presión (psig) 5000-4500 4500-4000 4000-3500 3500-3000 3000-2500 2500-2000 2000-1500 1500-1172 1172-985
Co 0.00000482 0.00000483 0.00000485 0.00000493 0.00000504 0.00000523 0.00000544 0.0000058 0.00000642
Co calculado 4.8945E-06 4.8825E-06 4.8706E-06 4.8588E-06 5.0487E-06 5.2372E-06 5.4241E-06 5.8052E-06 6.421E-06
% Error 1.52142415 1.07561163 0.42348671 1.4655126 0.17277301 0.13723014 0.29238297 0.08898598 0.01503901
El error promedio fue de 0.5769%
CORRELACION DE VÁSQUEZ Y BEGGS Presión (psig) 5000-4500 4500-4000 4000-3500 3500-3000 3000-2500 2500-2000 2000-1500 1500-1172 1172-985
Co 0.00000482 0.00000483 0.00000485 0.00000493 0.00000504 0.00000523 0.00000544 0.0000058 0.00000642
El error promedio fue de 34.3285%
Co calculado 2.06262E-06 2.30444E-06 2.6105E-06 3.01031E-06 3.55473E-06 4.33954E-06 5.56908E-06 7.27605E-06 8.9899E-06
%Error 57.207085 52.2889633 46.1752083 38.9389494 29.469669 17.0259857 2.37282438 25.4491079 40.0295908
CORRELACION DE KARTOATMODJO Y SCHMIDT
Presión (psig) 5000-4500 4500-4000 4000-3500 3500-3000 3000-2500 2500-2000 2000-1500 1500-1172 1172-985
Co 0.00000482 0.00000483 0.00000485 0.00000493 0.00000504 0.00000523 0.00000544 0.0000058 0.00000642
Co calculado 1.9946E-06 2.2284E-06 2.5244E-06 2.911E-06 3.4374E-06 4.1963E-06 5.3853E-06 7.036E-06 8.6933E-06
%Error 58.6191645 53.8633308 47.9513174 40.9538404 31.7970271 19.7639601 1.00527146 21.3095414 35.4088979
El error promedio fue de 34.5191%
CORRELACIONES DE LA FOTOCOPIA
CORRELACION DE PETROSKY Y FARSHAD (1993) Presión (psig) 5000-4500 4500-4000 4000-3500 3500-3000 3000-2500 2500-2000 2000-1500 1500-1172 1172-985
Co 0.00000482 0.00000483 0.00000485 0.00000493 0.00000504 0.00000523 0.00000544 0.0000058 0.00000642
El error promedio fue de 24.5719%
Co calculado 2.6575E-06 2.8373E-06 3.0542E-06 3.3224E-06 3.6651E-06 4.1234E-06 4.7779E-06 5.5952E-06 6.3397E-06
%Error 44.8648031 41.2558668 37.026813 32.6091382 27.2796571 21.158882 12.1703715 3.5310191 1.2509912
CORRELACIÓN DE FRASHAD. LEBLANC. GARBER Y OSORIO (1996) Presión (psig) 5000-4500 4500-4000 4000-3500 3500-3000 3000-2500 2500-2000 2000-1500 1500-1172 1172-985
Co PVT 0.00000482 0.00000483 0.00000485 0.00000493 0.00000504 0.00000523 0.00000544 0.0000058 0.00000642
A 499.346344 508.372959 518.721672 530.805418 545.25807 563.12226 586.287191 612.172904 633.459075
El error promedio fue de 28.0516%
Co calculado 6.28136E-06 6.34737E-06 6.4239E-06 6.51443E-06 6.62439E-06 6.76287E-06 6.94675E-06 7.15816E-06 7.33682E-06
% Error 30.318687 31.415525 32.4515689 32.1385777 31.4362588 29.3091029 27.6976889 23.4165924 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 1631380.00325 1.1667
Factor volumétrico total ECUACION 2:
∗ 1.083∗1.0742 1.1633586 ∗ 1.116∗1.1.008387 1.111893284
Factor volumétrico total ECUACION 3:
CORRELACION DE MUHAMMAD ALI AL-MARHOUN Para el primer valor.
0.18883∗10 0.3146930.106253∗10
COEFICIENTES a b c d e
VALORES 0.644516 -1.079340 0.724874 2.00621 -0.761910
138.0.684.0.896.579.814.17. 70346.3006651133 0.3146930. 1 06253∗10 70346. 3 006651133 0. 1 8883 ∗1070346.3006651133 1.155591 CORRELACION DE GLASØ
0.0801350.47257∗ 0.17351∗ . ∗ 460 . 2.9 ∗10.
Para el primer valor.
2.9 ∗10. 2.66157064459122 . . ∗ 138579460 0. 8 96 814. 7 . 0.684 ∗ 0.745066037819133 0.0801350. 4 7257 0. 7 45066037819133 0.173510.745066037819133 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) 999.7 814.7 614.7 414.7 214.7 114.7
Bt (BY/BS) 1.087 1.16676226 1.32556941 1.64900723 2.62440519 4.47983432
Btf (BY/BS) 1.160261354 1.31675667 1.635620703 2.597927795 4.429661561
% Error Bt 4.54858985 0.03247298 0.00043852 0.01544183 0.01192876
El error promedio fue de 0.9218%
ECUACION 2.
Presión (psia) 999.7 814.7 614.7 414.7 214.7
Bt (BY/BS) Btf (BY/BS) % Error Bt 1.087 1.1633586 1.160261354 4.24360215 1.315845 1.31675667 0.7658371 1.933155 1.635620703 17.2319588 2.6990526 2.597927795 2.86023628
El error promedio fue de 6.2754%
ECUACIÓN 3. Presión (psia) 999.7 814.7 614.7 414.7 214.7 114.7
Bt 1.087 1.111893284 1.321120515 1.642931923 2.614344066 4.462816835
Btf (BY/BS) 1.160261354 1.31675667 1.635620703 2.597927795 4.429661561
% Error Bt 0.367985281 0.367985281 0.367985281 0.367985281 0.367985281
El error promedio fue de 0.3679%
CORRELACION DE MUHAMMAD ALI AL-MARHOUN Presión (psia) 999.7 814.7 614.7 414.7 214.7 114.7
F 70346.3007 59707.0026 48297.9181 34652.0539 25163.5239
Bt 1.087 1.155591 1.01641732 0.87192403 0.70555851 0.59402276
Btf (BY/BS) 1.160261354 1.31675667 1.635620703 2.597927795 4.429661561
% Error 3.54758068 23.3471104 47.1240731 73.1113372 86.7384912
El error promedio fue de 46.79%
CORRELACION DE GLASØ Presión (psia) 999.7 814.7 614.7 414.7 214.7 114.7
C 2.66157064 2.71336362 2.76444528 2.81824015 2.84995497
Bt* 0.74506604 0.78502968 0.86916095 1.07112078 1.30210133
El error promedio fue de 35.61%
Bt 1.087 1.05334885 1.07740358 1.12719511 1.2427685 1.36959828
Btf (BY/BS) 1.160261354 1.31675667 1.635620703 2.597927795 4.429661561
%Error 5.61390256 18.7478444 31.6437169 52.6383957 69.4238324
ECUACION 4.
Presión (psig) 5000 4500 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1172 985
Bo calculado anteriormente 1.0647165 1.0673253 1.0699341 1.0725429 1.0751517 1.0778692 1.0806954 1.0836303 1.0856956 1.087
Bo calculado 1.06192541 1.06457209 1.06721241 1.06984642 1.0720383 1.07444111 1.07705392 1.07976703 1.0817004 1.083
% Error 0.26214359 0.25795455 0.25437876 0.25141037 0.28957755 0.31804313 0.33695679 0.35651154 0.36798528 0.36798528
El error promedio fue de 0.3062%
CORRELACIONES P ARA VISCOSIDAD DEL P ETROLEO MUERTO
CORRELACIONES DEL DOCUMENTO
CORRELACION DE BEAL
1. 8 ∗10 360 0.32 . 260 10.. . . . 10 5.5658
Reemplazando los valores correspondientes.
. 1. 8 ∗10 360 0.32 26.4.579260 13.44 CORRELACION DE BEGGS Y ROBINSON
10 1. 460 10 3.03240.02023 3.03240.0202326.4 2.4.98328 10 315.0126 315.0126579460. 1.2.14693784 10 1 15.3943342
CORRELACION DE GLASØ
3.141∗10 460... Reemplazando los datos.
3.141∗10579460.26.4.. 11.2410 CORRELACION DE KARTOATMODJO Y SCHMITH
16∗10 460... 16∗10579460.26.4.. 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 a1 a2 a3 a4 a5 a6 a7 a8
Valor 14.505357625 -44.868655416 9365790000 -4.194017808 -0.000000003 1.517652716 0.010433654 -0.000776880
1 ∗ 460 2 14.505357625∗ 579460 44.868655416 14.7621045 ∗ μ 3 ∗5 ∗4607∗ . . 9365790000∗579460 ∗ 26. 4 μ 5 ∗7∗ μ 9.9846
RESULTADOS
CORRELACIONES DEL DOCUMENTO CORRELACION
BEAL GLASØ KARTOATMODJO Y SCHMITH BEGGS ROBINSON
Viscosidad del petróleo muerto
μ
13.44 11.24 11.46
Viscosidad del petróleo muerto. PVT ( )
13.18
15.39
% de error 1.97 14.72 13.05 16.77
CORRELACIONES DE LA FOTOCOPIA CORRELACION
GHETTO. PAONE Y VILLA (1994) DINDORUK AND CHRISTMAN
Viscosidad del petróleo muerto
μ
8.79 9.98
Viscosidad del petróleo muerto. PVT ( )
13.18
% de error 33.33 24.28
CORRELACIONES PARA DETERMINAR LA VISCOSIDAD DEL PETROLEO POR DEBAJ O DEL P UNTO DE BURBUJ A
CORRELACIONES DEL DOCUMENTO
CORRELACION DE BEGGS Y ROBINSON
. 10.715 100. 5.44 150 10.715163100. 0.6077 . 5.44163150 0.78001 0.607711.24100.78001 5.328 10 2.2 ∗10 7.4∗10 0.10680.10250.10062 8.62∗10 1.1 ∗10 3.74∗10 8.62∗10163
Para una presión de 985 psig.
CORRELACION DE CHEW Y CONNALLY
Para una presión de 985 psig.
0.0140506 1.1 ∗10163 0.1793 3.74∗10163 0.60962 8 100.2.5100.0.62 100..6 0.8390245 1632.2 ∗10 163 7.4∗10 0.11477482 10.13.18. 5.299
Tomando la viscosidad del petróleo muerto de los datos de PVT.
CORRELACION DE KARTOATMODJO Y SCHMIDT
0.068210.9824 0.0004034 0.20010.8428∗10... 10. 10. 0.737853259 0.20010.8428∗10.11.46256657... 5.8847 0.068210.98245.8847 0.00040345.8847 5.71
Para una presión de 985 psig.
CORRELACIONES DE LA FOTOCOPIA CORRELACIONES MODIFICADAS DE GHETTO. PAONE Y VILLA
1 0.∗ 0.20380.8591 ∗ 10.∗∗ ..∗ μ 0.00132 0.9821 ∗ 0.005215 ∗ 1 0.∗ 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
Para una presión de 985 psig.
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 a8
‐0.00002191172 ‐0.01660981000
a9
0.42331790000
a10
‐0.00022739450
6 8∗ 7 ∗ 10 ∗
. 1 0. 0 1660981000 ∗165 0.00002191172 ∗165 0.00022739450 ∗ 165 0.853874305 1 3∗ 2 ∗ 5 ∗ . 1 0. 0 1023451 ∗ 165 0.00047407290 ∗ 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)
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
a
b
µo
µo PVT
% Error
El error promedio fue de 13.60%
CORRELACION DE CHEW Y CONNALLY
Presión (psia)
RS (PCS/BS)
a
b
c
d
e
µob
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
El error promedio fue de 15.27%
µo PVT % Error
CORRELACION DE KARTOATMODJO Y SCHMIDT 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
13.18
22.281966
1
10.4918714 10.2432369
El error promedio fue de 9.25%
CORRELACIONES DE LA F OTOCOPIA
CORRELACIÓNES CRUDO MEDIANO
MODIFICADAS DE GHETTO. PAONE Y VILLA –
Presión (psia) 999.7
µo
µo PVT
%Error
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%
CORRELACIÓN DE DINDORUK AND CHRISTMAN (2001) Presión (psia) 999.7
µo
µo PVT
%Error
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 L A VISCOSIDAD DEL P ETROLEO POR ENCIMA DEL P UNTO DE BURBUJ A CORRELACIONES DEL DOCUMENTO
CORRELACION DE BEAL
0.001 0.024. 0.038.
Para una presión de 5000 psig.
6.490.0015014.7999.70.0246.49. 0.0386.49. 8.84566392617347
CORRELACION DE VASQUEZ Y BEGGS
2.6.10 3.9 ∗10 5 3.9 ∗105014.7 5 5.1.955733 2.65014.7 10. 0.40887. 7 6.495014. 999.7 12.549
Para una presión de 5000 psig.
CORRELACION DE KARTOATMODJO SCHMIDT
1.00810.001127 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.
0.038 1.5.060817845..6784 0.0011275014.7999.70.0065175.6784. 7.755
CORRELACION DE LA FOTOCOPIA CORRELACIONES MODIFICADAS DE GHETTO, PAONE Y VILLA Para crudos medianos: (correlación modificada de Labedi)
. . . 10 ∗ ∗ 1 ∗ 10.∗ . . . 5014. 7 10 ∗8. 7 912 ∗999. 7 4.75931 999.7 ∗ 10.∗. 6.1503
CORRELACIÓN DE DINDORUK AND CHRISTMAN (2001)
Coeficiente Valor a1 0.776644115 a2 0.987658646 a3 -0.190564677 a4 0.009147711 a5 -0.000019111 a6 0.00006334
1 ∗2 ∗ 3∗ 4 ∗ ∗5 0.776644115 0 . 9 87658646∗ 4. 8 187 0. 1 90564677 ∗ 163 0. 0 09147711∗4. 8 187∗ 163 0.000019111∗5014.7999.7 0.952851037 6∗ 4.81870.00006334∗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
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%
% Error
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) 5014.7
µo calculado
µo PVT
%Error
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
1186.7 999.7
4.82 4.76
6.66 6.49
27.56691242 26.6678445
El error promedio fue de 33.025%
CORRELACIONES DE DINDORUK AND CHRISTMAN Presión (psia) 5014.7
µo Calculado 7.10
µo PVT
% Error
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,
ρotanque 62.37∗Yo ρotanque 62.37∗0.896 ρotanque 55. 88lPCbm ρo ρob∗e
ρo 55.88∗e. ρo 54.0364
Cálculos de densidad por debajo del punto de burbuja,
ρo ρotanque 0.Bo0136∗Yg ∗Rs 6 84∗165 ρo 55.880.01.136∗0. 087 ρo 52.8228
RESULTADOS
DENSIDADES PARA PRESIONES POR ENCIMA DEL PUNTO DE BURBUJA Presión (psig) 5000 4500 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1172 985
Densidad calculada (lbm/PC) 54.0364 53.9082 53.7815 53.6620 53.5417 53.4224 53.2942 53.1593 53.0644 53.0007
Densidad (gr/cm^3)
Densidad PVT (gr/cm^3)
%Error
0.8656 0.8635 0.8615 0.8596 0.8577 0.8557 0.8537 0.8515 0.8500 0.8490
0.8711 0.8689 0.8668 0.8647 0.8626 0.8604 0.8582 0.8559 0.8542 0.8532
0.63364669 0.61835433 0.61188694 0.59182405 0.57311449 0.54113995 0.52538692 0.51056154 0.49048966 0.49339213
El error promedio fue de 0.5589%
DENSIDADES PARA PRESIONES POR DEBAJO DEL PUNTO DE BURBUJA Presión (psig) 985 800 600 400 200 100 0
Densidad Calculada (lbm/PC) 52.82282981 52.98169713 53.15782879 53.39604226 53.68105853 53.82932617 54.30857143
El error promedio fue de 0.8618%
Densidad (gr/cm^3) 0.8461 0.8487 0.8515 0.8553 0.8599 0.8623 0.8699
Densidad PVT (gr/cm^3)
% Error
0.8535 0.8566 0.8606 0.8637 0.8677 0.8695 0.8742
0.86228631 0.923978968 1.056640242 0.969970225 0.900323977 0.832327987 0.487339386
GRAFICAS GRAFICA 1. FACTOR VOLUMÉTRICO TOTAL VS PRESIÓN 5 4.5 4 3.5 ) S 3 B / Y 2.5 B ( t 2 B 1.5 1 0.5 0 0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
Presion (psia)
)
GRAFICA 2 PRESIÓN (PSIA) VS DENSIDAD ( 54.4000 54.2000 ) 54.0000 C P / m53.8000 b l ( d 53.6000 a d i 53.4000 s n e D53.2000
53.0000 52.8000 0
1000
2000
3000 Presion (psia)
4000
5000
6000
GRAFICA 3 PRESIÓN (PSIA) VS VISCOSIDAD (cp)
12 10 ) p 8 c ( d a d i 6 s o c s i V 4
2 0 0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
Presion (psia)
GRAFICA 4 COMPRESIBILIDAD (psia -1) VS PRESION (psig)
7.00E‐06 6.00E‐06 ) 1 a 5.00E‐06 i s p ( d 4.00E‐06 a d i l i b i 3.00E‐06 s e r p m2.00E‐06 o C
‐
1.00E‐06 0.00E+00 0
500
1000
1500
2000
2500
3000
Presion (psig)
3500
4000
4500
5000
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.Kartoatmodjo 0.5769 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 0.3679
Corr. Muhammad Ali Al-Marhoun 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 6.34
Corr.Mod.Ghetto, Paone y Villa 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 compresibilidad en el crudo USCO-35 es la ecuación 5-78.
de
la
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.