View
224
Download
1
Category
Preview:
DESCRIPTION
PROPIEDADES DE FLUIDOS
Citation preview
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
INGENIERÍA DE PETRÓLEOS 5”TD”
Nombre: Neida Corella Rivera
Fecha: 27/04/2016
PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
Introducción
Los volúmenes de fluido son medida en la superficie y se hace referencia a estándar
condiciones de temperatura y presión. Estas condiciones estándar se definen generalmente
como 60 ° F y 14,7 psi.
Los volúmenes de petróleo producidos son reportados en barriles de tanque de
almacenamiento, volúmenes de gas en pies cúbicos estándar, y los volúmenes de agua en
barriles de superficie.
Definiciones y fundamentos
Pb (Presión de burbuja): Esta es la presión a la temperatura de depósito en el que el gas
evoluciona primero en un sistema de hidrocarburos líquidos
El factor de volumen de formación de petróleo, Bo, es el volumen del depósito en barriles que
está ocupada por uno Stb de petróleo y su gas disuelto.
El factor de contracción del petróleo, bo, es el recíproco del factor de volumen de formación
de aceite, o l / Bo. Este factor representa la fracción de un barril de petróleo tanque de
almacenamiento que está contenida en un barril de depósito de petróleo,
El factor de volumen de formación de gas Bg, es el volumen del depósito en barriles ocupado
por un pie cúbicos estándar de gas.
La relación gas-aceite solución, Rs es el volumen de gas en SCF disuelto en un STB de aceite a
una presión del depósito y temperatura dadas. La relación gas-aceite solución que existe en la
presión inicial del yacimiento se designa Rsi.
Ecuación para calcular el Bt:
Compresibilidad de aceite: Co, es la reducción fraccional en volumen de aceite que resulta de
un aumento de presión de una psi. Unidades de compresibilidad son vol / vol / psi.
Compresibilidad de aceite se mide generalmente en una muestra de fluido del yacimiento.
Compresibilidad de agua Cw, es la reducción fraccionaria en el volumen de agua que resulta de
un aumento de la presión de un psi. Las unidades son vol / vol / psi. Compresibilidad del agua
es generalmente estimada a partir de correlaciones de datos existentes.
Los factores que afectan a las propiedades del fluido del yacimiento
Las propiedades de los yacimientos de hidrocarburos se ven afectadas por la presión del
depósito, la temperatura del depósito, y la composición del sistema de hidrocarburos.
En general, se espera que la temperatura del yacimiento se mantenga constante durante el
agotamiento, pero la presión del yacimiento caiga siempre a partir del valor inicial. La
composición de hidrocarburos de un depósito de aceite se mantiene constante a presiones por
encima de la del punto de burbuja, pero la composición cambia continuamente como se libera
gas a presión por debajo del punto de burbuja.
Un análisis de una muestra de fluido del yacimiento es la única forma precisa para determinar
las propiedades PVT y la viscosidad del aceite en función de la presión. Sin embargo, las
correlaciones publicadas pueden ser utilizadas para estimar estas propiedades para un fluido
de reservorio determinado si un análisis de la muestra no está disponible.
Laboratorio de análisis de muestras de hidrocarburos
Los análisis de laboratorio de una muestra de hidrocarburo generalmente proporcionan datos
sobre propiedades PVT, aceite y viscosidades de gas compresibilidad de aceite, y el análisis de
la composición de la muestra. La muestra se mantiene a la temperatura de depósito, y que la
presión se reduce por debajo del punto de burbuja, se desprende gas. La muestra puede ser
confinado por el mercurio y la presión se reduce por con el dibujo de mercurio y permitir que
la muestra se expanda. La liberación de gas puede producirse por dos procesos, flash y
diferenciado.
Proceso de liberación diferencial
En el proceso de liberación diferencial, el gas desprendido se retira del aceite a cada uno de
varios niveles de presión. El volumen de petróleo y su gas disuelto a la presión del punto de
burbuja son conocida y es la base para la comparación de los volúmenes de petróleo en otros
niveles de presión.
Para obtener datos de compresibilidad del aceite antes de que ocurra la liberación de gas, la
muestra se somete a una presión considerablemente más alta que Pb, y se mide el volumen de
aceite. Sin embargo, la mayoría de los datos se obtiene mediante la reducción de la presión
por debajo de Pb. La presión se reduce a un nivel predeterminado y se deja tiempo para que el
gas y el aceite para alcanzar el equilibrio a esta presión. Todo el gas se desplaza con el
mercurio mientras se mantiene constante la presión a este nivel. El volumen de gas eliminado
y el volumen de aceite que queda se miden y registran junto con el nivel de presión. El
procedimiento se repite al dejar caer la presión a otro nivel, posiblemente, 100 o 200 psi
debajo de la presión anterior. La prueba se termina generalmente a una presión de 0 psig. El
volumen de aceite a 0 psig a 60ºF es correcto que es condiciones tanque de almacenamiento.
Proceso de liberación de Flash
En el proceso de liberación flash, la composición global de la muestra se mantiene constante
durante todo el análisis. Al igual que en el proceso de diferencial, el volumen de aceite a la
presión del punto de burbuja se utiliza como la referencia para volúmenes a otras presiones.
Viscosidades de los fluidos y factores de desviación del gas
Las viscosidades de gas y petróleo y factores de desviación de gas a varios niveles de presiones
son determinadas como una parte del proceso diferencial de liberación. La viscosidad y el
factor de desviación son determinados por las muestras de gas que se extrae en cada nivel de
presión. Aunque esta viscosidad y factor de desviación son ahora calculados por un programa
de computadora desde correlaciones generalizadas. El programa duplica el proceso diferencial
de laboratorio basado en la composición de la muestra total del hidrocarburo y calcula la
viscosidad y factor de desviación del gas extraído en cada nivel de presión. Las viscosidades del
petróleo son medidas en el laboratorio a cada nivel de presión en la prueba de liberación
diferencial. Una prueba de separador se ejecuta para obtener la viscosidad del petróleo desde
los volúmenes del petróleo que debe estar preservados en la corrida de la prueba diferencial
para los datos PVT.
Análisis composicional de una muestra de hidrocarburo
El análisis composicional de una muestra de hidrocarburo es determinado por la destilación
fraccional. La destilación a baja temperatura es usada para separar cada componente puro
más ligero que el hexano (seis átomos de carbón). El componente más volátil es hervido hasta
su ebullición primero y con eso se determinó el peso. Entonces el segundo componente más
volátil es extraído, etc., etc. Después de N-pentanos que se han extraído, la destilación a altas
temperaturas es usada para promover la separación, ningún intento es hecho para separar
componentes puros para estos componentes más pesados, desde varios hidrocarburos
presentes con el mismo número de átomos de carbón, pero con diferentes puntos de
ebullición.
Propiedades de los gases
Para los cálculos de ingeniería de yacimientos, las propiedades del gas más importantes son el
factor de volumétrico de formación, Bg, y la viscosidad, ug. Otras propiedades del gas como el
factor de desviación, y la temperatura crítica y la presión son necesitadas para determinar Bg y
ug.
El factor volumétrico de formación para un gas puede ser determinado desde la combinación
de boyle y charle, ley con un factor de desviación incluido en cuenta para el comportamiento
de no ideales. La ecuación general es
PV= z n R T
Donde p = presión, psia
V= volumen, pies cúbicos
N=número de moles, lb*masa/ peso molecular
Z= factor de desviación del gas, adimensional
R= constante del gas, 10.73 (psia) (pc)/ (ºR) (lb*mol)
T= temperatura, ºR
El factor volumétrico del gas en formación está en el volumen del yacimiento en barriles por
pies cúbicos normales. La proporción del volumen de gas a condiciones de yacimiento y en
condiciones normales puede ser determinado por la ecuación escrita (2) para cada condición.
En condiciones estándar (14.65 psia y 60ºF):
14.65 v1= z1 nR (520)
Y en condiciones de yacimiento:
PR VR = z1 n R (TR)
Dividiendo la segunda ecuación por la primera, obtenemos
𝑉𝑅 /𝑉1 = 14.65 𝑍𝑅 𝑇𝑅 / 520 𝑍1 𝑃𝑅Desde Bg es el volumen del yacimiento en barriles por pies cúbicos normales, y z1 es igual. La
ecuación puede ser ajustada como lo siguiente:
Donde el suscrito R se refiere para condiciones de yacimiento
Para un solo componente de gas, la temperatura reducida, TR, y la presión reducida, PR, son
definidos como lo siguiente:
Tr= T/Tc
Pr= P/Pc
Donde T= la temperatura de interés, ºR
Tc= la temperatura critica del gas, ºR
P= la presión de interés, psia
Pc= la presión critica del gas, psia
Para los multicomponentes de fas, una temperatura pseudo- critica, Tpc y un a presión
pseudo-critica Ppc debe ser determinado. Estos factores son calculados por la siguiente
ecuación:
La densidad del gas es importante en el manejo del yacimiento donde la gravedad influye en la
eficiencia de desplazamiento, en la sección sobre el desplazamiento del fluido, la gravedad
específica relativa del gas es usada para el agua. Esto es igual a la densidad a condiciones de
yacimiento dividido por la densidad del agua a 60 ºF. Esta gravedad específica relativa para el
agua debería no ser confundida con la gravedad del gas o la gravedad especifica relativa para
el aire.
La gravedad específica relativa para el agua es:
El uso de vg relativo para el aire, es una medida solo de la composición de un multi
componente de gas mientras vg relativo para el agua es una medida de la flotabilidad de un
gas bajo condiciones de reservorio y es usado en cálculos de desplazamiento gas-petróleo.
Propiedades del petróleo y sistemas de gas
Vimos anteriormente como Bo, Rs y Pb pueden ser determinados desde los análisis de
laboratorio de una muestra de hidrocarburo. Sin embargo, a menudo surge la situación que
una muestra de fluido no ha sido analizada por un yacimiento dado, todavía los valores son
necesitados por Boi, Rsi, y Pb. Varias publicaciones de correlaciones de datos están disponibles
que nos permitirán para estimar Bob, y Pb si el Rsi es un valor conocido. Las pruebas de
relación gas-petróleo corridas tempranamente en la vida del reservorio puede proporcionar el
valor de Rsi.
Estimación del Bob y Bt para sistemas de gas-petróleo
La correlación de Standing en el manual proporciona la mejor base para estimar el valor de
Bob para el crudo, o el valor de Bt a una presión bajo el punto de burbuja también para un
crudo o un condensado.
Estimación del punto de burbuja o la presión del punto de roció
La presión del punto de burbuja, Pb, de un sistema de hidrocarburos puede ser estimado por la
correlación del lassater, o desde la correlación de Standing.
Requisitos de datos ya sea para que la correlación incluya la porción de solución gas-petróleo,
Rsi, la temperatura de yacimiento, Tr, La gravedad de gas, y la gravedad del petróleo API.
Estimación el Boi para presión sobre el Pb
Tenemos que ver como estimar el Bob, el factor volumétrico del petróleo a presión del punto
de burbuja, pero a menudo necesitamos Boi que está a una presión inicial, Pi, por encima de la
presión del punto de burbuja. Boi puede ser evaluado desde la siguiente ecuación:
Donde Co es el factor de compresibilidad del petróleo, vol/vol/psi- otro factor tiene que ser
definido.
Estimación de la viscosidad del petróleo
La viscosidad del petróleo en el reservorio depende sobre la gravedad API del petróleo, la
cantidad de gas en solución sobre la temperatura y presión del yacimiento. La viscosidad de un
gas libre en el petróleo a temperatura de yacimiento puede ser estimada por la fig 49 p. 394.
La gravedad del petróleo en API y la presión del yacimiento en ºF debe ser conocida.
Calculando Boi Para Presiones Sobre Pb.
Hemos visto como calcular el Bob, el factor del volumen de formación del petróleo en el punto
de presión de burbuja, pero a menudo necesitamos Boi que es la presión inicial, pj, sobre el
punto de presión de burbuja. El Boi puede ser calculado con la siguiente ecuación.
Donde co es el factor de compresibilidad del petróleo.
Calculando la Viscosidad del Aceite.
La viscosidad del petróleo en reservorio depende de la gravedad API del petróleo, la cantidad
de gas en solución y la presión y temperatura del reservorio. La viscosidad de un curdo sin gas
se puede estimar de la Fig. 49, P. 39. Se debe conocer la gravedad API y la temperatura en °F.
Siempre se encontrará gas de solución en el reservorio a menos que se halla desplantado el
reservorio.
Propiedades del agua de formación.
Las dos propiedades más importantes del agua de formación son la viscosidad y
comprensibilidad.
La viscosidad del agua en el depósito debe ser conocido para el cálculo de la eficiencia de
recuperación por waterdrive o inyección de agua. Se necesita la compresibilidad del agua para
el cálculo de las tasas de influjo de agua están cubiertos en otras partes de este curso.
La viscosidad del agua del embalse se determina principalmente por la temperatura del
yacimiento, pero la salinidad del agua y la presión también puede influir en la viscosidad.
Cuanto mayor es la salinidad del agua, mayor es el factor de aumento de la viscosidad. Aunque
la viscosidad del agua aumenta a medida que aumenta la presión, este efecto no es
significativo y puede ser ignorada.
Bg vs presión.
Los valores de Bg para las condiciones del yacimiento se pueden calcular para cada nivel de
presión:
𝐵𝑔= .00502 𝑍𝑅 𝑇𝑅 /𝑝
Dónde:
ZR = Factor de desviación del gas en p y TR
TR = temperatura de reservorio
P= Presión
Bo y RS vs presión para procesos diferenciales.
A continuación, vamos a calcular Bo Y R procedentes de los datos diferenciales de liberación, el
volumen de aceite se muestra para cada nivel de presión como una fracción de la cantidad de
aceite en el punto de burbuja. Todos estos volúmenes son en la temperatura del yacimiento es
de 2000 ° C, Bo y R se definen sobre una base barril tanque de almacenamiento, por lo que
necesitamos el volumen de aceite con respecto a 0 psig y 60 ° F, que corresponde a las
condiciones del tanque de almacenamiento. El volumen de aceite residual diferencial a
propósito no se da en condiciones de tanque de almacenamiento, porque las condiciones de
liberación diferenciales no son representativas, por lo que el factor de contracción rápida (Vr /
Vs) se utiliza en el cálculo de Bo y Rs. El factor de disminución de flash se informó como 0,8656
para nuestra muestra.
Bo y Rs se pueden calcular como se describe a continuación utilizando el factor de contracción
flash, Bo se puede calcular utilizando la siguiente ecuación:
Bo = (V.Vs) p / (Vr.Vs)
Para los cálculos de balance de materiales, necesitamos Rs, que es el gas en solución por STB.
La relación entre R y Rl a cualquier presión es el siguiente:
Rs = Rl - Bob Rsi
Donde Rsi es que el gas en solución a la presión del punto de burbuja es SCF / STB como se
obtiene de la prueba separador instantáneo. La ecuación puede escribirse también:
Rs = Rsi - (Rl / Vr.Vs)
Desde Bob es igual a 1,00 dividido por (Vr / Vs)
Viscosidad del gas y petróleo
Las viscosidades de petróleo se determinan en la temperatura del yacimiento y varios niveles
de presión como parte del análisis de muestras del subsuelo se muestra en el cuadro A-IV.
Viscosidades de gas no están determinadas de forma experimental, pero se calculan
basándose en las correlaciones publicadas y se muestran con los datos diferenciales de
liberación. Los procedimientos para la estimación de las viscosidades de gas se describen en la
parte principal de esta valoración crítica.
Ajuste De Los Datos De Laboratorio
Los procedimientos están disponibles para ajustar los datos en un simple fluido no
representativa para reflejar las condiciones del yacimiento original. Una muestra de
hidrocarburos depósito debe representar el fluido del yacimiento que existía en las
condiciones originales. La composición de fluido de hidrocarburo no cambiará hasta que la
presión cae por debajo de la presión del punto de burbuja y se libera gas. Por lo tanto, la
muestra de fluido debe ser tomado mientras la presión del depósito está por encima del punto
de burbuja. Además, la presión en el recipiente de la muestra debe ser mantenida a la presión
más baja que el muestreo pb, o si el recipiente de la muestra pierde presión, la muestra
contendrá menos gas que el fluido inicial. En este caso, los datos de la muestra de fluido deben
ajustarse a las condiciones del yacimiento originales serán presentados aquí varias técnicas
para el ajuste de los datos de laboratorio. La muestra para la que se calculó propiedades PVT
en el Apéndice A en un punto de 1410 psig burbuja se ajustó a una presión de punto de
burbuja de 1700 psig.
Correlación Y Para El Ajuste De Datos Volumen De Flash
Los datos de liberación de Flash pueden ser suavizadas o ajustarse a una presión de punto de
burbuja mayor mediante el uso de la técnica de correlación
La Y se calcula mediante la siguiente ecuación:
Dónde: Pb= presión de saturación de la muestra analizada, psia
P= cualquier presión menor que Pb, psia
Vt= factor de volumen relativo de dos fases a TR y p de una información de liberación flash.
Vs= factor de volumen relativo a TR y Pb
Para extrapolar los datos a una presión mayor grado de saturación, calcular los valores de Y en
los distintos niveles de presión y la trama y en función de P
El puntos de datos caen en una línea recta que se pueden extrapolar a 1700 psig (1715 kPa)
considerado como el punto de burbuja correcto para el fluido del yacimiento.
Valores corregidos de Vt/Vs pueden determinarse a partir de la línea recta trazada en la figura.
Para
Vt / Vs: 𝑉𝑡/𝑉𝑠=(𝑃𝑏𝑐−𝑝/𝑝𝑌)+1
Donde pbf= punto de presión de burbuja corregido, psia
Para el punto corregido de burbuja a 1700 psig, la ecuación (B-1) se transforma en: 𝑉𝑡/𝑉𝑠=(1715−𝑝/𝑝𝑌)+1
Ajuste de Información De Liberación Diferencial
El siguiente procedimiento se puede usar para ajustar los datos de liberación diferenciales si la
presión de saturación de la muestra se encuentra que es inferior a la presión del punto de
burbuja original en el depósito.
Antes de calcular los valores de Rs y Bo como una función de la presión de la presión del punto
de burbuja corregido, primero tenemos que calcular los valores ajustados de RL y V / Vs. Los
valores de ajuste se determinan mediante el trazado de los valores de laboratorio de RL y V /
Vs frente a la presión.
Propiedades de los gases
Las propiedades del gas que suelen necesitarse en los cálculos de ingeniería de yacimientos
son de desviación con frecuencia conocida también como factor de compresibilidad z:
compresibilidad, cp; densidad. p,: factor de volumen de formación. Bg; y viscosidad. Los
primeros cuatro cantidades están relacionadas con PYT comportamiento descrito por la ley de
los gases: La viscosidad puede determinarse correlaciones IROM generalizada.
A Relaciones presión-volumen-temperatura (factores z)
Una combinación de de Boyle (V = C / p, y Charles ' (V = c't) La ley proporciona la ley de los
gases ideales dada por la ecuación (17), que es útil a sólo bajas presiones.
PV = nRT.
Unidades de ingeniería son:
p = presión, psia (psig + 14,65);
V = volumen, pies cúbicos;
n = número de lb-moles = m / M = libras de peso, masa / molecular;
R = constante de gas = 10,73 (psia) (pies cúbicos) / (R)(moles); y
T = temperatura absoluta, ºR = (ºF + 459,6).
Para tener en cuenta el comportamiento no ideal de los gases, un gas factor de desviación, z,
está unido a la ley del gas ideal a proporcionar a la ley de los gases:
p v = znRT
Donde z es adimensional. La mayoría de los problemas de gas PVT hervir a M determinación, el
peso molecular, y z, la factor de desviación. M. peso molecular, se puede determinar a partir
de la composición del gas.
Para determinar el peso molecular de una mezcla de gas, el procedimiento es para sumar los
productos de las fracciones molares de los componentes de los gases multiplican por sus pesos
moleculares.
E. Gas Viscosidad, g
Se necesitan datos de viscosidad para resolver los problemas de fluido fluir a través tanto de la
roca reservorio y tubería. Viscosidad puede considerarse como la interna! la resistencia de un
fluido tiene que fluya en contra y por lo general se expresa en centipoises (Cp), la centésima
parte de un equilibrio. En general, como la temperatura del gas aumenta isobáricamente a
baja presión, aumenta la viscosidad del gas; a la inversa, como la temperatura del gas aumenta
isobáricamente a altas presiones, gas viscosidad disminuye. Por lo general, las viscosidades de
gas no son se mide rutinariamente en el laboratorio debido a las correlaciones suelen ofrecer
buenos resultados. Estos se describen a continuación.
l. Correlación de viscosidades de baja presión
La trama Bicker y Katz de la viscosidad de los gases de parafina en una atmósfera frente
molecular el peso se revisó ligeramente por Carr
Correlación de viscosidades para la alta presión
Aquí,
T = temperatura a la que se desea viscosidad, ºR / temperatura crítica, ºR
p = presión a la que se desea viscosidad, psia / presión crítica, psia
μ. = Viscosidad del gas en T, y p, y
Una viscosidad de un aplomo es que fuerza necesaria para cizallar un cuadrado centímetro de
un avión de fluido, spa.ced paralelo y un centímetro de otro plano de fluido, y que tiene una
diferencia en velocidad de un centímetro por segundo, O:
Las correlaciones del punto de rocío a la presión
El punto de un sistema de rocío se caracteriza por la coexistencia de una cantidad infinitesimal
de la fase líquida en equilibrio con una cantidad sustancial de fase de vapor.
Se han publicado sólo unas pocas correlaciones de presión del punto de rocío para sistemas de
depósito. Una de ellas es una correlación general para el comportamiento de cinco Valle de
San Joaquín, California, sistemas, publicado por Sage y Olds.t! Aunque estos cinco systerns
correlacionan dentro de sí mismos, no se sabe cómo las correlaciones se aplican a sistemas de
otros campos. Por lo tanto, los datos de Sage y Olds, que se presentan en la Tabla IX, deben
utilizarse sólo como una guía en lugar de una forma recomendada para la estimación de las
presiones del punto de rocío.
Organick y Golding desarrollaron una correlación que relaciona la presión de saturación
directamente a la composición de un chernical systern. Esto se hace por medio de dos
características cornposition generalizadas, el punto de ebullición medio molal, y un peso
molecular promedio en peso modificado. La presión de saturación rnay ser el punto de rocío,
el punto de burbuja, o la crítica presión.
Aceite factores de formación de volumen (Bo) y correlaciones volumen específico (VS)
Correlaciones
Hay que recordar que el factor de volumen de formación de petróleo, B definida como que el
volumen de fluido del depósito necesario para producir un volumen de aceite en el
depósito .Bo es una función de la composición del sistema, la presión y la temperatura y la
forma en que el gas y el petróleo se separan el diferencial flash o alguna combinación de estos.
El volumen específico (el recíproco de la densidad) es directamente relacionada con el factor
de volumen de formación y puede expresarse aceite general Ib - términos de campo.
ACEITE DE FORMACIÓN DE VOLUMEN DE FACTOR DE PERMANENTE DE CORRESPONDENCIAS
Permanente desarrolló una correlación empírica para el factor de formación de aceite sobre la
base de datos para los crudos de California y gases naturales. La correlación también parece
funcionar bien para sistemas de fluidos en otras áreas.
FACTORES DE FORMACIÓN TOTAL VOLUMEN DE GAS DISUELTO Y SISTEMAS DE
CONDENSADO DE GAS.
Factores de compresibilidad para infrasaturados Reservorios líquidos.
Correlación, que se basa en los factores de pseudo reducida e implica las siguientes relaciones:
Dónde:
Co = compresibilidad del aceite, vol / (vol) (psi),
P = presión, psia
T = temperatura, R
Subíndices Pr y PE se refieren a la pseudo-reducida y pseudo-critica! condiciones,
respectivamente.
Viscosidad del aceite, Uo
Viscosidad del aceite depende de la naturaleza del crudo, en la cantidad de gas en solución y
sobre la temperatura y presión. Como señaló en la sección II de este capítulo, viscosidad del
aceite es guarnición obtenido como parte del análisis PVT de las muestras de líquido del
depósito. Pero cuando estos datos no están disponibles, correlaciones generalizadas pueden
utilizarse para estimar la viscosidad del aceite en stock - tanque y diversas condiciones de
depósito.
La unidad de viscosidad absoluta en el sistema métrico es el equilibrio. Sin embargo, porque el
equilibrio es una unidad grande que usualmente resulta en valores fraccionarios para los
fluidos del reservorio, el centipoise (cp, 0.01 poise) es ampliamente aceptado para cálculos de
ingeniería. Factores de conversión para las unidades de viscosidad más comunes son:
La viscosidad cinemática, v, es la viscosidad absoluta dividida por la densidad. La unidad de
viscosidad cinemática es el stoke, donde alimenta = (u/p) = equilibrios = cc/seg. Como con
equilibrios a centipoises, viscosidad cinemática se divulga a menudo como la pesa de 100.
VISCOSIDAD DE LOS ACEITES QUE CONTIENEN DISUELTO GAS
Normalmente, los componentes gaseosos tienen baja viscosidad. Por lo tanto, cuando los
gases se disuelven en aceites crudos, disminuyen la viscosidad de los crudos. Una correlación
para determinar la viscosidad del gas - saturado crudos fue publicado por masticar y Connally,
Básicamente estas investigaciones representan la viscosidad del gas - crudo saturado por la
ecuación.
Donde:
Uso= gas - saturados aceite viscosidad, cp,
Uod= petróleo muerto (gas - libre) viscosidad, cp, y
A y b son funciones de los gases de solución - cociente de aceite
Factor de volumen de formación de agua, Bw
El factor de volumen de formación de agua, Bw, depende de la temperatura, la presión y el gas
en solución. Como se explica anteriormente el efecto de aumentar agua salinidad (total sólidos
disueltos) es reducir la solubilidad del gas. Por lo tanto, puesto que el gas disuelto aumenta el
factor de volumen de formación mayor salinidad, que reduce la solubilidad del gas reducirá el
factor de volumen.
GLOSARIO DE TÉRMINOS
Proceso de liberación diferencial. Proceso de laboratorio en el que se retira el gas de liberación
del aceite en cada uno de varios niveles de presión.
Proceso de liberación flash. Proceso de laboratorio en el que el gas liberado y el aceite se
mantienen en el mismo sistema en todo el rango de presión.
Desviación de gas del factor z. Un factor de corrección utilizado en las ecuaciones de volumen
de gas debido a los gases reales no obedece las leyes de los gases ideales.
La formación de gas factor de volumen Bg. El volumen de barriles del yacimiento ocupado por
un pie cúbico de gas estándar.
Compresibilidad de aceite reducción fraccionaria Co. El en volumen de aceite que resulta de un
aumento de la presión de un psi.
La contracción de aceite factor de bo. El cañón fraccionado del petróleo tanque de
almacenamiento contenido en un cilindro del reservorio de petróleo.
Pseudo presión crítica, PPC. La presión media ponderada mol crítica de un gas que consiste en
más de un componente.
Pseudo temperatura crítica Tpc. El mol ponderado temperatura crítica promedio de un gas que
consiste en más de un componente.
Pseudo presión reducida PPR. La presión existente en un gas de múltiples componentes de un
sistema dividido por su seudo presión crítica.
Temperatura reducida pseudo TPR. La temperatura existente en un gas de múltiples
componentes de un sistema dividido por su seudo presión crítica.
Reducir la presión Pr. La presión existente dividida por la presión crítica para un solo gas
componente.
Reducir la temperatura Tr. La temperatura existente dividida por la temperatura crítica para un
solo gas componente. Temperatura son absolutos, e, g, R.
Solución de gas-aceite Rs. Los estándares de pies cúbicos de gas disuelto en un barril de aceite
de ST a condiciones de yacimiento.
Total de los factores de volumen de formación Bt. El volumen de barriles del yacimiento
ocupado por un barril ST de petróleo y su gas relacionado.
Compresibilidad del agua Cw. La reducción fraccionaria en el volumen de agua que resulta de
un aumento de la presión de un psi
Recommended