Diseño de software para el cálculo de las propiedades PVT de los fluidos en un flujo multifásico de campos petroleros

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA E INDUSTRIAS

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

DISEÑO DE SOFTWARE PARA EL CÁLCULO DE LAS

PROPIEDADES PVT DE LOS FLUIDOS EN UN FLUJO

MULTIFÁSICO DE CAMPOS PETROLEROS

TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO

DE INGENIERO DE PETRÓLEOS

HERNAN MARCELO RAMOS MEDINA

DIRECTOR: ING. FAUSTO RAMOS AGUIRRE

FORMULARIO DE REGISTRO BIBLIOGRÁFICO

PROYECTO DE TITULACIÓN

DATOS DE CONTACTO

CÉDULA DE IDENTIDAD: 1722698444

APELLIDO Y NOMBRES: Ramos Medina Hernán Marcelo

DIRECCIÓN: San José Oe8-109 y San Camilo,

Calderón

EMAIL: [email protected]

TELÉFONO FIJO: 02 282 0941

TELÉFONO MOVIL: 099 587 6381

DATOS DE LA OBRA

TITULO:

Diseño de software para el cálculo de las propiedades PVT de los fluidos en un flujo multifásico de

campos petroleros

AUTOR O AUTORES: Ramos Medina Hernán Marcelo

FECHA DE ENTREGA DEL

PROYECTO DE TITULACIÓN: 4 de septiembre, 2017

DIRECTOR DEL PROYECTO DE

TITULACIÓN: Ramos Aguirre Fausto René

PROGRAMA PREGRADO POSGRADO

TITULO POR EL QUE OPTA: INGENIERO DE PETRÓLEOS

RESUMEN

las actividades de producción de pozos mediante el uso de 166 ecuaciones con al menos 50 variables que pueden modificarse según la condición de los reservorios. El trabajo se lo realizó en tres partes, primero, se escogió las correlaciones más representativas de cada una de las propiedades a determinar; segundo, se ingresaron las correlaciones y se diseñó su interfaz de manejo y tercero, se comparó los resultados con cálculos reales de producción. Estos cálculos de propiedades PVT son necesarios para caracterizar los reservorios y definir los métodos de producción; de esta forma se pueden decidir futuros trabajos de recuperación, determinar los diferentes tipos de comportamientos del reservorio, realizar cálculos de reservas y factores de recobro, dimensionar equipos de fondo y superficie para su producción, entre otros. Entre las propiedades que se determinan con este software de cálculo se pueden mencionar las siguientes: la razón gas disuelto, el factor volumétrico, la compresibilidad isotérmica, viscosidad, densidad y gravedad específica, gravedad API, tensión superficial, etc. para fluidos en estado puro y en mezcla multifásica.

PALABRAS CLAVES: Flujo multifásico, propiedades PVT,

software de cálculo.

ABSTRACT:

considering reservoir fluid and multiphase flow, which usually consists of water, gas and oil from the production of wells through the use of 166 equations with at least 50 variables that can be modified according to the condition of the reservoirs. The work was done in three parts, first, the most representative correlations of each of the properties to be determined were chosen; second, the correlations were entered and the management interface was designed, and third, the results were compared with real production calculations. These PVT property calculations are necessary to characterize the reservoirs and define the production methods; In this way, future recovery works can be decided, the different types of reservoir behaviors can be determined, reservoir calculations and recovery factors can be determined, as well as the dimensioning of bottom and surface equipment for their production, among others. Among the properties that are determined by this calculation software, the following can be mentioned: dissolved gas ratio, volumetric factor, isothermal compressibility, viscosity, density and specific gravity, API gravity, surface tension, etc. for pure fluids and multiphase mixing.

KEYWORDS Multiphase flow, PVT properties,

DEDICATORIA Y AGRADECIMIENTOS

Estos 5 años de estudio que finalizan con este proyecto ha sido una labor que no es solamente un esfuerzo personal, sino que para llevarse a cabo necesitó de la ayuda de muchas personas, tanto en el ámbito personal como académico.

Agradezco a Dios y a mis padres por ser el pilar fundamental en todo lo que soy, en toda mi educación, tanto académica, como de la vida, por su apoyo incondicional mantenido a través del tiempo. Toda esta experiencia ha sido muy enriquecedora gracias a ustedes.

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ÍNDICE DE CONTENIDOS

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RESUMEN 1

ABSTRACT 2

1. INTRODUCCIÓN ... 3

1.1. OBJETIVOS ... 5

1.1.1. OBJETIVO GENERAL ... 5

1.1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ... 5

2. METODOLOGÍA ... 6

2.1. PRIMERA PARTE ... 6

2.2. SEGUNDA PARTE ... 6

2.2.1. PROPIEDADES FÍSICAS DEL AGUA ... 6

2.2.2. PROPIEDADES FÍSICAS DEL GAS ... 7

2.2.3. PROPIEDADES FÍSICAS DEL PETRÓLEO ... 7

2.3. TERCERA PARTE ... 7

3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN ... 8

3.1. CÁLCULO DE PROPIEDADES FÍSICAS DEL AGUA ... 8

3.1.1. RAZÓN GAS DISUELTO ... 8

3.1.2. FACTOR VOLUMÉTRICO ... 9

3.1.3. COMPRESIBILIDAD ISOTÉRMICA ... 10

3.1.4. VISCOSIDAD ... 11

3.1.5. TENSIÓN INTERFACIAL GAS – AGUA ... 12

3.1.6. DENSIDAD Y GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL AGUA ... 13

3.1.7. PARÁMETROS TERMODINÁMICOS ... 14

3.2. CÁLCULO DE PROPIEDADES FÍSICAS DEL GAS ... 17

3.2.1. GRAVEDAD ESPECÍFICA ... 17

3.2.2. DENSIDAD ... 18

3.2.3. PRESIÓN Y TEMPERATURA PSEUDOCRÍTICA ... 19

3.2.4. PRESIÓN Y TEMPERATURA PSEUDOREDUCIDA ... 21

3.2.5. FACTOR DE DESVIACIÓN DEL GAS Z ... 22

3.2.6. FACTOR VOLUMÉTRICO Y DE EXPANSIÓN DEL GAS ... 23

3.2.7. COMPRESIBILIDAD ISOTÉRMICA ... 24

3.2.8. VISCOSIDAD ... 24

3.2.9. ÍNDICE DE WOBBE ... 25

3.2.10. CONDUCTIVIDAD TÉRMICA ... 26

3.2.11. GRADIENTE DE PRESIÓN ... 26

3.2.12. MEZCLAS DE GASES ... 27

3.3. CÁLCULO DE PROPIEDADES FÍSICAS DEL PETRÓLEO ... 30

3.3.1. GRAVEDAD ESPECÍFICA, API Y DENSIDAD ... 30

ii

3.3.3. RAZÓN DE SOLUBILIDAD GAS ... 36

3.3.4. FACTOR VOLUMÉTRICO ... 37

3.3.5. FACTOR VOLUMÉTRICO TOTAL (GAS Y PETRÓLEO) ... 40

3.3.6. COMPRESIBILIDAD ISOTÉRMICA ... 41

3.3.7. VISCOSIDAD ... 42

3.3.8. TENSIÓN INTERFACIAL GAS – PETRÓLEO ... 44

3.3.9. CALOR ESPECÍFICO ... 45

3.3.10. CONDUCTIVIDAD TÉRMICA ... 46

3.3.11. PROPIEDADES DE MEZCLAS ... 46

3.4. RESÚMEN Y COMPARACIÓN DE RESULTADOS ... 49

4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ... 51

4.1. CONCLUSIONES ... 51

4.2. RECOMENDACIONES ... 51

5. BIBLIOGRAFÍA ... 52

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ÍNDICE DE TABLAS

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Tabla 1. Datos para el cálculo de las propiedades físicas del agua 8

Tabla 2. Datos para el cálculo de las propiedades físicas del gas 17

Tabla 3. Datos para el cálculo de las propiedades físicas del petróleo 30

Tabla 4. Datos para el cálculo del factor volumétrico del petróleo 37

Tabla 5. Comparación de resultados para el agua 49

Tabla 6. Comparación de resultados para el gas 49

Tabla 7. Comparación de resultados para el petróleo 50

Tabla 8. Pesos moleculares de los componentes del gas 59

Tabla 9. Presiones y temperaturas críticas de los componentes del gas 61

Tabla 10. Constantes para el cálculo de la viscosidad usando el ajuste de Dempsey 68

Tabla 11. Poder calórico neto y bruto de los componentes del gas 69

Tabla 12. Densidad líquida de los componentes del gas a condición estándar 69

Tabla 13. Calor específico de los componentes del gas 71

Tabla 14. Valores de las constantes para presión de burbuja correlación Vazquez y Beggs 74

Tabla 15. Valores de las constantes para presión de burbuja correlación TOTAL, C.F.P. 75

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ÍNDICE DE FIGURAS

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Figura 1. Resultados razón gas agua, correlación de Culberson,

O. L. y Mcketta, J. J. 8

Figura 2. Resultados para razón gas agua, correlación de Mccoy, R. L. 9

Figura 3. Resultados factor volumétrico del agua, correlación de McCain, W. D. 9

Figura 4. Resultados factor volumétrico del agua, correlación de McCoy, R. L. 10

Figura 5. Resultados compresibilidad isotérmica del agua, correlación de Dodson, C.R. y Standing, M.B. 10

Figura 6. Resultados para compresibilidad isotérmica del agua, de ………….. correlación Osif, T.L. 11

Figura 7. Resultados para viscosidad del agua, correlación de Van Wingen, N. 11

Figura 8. Resultados para viscosidad del agua, correlación de Mccoy, R.L. 12

Figura 9. Resultados para tensión interfacial gas agua, correlación Hennings, H. Y. y Newman, G. H. 12

Figura 10. Resultados para densidad del agua, correlación de McCain, W.D. 13

Figura 11. Resultados para la correlación de densidad del agua a cualquier temperatura 13

Figura 12. Resultados para la gravedad específica del agua 14

Figura 13. Resultados para el calor específico del agua 14

Figura 14. Resultados para la temperatura de saturación del agua 15

Figura 15. Resultados para el calor latente de vaporización del agua 15

Figura 16. Resultados para la entalpía del agua saturada 16

Figura 17. Resultados para la entalpía del vapor seco saturado 16

Figura 18. Resultados para la gravedad específica del gas 17

Figura 19. Resultados para la fracción hidrocarburo del gas 18

Figura 20. Resultados para la densidad del gas 18

Figura 21. Resultados para la presión pseudocrítica del gas con la ………correlación de Brown, G.G., Katz, D.L., Oberfell, G.G. ………y Alden, R.C. 19

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Figura 23. Resultados para la presión pseudocrítica del gas con la

………correlación de Sutton, R. P. 20

Figura 24. Resultados para la temperatura pseudocrítica del gas con la correlación de Sutton, R. P. 21

Figura 25. Resultados para la presión pseudoreducida del gas 21

Figura 26. Resultados para la temperatura pseudoreducida del gas 22

Figura 27. Resultados para el factor de desviación del gas 22

Figura 28. Resultados para el factor volumétrico del gas 23

Figura 29. Resultados para el factor de expansión del gas 23

Figura 30. Resultados para la compresibilidad isotérmica del gas 24

Figura 31. Resultados para la viscosidad del gas 25

Figura 32. Resultados para el Índice de Wobbe 25

Figura 33. Resultados para la conductividad térmica 26

Figura 34. Resultados para el gradiente de presión 27

Figura 35. Ventana para el ingreso de datos para mezcla de gases 28

Figura 36. Captura del software para el ingreso de datos 28

Figura 37. Captura del software para los resultados de mezcla de gases 29

Figura 38. Resultados para la gravedad específica 30

Figura 39. Resultados para el API seco 31

Figura 40. Resultados para el API a una temperatura dada 31

Figura 41. Resultados para la densidad del petróleo saturado 32

Figura 42. Resultados para la densidad del petróleo subsaturado 32

Figura 43. Resultados para la presión de burbuja con la correlación de Standing, M. B. 33

Figura 44. Resultados para la presión de burbuja con la correlación de Vázquez, M. E. y Beggs, H. D. 34

Figura 45. Resultados para la presión de burbuja con la correlación de Glaso, O. 34

Figura 46. Resultados para la presión de burbuja con la correlación de TOTAL, C. F. P. 35

Figura 47. Resultados para la presión de burbuja con la correlación de Al Marhoun, M. A. 35

Figura 48. Resultados para la razón gas disuelto – petróleo con la ………correlación de Standing, M. B. 36

Figura 49. Resultados para la razón gas disuelto - petróleo con la …………....correlación de Vázquez, M. E. y Beggs, H. D. 36

Figura 50. Resultados para la razón gas disuelto - petróleo con la ………correlación de Glaso, O. 37

Figura 51. Resultados para el factor volumétrico de un petróleo ………subsaturado con la correlación de Standing, M. B. 38

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Figura 53. Resultados para el factor volumétrico de un petróleo

………subsaturado con la correlación de Glaso, O. 39

Figura 54. Resultados para el factor volumétrico de un petróleo saturado con la correlación de la TOTAL, C. F. P. 39

Figura 55. Resultados para el factor volumétrico total con la correlación de Glaso, O. 40

Figura 56. Resultados para el factor volumétrico total con la correlación de Al Marhoun. 40

Figura 57. Resultados para la compresibilidad del petróleo subsaturado 41

Figura 58. Resultados para la compresibilidad del petróleo saturado. 41

Figura 59. Resultados para viscosidad del petróleo muerto, correlación Beggs y Robinson 42

Figura 60. Resultados para viscosidad del petróleo muerto, correlación de Glaso, O. 42

Figura 61. Resultados para viscosidad del petróleo saturado, correlación de Beggs y Robinson 43

Figura 62. Resultados para viscosidad del petróleo saturado, correlación de Chew y Connally 43

Figura 63. Resultados para viscosidad del petróleo subsaturado, ………correlación de Vázquez y Beggs 44

Figura 64. Resultados para viscosidad del petróleo subsaturado, ………correlación de Kartoatmodjo, Schmidt 44

Figura 65. Resultados para la tensión interfacial gas – petróleo, correlación Baker y Swerdloff 45

Figura 66. Resultados para el calor específico 45

Figura 67. Resultados para la conductividad térmica del petróleo 46

Figura 68. Datos para el cálculo de las propiedades de mezcla 47

Figura 69. Resultados para las propiedades de mezcla 47

Figura 70. Formulario para el ingreso de datos 48

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ÍNDICE DE ANEXOS

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Anexo 1. Razón gas disuelto agua 53

Anexo 2. Factor volumétrico del agua 54

Anexo 3. Compresibilidad isotérmica del agua 55

Anexo 4. Viscosidad del agua 56

Anexo 5. Tensión interfacial gas – agua 56

Anexo 6. Densidad y gravedad específica del agua 57

Anexo 7. Parámetros termodinámicos del agua 58

Anexo 8. Peso molar 59

Anexo 9. Gravedad específica del gas 60

Anexo 10. Densidad del gas 60

Anexo 11. Presión y temperatura pseudocrítica 61

Anexo 12. Presión y temperatura pseudoreducida 64

Anexo 13. Factor de desviación del gas Z 64

Anexo 14. Factor volumétrico y de expansión del gas 65

Anexo 15. Compresibilidad isotérmica del gas 65

Anexo 16. Viscosidad del gas 66

Anexo 17. Poder calórico neto y bruto 68

Anexo 18. Riqueza líquida del gas 69

Anexo 19. Índice de Wobbe 70

Anexo 20. Calor específico del gas 70

Anexo 21. Conductividad térmica del gas 71

Anexo 22. Gradiente de presión del gas 71

Anexo 23. Gravedad específica, api y densidad del petróleo 72

Anexo 24. Presión de burbuja del petróleo 73

Anexo 25. Razón de solubilidad gas – petróleo 76

Anexo 26. Factor volumétrico del petróleo 78

Anexo 27. Factor volumétrico total (gas y petróleo) 80

Anexo 28. Compresibilidad isotérmica del petróleo 81

Anexo 29. Viscosidad del petróleo 82

Anexo 30. Tensión interfacial gas – petróleo 84

Anexo 31. Calor específico del petróleo 85

Anexo 32. Conductividad térmica del petróleo 85

1

RESUMEN

El objetivo de este trabajo de titulación fue el desarrollar un software para el cálculo de las propiedades PVT (presión, volumen, temperatura) para los diversos tipos de fluidos dentro de la plataforma Microsoft Excel™ considerando al fluido en reservorios y en flujo multifásico, que generalmente consta de agua, gas y petróleo producto de las actividades de producción de pozos mediante el uso de 166 ecuaciones con al menos 50 variables que pueden modificarse según la condición de los reservorios. El trabajo se lo realizó en tres partes, primero, se escogió las correlaciones más representativas de cada una de las propiedades a determinar; segundo, se ingresaron las correlaciones y se diseñó su interfaz de manejo y tercero, se comparó los resultados con cálculos reales de producción. Estos cálculos de propiedades PVT son necesarios para caracterizar los reservorios y definir los métodos de producción; de esta forma se pueden decidir futuros trabajos de recuperación, determinar los diferentes tipos de comportamientos del reservorio, realizar cálculos de reservas y factores de recobro, dimensionar equipos de fondo y superficie para su producción, entre otros. Entre las propiedades que se determinan con este software de cálculo se pueden mencionar las siguientes: la razón gas disuelto, el factor volumétrico, la compresibilidad isotérmica, viscosidad, densidad y gravedad específica, gravedad API, tensión superficial, etc. para fluidos en estado puro y en mezcla multifásica.

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ABSTRACT

The objective of this work was the develop of a software for the calculation of the PVT properties (pressure, volume, temperature) for the different types of fluids within the Microsoft Excel ™ platform considering reservoir fluid and multiphase flow, which usually consists of water, gas and oil from the production of wells through the use of 166 equations with at least 50 variables that can be modified according to the condition of the reservoirs. The work was done in three parts, first, the most representative correlations of each of the properties to be determined were chosen; second, the correlations were entered and the management interface was designed, and third, the results were compared with real production calculations. These PVT property calculations are necessary to characterize the reservoirs and define the production methods; In this way, future recovery works can be decided, the different types of reservoir behaviors can be determined, reservoir calculations and recovery factors can be determined, as well as the dimensioning of bottom and surface equipment for their production, among others. Among the properties that are determined by this calculation software, the following can be mentioned: dissolved gas ratio, volumetric factor, isothermal compressibility, viscosity, density and specific gravity, API gravity, surface tension, etc. for pure fluids and multiphase mixing.

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1. INTRODUCCIÓN

Un flujo multifásico en la industria petrolera es generado por las actividades de producción y transporte. Este patrón de flujo integra generalmente agua, petróleo y gas (Ahmed, 2001).

La determinación de las propiedades PVT de los fluidos en el reservorio y en el flujo multifásico es una tarea importante e indispensable ya que nos brindan información para predecir el comportamiento de los fluidos en el yacimiento, durante la producción y en las instalaciones, además estos datos nos sirven para realizar gestión de reservorios, futuros sistemas de recuperación mejorada, dimensionar equipos de fondo, los equipos y las facilidades de superficie, por lo que es necesario tener un software que nos facilite el proceso de cálculos previo a la toma de decisiones.

Los sistemas computacionales con los que se realizan estas tareas son complejos y se basan en correlaciones matemáticas desarrolladas previamente. Este trabajo busca diseñar un software de manejo sencillo que incluye 166 ecuaciones con al menos 50 variables que pueden modificarse según la condición de los reservorios para facilitar las tareas de cálculo.

La producción de petróleo y gas natural constituye sin duda el motor de la economía mundial. La creciente actividad de la industria petrolera nos obliga a contar con datos de fluidos representativos para evitar criterios erróneos en la caracterización de los fluidos que pudieran afectar el desarrollo de los campos e incluso la creación de nuevas plantas (Alvarado y Bánzer, 2002).

Los estudios PVT se llevan a cabo con el propósito de analizar los yacimientos y partiendo de los resultados de estos estudios, determinar los diversos parámetros y metodologías que se desarrollarán para poner a producir el yacimiento. El muestreo de fluidos se realiza al principio de la vida productiva del yacimiento (Bánzer, 1996).

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Tecnológicamente en el país no se han desarrollado aplicaciones o software exclusivos para la determinación de las propiedades de los fluidos, la mayoría de softwares, si no son todos, provienen de empresas desarrolladores extranjeras. Mediante esta propuesta tecnológica se pretende que el software sirva tanto para su uso en el campo como de manera didáctica para las futuras generaciones de estudiantes de ingeniería de petróleos y gas natural.

En una investigación realizada, se conoció que existen proyectos desarrollados a la implementación de software para la interpretación de Pruebas de Registros de Producción (PLT) bajo la interfaz de Visual Basic.Net, versión Express 2008, el cual brinda al intérprete de registro un conjunto de herramientas visuales, métodos numéricos, cartas de calibración, correlaciones para flujo multifásico y propiedades PVT, que permite obtener resultados cuantitativos satisfactorios en el cálculo de las tasas de flujo. El desarrollo del proyecto comentado fue hecho mediante un convenio establecido entre la Universidad Surcolombiana, el Instituto Colombiano del Petróleo ICP y Ecopetrol S.A. (Escobar, Ramírez y Enciso, 2010).

Los registros de producción, como la mayoría de pruebas de pozo, se basan en medidas indirectas para obtener los resultados deseados. Estos consisten en adquirir los datos medidos por un conjunto de herramientas de registro dentro del pozo, para luego, mediante un proceso de interpretación de los datos, evaluar el caudal de flujo dentro del pozo o, en algunos casos, el completamiento del pozo (Hill, 1990).

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1.1. OBJETIVOS

1.1.1. OBJETIVO GENERAL

Diseñar un software para el cálculo de las propiedades PVT de los fluidos en reservorios y en un flujo multifásico de pozos productores de petróleo en campos petroleros, mediante la aplicación de correlaciones matemáticas dentro de la plataforma Microsoft Excel.

1.1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS

• Analizar las correlaciones más adecuadas para los diferentes parámetros a calcular de acuerdo con las características físico - químicas de los fluidos.

• Integrar las correlaciones matemáticas empleadas en un software de cálculo, programado con datos reales de producción.

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2. METODOLOGÍA

Se aplicó el método analítico para el proceso de desarrollo del software de cálculo y se empleó la plataforma Microsoft Excel™, además se usó varias correlaciones de cálculo tanto para agua, gas y petróleo, que se detallan junto con el proceso que se siguió para la elaboración del programa.

Para el desarrollo del software de cálculo se lo realizó en un proceso de 3 partes.

2.1. PRIMERA PARTE

En la parte inicial del trabajo se realizó una revisión bibliográfica para definir las principales propiedades de cada uno de los fluidos y sus correlaciones para ser ingresadas en el software, según cómo sigue:

• Definir las características a ser calculadas para posteriormente escoger las formulas y correlaciones de cálculo.

• Recopilar fórmulas y correlaciones PVT según los parámetros de estudio para los tres tipos de fluidos.

• Verificar las fórmulas recopiladas previo su ingreso en Microsoft Excel™.

2.2. SEGUNDA PARTE

Se desarrolló los sistemas de ecuaciones necesarios para ser ingresados dentro de Microsoft Excel™, seguido se programó las fórmulas y correlaciones dentro de la plataforma para finalmente culminar con el diseño de la presentación en el programa para facilitar la interfaz de manejo con el usuario final, incluyendo instrucciones y guías para su adecuado manejo.

Para los cálculos se consideró el agua, gas y petróleo como fluidos puros y cómo flujo multifásico. Las correlaciones usadas, constantes y variables se incluyen en la parte de anexos según las propiedades a calcular. Estas se detallan a continuación:

2.2.1. PROPIEDADES FÍSICAS DEL AGUA

• Razón gas disuelto. Anexo 1. • Factor volumétrico. Anexo 2.

7

• Tensión interfacial gas – agua. Anexo 5.

• Densidad y gravedad específica del agua. Anexo 6. • Parámetros termodinámicos. Anexo 7.

2.2.2. PROPIEDADES FÍSICAS DEL GAS

• Peso molar. Anexo 8.

• Gravedad específica. Anexo 9. • Densidad. Anexo 10.

• Presión y temperatura pseudocrítica. Anexo 11. • Presión y temperatura pseudoreducida. Anexo 12. • Factor de desviación del gas Z. Anexo 13.

• Factor volumétrico y de expansión del gas. Anexo 14. • Compresibilidad isotérmica. Anexo 15.

• Viscosidad. Anexo 16.

• Poder calórico neto y bruto. Anexo 17. • Riqueza líquida. Anexo 18.

• Índice de Wobbe. Anexo 19. • Calor específico. Anexo 20. • Conductividad térmica. Anexo 21. • Gradiente de presión. Anexo 22.

2.2.3. PROPIEDADES FÍSICAS DEL PETRÓLEO

• Gravedad específica, API y densidad. Anexo 23. • Presión de burbuja. Anexo 24.

• Razón de solubilidad gas. Anexo 25. • Factor volumétrico. Anexo 26.

• Factor volumétrico total (gas y petróleo). Anexo 27. • Compresibilidad isotérmica. Anexo 28.

• Viscosidad. Anexo 29.

• Tensión interfacial gas – petróleo. Anexo 30. • Calor específico. Anexo 31.

• Conductividad térmica. Anexo 32. • Propiedades de mezclas. Anexo 33.

2.3. TERCERA PARTE

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3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN

Para demostrar los cálculos obtenidos y su utilidad con el software desarrollado en la plataforma Microsoft Excel™, se mostrarán cálculos tipo para las diferentes correlaciones de cada una de las propiedades tanto del agua, gas, petróleo y sus mezclas.

3.1. CÁLCULO DE PROPIEDADES FÍSICAS DEL AGUA

3.1.1. RAZÓN GAS DISUELTO

Las ecuaciones aplicadas para el cálculo de la razón gas disuelto – agua se encuentran en el Anexo 1. Para la determinación de esta propiedad se usaron 2 correlaciones, la correlación de Culberson, O. L. y McKetta, J. J. (ecuaciones 01, 02, 03, 04, 05) y la correlación de McCoy, R. L. (ecuaciones 06, 07, 08, 09, 10), usando los datos de la tabla 1. Los cálculos como se pueden observar se presentan en la figura 1 y figura 2, que corresponden al software de cálculo.

Tabla 1. Datos para el cálculo de las propiedades físicas del agua

(Bánzer, 1996)

Figura 1. Resultados obtenidos con la correlación de Culberson, O. L. y McKetta, J. J.

PARÁMETRO VALOR

Temperatura 200 °F

Presión 5000 psia

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Figura 2. Resultados obtenidos con la correlación de McCoy, R. L. 3.1.2. FACTOR VOLUMÉTRICO

Las ecuaciones aplicadas para el cálculo del factor volumétrico del agua se encuentran en el Anexo 2. Para la determinación de esta propiedad se usaron 2 correlaciones, la correlación de McCain, W. D. (ecuaciones 11, 12, 13) y la correlación de McCoy, R. L. (ecuaciones 14, 15, 16, 17, 18), usando los datos de la tabla 1. Los cálculos como se pueden observar se presentan en la figura 3 y figura 4, que corresponden al software de cálculo.

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Figura 4. Resultados obtenidos con la correlación de McCoy, R. L. 3.1.3. COMPRESIBILIDAD ISOTÉRMICA

Las ecuaciones aplicadas para el cálculo de la compresibilidad isotérmica del agua se encuentran en el Anexo 3. Para la determinación de esta propiedad se usaron 2 correlaciones, la correlación de Dodson, C.R. y Standing, M.B. (ecuaciones 19, 20, 21, 22, 23, 24) y la correlación de Osif, T.L.(ecuación 25), usando los datos de la tabla 1 y figura 2. Los cálculos como se pueden observar se presentan en la figura 5 y figura 6, que corresponden al software de cálculo.

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Figura 6. Resultados obtenidos con la de correlación Osif, T.L. 3.1.4. VISCOSIDAD

Las ecuaciones aplicadas para el cálculo de la viscosidad del agua se encuentran en el Anexo 4. Para la determinación de esta propiedad se usaron 2 correlaciones, la correlación de Van Wingen, N. (ecuación 26) y la correlación de Mccoy, R.L.(ecuaciones 27, 28), usando los datos de la tabla 1. Los cálculos como se pueden observar se presentan en la figura 7 y figura 8, que corresponden al software de cálculo.

12

Figura 8. Resultados obtenidos con la correlación de Mccoy, R.L. 3.1.5. TENSIÓN INTERFACIAL GAS – AGUA

Las ecuaciones aplicadas para el cálculo de la tensión interfacial gas - agua se encuentran en el Anexo 5. Para la determinación de esta propiedad se usó la correlación de Hennings, H. Y. y Newman, G. H. (ecuaciones 29, 30, 31, 32), usando los datos de la tabla 1. Los cálculos como se pueden observar se presentan en la figura 9, que corresponde al software de cálculo.

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3.1.6. DENSIDAD Y GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL AGUA

Las ecuaciones aplicadas para el cálculo de la densidad y la gravedad específica del agua se encuentran en el Anexo 6. Para la determinación de esta propiedad se usaron 3 correlaciones, la correlación McCain, W.D. (ecuaciones 33, 34), la correlación para la densidad a cualquier temperatura (ecuaciones 35, 36), y la correlación para la gravedad específica (ecuación 37), usando los datos de la tabla 1 y figura 3. Los cálculos como se pueden observar se presentan en la figura 10, figura 11 y figura 12 que corresponden al software de cálculo.

Figura 10. Resultados obtenidos con la correlación de McCain, W.D.

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Figura 12. Resultados obtenidos con la correlación para la gravedad específica 3.1.7. PARÁMETROS TERMODINÁMICOS

Las ecuaciones usadas para el cálculo de los parámetros termodinámicos del agua se encuentran en el Anexo 7. Se van a determinar los siguientes parámetros: calor específico del agua (ecuación 38), temperatura de saturación del agua (ecuación 39), calor latente de vaporización del agua (ecuación 40), entalpía del agua saturada (ecuación 41), entalpía del vapor seco saturado (ecuación 42), usando los datos de la tabla 1. Los cálculos como se pueden observar se presentan en la figura 13, figura 14, figura 15, figura 16 y figura 17que corresponden al software de cálculo.

15

Figura 14. Resultados obtenidos para la temperatura de saturación del agua

16

Figura 16. Resultados obtenidos para la entalpía del agua saturada

17

3.2. CÁLCULO DE PROPIEDADES FÍSICAS DEL GAS

3.2.1. GRAVEDAD ESPECÍFICA

Las ecuaciones aplicadas para el cálculo de la gravedad específica del gas se encuentran en el Anexo 9. Para la determinación de esta propiedad se usaron 2 ecuaciones, la ecuación de estado (ecuación 44) y la ecuación para la fracción hidrocarburo (ecuación 45), usando los datos de la tabla 2. Los cálculos como se pueden observar se presentan en la figura 18 y figura 19 que corresponden al software de cálculo.

Tabla 2. Datos para el cálculo de las propiedades físicas del gas

(Bánzer, 1996)

Figura 18. Resultados obtenidos para la gravedad específica del gas

PARÁMETRO VALOR

Peso Molar (lb/lbmol) 35.969

Presión (psia) 3810

Temperatura (°R) 654

Fracción Molar H2S 0.0491

Fracción Molar N2 0.0051

Fracción Molar CO2 0.1101

Poder Calórico Bruto (BTU/pie3_{) 1403.377}

18

Figura 19. Resultados obtenidos para la fracción hidrocarburo del gas 3.2.2. DENSIDAD

Las ecuaciones aplicadas para el cálculo de la densidad del gas se encuentran en el Anexo 10. Para la determinación de esta propiedad se usó 1 ecuación, la ecuación de la ley de gases (ecuación 46), usando los datos de la tabla 2 y la figura 27. Los cálculos como se pueden observar se presentan en la figura 20 que corresponden al software de cálculo.

19

3.2.3. PRESIÓN Y TEMPERATURA PSEUDOCRÍTICA

Las ecuaciones aplicadas para el cálculo de la presión y temperatura pseudocrítica se encuentran en el Anexo 11. Para la determinación de esta propiedad se usaron 5 correlaciones, el Método de Kay, W. B. (ecuaciones 47 y 48), el Método de Kay W. B. Corregido por Wichert y Aziz(ecuaciones 49, 50, 51), la correlación de Sutton, R. P. (ecuaciones 52, 53, 54, 55), la correlación de Brown, G.G., Katz, D.L., Oberfell, G.G. y Alden, R.C. para Gas Natural (ecuaciones 54, 55, 56, 57) y la correlación de de Brown, G.G., Katz, D.L., Oberfell, G.G. y Alden, R.C. para Gas Condensado (ecuaciones 54, 55, 58, 59), usando los datos de la tabla 2 y la figura 19. Los cálculos como se pueden observar se presentan en la figura 21, figura 22, figura 23 y figura 24 que corresponden al software de cálculo. Las correlaciones de Kay W. B. y la correlación de Brown, G.G., Katz, D.L., Oberfell, G.G. y Alden, R.C. para Gas Condensado se muestran más adelante en la parte de mezcla de gases.

20

Figura 22. Resultados obtenidos para la temperatura pseudocrítica del gas con la correlación de Brown, G.G., Katz, D.L., Oberfell, G.G. y Alden, R.C.

21

Figura 24. Resultados obtenidos para la temperatura pseudocrítica del gas con la correlación de Sutton, R. P.

3.2.4. PRESIÓN Y TEMPERATURA PSEUDOREDUCIDA

Las ecuaciones aplicadas para el cálculo de la presión y temperatura pseudoreducida del gas se encuentran en el Anexo 12. Para la determinación de esta propiedad se usaron 2 ecuaciones, la ecuación de la presión pseudoreducida (ecuación 60) y la ecuación de la temperatura pseudoreducida (ecuación 61), usando los datos de la tabla 2, figura 23 y figura 24. Los cálculos como se pueden observar se presentan en la figura 25 y figura 26 que corresponden al software de cálculo.

22

Figura 26. Resultados obtenidos para la temperatura pseudoreducida del Gas 3.2.5. FACTOR DE DESVIACIÓN DEL GAS Z

Las ecuaciones aplicadas para el cálculo del factor de desviación del gas Z se encuentran en el Anexo 13. Para la determinación de esta propiedad se usó 1 correlación, la Correlación de Brill, J.P. y Beggs, H.D. (ecuaciones 62, 63, 64, 65, 66), usando los datos de la tabla 2, figura 23 y figura 24. Los cálculos como se pueden observar se presentan en la figura 27 que corresponden al software de cálculo.

23

3.2.6. FACTOR VOLUMÉTRICO Y DE EXPANSIÓN DEL GAS

Las ecuaciones aplicadas para el cálculo del factor volumétrico y de expansión del gas se encuentran en el Anexo 14. Para la determinación de estas propiedades se usaron 2 ecuaciones de la ley de gases, la ecuación del factor volumétrico (ecuación 67) y la ecuación del factor de expansión del gas (ecuación 68), usando los datos de la tabla 2, figura 27. Los cálculos como se pueden observar se presentan en la figura 28 y figura 29 que corresponden al software de cálculo.

Figura 28. Resultados obtenidos para el factor volumétrico del gas

24

3.2.7. COMPRESIBILIDAD ISOTÉRMICA

Las ecuaciones aplicadas para el cálculo de la compresibilidad isotérmica del gas se encuentran en el Anexo 15. Para la determinación de esta propiedad se usó 1 correlación, la Correlación de Brill, J.P. y Beggs, H.D. (ecuaciones 69, 70, 71, 72, 74), usando los datos de la figura 23, figura 25, figura 26 y figura 27. Los cálculos como se pueden observar se presentan en la figura 30 que corresponden al software de cálculo.

Figura 30. Resultados obtenidos para la compresibilidad isotérmica del gas 3.2.8. VISCOSIDAD

25

Figura 31. Resultados obtenidos para la viscosidad del gas 3.2.9. ÍNDICE DE WOBBE

Las ecuaciones aplicadas para el cálculo del Índice de Wobbe se encuentran en el Anexo 19. Para la determinación de esta propiedad se usó 1 ecuación, la ecuación del Índice de Wobbe. (ecuación 90), usando los datos de la tabla 2 y figura 18. Los cálculos como se pueden observar se presentan en la figura 32 que corresponden al software de cálculo.

26

3.2.10. CONDUCTIVIDAD TÉRMICA

Las ecuaciones aplicadas para el cálculo de la conductividad térmica se encuentran en el Anexo 21. Para la determinación de esta propiedad se usó 1 ecuación, la ecuación para la Conductividad Térmica (ecuación 92), usando los datos de la tabla 2 y figura 31. Los cálculos como se pueden observar se presentan en la figura 33 que corresponden al software de cálculo.

Figura 33. Resultados obtenidos para la conductividad térmica 3.2.11. GRADIENTE DE PRESIÓN

27

Figura 34. Resultados obtenidos para el gradiente de presión

3.2.12. MEZCLAS DE GASES

28

Figura 35. Ventana para el ingreso de datos para mezcla de gases

29

30

3.3. CÁLCULO DE PROPIEDADES FÍSICAS DEL PETRÓLEO

3.3.1. GRAVEDAD ESPECÍFICA, API Y DENSIDAD

Las ecuaciones aplicadas para el cálculo de la gravedad específica y densidad del petróleo se encuentran en el Anexo 23. Para la determinación de estas propiedades se usaron 5 tipos de correlaciones, la ecuación para el API del crudo (ecuación 94), la ecuación para el API seco (ecuación 95), correlación para la densidad del petróleo a cualquier temperatura (ecuación 96), correlación para la densidad del petróleo saturado (ecuaciones 97, 98), correlación para la densidad del petróleo subsaturado (ecuación 99), usando los datos de la tabla 3 y tabla 4. Los cálculos como se pueden observar se presentan en la figura 38, figura 39, figura 40, figura 41 y figura 42 que corresponden al software de cálculo.

Tabla 3. Datos para el cálculo de las propiedades físicas del petróleo

(Bánzer, 1996)

Figura 38. Resultados obtenidos para la gravedad específica

PARÁMETRO VALOR

Gravedad API 31

Gravedad Específica del Agua 1.154 @ 60 °F

Gravedad Específica del Gas 0.95

Temperatura (°F) 180

Fracción Molar H2S 0.10

Fracción Molar CO2 0.20

31

Figura 39. Resultados obtenidos para el API seco

32

Figura 41. Resultados obtenidos para la densidad del petróleo saturado

33

3.3.2. PRESIÓN DE BURBUJA

Las ecuaciones aplicadas para el cálculo de la presión de burbuja del petróleo se encuentran en el Anexo 24. Para la determinación de estas propiedades se usaron 5 correlaciones, la correlación de Standing, M. B. (ecuaciones 100, 101), la correlación de Vázquez, M. E. y Beggs H. D. (ecuación 102), la correlación de Glaso, O. (ecuaciones 103, 104), la correlación de La TOTAL, C. F. P. (ecuación 105) y la correlación de Al Marhoun, M. A. (ecuación 106), usando los datos de la tabla 3 y una razón gas-petróleo de 675 PCN/BN. Los cálculos como se pueden observar se presentan en la figura 43, figura 44, figura 45, figura 46 y figura 47 que corresponden al software de cálculo. Adicionalmente se usaron las ecuaciones 107, 108, 109 y 110 para realizar correcciones a la presión de burbuja por efecto de gases no hidrocarburos.

34

Figura 44. Resultados obtenidos para la presión de burbuja con la correlación de Vázquez, M. E. y Beggs, H. D.

35

Figura 46. Resultados obtenidos para la presión de burbuja con la correlación de TOTAL, C. F. P.

36

3.3.3. RAZÓN DE SOLUBILIDAD GAS

Las ecuaciones aplicadas para el cálculo de la razón de solubilidad del gas se encuentran en el Anexo 25. Para la determinación de estas propiedades se usaron 3 correlaciones, la correlación de Standing, M. B. (ecuación 111), la correlación de Vázquez, M. E. y Beggs H. D. (ecuación 112), la correlación de Glaso, O. (ecuaciones 113, 114), usando los datos de la tabla 3 y una presión de 2000 psia. Los cálculos como se pueden observar se presentan en la figura 48, figura 49 y figura 50 que corresponden al software de cálculo.

Figura 48. Resultados obtenidos para la razón gas disuelto – petróleo con la correlación de Standing, M. B.

37

Figura 50. Resultados obtenidos para la razón gas disuelto - petróleo con la correlación de Glaso, O.

3.3.4. FACTOR VOLUMÉTRICO

Las ecuaciones aplicadas para el cálculo del factor volumétrico del petróleo se encuentran en el Anexo 26. Para la determinación de estas propiedades se usaron 4 correlaciones, la correlación de Standing, M. B. (ecuaciones 115, 116), la correlación de Vázquez, M. E. y Beggs H. D. (ecuación 117), la correlación de Glaso, O. (ecuaciones 118, 119) y la correlación de la TOTAL, C. F. P. (ecuación 120). Estas correlaciones permiten determinar el factor volumétrico del petróleo saturado mientras que se ha usado la correlación para el factor volumétrico del petróleo subsaturado (ecuación 121), esta se ha incluido dentro del cálculo de las 4 primeras correlaciones, de forma que si es necesario se ingresan los datos para su cálculo. Se han usado los datos de la tabla 3 y tabla 4. Los cálculos como se pueden observar se presentan en la figura 51, figura 52, figura 53 y figura 54 que corresponden al software de cálculo.

Tabla 4. Datos para el cálculo del factor volumétrico del petróleo

(Bánzer, 1996)

PARÁMETRO VALOR

Presión de Burbuja 2500 psia

Presión en Punto Saturado 2000 psia

Presión en Punto Subsaturado 4000 psia

Razón de Solubilidad @ 2000 psia 516 PCN/BN

Razón de Solubilidad @ Pb 673 PCN/BN

38

Figura 51. Resultados obtenidos para el factor volumétrico de un petróleo subsaturado con la correlación de Standing, M. B.

.

39

Figura 53. Resultados obtenidos para el factor volumétrico de un petróleo subsaturado con la correlación de Glaso, O.

40

3.3.5. FACTOR VOLUMÉTRICO TOTAL (GAS Y PETRÓLEO)

Las ecuaciones aplicadas para el cálculo del factor volumétrico total se encuentran en el Anexo 27. Para la determinación de estas propiedades se usaron 3 correlaciones, la ecuación para el factor volumétrico total (ecuación 122), la correlación de Glaso, O. (ecuaciones 123, 124) y la correlación de AL Marhoun, M. A. (ecuaciones 125, 126), usando los datos de la tabla 3, una razón gas-petróleo de 433 y 615 PCN/BN y una presión de 2000 psia. Los cálculos como se pueden observar se presentan en la figura 55 y figura 56 que corresponden al software de cálculo.

Figura 55. Resultados para el factor volumétrico total con la correlación de Glaso, O.

41

3.3.6. COMPRESIBILIDAD ISOTÉRMICA

Las ecuaciones aplicadas para el cálculo de la compresibilidad isotérmica del petróleo se encuentran en el Anexo 28. Para la determinación de estas propiedades se usaron 2 correlaciones, la correlación de Vázquez, M. E. y Beggs, H. D. para petróleo subsaturado (ecuación 127) y la correlación de McCain, W. D. y Villena-Lanzi, A. J. para petróleo saturado (ecuación 128), usando los datos de la tabla 3, tabla 4 y una presión de 4000 psia. Los cálculos como se pueden observar se presentan en la figura 57 y figura 58 que corresponden al software de cálculo.

Figura 57. Resultados obtenidos para la compresibilidad del petróleo subsaturado

42

3.3.7. VISCOSIDAD

Las ecuaciones aplicadas para el cálculo de la viscosidad del petróleo se encuentran en el Anexo 29. Para determinar esta propiedad se usaron 6 correlaciones. Para petróleo muerto se usó la correlación de Beggs, H. D. y Robinson J. R. (ecuaciones 129, 130, 131, 132) y la correlación de Glaso, O. (ecuación 133), figura 59 y figura 60. Para petróleo saturado se usó la correlación de Beggs, H. D. y Robinson J. R. (ecuaciones 134, 135, 136) y la correlación de Chew, J. N. y Connally, C. A. (ecuaciones 137, 138, 139), figura 61 y figura 62. Para petróleo subsaturado se usó la correlación de Vázquez, M. E. y Beggs, H. D. (ecuaciones 140, 141) y la correlación de Kartoatmodjo, T. y Schmidt, Z. (ecuación 142) figura 63 y figura 64. Se usaron los datos de la tabla 3 y tabla 4.

Figura 59. Resultados para viscosidad del petróleo muerto, correlación Beggs y Robinson

43

Figura 61. Resultados obtenidos para viscosidad del petróleo saturado, correlación de Beggs y Robinson

44

Figura 63. Resultados obtenidos para viscosidad del petróleo subsaturado, correlación de Vázquez y Beggs

Figura 64. Resultados obtenidos para viscosidad del petróleo subsaturado, correlación de Kartoatmodjo, Schmidt

3.3.8. TENSIÓN INTERFACIAL GAS – PETRÓLEO

45

144, 145, 146, 147), usando los datos de la tabla 3 y tabla 4. Los cálculos como se pueden observar se presentan en la figura 65 que corresponden al software de cálculo.

Figura 65. Resultados para la tensión interfacial correlación Baker y Swerdloff 3.3.9. CALOR ESPECÍFICO

Las ecuaciones aplicadas para el cálculo del calor específico del petróleo se encuentran en el Anexo 31. Para la determinación de esta propiedad se usó la correlación de Gambill (ecuación 148), usando los datos de la tabla 3. Los cálculos como se pueden observar se presentan en la figura 66 que corresponden al software de cálculo.

46

3.3.10. CONDUCTIVIDAD TÉRMICA

Las ecuaciones aplicadas para el cálculo de la conductividad térmica del petróleo se encuentran en el Anexo 32. Para la determinación de esta propiedad se usó la correlación de Cragoe (ecuación 149), usando los datos de la tabla 3. Los cálculos como se pueden observar se presentan en la figura 67 que corresponden al software de cálculo.

Figura 67. Resultados obtenidos para la conductividad térmica del petróleo 3.3.11. PROPIEDADES DE MEZCLAS

47

Figura 68. Datos ingresados para el cálculo de las propiedades de mezcla

Figura 69. Resultados obtenidos para las propiedades de mezcla

48

71 ver los volúmenes que les corresponde a cada uno de los componentes para conseguir el valor de mezcla ingresado.

Figura 70. Formulario para el ingreso de datos

49

3.4. RESÚMEN Y COMPARACIÓN DE RESULTADOS

Con el objetivo de verificar los datos obtenidos con el software de cálculo desarrollado y comprobar la autenticidad de los mismos, en esta sección se los va a comparar con valores obtenidos de los mismos cálculos tomados del libro Correlaciones Numéricas P.V.T de Banzer, 1996. Estos datos como se puede ver se muestran en la tabla 5 para el agua, tabla 6 para gas y tabla 7 para petróleo.

Tabla 5. Comparación de resultados para el agua

Tabla 6. Comparación de resultados para el gas

PARÁMETRO Software de

Cálculo Bánzer, 1996

Rsw correlación

Culberson y McKetta (PCN/BN) 20.025 20.1

Rsw correlación McCoy (PCN/BN) 17.728 17.8

Bw correlación McCain (BY/BN) 1.028 1.028

Bw correlación McCoy (BY/BN) 1.031 1.030

Cw correlación

Dodson y Standing (psi-1₎ 3.226E-06 3.22E-06

Cw correlación Osif (psi-1) 3.021E-06 3.02 E-06

Uw correlación Van Wingen (cP) 0.313 0.313

Uw correlación McCoy (cP) 0.315 0.314

Ow Hennings y Newman (dina/cm) 43.868 43.68

pw McCain (lb/pie3) 61.529 61.52

PARÁMETRO Software de

Cálculo Bánzer, 1996

Gravedad específica 1.242 1.242

Gravedad específica fracción

hidrocarburo 1.211 1.211

Ppc correlación Brown, Katz,

Oberfell (psia) 719.60 719.60

Tpc correlación Brown, Katz,

Oberfell (°R) 548.40 548.40

Ppc correlación Sutton (psia) 680.06 680.0

Tpc correlación Sutton (°R) 498.86 498.9

Presión pseudoreducida 5.602 5.6

Temperatura pseudoreducida 1.311 1.35

Factor de desviación Z 0.790 0.795

Factor volumétrico (PCY/PCN) 3.834E-03 3.79E-03

Factor de expansión (PCN/PCY) 260.83 264.17

Compresibilidad isotérmica (psi-1_{) 105.6E-06 113.7E-06}

Ug correlación Lee, González (cP) 5.268E-02 5.475E-02

50

Tabla 7. Comparación de resultados para el petróleo

PARÁMETRO Software de

Cálculo Bánzer, 1996

Gravedad específica 0.871 0.871

Pb correlación Standing (psia) 2174.37 2160

Pb correlación Vázquez y Beggs (psia) 2458.86 2462

Pb correlación Glaso (psia) 2535.62 2519

Pb correlación Total (psia) 2058.47 2045

Pb correlación AL-Marhoun (psia) 1853.89 1843

Rs correlación Standing (PCN/BN) 516.19 516

Rs correlación Vázquez y Beggs

(PCN/BN) 446.56 447

Rs correlación Glaso (PCN/BN) 432.63 433

Bo saturado correlación Standing (BY/BN) 1.322 1.322

Bo subsaturado correlación

Standing (BY/BN) 1.406 1.406

Bo saturado correlación Vázquez y Beggs

(BY/BN) 1.254 1.254

Bo subsaturado correlación Vázquez y

Beggs (BY/BN) 1.312 1.312

Bo saturado correlación Glaso (BY/BN) 1.250 1.250

Bo subsaturado correlación

Glaso (BY/BN) 1.318 1.318

Bo saturado correlación Total (BY/BN) 1.313 1.313

Bo subsaturado correlación Total (BY/BN) 1.389 1.390

Factor volumétrico total (BY/BN) 1.496 1.493

Bt correlación Glaso (BY/BN) 1.172 1.174

Bt correlación Al-Marhoun (BY/BN) 1.259 1.260

Co subsaturado correlación Vázquez y

Beggs (psi-1₎ 9.61E-06 9.61E-06

Co subsaturado correlación McCain y

Rollins (psi-1₎ 143.6E-06 143.6E-06

Uo petróleo muerto correlación

Beggs y Robinson (cP) 3.035 3.04

Uo petróleo muerto correlación

Glaso (cP) 2.758 2.76

Uo petróleo saturado correlación

Beggs y Robinson (cP) 0.602 0.60

Uo petróleo saturado correlación

Chew y Connally (cP) 0.744 0.74

Uo petróleo subsaturado correlación

Vázquez y Beggs (cP) 0.874 0.87

Uo petróleo subsaturado correlación

51

4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

4.1. CONCLUSIONES

• El conocer los parámetros los PVT junto con las propiedades físicas de los fluidos multifásicos presentados en este trabajo, nos provee información valiosa tanto para la planificación de los métodos de recobro como para estudios puntuales de un yacimiento, ya que sirven como una guía para la explotación y producción de un campo de petróleo.

• Se realizó una revisión bibliográfica continua para definir las correlaciones y fórmulas más representativas para cada una de las propiedades y parámetros físico - químicos de los fluidos a usar.

• Dentro del software de cálculo se emplearon 166 ecuaciones dentro de un conjunto de 80 correlaciones numéricas que se usan en la determinación de 55 parámetros diferentes con al menos 50 variables que pueden modificarse según las características del reservorio y del fluido.

• Se verificó los valores arrojados por el software de cálculo comparándolos con resultados obtenidos de las revisiones bibliográficas con lo que se comprobó la veracidad de los cálculos.

4.2. RECOMENDACIONES

• El ingreso de valores decimales dentro del software se lo realiza con el uso de una coma para todos los cálculos.

• Existen parámetros opcionales dentro de la parte de mezclas tanto de gas como de petróleo, el no ingresar valores en estos campos no afectará el resultado final.

52

5. BIBLIOGRAFÍA

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Alvarado, D., & Bánzer, C. (2002). Recuperación Térmica de Petróleo. Carácas: Institucional.

Bánzer S., C. (1996). Correlaciones Numéricas P.V.T. Maracaibo: Universidad de Zulia.

Calle Guadalupe, L. (2008). Química y Características del Petróleo y Productos Básicos. Quito: Institucional.

Dake, L. (1998). Fundamentals of Reservoir Engineering. Amsterdam: ELSEVIER SCIENCE B.V.

Escobar Macualo, F. (2004). Fundamento de Ingeniería de Yacimientos. Neiva, Huila: Universisad Surcolombiana.

Escobar, F., Ramírez, A., & Enciso, O. (2010). Software para Interpretar Registros de Pozos y su Aplicación en Campos Petroleros. Revista Ingeniería y Región, 93-101.

Fanchi, J. (2006). Petroleum Engineering Handbook, Volume I General Engineering. En B. Towler, Gas Properties (págs. 217-256). Richardson, TX: Society of Petroleum Engineers.

Fanchi, J. (2006). Petroleum Engineering Handbook, Volume I General Engineering. En R. Sutton, Oil System Correlations (págs. 257-332). Richardson, TX: Society of Petroleum Engineers.

Fanchi, J. (2006). Petroleum Engineering Handbook, Volume I General Engineering. En D. Blumer, Properties of Produced Water (págs. 465-498). Richardson, TX: Society of Petroleum Engineers.

Gas Processors Suppliers Association. (2004). Engineering Data Book . En G. P. Association, Section 23 Physical Properties (págs. 679-721). Tulsa, Oklahoma: Institucional.

Hill, A. (1990). Production logging – Theoretical and Interpretive Elements. Austin, Texas: Institucional.

Paris de Ferrer, M. (2010). Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos. Maracaibo: Astro Data S.A.

Perry, R., Green, D., & Maloney, J. (1997). Perry’s Chemical Engineers Handbook. Kansas: McGraw-Hill.

Ramos, F. (2010). Curso de Ingeniería del Gas Natural. Quito: Institucional. Rivera, J. (2004). Práctica de Ingeniería de Yacimientos Petrolíferos.

53

6. ANEXOS

ANEXO 1.

Razón gas disuelto – agua

• CORRELACIÓN CULBERSON, O.L. Y MCKETTA, J.J.

R_swp  A BP CP 2 [1]

sw

10

0.0840655ST0.285854

swp

R

R







[2]

2 4 2

7 3

8.15839 6.12265 10

1.91663 10

2.1654 10

A

x

T

x

T

x

T

 











[3]

2 5 7 2

10 3

1.01021 10

7.44241 10

3.05553 10

2.94883 10

B

x

x

T

x

T

x

T

  











[4]

4 2

7

6 3 9 4

9.02505 0.130237 8.53425 10

10

2.34122 10 2.37049 10

T x T

C x

x T x T

         _ _  

  [5]

Donde:

sw

R : PCN/BN.

P

: Presión, psia.

T

: Temperatura, °F.

S : Salinidad, % en peso de sólidos disueltos.

• CORRELACIÓN MCCOY, R.L.

R_swp  A BP CP 2 [6]

sw

1



0.0753 1.73 10

4



swp

R

x

T S

R



 



[7]

A



2.12 3.45 10



x

3

T



3.59 10

x

5

T

2 [8]

B



0.0107 5.26 10



x

5

T



1.48 10

x

7

T

2 [9]

C

 

8.75 10

x

7



3,9 10

x

9

T



1.02 10

x

11

T

2 [10] Donde:

sw

R : PCN/BN.

P

: Presión, psia.

T

: Temperatura, °F.

54

ANEXO 2.

Factor volumétrico del agua

• CORRELACIÓN MCCAIN, W.D.

B

_w

  



1

V

_wP



1

 

V

_wT



[11]



V

_wT



1.0001 10

x

2



1.33391 10

x

4

T



5.50654 10

x

7

T

2 [12]

9 13 2

7 10 2

1.95301 10

1.72834 10

3.58922 10

2.25341 10

wP

V

x

PT

x

P T

x

P

x

P

 

 











[13]

Donde:

w

B : BY/BN.

P

: Presión, psia.

T

: Temperatura, °F.

• CORRELACIÓN MCCOY, R.L.

B

_wP

 

A BP CP



2 [14]

















8 6 10

2

8 13

5.1 10

5.47 10

1.95 10

60

1

3.23 10

8.5 10

60

w

wP

x

P

x

x

P T

B

S

B

_x

_x

_{P T}

    



_

_

_







 



_

_

_







[15]

A



0.9911 6.35 10



x

5

T



8.5 10

x

7

T

2 [16]

B

 

1.093 10

x

6



3.497 10

x

9

T



4.57 10

x

12

T

2 [17]

C

 

5.0 10

x

11



6.429 10

x

13

T



1.43 10

x

15

T

2 [18] Donde:

w

B : BY/BN.

P

: Presión, psia.

T

: Temperatura, °F.

55

ANEXO 3.

Compresibilidad isotérmica del agua

• CORRELACIÓN DODSON, C.R. Y STANDING, M.B.

2 6

10

wP

A BT

CT

C







[19]

w

1 8.9 10

3 _sw

wP

C

x

R

C



 

[20]

2 4

0.7

6 2 9 3

5.2 10 2.7 10

1

1.14 10 1.121 10

w

wP

x x T

C

S

C x T x T

 

 

   

  _{ }

 

  [21]

A



3.8546 1.34 10



x

4

P

[22]

B

 

0.01052 4.77 10



x

7

P

[23]

C



3.9267 10

x

5



8.8 10

x

10

P

[24] Donde:

w

C : psi-1_.

P

: Presión, psia.

T

: Temperatura, °F.

S : Salinidad, % en peso de sólidos disueltos. sw

R

: PCN/BN.

• CORRELACIÓN OSIF, T.L.

1

7.033 541.5 537 403300 w

C

P S T



   [25] Donde:

w

C : psi-1_.

P

: Presión, psia.

T

: Temperatura, °F.

56

ANEXO 4.

Viscosidad del agua

• CORRELACIÓN VAN WINGEN, N.



2 5 2



exp 1.003 1.479 10 1.982 10

w x T x T

 _{ }  _  _[26]

Donde:

w

 : cP.

T

: Temperatura, °F.

• CORRELACIÓN MCCOY, R.L.

247.8 140 0.02414 10 T

wP x



   _   

 [27]







3 0.5 4 2.5

0.5 2 3 4 1.5

1 1.87 10 2.18 10

1.35 10 2.76 10 3.44 10

w

wP

x S x S

T x T x S x S





          [28] Donde: w

 : cP.

T

: Temperatura, °F.

S : Salinidad, % en peso de sólidos disueltos.

ANEXO 5.

Tensión interfacial gas – agua

• CORRELACIÓN HENNINGS, H.Y. Y NEWMAN, G.H.



_gw

 

A BP CP



2 [29] A 79.16180.118978T [30] B  5.28473 10x 3 9.87913 10x 6T [31] C 



2.338144.57194 10x 4T 7.52678 10x 6T2



x107 [32] Donde:

gw

57

ANEXO 6.

Densidad del agua

• CORRELACIÓN MCCAIN, W.D.



_w1



62.368 0.438603



S



1.60074 10

x

3

S

2 [33] w1

w w

B





 [34]

Donde:

w

 : lb/pie3_. w

B : BY/BN.

S : Salinidad, % en peso de sólidos disueltos.

• DENSIDAD A CUALQUIER TEMPERATURA

1

0.01602 0.000023 w

G

 

 [35] 2

6.6 0.0325 0.000657

G    T  T [36] Donde:

w

 : lb/pie3_.

T : Temperatura, °F.

• GRAVEDAD ESPECÍFICA (SÓLIDOS TOTALES DISUELTOS)



_w

 

1 0.695 10

x

6

TDS

[37] Donde:

w

 : Gravedad específica del agua, adimensional.