YACIMIENTOS

publicada en 1980, se utiliza ampliamente en la industria y entidades de gobierno para estimar pérdidas. M. Vasquez y H. D. Beggs estudiaron más de 600 sistemas petroleros en todo el mundo y consideraron aproximadamente 6000 puntos de datos de medición, tomados en una amplia gama de circunstancias, para desarrollar sus predicciones de contenido de gas.

El método Vásquez-Beggs estima la relación de gas/petróleo del gas natural (metano e hidrocarburos de mayor peso molecular) en pies cúbicos estándar de gas liberado por barril de petróleo.

Vásquez y Beggs encontraron una correlación definitiva con la gravedad del gas evolucionado. Lamentablemente, la precisión del parámetro de gravedad del gas a menudo es cuestionable porque depende de la presión y la temperatura de los separadores, factores que frecuentemente se desconocen. Determinaron que la precisión de la correlación era mayor si las muestras se dividían en rangos de gravedad API de petróleo mayores que y menores que 30° API. Se determina la relación gas/petróleo basándose en la gravedad API del petróleo y la presión y temperatura investigadas. El método tiende a subestimar la relación de gas/petróleo.

Para 1987 Beggs presento otra correlación para representar las curvas propuestas por Baker y Swerdloff en 1956, cuya correlación era para calcular la tensión interfacial entre el gas y el petróleo.

OBJETIVOS

Objetivo General

Determinar el factor volumétrico de petróleo (Bo) mediante la correlación de Vázquez y Beggs y la tensión interfacial (Θ) por la correlación de Beggs.

Objetivos Específicos

• Establecer rangos de aplicaciones de la correlación de Vázquez y Beggs para el cálculo de (Bo).

• Calcular la gravedad especifica del gas.

• Calcular la tensión interfacial a 68 ºF

• Calcular la tensión interfacial a 100ºF

Fundamentos Teóricos.

Factor volumétrico de formación del petróleo (Bo):

El factor volumétrico de formación del petróleo consiste en la relación que existe entre el volumen de petróleo a condiciones de presión y temperatura de yacimiento entre el volumen que existe a condiciones de presión y temperatura normales.

[pic]

Grafica 1: Comportamiento del Bo.

Este grafico explica claramente el proceso de formación de petróleo a medida que se reduce la presión, se puede observar que inicialmente el petróleo va aumentando su volumen a medida que se disminuye la presión hasta la presión de burbuja, durante esta disminución de presión el volumen de petróleo aumenta debido a que el volumen de gas disuelto también aumenta y por ende el volumen de petróleo se expande; este proceso ocurre hasta que la presión llega a ser equivalente a la presión de burbuja; a partir de este punto el gas disuelto en el petróleo comienza a liberarse, este volumen de gas que se libera es mayor al del volumen de petróleo que se expande por consecuencia el volumen de petróleo disminuye, además hay que tener en cuenta que el gas liberado por lo general hace que el volumen de petróleo liquido se comprima disminuyendo así más el volumen de petróleo con respecto al que se llegó con la disminución de presión inicial hasta la presión de burbuja.

Factor volumétrico del petróleo (Bo) por correlación de Vásquez y Beggs.

Vásquez y Beggs desarrollaron correlaciones para determinar Rs y Bo a partir de datos PVT de crudos de diferentes partes del mundo. Las correlaciones fueron obtenidas a partir de variables dentro de los siguientes rangos:

Tabla 1

|Rangos de aplicabilidad de la correlación de Vásquez y Beggs |

|⎫ Presión de burbujeo,

lpca 50 – 5250. |

|⎫ Temperatura, ºF 70 – 299. |

|⎫ Factor volumétrico BY/BN 1.066 – 2.226. |

|⎫ Relación gas-petróleo en solución, PCN/BN 20 – 2070. |

|⎫ Gravedad del petróleo de tanque, ºAPI 16 – 58. |

|⎫ Gravedad especifica del gas 0.56 - 1.18 |

Esta correlación publicada en 1980, se utiliza ampliamente en la industria y entidades de gobierno para estimar pérdidas por llamarada. M. Vasquez y H. D. Beggs estudiaron más de 600 sistemas petroleros en todo el mundo y consideraron aproximadamente 6,000 puntos de datos de medición, tomados en una amplia gama de circunstancias, para desarrollar sus predicciones de contenido de gas.

La correlación para el cálculo del factor volumétrico es la siguiente:

[pic] ec 1

Tabla 2

|Constantes |ºAPI≤ 30 |º API ˃ 30 |

|a |6,77×10-4 |4,670×10-4 |

|b |1,151×10-5 |1,100×10-5 |

|C |-1,811×10-8 |1,337×10-9 |

interfacial gas – petróleo [pic])

La tensión interfacial gas – petróleo en dinas / cm, se define como la fuerza por unidad de longitud de la interfase entre dos fluidos inmiscibles. Esta tensión entre un gas y un hidrocarburo liquido varia aproximadamente entre 35 dinas/cm a bajas presiones y gravedades API a 0 dinas/cm a la presión critica cuando existe solubilidad completa.

Beggs en 1987, presento la siguiente correlación para representar las curvas propuestas por Baker y Swerdloff en 1956:

[pic] Ec 2

[pic]= 39 – 0.2571API Ec 3

[pic]= 37.5 – 0.2571API Ec 4

Dónde:

[pic] = tensión interfacial

[pic] 68 = tensión interfacial a 68º F, dinas/cm

[pic]1oo = tensión interfacial a 100 º F, dinas/cm

Nota: se sugiere que si la temperatura es mayor a 100 ºF, usar el valor obtenido a 100 ºF, de igual manera, si la temperatura es menor de 68ºF, usar el valor calculado a 68 ºF.

Datos

Py =4800 lpc

T = 235 º F

Pb = 4000 lpc

Salinidad del Agua = 100000

º API= 38

Viscosidad Cinemática = 1.370 cps.

Mg = 21,72 lb / lb-mol

Rsb = 1980 PCN/BN

Maire = 28,96 lb / lb-mol

Bob = 1,62996 BY/BN

Determinar el Factor Volumétrico del Petróleo (Bo) por la correlación de VASQUEZ y BEGGS y la Tensión Interfacial del Petróleo por la correlación de BEGGS.

Cálculos realizados

Para factor volumétrico del petróleo: correlación de Vásquez y Beggs

[pic] Ec 5

[pic] = 0.75

[pic]

[pic]

[pic] = 1,671631771

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