Vazquez Y Beggs

RESUMEN.

ÍNDICE.

Págs.

Nomenclatura. ………………………………………………………………………... I

Introducción. ………………………………………………………………………….. 1

Objetivos. ……………………………………………………………………………..... 2

Fundamentos teóricos. ……………………………………………………………… 3

Datos. ……………………………………………………………………………………. 6

Cálculos realizados. …………………………………………………………………… 7

Análisis de resultados. ………………………………………………………………. 9

Conclusiones. ………………………………………………………………………… 10

Bibliografía. …………………………………………………………………………… 11

Apéndices.

Grafica 1: Comportamiento de Bo. …………………………………………………….. 3

Tabla 1: Rangos de aplicabilidad de correlación de Vásquez y Beggs. …………… 4

Ecuación 1: Factor volumétrico del petróleo. ………………………………………… 4

Tabla 2: Valores de las constantes para cálculo del factor volumétrico del petróleo. 5

Ecuación 2: Tensión interfacial. ………………………………………………………… 5

Ecuación 3: Tensión interfacial a 68 ºF. ……………………………………………… 5

Ecuación 4: Tensión interfacial a 100 ºF. …………………………………………… 5

Ecuación 5: Gravedad especifica del gas. ………………………………………… 6

Ecuación 6: Gravedad específica del gas corregida. ………………………………… 6

NOMENCLATURA.

Py= presión de yacimiento

Pb= presión de burbujeo

T= temperatura

Mg= masa del gas Lbs/lbs-mol

Maire= masa del aire Lbs/lbs-mol

Bo=factor volumétrico del petróleo

Bob = factor volumétrico del petróleo con respecto al punto de burbujeo

Rs= relación gas petróleo

Rsb = relación gas petróleo con respecto al punto de burbujeo

ºAPI = gravedad especifica del petróleo

γg = gravedad especifica del gas

TF= temperatura dada º F

= tensión interfacial

68 = tensión interfacial a 68º F, dinas/cm

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

INTRODUCCIÓN.

La correlación Vásquez-Beggs, 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.

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

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