propiedades de los fluidos

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA EDUCACIÓN SUPERIOR
INSTITUTO UNIVERSITARIO POLITÉCNICO SANTIAGO MARIÑO
INGENIERÍA EN PETROLEO










AUTOR:
Ricmar Salcedo CI:19308332



MARACAIBO,MAYO DE 2013




PROPIEDADES DE
LOS FLUIDOS

Para los cálculos de ingeniería de yacimientos diversas propiedades del petróleo crudo y el gasasociado y el agua deben ser conocidas. Comprobarás teóricamente que muchas de estas propiedades podrían calcularse por los métodos presentados, siempre que la composición del sistema sea conocida y completar los datos constantes de equilibrio para otros de los componentes que están disponibles.
Sin embargo, ya que esta información rara vez es en parte, los valores de las características delfluido del yacimiento suelen determinar experimentalmente por métodos que la experiencia ha demostrado que son suficientemente precisos para la mayoría de los cálculos .

Esta guía tratará tanto con el caso de carácter fluido de hidrocarburos y las características del agua "connatas" o "intersticiales". Se definirán estas características, y métodos para su cálculo o estimación.PROPIEDAES DE LOS FLUIDOS

1.-PARA EL PETROLEO



-FACTOR VOLUMETRICO DEL PETROLEO :

Según CRAFT se define como un factor que representa el volumen de petróleo saturado con gas, a la presión y temperatura del yacimiento, por unidad volumétrica de petróleo a condiciones normales. También se le denomina factor monográfico, ya que en el yacimiento, lo que en la superficiesería petróleo y gas, se encuentra en una sola fase líquida. Se exprese generalmente en barriles en el yacimiento (BY) por barril a condiciones normales (BN).

A medida que se disminuye la presión por debajo de la presión de burbujeo (Pb) aparece la primera burbuja de gas lo que implica que el volumen de hidrocarburos disminuye con respecto al aumento de gas que se libera.
Para presionespor encima de la presión de burbujeo el volumen de petróleo se va aumentando hasta alcanzar la presión del burbujeo
Cuando la presión de fondo fluyente es lo suficientemente elevada para vencer el peso de la columna hidrostática, y perdidas por fricción este pozo fluye solo.

Según Shell Learning and Development, L.P. Dake "Fundamentals of Reservoir Engineering" Factor Volumétrico deFormación de Petróleo (Bo): se define como el volumen ocupado a condiciones de yacimiento por un barril normal de petróleo en conjunto con su gas disuelto a condiciones fiscales (14,7 lpca y 60°F).

Existen dos casos posibles, en el primer escenario si P < =Pb es aplicable la correlacion de Standing :



1.1

Donde :


1.1.1



T: temperatura en ºF
Rs: solubilidad del gas en el petróleoen (PCN/BNP)











El segundo escenario corresponde a la aplicación donde P>Pb, dejando a Standing sin validez, por ende se utiliza Trube ,la cual toma en consideración la compresibilidad del petróleo.

1.2


Donde Pb es obtenida en base a Standing :

1.2.1


Si ºAPI Pb la Rs es constante el valor se obtiene P=Pb y dependiendo de los ºAPI se aplica Standing o Lasater.-DENSIDAD DEL PETROLEO
La densidad de los crudos varía entre 0,7 kg/L y 1 kg/L (el agua tiene una densidad de 1kg/L), aunque esta densidad se suele expresar en grados API.
La densidad de los crudos, por tanto, oscila entre los 10 y los 40 grados API. Cuanto menor sea el número de grados API, mayor será la densidad del crudo .

Se puede analizar en base de que la gravedad específica de unliquido a condicione snormales,puede relacionarse con la densidad del liquido y la densidad el agua condiciones normales, at raves de :


2.

Donde:

2.1.1

A condiciones diferente de presión y temperatura de las normales preestablecidas es necesario introducir la solubilidad del gas en el petróleo, modificándose a:

2.2

Donde:
Rg: gravedad especifica del gas (adimencional)...