INFORME PRESIÓN DE BURBUJA
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PRESIÓN DE BURBUJA DETERMINADA A PARTIR DE CORRELACIONES
KENIA MARCELA GONZALEZ PEDRAZA. CÓD: 2010296765
ANDRÉS FELIPE GASPAR REYES. CÓD: 2010297251
CARLOS ANDRÉS PORTILLA HERNANDEZ. CÓD: 2010295071
TRABAJO PRESENTADO EN LA ASIGNATURA
DE PROPIEDADES FÍSICAS DE LOS FLUIDOS DE YACIMIENTOS
PROFESOR: RICARDO PARRA
UNIVERSIDAD SURCOLOMBIANA
FACULTAD DE INGENIRÍA
PROGRAMA, PETRÓLEOS
NEIVA, Noviembre 08
2012
OBJETIVOS
OBJETIVO GENERAL
Determinar la presión de burbuja a través de correlaciones a las cuales se adaptan
las características del crudo del Pozo Loro 11.
OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Aprender a utilizar las distintas correlaciones.
Calcular la presión de burbuja utilizando las distintas correlaciones que cumplen
con los rangos de medición directa.
Establecer cuál es la mejor correlación para la determinación de la presión de
burbuja, teniendo en cuenta el dato real reportado en el PVT del Pozo Loro 11.
MUESTRA DE CÁLCULOS
Basado en el análisis PVT de una muestra de petróleo tomada en el fondo del pozo Loro
11 reportado por ECOPETROL Y EL ICP se estimó la presión de burbuja utilizando las
correlaciones con rangos característicos de las mismas que se mostraran a continuación:
DATOS TOMADOS DEL PVT POZO LORO 11
CORRELACIÓN DE GLASØ
Log (Pb) = 1.7669 + 1.7447 Log (Pb*) - 0.30218 [Log (Pb*)]2
Donde Pb* es un factor de correlación definido por la siguiente ecuación:
(
)
(( )
)
Luego entonces:
(
)
(( )
)
(
)
(( )
)
Log (Pb) = 1.7669 + 1.7447 Log (5.3881) - 0.30218 [Log (5.3881)]2
Log (Pb) = 2.8814
Pb = 102.8814
Pb = 761.0269 psia
|
|
CORRELACIÓN DE MUHAMMAD ALI AL-MARHOUN
La correlación es la siguiente:
( ) ( )
( )
( )
( ) ( ) ( ) ( )
|
|
CORRELACION DE AL-SHAMMASI
( )
Pcs/Bs
T= 695°R
( )
Correlaciones Modificadas de Guetto, Paone y Villa
Lo primero que debemos evaluar es la gravedad API del crudo en este caso
tenemos que:
°API = 22.4 Lo que quiere decir que es un crudo mediano, por lo tanto utilizamos
((
( ) (
))
Tenemos los datos:
°API = 22.4
Temperatura de yacimiento = 235°F
Rsb = 177.7 PCS/BY
Solo falta , la encontramos de la siguiente manera:
[ ( ) (
)]
[ ( ) ( ) (
)]
1.137069557
Reemplazamos
((
( ) ( ( )
))
Porcentaje de error:
|
|
Correlación de Hemmati y Kharrat
Para encontrar Pb en este caso utilizaremos:
[(
)
( ( ) ) ]
Ahora debemos encontrar X de la siguiente manera
(
)
Donde los valores de A están dados:
Coeficiente Valor
A1 1.5897
A2 -0.2735
A3 -0.4429
A4 0.04692
A5 0.1440
A6 -0.1596
Bob = 1.1518 BY/BS
Rsb = 177.7 PCS/BY
(
)
Ahora podemos reemplazar
*(
)
( ( ) ( )) +
Porcentaje de error:
|
|
RESULTADOS
TABLA 1. RESUMEN de los resultados generados por las correlaciones:
CORRELACIONES Pb, Psia MARGEN DE ERROR
(%)
PRUEBA PVT (LORO 11) 792
Glasø 761.03 4.0699
Muhammad ali al-marhoun 589.62 32.7976
Al-shammasi 787.2 0.006
Guetto, Paone y Villa 883.23 10.33
Hemmati y Kharrat
1274.69
37.87
ANALISIS DE RESULTADOS
Las correlaciones son expresiones que se obtienen a partir de datos
experimentales es por esto que algunas de ellas tales como la de Hemmati y
Kharrat proporciona un resultado bastante alejado al análisis PVT con un
porcentaje de error del 37.87 %; no obstante, dicha correlación hace parte de las 5
que cumplen con los rangos hallado en la muestra de petróleo.
Aunque las mediciones de correlaciones se realizan también de manera
experimental, dicho dato lo tomamos como un valor teórico o patrón de
comparación con respecto a la prueba PVT para saber cual se acerca y por
consiguiente cual es la más efectiva.
La correlación que más se acerca a lo obtenido en el PVT es la de al-shammasi
con un margen de error del 0.006% y proporcionando un Pb= 787.2 Psia, esto nos
indica que antes de llegar a dicha metodología se tuvo que probar muchas
combinaciones pero que resulta una de las correlaciones más efectivas dentro del
análisis de las propiedades del petróleo; esto se puede atribuir a la repetibilidad y
los óptimos estudios estadísticos de las pruebas.
CONCLUSIONES
Se calculó la presión de burbuja como una de las propiedades más importantes en
campo debido a que es la presión a la cual el crudo líquido libera la primera
burbuja de gas previamente disuelto en él.
Una de las generalidades de la industria es que todos los yacimientos de
hidrocarburos poseen gas natural en solución. A veces el crudo está saturado con
gas al momento de ser descubierto, lo que significa que el petróleo está reteniendo
todo el gas que puede a temperatura y presión del yacimiento, estando así en su
punto de burbuja.
Uno de los tres métodos de análisis característico del petróleo son las
correlaciones, aunque dicha metodología se compara con un patrón de medición
directa (prueba PVT) no significa que éstas tengan menos efectividad o un margen
de error alto, simplemente hacen parte de una interpretación que se realiza
cuando se tienen datos explícitos del yacimiento.
Las correlaciones hacen parte de la obtención de las principales propiedades del
petróleo junto con la medición directa y los cálculos de equilibrios de fases.
En muchas ocasiones no se pueden hallar dichas propiedades por correlaciones,
si no que es necesario utilizar ecuaciones empíricas debido a los distintos factores
que afectan dichas funciones, entre los que encontramos: la no disposición de la
suficiente información, el horizonte productor no garantiza el gasto al realizar un
análisis PVT, entre otros.
BILIOGRAFIA
LIBRO: “PROPIEDADES FISICAS DE LOS FLUIDOS DE YACIMIENTOS”,
Ricardo Parra Pinzón/editorial universidad Surcolombiana/ capitulo 5:
“Propiedades físicas del petróleo”.
Procesos y resultados de análisis PVT [Artículo de Internet] http://industria-
petrolera.lacomunidadpetrolera.com/2009/03/analisis-pvt-parte-ii.html. [Consulta:
07 de Noviembre].