CORRELACIONES PARA ESTIMAR PROPIEDADES PVT DEL PETRÓLEO

1

DENSIDAD (ρ), Lb/Ft3

Crudos saturados (Py≤Pb)

A) McCain

ρO=ρO¿cn+0,01357 γg∗Rs ¿Bo

B) Katz

ρO=350 γo+0,0764 γg∗Rs

5,615Bo

Error=3%

Nota: con esta correlación se puede calcular ρob (densidad en el punto de burbujeo).

Crudos subsaturados (Py>Pb)

ρO=ρOb∗e(Co∗(P−Pb ))

PRESIÓN DE BURBUJEO (PB), lpca

Correlaciones de standing

Pb=18,2 ( A−1,4 )

A=( Rsbγg )0,83

∗10B

B=0,00091∗T−0,0125∗API

Error=4,8%

2

ρo=densidad, lb/ft3ρo)cn=densidad del tanque, lb/ft3Rs=gas en solución, Pcn/Bnɣg=gravedad específica del gas disuelto,

(aire=1)Bo=factor volumétrico del petróleo, By/Bn

ɣg=gravedad específica del petróleo en el tanque, (H2O=1)

ρob=densidad del petréoleo o a la presión de burbujeo, Lb/Ft3

P=presión de interés, lpcaPb=presión de burbujeo, lpcaCo, compresibilidad del petróleo, lpc-1 (calculado a una

presión promedio)

Pb=presión de burbujeo, lpcaRsb=relación gas-petróleo en solución en

el punto de burbujeo, Pcn/Bnɣg=gravedad específica del gas en soluciónT=temperatura del yacimiento, °FAPI=gravedad API del petróleo de tanqueRGPT=relación gas-petróleo en tanque,

Pcn/BnRGPS=relación gas-petróleo en separador,

Pcn/Bn

API=141,5γo

−131,5 γg=(γg∗RGP ) sep+(γg∗RGP ) tque

RGPsep+RGPtque

Condiciones para aplicar Standing:

-Pb (130-7000 Psi)-Tf (100-258°F)-Rsb (20-1425 Pcn/Bn)-API (16,5-63,8)-ɣg (0,59-0,95)

Manucci y Socorro

Pb=113,24∗( Rsbγg )0,425

∗[ 100,00093T

100,0014 ]Rango de las variables utilizadas en el desarrollo de la correlación de Manucci y Socorro para presión de burbujeo:

30≤API≤40 20≤API≤30 15≤API≤20320≤Rs≤1850 400≤Rs≤1000 120≤Rs≤3502100≤Pi≤4000 1750≤Pi≤3000 1300≤Pi≤2400170≤T≤3000 100≤T≤280 140≤T≤2400,80≤ɣg≤1,00 0,80≤ɣg≤0,95 0,70≤ɣg≤0,85

Manucci y Rosales

Pb=84,88∗(Rsγg )0,53

∗[ 100,000922T

100,0072 API ]

3

Condiciones15≤API≤36300≤Rsi(Pcn/Bn) ≤18001400≤Pb (lpca) ≤4900200≤Ty (°F) ≤3000,78≤ɣg≤1,06

Vásquez y Beggs

Pb=[ Rsb

C1∗γ gsc∗exp(C3API

(T+460)) ]( 1C 2 )

Constante API≤30 API>30C1 0,0362 0,0178C2 1,0937 1,1870C3 25,7240 23,9310

Correlaciones de Corpoven Total

Pb=A (Rsbγg )B

∗10Y

Y=C∗T−D∗API

Valores de las constantes de las correlaciones TOTAL-CORPOVENConstantes °API≤10 10<°API≤35 35<°API≤45

A 12,847 25,2755 216,4711B 0,9636 0,7617 0,6922C 0,000993 0,000835 -0,000427D 0,03417 0,011292 0,02314E 12,2651 15,0057 112,925F 0,030405 0,0152 0,0248G 0 4,484E-4 -0,001469H 0,9699 1,095 1,129

Correlación de Dokla ME y Osman

4

CondicionesPb 50 a 5250 PsiTf 70 a 295 °FGor 20 a 2070 Pcn/BfAPI 16 a 50 °APIɣg 0,56 a 1,18

Pb=0,836386 X104∗Rsb0,724041∗γg−1,01049∗γo0,107991∗T−0,95281

Petrosky y Fashad

Pb=112,727 [F−12,34 ]

F=Rsb0,5774

γg0,8439 ∗10( 4,561X10−5T 1,3911−7,16 X 10−4 API 1,54)

Hernández y Awión

5

Rango de datosPb, lpca 590-4640T, °F 190-275Bo, BY/BN 1,216-2,493Rs, Pcn/Bn 89-2266ɣo (agua=1) 0,8236-0,886ɣg (aire=1) 0,789-1,290N2% molar 0,1-1,85CO2 %molar 0,37-8,9H2O %molar 0,0-6,02

Rango de datos

P, lpca 1700-1069,2Pb, lpca 1574-6523T, °F 114-288Bo, BY/BN 1,1178-1,6229Rs, Pcn/Bn 217-1406ɣg 0,5981-0,8519API 16,3-45Co, lpc-1 3,507-24,64N2 %molar 0-3,72CO2 %molar 0-0,79

Pb=a( Rsbγg )b

∗( 10C∗Tf

γgd∗API )°API a b c d≤10 12,8470 0,9636 0,000993 0,3417010-35 25,2755 0,7617 0,000835 0,01129235-45 216,4711 0,6922 -0,000427 0,023140

Correlación de Al-Marhan

Pb=0,00538088Rsb0,715002∗γg−1,87784∗γo3,1437∗Tf 1,32657

Error=0,03

Correlación de Glaso

Pb=10 (1,7669+1,7447 log (F )−0,38 log(F 2) )

Error=3,8%

Para crudos volátiles

PB=(Rsbγg )0,816

∗( Tf 0,130

API 0,989)

RELACIÓN GAS-PETRÓLEO EN SOLUCIÓN (RS), PCN/BN

6

CondicionesPb 130-3513 PsiTf 74-240 °Fɣg 0,752-1,367Rsb 20-1602 Pcn/Bf

CondicionesPb 48-5780 PsiTf 82-275 °FAPI 17,9-51,1ɣg 0,574 a 1,223Rsb 3 a 2905 Pcn/Bf

Correlación de Standing

Rsb=γg [( Pb18,2−1,4) x100,0125 API−0,00091T ]

1,2048

Correlación de Vásquez y Beggs

Rs=C1∗γ gsc∗PC 2∗e

[C 3( APIT +460 )]

Correlación de Lasater

Rs=132755 γo∗ygMo (1− yg)

Para (P.ɣg/T) < 3,29

yg=0,359 ln( 1,473 P∗γgT

+0,476)Para (P.ɣg/T) ≥ 3,29

yg=( 0,121 P∗γgT

−0,236)0,281

Correlación de Glaso

Rs=γg [F∗API0,989 ]1,2255

F=10( 2,8869−(14,1811−3,309 logP) )

7

API>40 Mo=73110 API−1,562

API≤40 Mo=¿630-10API

Correlación de Manucci

Rs=γg [( Pb84,88 )∗10(0,0072 API−0,000922T )]1,8868

Correlación de Hernández y Aulron

Rsb=γg (Pb 10(a∗API−b∗T )

C )d

°API a b c d≤10 0,30405 0 12,2651 0,969910-35 0,015200 0,4484E-3 15,0097 1,095035-45 0,024800 -0,001469 112,925 1,129

Correlación de Al Marhan

Rs=¿¿

a 185,843208b 1,877840c -3,1437d -1,32657e 1,398441

Correlación de Dokla y Osman

Rs= [a∗P∗γgb∗γoC∗T d ]e

a 0,11956E-3b 1,01049c -0,107991d 0,952584e 1,3811

8

Correlación de Corpoven Total

Rsb=γg¿¿

Y=F∗API−G .T

Nota: F,G,E y H se encuentran tabuladas en la pag. de las constantes desarrolladas por corpoven total

Correlación de Petrosky y Forshad

Rs=γga( P112,727

+12,34)10(b .∗APIC−D∗T e)

a 0,8439b 7,916E-4c 1,541d 4,561E-5e 1,3911f 1,73184

Correlación de Kartoatmodja

Rs=C1∗γgC 2∗P1C 4∗10

(C 3∗APIT+460 )

API C1 C2 C3 C4≤30 0,05958 0,7972 13,1405 0,9086>30 0,03150 0,7587 11,2845 0,9143

FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÓLEO (BO), BY/BN

9

Correlación de Standing

(Py≤Pb) Saturado

Bo=0,9759+12 X 10−5 . A1,2

A=Rsb( γgγo )0,5

+1,25T

γg=0,01438∗API+0,4657

Correlación de Vásquez y Beggs

Bob=1+C1∗Rsb+C2 (T−60 )( APIγgc )+C3. Rsb(T−60)( APIγgc )

API C1 C2 C3≤30 4,667E-4 1,751E-5 -1,8106E-8>30 4,670E-4 1,100E-5 1,3370E-9

Correlación de Glasso

Bob=1+10(−6,5811+2,913329 logF−0,27683(logF )2)

F=Rsb( γgγo )0,526

+0,968T

Correlación de Marhan

Bob=0,497069+0,862963 X10−3T +0,182594 X10−2F+0,318099 X 10−5 F2

F=Rsb0,74239∗γg0,323294∗γo−1,20204

Correlación de Dokla y Osman

10

Bob=0,431935 X 10−1+0,156667 X10−2T +0,139775 X 10−2F+0,380525 X10−5F2

F=Rsb0,773572∗γg0,40402∗γo−0,882605

Correlación de Petrosky y Farshad

Bob=1,0113+7,2046 X 10−5F3,0936

F=Rsb0,3738( γg0,2914

γo0,6265 )+0,24626T 0,5371

Correlación de Kartoatmodja y Schimedt

Bob=0,98496+10 X10−4 F1,5

F=Rsb0,756∗γgc0,25∗γo−1,5+0,45T

Correlación de Manucci

Bo=0,751 Rsb0,4624∗Pb−0,274∗10−0,0024API

Error=3,7%

Correlación de Corpoven Total

Bob=1,022+4,857 10−4 Rsb−2,009 X10−6 (T−60 )( APIγg )+17,569 X 10−9(T−60)[ APIγg ]Rsb

(Py>Pb) Subsaturado

Correlación de Standing

11

Condiciones15≤API≤39180≤Rsb≤25001300≤Pb≤48001,05≤Bob≤2,40

Bo=Bob .e(Co (Pb−P ))

FACTOR VOLUMÉTRICO TOTAL O BIFÁSICO (BT), BY/BN

Bt=Bo+(Rsi−Rs ) Bg

Correlación de Glasso

Bt=10¿¿

F=Rs( T 0,5

γg0,3 )P−1,1089∗γo2,9X 10−0,00027 Rs

Correlación de Al-Marhour

Bt=0,314693+0,106253 X 10−4 F+0,18883 X 10−10F2

F=Rsb0,644516∗γg−1,07934∗γo0,724874∗P−0,76191∗T 2,00621

COMPRESIBILIDAD DEL PETRÓLEO (CO), lpca-1

Yacimientos subsaturados (P>Pb)

12

Correlación de Vásquez y Beggs

Co=(−1433+5Rsb+17,2T−1180 γg+12,61 API )

105P

P= Pi+Pb2

Correlación de Petrosky y Forshad

Co=1,705 X 10−7. Rs0,69357∗γg0,1885∗API0,3272∗T 0,6729∗P−0,5906

Correlación de Kartoatmodja y Schimedt

Co=6,8257∗Rs0,5002∗API0,3613∗T 0,76606∗γg0,35505

PX 106

Yacimientos saturados (P≤Pb)

Correlación de Mc. Cain, Rollena y Villena

13

CondicionesP, lpca 141 a 9515Bo, BY/BN 1,006 a 2,226Rs, Pcn/Bn 9,3 a 2199ɣg 0,511 a 1,351°API 15,3 a 59,5

*Cuando no se conoce Pb

ln (Co )=−7,633−1,497 ln (P )+1,115 ln (T )+0,533 ln ( API )+0,184 ln(Rsb)

*Cuando se conoce Pb

ln (Co )=−7,573−1,450 ln (P )−0,383 ln (Pb)+1,402 ln (T )+0,256 ln ( API )+0,449 ln (Rsb)

*Cuando no se conoce Pb y Rs

ln (Co )=−7,114−1,394 ln (P )+0,981 ln (T )+0,770 ln ( API )+0,446 ln (γg)

Nota: (ɣg) en el separador a 100 lpc.

VISCOSIDAD (μ), Cps

*Viscosidad de petróleos muertos (sin gas en solución)

Correlación de Beal

μod=(0,32+ 1,8 X 107

API4,53 )( 360T−260 )

A

A=10(0,43+8,33

API )

Nota: T = temperatura del yacimiento (°R)

T (° R )=T (℉ )+460

Correlación de Beggs Y Robinson

μod=10X−1

14

CondicionesT, °F 98 a 250°API 10,0 a 52,5μ, Cps 0,865 a 1550

X=Y∗T−1,163

Y=10Z

Z=3,0324−0,02023 API

Correlación de Glasso

μod=3,141 X1010∗T−3,444 (LogAPI )(10,313LogT−36,447)

Correlación de Ng y Egbogah

log [ log(μod+1)]=1,8653−0,025086 API−05644 log(T )

Correlación de Kartoatmodja y Schimedt

μod=1,60 X 108∗T−2.8177∗log (API)(5,7526 LogT−26,9718 )

15

CondicionesRs, Pcn/Bn 20 a 2070API 16 a 58P, lpc 0 a 5250T, °F 70 a 295

CondicionesT, °F 50-300API, 20,1-48,1μo, Cps 0,616-39,1

CondicionesT, °F 59-176API, 5-58

*Viscosidad de petróleos vivos

Yacimientos saturados (P≤Pb)

Correlación de Chew y Conally

μob=10a∗μodb

a=Rsb [2,2 X10−7Rsb−7,4 X10−4 ]

b=0,68

10c+ 0,25

10d+ 0,062

10e

c 8,62X 10−5 Rsbd 1,1X 10−3 Rsbe 3,74X 10−5 Rsb

Correlación de Beggs y Robinson

μo=A∗μodB

16

CondicionesT, °F 75-230API, 14,4-58μo, Cps 0,5-60

CondicionesP, lpca 132-5645T, °F 72-292Rs, Pcn/Bn 51-3544μo (muerto), Cps 0,377-50

A=10,715 (Rs+100 )−0,515

B=5,44 (Rs+100 )−0,338

Correlación de Kartoatmodja y Schimedt

μob=−0,06821+0,9824 A+40,34 X 10−5 A2

A=(0,2001+0,8424 X 10−0,000845)μod(0,43+0,5165b )

b=10−0,00081 Rs

Yacimientos subsaturados (P>Pb)

Correlación de Beal

μo=μob+0,001 (P−Pb ) ¿

CondicionesParámetro <Pb >Pb

P 140-4135 1515-5515Rs 12-1827μo 0,142-127 0,16-315

Correlación de Kartoatmodja y Schimedt

μo=1,0008μob+1,127 X10−3 (P−Pb )(−65,17 X 10−4μob1,8148+0,038 μob1,59)

17

CondicionesP, lpca 0-5265T, °F 70-295Rs, Pcn/Bn 20-2070°API 16-58

Correlación de Khan

μo=μob∗e9,6 X 10−5(P−Pb)

Correlación de Santos y Allred

μob=A [μod ]B

A=10Rsb (2,2 X 10−7Rsb−7,4 X10−4 )

B= 0,68

108,62 X10−5 Rsb+ 0,25

101,1X 10−3Rsb+ 0,062

103,74 X 10−3Rsb

Correlación de Vásquez y Beggs

μo=μob [ PPb ]B

B=2,6 P1,187∗e [−11,513−8,98 X10−5P ]

18

CondicionesP, lpca 100-4315T, °F 75-240Rs, Pcn/Bn 24-1901°API 14,3-44,6

CondicionesParámetro Rango

P, lpca 141-9515Rs, Pcn/Bn 9,3-2199

°API 51,3-59,5ɣg 0,511-1,351

Μo, Cps 0,117-148

CORRELACIONES PARA ESTIMAR PROPIEDADES PVT DEL AGUA DE

FORMACIÓN

PROPIEDADES CARACTERÍSTICAS DEL AGUA

Densidad (ρ) 62,43 (lb/ft3) o 1 (gr/cc)Gradiente de presión (Gp) 0,434 Lpc/ft

Viscosidad (μw) 1 Cps

19

Gravedad API (°API) 10

RELACIÓN GAS-AGUA EN SOLUCIÓN (RSW), PCN/BN

Correlación de Mc. Cain (para agua pura)

Rs℘=A+B∗P+C∗P2

A=8,15839−6,12265 X10−2T +1,91663 X 10−4T 2−2,1654 X 10−7T 3

B=1,01021 X 10−2−7,4424 X 10−5T+3,05553 X 10−7T 2−2,94883 X 10−10T3

C=−10−7 [9,02505−0,130237T +8,53425 X 10−4T 2−2,34122 X 10−6T3+2,37049 X 10−9T 4 ]

FACTOR VOLUMÉTRICO DEL AGUA (BW), BY/BN

*Cuando se desconoce su valor, se puede asumir generalmente:

Bw≅ 1By /Bn

Correlación de Mc. Cain

Bw=(1+∆v℘ )(1+∆vwt )

∆ vwt=−1,0001 X 10−2+1,33391 X 10−4T +5,50654 X 10−7T 2

∆ v℘=−1,95301 X 10−9 PT−1,72834 X 10−13P2T−3,58922 X 10−7 P−2,25341 X 10−10P2

Error=2%

DENSIDAD DEL AGUA (ρw)

*A condiciones normales:

ρwcn=62,368+0,438603 (S )+1,60074 X 10−3 (S2 )

S=salinidad (mg/l)

20

CondicionesT, °F <260P, lpca <5000

*A condiciones de yacimiento:

ρw=ρwcnBw

Nota: Bw (PCY/BN)

*Gravedad específica (estimada solo si se conoce la cantidad de sólidos disueltos)

γw=1+0,695 X 10−6(CSD )

-CSD=cantidad de sólidos disueltos.

COMPRESIBILIDAD ISOTÉRMICA DEL AGUA (Cw), Lpc-1

Yacimiento subsaturado

Cw=−( 1Vw )( ∂Vw∂ P )] t (cte)

Cw=−( 1Bw )( ∂Bw∂ P )] t (cte)

Cw=−( 1ρw )( ∂ ρw∂P )] t (cte)

Correlación de Osif

Cw= 1(7,033 P+0,5415S−537,0T +403300 )

Yacimiento saturado

Cw=−1Bw ( ∂ Bw∂P )] t (cte )+ Bg

Bw ( ∂ Bw∂P )] t (cte)21

VISCOSIDAD DEL AGUA (μwl), Cps

Correlación de Mc. Cain

μwl=AT−B

A=109,574−8,40564 S+0,313314 S2+8,72213 X10−3S3

B=1,12166−2,63951 X 10−2S+6,79461 X10−4S2+5,47119X 10−5 S3−1,55586 X10−6S4

Error=5%

22

CondicionesS (%) <26T, °F 100-400