Correlaciones de Standing, Vazquez y Oistein

CORRELACION DE STANDING

La correlación Standing, presentada por M. B. Standing en 1952, estima la presión del punto de burbuja, la relación gas/petróleo, el factor de volumen de formación de petróleo y la densidad del petróleo basándose en 105 lecturas experimentales de pozos de California. Con la correlación Standing, se determina la relación gas/petróleo basándose en la gravedad API del gas y la presión y temperatura investigadas. La presión de punto de burbuja y el factor de volumen de formación dependen de la gravedad API, la relación gas/petróleo y la temperatura investigada. La densidad del petróleo se calcula usando el factor de volumen de formación de petróleo y la gravedad API del petróleo, relación gas/petróleo y temperatura investigada. El método Standing estimó la presión del punto de burbuja dentro de 4.8% o 106 psi al usarse con los datos del estudio. El método debe aportar resultados razonables con pozos que tengan composición similar a los pozos del estudio, los cual no tenían casi nada de nitrógeno o sulfuro de hidrógeno y mínimo dióxido de carbono. La siguente ecuación es un ajuste de la correlacion grafica de la figura 2.1.

Donde:

CORRELACION DE VAZQUEZ, M.E. Y BEGGS, H.D.

La solubilidad del gas es definida como el número de PCN de gas que pueden disolverse en un barril normal de petróleo cuando son llevados a ciertas condiciones de presión y temperatura. La solubilidad del gas natural es una fuerte función de la presión, la temperatura, la gravedad API y la gravedad específica del gas. Para un gas y crudo particulares existentes a cierta temperatura constante, la solubilidad se incrementa con la presión hasta que la presión de saturación es alcanzada (presión del punto de burbuja). En este punto todo el gas disponible está disuelto en el crudo y el Rs alcanza su valor máximo. La correlación es la siguiente:

Donde:

Los valores de las constantes según los °API para la ecuación.

Constantes °API °API ≤ 30 °API ≥ 30

C1 0.0362 0.0178

C2 1.0937 1.1870

C3 25.724 23.931

Rango de los datos para la ecuación. Parámetros Numero de puntos de datos Presión de burbujeo, lpca Temperatura, °F Factor volumétrico del petróleo, BY/BN Solubilidad del gas en el petróleo, PCN/BN Gravedad del petróleo, °API Gravedad especifica del gas, (aire=1)

°API ≤ 30

°API > 30

1141 15-4572 162 1.042-1.545

4863 15-6055 180 1.028-2.226

0-831

0-2199

5.3-30 0.511-1.351

30.6-59.5 0.53-1.259

Debido a que la gravedad del gas depende de las condiciones bajo las cuales el gas es separado del petróleo, Vásquez y Beggs desarrollaron una correlación para normalizar la gravedad del gas a una presión de separación de 100 lpcm (114.7 lpca). Esta presión fue tomada como representativa de las condiciones promedias de separación en el campo. La gravedad específica del gas obtenida de la correlación debe ser utilizada en las correlaciones desarrolladas por Vásquez y Beggs. La correlación es la siguiente:

donde:

Si Tsp y Psp son desconocidas, la gravedad específica del gas sin corregir, Yg, debe ser utilizada en las correlaciones anteriores. Rango de los datos para la ecuación Presión del separador, lpca Temperatura del separador, °F Gravedad API del petróleo Gravedad especifica del gas, (aire=1)

60-565 76-150 17-45 0.58-1.2

CORRELACION DE GLASO, OISTEIN

La correlación es la siguiente:

Donde:

Adicionalmente, Glaso desarrolló las siguientes ecuaciones para corregir la presión de burbujeo por efecto de gases no-hidrocarburos: N2, CO2 y/o H2S.

Donde, T en ºF y YN2, YCO2 y YH2S las fracciones molares de N2, CO2 y H2S en los gases de superficie. Las siguientes correcciones son simplemente factores de multiplicación aplicados a la presión de burbujeo calculada, por lo tanto, cualquier factor de corrección pude ser utilizado con cualquier correlación de Pb, esto es: