TP 2 IdR Fluidos 2021
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1) Se dispone de los siguientes datos obtenidos experimentalmente de seis muestras de petróleo crudo.
Los resultados están basados en una separación en superficie durante dos etapas.
a) Usar la correlación de Standing para estimar la solubilidad del gas en el punto de burbujeo.
b) Comparar con los datos empíricos en términos del error absoluto promedio.
Componente yi
CO2 0.02
N2 0.01
C1 0.85
C2 0.04
C3 0.03
i-C4 0.03
n-C4 0.02
La presión inicial y la temperatura del reservorio son 3000 lpca y 180 °F, resp.
b) Suponiendo un comportamiento real del gas, calcular la densidad de la fase gas en condiciones
iniciales del yacimiento. Compara los resultados con los obtenidos en el inciso anterior.
c) Suponiendo que no se conoce la composición del gas, resolver el inciso “a” calculando las
propiedades seudocríticas.
d) Enunciar las consideraciones a tener en cuenta para aplicar el método de Standing y Katz.
3) Un gas natural ácido tiene una gravedad específica de 0.7. El análisis composicional muestra que
contiene 5% de CO2 y 10% de H2S.
a) Calcular la densidad del gas a 3500 lpca y 160 °F. (sin considerar las “impurezas”)
4) Las siguientes tablas resumen los resultados del ensayo diferencial y test de separador para un
petróleo crudo. Calcular:
a) el factor volumétrico del petróleo a 4000 psi y 1100 psi, Bo
b) la solubilidad del gas a 1100 psi, Rs
c) el factor volumétrico bifáfico a 1300 psi, Bt.
Ayuda: se agregó al final una guía, con las ecuaciones a utilizar.
Ingeniería de reservorios 2021
TRABAJO PRÁCTICO N° 2: Fluidos
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