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COMPORTAMIENTO DE FASE DE LOS HIDROCARBUROS
COMPORTAMIENTO DE FASE
El comportamiento de fase de los hidrocarburos del reservorio petróleo-gas natural depende de la presión, del volumen ocupado y de la temperatura. Este comportamiento de fase se describe mediante mediciones de laboratorio como ANALISIS PVT.
Para comprender mejor el comportamiento de fase del petróleo (mezcla compleja de hidrocarburos), se comenzará por describir el equilibrio de fase de un hidrocarburo puro, de una mezcla bicomponente y de mezclas multicomponentes.
HIDROCARBURO PURO
En una celda PVT, se llena con etano líquido a 15 oC a 70 Bar. de presión inicial. Se evolución isotermica se representa en el diagrama P-V.
Si el volumen ocupado por etano se aumenta, deslizando el pistón, la Presión disminuye hasta que aparece la primera burbuja de gas (este es el Punto de Burbuja)Aumentos posteriores en el volumen no originan cambios en la presión, solo se vaporiza más liquido a Temperatura constante.Esta situación se mantiene hasta la total vaporización del líquido (este es el punto de rocio). Si se sigue aumentando el volumen la presión disminuye hiperbólicamente.
HIDROCARBURO PUROSe muestra una serie de expansiones similares a la descrita, pero a diferentes temperaturas, la figura representa el diagrama tridimensional PVT del etano.
La figura muestra las condiciones PVT, en las que el etano forma una fase liquida, gaseosa o ambas.El conjunto de los puntos de burbuja a distintas temperaturas forma la línea de burbuja, de igual forma la línea de rocío. Ambas se unen en el punto crítico, donde las propiedades de las fases liquida y gaseosa se asemejan.
Las dos líneas, la de puntos de burbuja y la de puntos de rocio, se proyectan en el plano PT como una única curva denominada presión de vapor, que termina en el punto crítico
MEZCLA DE DOS HIDROCARBUROSEstudiemos el comportamiento de una mezcla tal como la de metano y pentano al 50%. En la figura se muestran las curvas de presión de vapor de los componentes puros en el plano P-T.
MEZCLA DE DOS HIDROCARBUROS
Se parte de un estado líquido por encima de la envolvente punto A´, y se disminuye la presión. Al alcanzar la curva de puntos de burbuja, el punto A, tiene todavía una composición 50 % etano y 50 % pentano, pero si continua hacia abajo, las primeras burbujas de gas estarán mas enriquecidas en etano, el componente más volátil. A medida que la presión descienda y el gas se libere, el gas aumentará su porcentaje en pentano hasta que sobre la curva de puntos de rocio se reconstituya un gas cuya mezcla es al 50 %. La forma de la envolvente varía si el porcentaje de etano y pentano no es del 50 %.
Diagrama de fases para una mezcla 50 % metano y 50 % pentano.
MEZCLA MULTICOMPONENTESEn la figura se muestra el diagrama P-T para una mezcla multicomponente con una composición especifica en general. Estos diagramas P-T de mezcla multicomponente sirva para:1.- Clasificar los reservorios2.- Clasificar la producción natural de los sistemas de hidrocarburos3.- Describir el comportamiento de fase de los sistemas de hidrocarburos.
Comportamiento de FasesFase a una parte homogénea de un sistema que es físicamente distinta y separada de otras partes del sistema por limites bien definidos.
Las fases mas importantes que se cubren en un reservorio son:
Fase Liquida, petróleos o condensadosFase Gaseosa, gases naturales
Con cambios de presión y temperatura algunos de estos hidrocarburos simples pasan de una fase a otra en forma parcial o total.
Comportamiento de Fases Las fases tienen propiedades que pueden ser intensivas o
extensivas. Las propiedades intensivas son independientes de la cantidad de
materia, como la densidad, el factor de compresibilidad. Las propiedades extensivas son dependientes de la cantidad de
materia, como el volumen y la masa. La temperatura representa la medida física de la energía cinética
de la moléculas de un determinado material en este caso los hidrocarburos.
La presión es una reflexión del número de veces que las moléculas del material colisionan con las paredes del recipiente que los contiene, en este caso la roca reservorio.
Las fuerzas intermoleculares son aquéllas relacionadas con la atracción o repulsión entre moléculas del material
Factores físicos que controlan el comportamiento de fases
PresiónTemperaturaAtracción MolecularRepulsión Molecular
Confinan lasMoléculas
Dispersan lasmoléculas
Diagrama de Fases de una MezclaCricondenterma (Tct).- Es definido como la máxima temperatura encima de la cuál el líquido no puede ser formado sea cual se la presión (punto E).
Cricondenbar (Pcb). Es la máxima presión encima de la cual el gas no puede ser formado sea cual sea la temperatura (Punto D).
Punto Crítico. Para una mezcla multicomponente es referido como el estado de presión y temperatura a la cuál todas las propiedades intensivas de las fases de gas y líquido son iguales (Punto C).
Región de dos Fases. La región encerrada por la curva de punto de burbuja y la curva de punto de rocío (línea BCA), donde el gas y el liquido coexisten en equilibrio
Diagrama de Fases de una MezclaLíneas de Calidad.- Las líneas discontinuas dentro del diagrama de fase son llamadas líneas de calidad, ellos describen las condiciones de presión y temperatura para volúmenes iguales de líquidos. Note que las líneas de calidad convergen en el punto crítico (punto C).
Curva de Punto de Burbuja.- La curva de punto de burbuja (línea BC) es definida como la línea que está separando la región de la fase líquida de la región de dos fases.
Curva de Punto de Rocio.- La curva de punto de rocio (línea AC) es definida como la línea que está separando la región de la fase vapor de la región de dos fases.
CLASIFICACION DE LOS FLUIDOS EN EL RESERVORIO
CLASIFICACION DE LOS RESERVORIOS
Los reservorios de hidrocarburos se clasifican de acuerdo a:
La composición de los mezcla de los hidrocarburos del reservorioPresión y Temperatura inicial del reservorioPresión y Temperatura de producción en superficie.
CLASIFICACION DE LOS RESERVORIOS
En general, los reservorios son convenientemente clasificados en las bases de la ubicación del punto que representa la presión inicial de reservorio Pi, y la temperatura T con respecto al diagrama de presión-temperatura del fluido de reservorio.
Por lo tanto, los reservorios pueden ser clasificados dentro de básicamente dos tipos que son:
Reservorios de petróleo. Si la temperatura del reservorio Tr, es menor que la temperatura crítica Tc, del fluido del reservorio.Reservorios de gas. Si la temperatura del reservorio Tr, es mayor que la temperatura crítica Tc, del fluido del reservorio.
RESERVORIOS DE PETROLEODependiendo de la presión de reservorio inicial Pi, los reservorios de petróleo pueden ser subclasificados dentro de las siguientes categorías.
Reservorios de petróleo bajo saturados. Si la presión inicial del reservorio Pi, (como es representado por el punto 1 ) es mayor que la presión del punto de burbuja Pb, del fluido de reservorio. El reservorio es llamado un reservorio de petróleo bajo saturado.
RESERVORIOS DE PETROLEOReservorio de petróleo saturados. Cuando la presión de reservorio inicial, Pi, es igual a la presión del punto de burbuja, (como representamos en la figura por el punto 2), el reservorio es llamado como reservorio de petróleo saturado.
Reservorio con capa de gas. Si la presión de reservorio inicial Pi, está por debajo de la presión del punto de burbuja del fluido del reservorio (como se indica por el punto 3), el reservorio es llamado reservorio con capa de gas o reservorio de dos fases, en la cual el gas o la fase vapor esta sobre una fase de petróleo.
RESERVORIOS DE PETROLEO
RESERVORIOS DE PETROLEO
Los petróleos cubren un amplio rango en las propiedades físicas y composiciones químicas, y es a menudo importante tener la habilidad de agruparlos dentro de amplias categorías, generalmente los petróleos crudos son comúnmente clasificados dentro de los siguientes tipos.
Petróleo Negro OrdinarioPetróleo de bajo encogimientoPetróleo de alto encogimiento (volátil)Petróleo cerca al punto critico
PETROLEO NEGRO ORDINARIO
La clasificaciones son esencialmente basadas sobre las propiedades exhibidas por el petróleo crudo, incluyendo las:
Propiedades físicasComposición Relación gas – petróleoAparienciaDiagramas de fase presión-temperatura.
PETROLEO NEGRO ORDINARIODebe notarse que las líneas de calidad las cuales son aproximadamente equitativamente espaciados caracterizan este tipo de diagrama de fase de petróleo negro.
PETROLEO NEGRO ORDINARIOSiguiendo la trayectoria de la reducción de presión como se indica por la línea vertical EF, la curva de encogimiento de líquido se aproxima a una línea recta excepto a muy bajas presiones
Un petróleo negro ordinario usualmente produce:
Relaciones de gas petróleo entre 200 y 700 scf/STB
Gravedades de petróleo de 15 a 40 oAPI.
El petróleo en tanque es usualmente de color marrón a verde oscuro.
Petróleo de Bajo EncogimientoEl diagrama es caracterizado por líneas de calidad que están estrechamente espaciadas cerca a la curva de rocío.
Recuperación sustancial de líquido a condiciones de separador como es indicado por el punto G sobre la línea de calidad de 85 %.
Petróleo de Bajo Encogimiento
La curva de encogimiento de líquido, muestra las características de esta categoría de petróleo crudo. Las otras propiedades asociadas a este tipo de crudo son:
Bo < 1.2 Bbl/STB
Relación gas petróleo menor que 200 scf/STB
Gravedades de petróleo menor que 35 oAPI.
El petróleo en tanque es usualmente de color negro y oscuro.
Petróleo Alto Encogimiento (Volátil)Note que las líneas de calidad están estrechas cerca a la curva de punto de burbuja y son más ampliamente espaciadas a bajas presiones.
Baja recuperación de liquido a condiciones de separador como es indicado en el punto G
Petróleo Alto Encogimiento (Volátil)
Este tipo de petróleo es comúnmente caracterizado por un alto encogimiento de líquido inmediatamente debajo del punto de burbuja como se muestra en la figura. Las otras propiedades características de este petróleo incluyen:
Bo < 2.0 Bbl/STB
Relación gas petróleo entre 2000 y 3200 scf/STB
Gravedades de petróleo entre 45 y 35 oAPI.
El petróleo en tanque es usualmente de color verdoso a naranja
Petróleo Cerca al Punto Criticola temperatura del reservorio T esta cerca de la temperatura crítica Tc,
las líneas de calidad convergen al punto crítico, una caída de presión isotérmica (linea EF ) puede encoger el petróleo crudo desde 100% del volumen de HC poral en el punto de burbuja hasta 55 % o menos a una presión de 10 a 50 psi por debajo del punto de burbuja.
Petróleo Cerca al Punto Critico
La característica de encogimiento de este tipo de reservorio es mostrado en la figura. Este petróleo es caracterizado por:
Bo >= 2.0 Bbl/STB
Alta Relación gas petróleo más de 3200 scf/STB
La composición son usualmente caracterizados:12.5 a 20 % mol de C7+ 35 % o más de C2H4-C6H14 y resto metano
Encogimiento de líquido para sistemas de petróleo
La figura compara las forma característica de la curva de encogimiento de líquido para cada tipo de petróleo.
a). Petróleo de bajo encogimientob). Petróleo Negro Ordinarioc). Petróleo de alto encogimiento (volátil)d). Petróleo cerca al punto critico
RESERVORIOS DE GAS
En general si la temperatura del reservorio Tr, es mayor que la temperatura crítica Tc, del sistema de hidrocarburos, el reservorio es clasificado como un reservorio de gas natural.
Sobre las bases de sus diagramas de fases y las condiciones de reservorio, los gases naturales pueden ser clasificado en
Gas Condensado – RetrogradoGas Condensado Cerca al Punto CriticoGas HúmedoGas Seco
GAS CONDENSADO - RETROGRADOSi la temperatura del reservorio Tr está entre la Temperatura Crítica Tc y la cricondenterma Tct del fluido.
Considere las condiciones iniciales del reservorio de gas retrógrado, el punto 1 (fase vapor, presión encima del punto de rocio Sup.)
A medida que la presión de reservorio disminuye isotérmicamente, debido a la producción, desde el punto 1 al punto 2.
Esto provoca que la atracción entre las moléculas de los componentes livianos y pesados se vayan distanciando. A medida que ocurre esto, la atracción entre las moléculas de componentes más pesados sea más efectiva y asi el líquido empiece a condensarse.
GAS CONDENSADO - RETROGRADO
Este proceso de condensación retrograda continua con la disminución de presión hasta que la condensación de liquido alcanza su máximo en el punto 3.
Futura reducción en la presión, permite que las moléculas pesadas comiencen el proceso normal de vaporización, en el punto 4.
El proceso de vaporización continúa hasta que la presión de reservorio alcance la presión de curva de rocío inferior. Esto significa que todo el líquido que se formó debe vaporizarse porque el sistema es esencialmente todo vapor en el punto de rocío más bajo.
GAS CONDENSADO - RETROGRADO
Las características físicas asociadas a este categoría son:
Relación gas-petróleo entre 8000 a 70000 scf/STB.
Gravedad del condensado mayor a 50º API
El líquido en el tanque es usualmente es blanco agua ligeramente coloreado.
La figura muestra una curva de encogimiento de líquido típico para un sistema de condensado. En la mayoría de los reservorios de gas condensado, el volumen de líquido de condensado rara vez excede más del 15 al 19% del volumen poral, está saturación no es la suficiente para permitir el flujo de líquido.
Reservorio de gas condensado cerca al punto critico
Si la temperatura del reservorio Tr está cerca de la Temperatura Crítica Tc.
El comportamiento volumétrico de esta categoría de gas natural es descrita a través de la declinación de presión isotérmica (línea 1-3).
Debido a que las líneas de calidad convergen en el punto crítico, una rápida restitución de líquidos ocurrirá inmediatamente debajo del punto de rocío mientras la presión es reducida al punto 2.
Este comportamiento puede ser justificado por el hecho de que varias líneas de calidad son cruzadas muy rápidamente por una reducción de presión isotérmica.
Reservorio de gas condensado cerca al punto critico
Se muestra la curva de encogimiento de liquido para reservorios de gas condensado cerca al punto critico.
En el punto donde los líquidos cesan de restituir y empieza a encogerse otra vez, el reservorio va de la región retrógrada a la región normal de vaporización.
RESERVORIO DE GAS HUMEDOLa temperatura del reservorio Tr, está por encima de la cricondenterma Tct de la mezcla de HC..
El fluido de reservorio permanecerá siempre en la región de fase vapor a medida que el reservorio es depletado isotérmicamente, a lo largo de la línea vertical A-B.
Mientras el gas producido fluye hacia la superficie, sin embargo, la presión y la temperatura del gas declinará. Si el gas entra a la región de dos fases, una fase líquida condensará fuera del gas y es producido en los separadores de superficie.
Por tal razón nunca se integran las dos fases en reservorio (solo gas)
RESERVORIO DE GAS HUMEDOLos reservorios de gas húmedo son caracterizados por las siguientes propiedades
Relación gas petróleo entre 60000 y 100000 scf/STB
Gravedad del petróleo en tanque, mayor 60 oAPI
El líquido es color blanco agua.
A condiciones de separador caen en la región de las dos fases
Metano entre 75 y 90 % mol
RESERVORIO DE GAS SECOLa mezcla de HC existe como gas en el reservorio y en las facilidades de superficie.
El único líquido asociado con el gas de un reservorio de gas seco es el agua..
Usualmente un sistema que tiene una relación gas-petróleo mayor que 100000 scf/STB es considerado un gas seco.
El gas es mayoritariamente metano (% C1 >95 %)
PRACTICO # 1
En la figura se presenta un diagrama P-V, para una mezcla de hidrocarburos.
Linea de Rocio
PRACTICO # 1Dibuje el diagrama P-T, con la curva de puntos de burbuja y de puntos de rocío. Analice la forma del diagrama P-T y explique a que tipo de mezcla de hidrocarburos corresponde. Si la mezcla se encuentra en un reservorio a 25 bar. y 190 oC: ¿Clasificaría el fluido como saturado o como subsaturado ¿Por qué?
SOLUCION # 1Del diagrama P-V se encuentran los siguientes valores de la tabla:
Temperatura (oC) Presión de burbuja (bar)
Presión de rocio (bar)
150 9.8
175 15.2 11.9
200 22.2 18.6
215 26.5 23.3
230 31.6 29.6
233 31 31
SOLUCION # 1Del diagrama P-V se encuentran los siguientes valores de la tabla:
DIAGRAMA P-T
0
5
10
15
20
25
30
35
140 160 180 200 220 240
TEMPERATURA (oC)
Pres
ión
( bar
)
Línea de Burbuja Línea de Rocío
Punto Crítico
LIQUIDO
GAS
A
SOLUCION # 1El diagrama P-T presenta una angosta zona comprendida entre las líneas de burbuja y de rocío. Esto es característico de una mezcla de hidrocarburos de pocos componentes cuyos comportamientos son similares.
El punto crítico de la mezcla es: Tc=233 oC= 911 oR Pc=31 bar=456 psi.Y corresponde a valores comprendidos entre los del pentano y el hexano.
Si la mezcla se encontrará hipotéticamente en un reservorio a 25 bar y 90 oC (punto A en el dibujo), el fluido se clasificaría como subsaturado. Pues el punto A se encuentra por encima de la línea de puntos de burbuja.
PRACTICO # 2
En la figura se presenta un diagrama P-T, para un hidrocarburo contenido en un reservorio.
PRACTICO # 2
Se han encontrado reservorios subsaturados de este fluido a las temperaturas marcadas como A, B y C en el diagrama.
a)Construya un gráfico con los volúmenes de líquidos producidos (ordenadas) vs. Presión (abscisas), cuando expanden muestras de A, B, y C desde una presión inicial de 265 Atm. La expansión se hace en una celda PVT en el laboratorio.
b)¿Qué tipo de comportamiento representan las tres muestras de hidrocarburos?
PRACTICO # 13
Se han encontrado reservorios subsaturados de este fluido a las temperaturas marcadas como A, B y C en el diagrama.
a)Construya un gráfico con los volúmenes de líquidos producidos (ordenadas) vs. Presión (abscisas), cuando expanden muestras de A, B, y C desde una presión inicial de 265 Atm. La expansión se hace enuna celda PVT en el laboratorio.
b)¿Qué tipo de comportamiento representan las tres muestras de hidrocarburos?
