C H A P T E R 1

Ingeniera de Reservorios I Captulo 2 Clasificacin de Reservorios y Fluidos

CAPITULO 2 CLASIFICACION DE RESERVORIOS Y FLUIDOS2.1 INTRODUCCION

Los sistemas de hidrocarburos que se producen naturalmente y se encuentran en reservorios de petrleo son mezclas de componentes orgnicos que tienen comportamiento multifase sobre un amplio rango de presiones y temperaturas. Estas acumulaciones de hidrocarburos pueden ocurrir en estado gaseoso, estado lquido, estado slido o en varias combinaciones de gas, lquido y slido.Estas diferencias en el comportamiento de fases, juntamente con las propiedades fsicas de la roca reservorio que determinan la facilidad relativa con que el gas y el lquido son transmitidos o retenidos, resultan en diversos tipos de reservorios de hidrocarburos con comportamientos complejos. Frecuentemente, los ingenieros petroleros tienen la tarea de estudiar el comportamiento y las caractersticas de un reservorio de petrleo y determinar el curso del futuro desarrollo y produccin que podra maximizar la ganancia.El objetivo de este captulo es revisar los principios bsicos del comportamiento de fases de los fluidos del reservorio e ilustrar el uso de los diagramas de fase para clasificar los tipos de reservorios y los sistemas de hidrocarburos nativos.2.2 FACTORES DE CLASIFICACIONLos reservorios de hidrocarburos se clasifican en forma general en reservorios de petrleo y de gas. Esta clasificacin general se subdivide a su vez dependiendo de:

La composicin de la mezcla de hidrocarburos del reservorio Presin y temperatura inicial del reservorio Presin y temperatura de la superficie de produccin

Las condiciones bajo las cuales existen estas fases son de gran importancia prctica. La determinacin experimental o matemtica de estas condiciones se expresan convenientemente en diferentes tipos de diagramas comnmente denominados diagramas de fases. Uno de estos diagramas es el diagrama presin-temperatura

2.3 DIAGRAMA PRESIN TEMPERATURALa Figura 2.1 muestra un diagrama tpico presin-temperatura de un sistema multi-componente con una composicin global especfica. Aunque un sistema de hidrocarburos diferente podra tener un diagrama de fases diferente, la configuracin general es similar.Estos diagramas presin-temperatura multicomponentes esencialmente se usan para:

Clasificar reservorios Clasificar los sistemas de hidrocarburos producidos naturalmente Describir el comportamiento de fases del fluido de reservorio

Para comprender completamente el significado del diagrama de presin temperatura, es necesario identificar y definir algunos puntos clave del diagrama:

2.3.1 Cricondenterma (Tct)

Se define como la temperatura mxima a la cual pueden coexistir dos fases en equilibrio, ms all de la cual no puede formarse lquido independiente de la presin (punto D). La presin correspondiente es denominada presin cricondenterma (Pct).

2.3.2 Cricondenbarica (Pcb)

Es la presin mxima a la que pueden coexistir dos fases en equilibrio, ms all de la cual no se forma gas independiente de la temperatura (punto G). La temperatura correspondiente es denominada temperatura cricondenbrica (Tcb). Pi 1 Pcb G Pi 2 Pc

Pi 3 Pct D Tcb Tc Tct

Figura 2.1 Diagrama P-T tpico para un sistema multicomponente2.3.3 Punto Critico (C)

El punto crtico de la mezcla multicomponente es aquel punto de presin y temperatura en el cual todas la propiedades intensivas de la fase lquida y de la fase gaseosa son iguales (punto C). En este punto se unen la curva de punto de roco y la curva de punto de burbuja. En el punto crtico, la presin y temperatura correspondientes se denominan presin crtica Pc y temperatura crtica Tc de la mezcla.

2.3.4 Curva Envolvente de Fases (regin de dos fases)

Es el lugar geomtrico encerrado por las curvas de punto de roco y punto de burbuja (lnea BCA). Dentro de esta curva coexisten en equilibrio la fase liquida y la fase gaseosa y se identifica como la fase envolvente del sistema de hidrocarburos.2.3.5 Curvas de Calidad

Son las curvas segmentadas dentro del diagrama de fases. Todas las curvas de calidad convergen en el punto crtico (punto C) y representan las condiciones de presin y temperatura para el porcentaje de lquido existente en la regin de dos fases.

2.3.6 Curva de Punto de Burbuja

Es la lnea de separacin entre la fase lquida y la regin de dos fases (lnea AC). Formada por los puntos donde aparece la primera burbuja de gas ante un descenso de presin manteniendo la temperatura constante2.3.7 Curva de Punto de Roco

Es la lnea de separacin entre la fase gaseosa y la regin de dos fases (lnea BC). Formada por los puntos donde aparece la primera gota de lquido ante un incremento de la presin a temperatura constante2.4 CLASIFICACION GENERAL DE LOS RESERVORIOSEn general los reservorios son clasificados sobre la base de la ubicacin del punto que representa la presin inicial del reservorio Pi y la temperatura Ti con respecto al diagrama presintemperatura del fluido de reservorio. Segn esto, los reservorios pueden clasificarse bsicamente en dos grandes tipos:

Reservorios de petrleo.- Si la temperatura Ti del reservorio es menor que la temperatura crtica Tc del hidrocarburo, el reservorio se clasifica como un reservorio de petrleo

Reservorios de gas.- Si la temperatura Ti del reservorio es mayor que la temperatura crtica Tc del hidrocarburo, se considera que es un reservorio de gas2.5 RESERVORIOS DE PETRLEO

Dependiendo de la presin inicial del reservorio Pi, los reservorios de petrleo se pueden subclasificar en las siguientes categoras:

2.5.1 Reservorios de Petrleo Sub-saturado.Si la presin inicial del reservorio Pi, (representada por el punto 1 en la Figura 2.1) es mayor que la presin del punto de burbuja Pb del fluido de reservorio, el reservorio se conoce como reservorio de petrleo sub-saturado2.5.2 Reservorio de Petrleo Saturado.Cuando la presin inicial del reservorio Pi es igual a la presin del punto de burbuja del fluido de reservorio, como se muestra por el punto 2 en la Figura 2.1, el reservorio se llama reservorio de petrleo saturado.2.5.3 Reservorio con Casquete de Gas.Si la presin inicial del reservorio es inferior a la presin del punto de burbuja del fluido de reservorio como indica el punto 3 de la Figura 2.1, el reservorio se conoce como reservorio con casquete de gas o reservorio de dos fases, en estos el gas o fase vapor est por encima de la fase petrleo. La curva de calidad apropiada, da la relacin del volumen del casquete de gas al volumen de petrleo del reservorio.2.6 TIPOS DE PETROLEO

El petrleo crudo abarca un amplio rango en propiedades fsicas y composiciones qumicas, es a menudo importante ser capaces de agruparlos en amplias categoras de petrleos relacionados. En general los petrleos crudos se clasifican en los siguientes tipos:

Petrleo negro Petrleo crudo de bajo encogimiento Petrleo crudo de alto encogimiento (voltil) Petrleo crudo cerca al crtico

Esta clasificacin se basa principalmente en las propiedades del petrleo crudo incluyendo las propiedades fsicas, composicin, RGP, apariencia y diagrama de fase presin-temperatura.2.6.1 Petrleo Negro.Un diagrama de fase P-T tpico para petrleo negro se muestra en la Figura 2.2 Ntese que las curvas de calidad que estn casi igualmente espaciadas caracterizan este diagrama de fases de petrleo negro. Siguiendo la ruta de reduccin de presin indicada por la lnea vertical EF de la Figura 2.2, la curva de encogimiento de lquido, como se muestra en la Figura 2.3, se prepara graficando el porcentaje de volumen lquido como funcin de la presin. La curva de encogimiento de lquido se aproxima a una recta salvo a presiones muy bajas. Cuando se produce, el petrleo negro normalmente genera:

RGP`s entre 200700 scf/STB

Gravedades API de 15 a 40. El petrleo en tanque de almacenamiento es normalmente de color caf a verde oscuro.

Figura 2.2 Un diagrama p-T tpico para petrleo negro.

Figura 2.3 Curva de encogimiento de lquido para petrleo negro.

2.6.2 Petrleo de Bajo Encogimiento.Un diagrama de fase P-T tpico para petrleo de bajo encogimiento se muestra en la Figura 2.4. El diagrama se caracteriza por curvas de calidad que estn espaciadas cercanamente prximas a la curva del punto de roco. La curva de encogimiento de lquido, como se ve en la Figura 2.5, muestra las caractersticas de coexistencia de esta categora de petrleo crudo. Las otras propiedades asociadas de este tipo de petrleo son: Factor volumtrico de formacin de petrleo menor a 1.2 bbl/STB RGP menor a 200 scf/STB Gravedad del petrleo menor a 35 API Negro o coloreado profundamente Recuperacin de lquido sustancial en condiciones de separador indicado por el punto G de la curva de calidad de 85% de la Figura 2.4.

Figura 2.4 Un diagrama de fase tpico para petrleo de bajo encogimiento.

Figura 2.5 Curva de encogimiento de lquido para petrleo de bajo encogimiento.

2.6.3 Petrleo Crudo de Alto Encogimiento (Voltil).El diagrama de fase para petrleo crudo de alto encogimiento (voltil) se ve en la Figura 2.6. Ntese que las curvas de calidad estn juntas y prximas a la curva del punto de burbuja y estn ms ampliamente espaciadas a presiones bajas. Este tipo de crudo se caracteriza por alto encogimiento de lquido inmediatamente bajo el punto de burbuja como se muestra en la Figura 2.7. Las otras propiedades caractersticas de este petrleo son:

Factor volumtrico de formacin de petrleo menor a 2 bbl/STB

RGP entre 2,0003,200 scf/STB

Gravedades del petrleo entre 4555 API Baja recuperacin lquida a condiciones de separador como indica el punto G Figura 2.6

Color verduzco a naranja

Otra caracterstica de los reservorios de petrleo voltil es que la gravedad API del lquido de tanque de almacenamiento aumenta a futuro.

Figura 2.6 Un diagrama P-T tpico para un petrleo crudo voltil.

Figura 2.7 Una curva tpica de encogimiento de lquido para petrleo crudo voltil.

2.6.4 Petrleo Crudo Cerca al Crtico. Si la temperatura T del reservorio es prxima a la temperatura crtica Tc del sistema de hidrocarburos, como se muestra en la Figura 2.8, la mezcla de hidrocarburos se identifica como petrleo crudo cerca al crtico. Debido a que todas las curvas de calidad convergen al punto crtico, una cada de presin isotrmica (como muestra la lnea vertical EF en la Figura 2.8) puede encoger el petrleo crudo del 100% del volumen poral de hidrocarburos en el punto de burbuja al 55% menos a presin de 10 a 50 psi bajo el punto de burbuja. El comportamiento del encogimiento de petrleo crudo cerca al crtico se muestra en la Figura 2.9. Se caracteriza por:

Un alto RGP excediendo los 3,000 scf/STB, con Factor volumtrico de formacin de petrleo de 2.0 bbl/STB o mayor. La composicin de petrleo no crtico es normalmente caracterizado por 12.5 a 20 mol% de heptano+, 35% o ms de etano a hexano, y el resto metano.

Figura 2.8 Un diagrama de fase esquemtico para petrleo crudo cerca al crtico.

Figura 2.9 Curva tpica de encogimiento lquido para petrleo crudo cerca al crtico.

La Figura 2.10 compara la forma caracterstica de la curva de encogimiento lquido para cada tipo de petrleo crudo.

Figura 2.10 Encogimiento Lquido para sistemas de petrleo crudo.2.7 RESERVORIOS DE GAS

En general, si la temperatura del reservorio est por encima de la temperatura crtica del sistema de hidrocarburos el reservorio se lo clasifica como reservorio de gas natural. Sobre la base de los diagramas de fase y las condiciones del reservorio, los gases naturales pueden clasificarse en cuatro categoras:

Gas de condensacin retrgrada

Gas condensado cerca al crtico

Gas hmedo

Gas seco

2.7.1 Reservorio de Gas con Condensacin Retrgrada. Si la temperatura del reservorio T cae entre la temperatura crtica Tc y el punto cricondentrmico Tct del fluido de reservorio, el reservorio se clasifica como reservorio de gas con condensacin retrgrada. Esta categora de reservorio de gas es un tipo nico de acumulacin de hidrocarburo en que el comportamiento termodinmico especial del fluido de reservorio es el factor central en el proceso de desarrollo y deplecin del reservorio. Cuando la presin decrece en las mezclas, en vez de expandirse (si es gas) o vaporizarse (si es petrleo) como puede esperarse, ellos se contraen o se condensan.

Figura 2.11 Un diagrama de fase tpico de un sistema retrgrado.Consideremos que la condicin inicial del reservorio de gas retrgrado est representada por el punto 1 en el diagrama de fases presin-temperatura de la Figura 2.11. Debido a que la presin del reservorio esta por encima de la presin superior del punto de roco, el hidrocarburo existe como fase simple (fase vapor) en el reservorio. Cuando la presin del reservorio declina isotrmicamente durante la produccin desde la presin inicial (punto 1) a la presin superior de punto de roco (punto 2), la atraccin entre las molculas de los componentes livianos y pesados causa que se muevan separndose cada vez ms. Cuando esto ocurre, la atraccin entre molculas de componente pesado llega a ser ms efectiva; por tanto, el lquido comienza a condensarse.

Este proceso de condensacin retrgrada contina con la presin decreciente hasta que el goteo lquido alcanza su mximo en el punto 3. Posterior reduccin en la presin permite que las molculas pesadas comiencen el proceso normal de vaporizacin. Este es el proceso donde menos molculas de gas bloquean la superficie lquida y causa que ms molculas abandonen frente a las que entran a la fase lquida. El proceso de vaporizacin contina hasta que la presin del reservorio alcanza la presin inferior del punto de roco. Esto significa que todo el lquido formado debe vaporizarse porque todo el sistema es esencialmente vapor en el punto de roco inferior.

La Figura 2.12 muestra una curva tpica de encogimiento del volumen lquido para un sistema de condensado. La curva se llama comnmente curva de goteo de lquido. En la mayora de los reservorios de gas condensado el volumen de lquido condensado raramente excede ms de 15%19% del volumen poral. Esta saturacin de lquido no es tan grande como para permitir que fluya cualquier lquido. Se debe reconocer, sin embargo, que alrededor del pozo donde la cada de presin es alta, bastante lquido de goteo puede acumularse para dar flujo bifsico de gas y lquido retrgrado.

Figura 2.12 Una curva tpica de goteo de lquido.Las caractersticas fsicas asociadas de esta categora son:

RGP entre 8,000 y 70,000 scf/STB. Generalmente, la RGP para un sistema condensado aumenta con el tiempo debido al goteo de lquido y la perdida de componentes pesados en el lquido.

Gravedad del condensado por encima de 50 API El lquido de tanque de almacenaje es usualmente agua blanca o ligeramente coloreado.

Hay una lnea divisoria poco clara entre petrleo y condensado desde el punto de vista composicional. Los fluidos de reservorio que contienen heptano y son ms pesados en concentraciones de ms de 12.5 % mol estn casi siempre en la fase lquida del reservorio. Petrleo se ha observado con heptanos y concentraciones ms pesadas tan bajas como 10% y condensados tan altos como 15.5%. Estos casos son raros, sin embargo, y usualmente tiene gravedades muy altas en lquido de tanque.

2.7.2 Reservorio de Gas Condensado Cerca al Crtico.Si la temperatura del reservorio es cerca de la temperatura crtica, como se muestra en la Figura 2.13, la mezcla de hidrocarburos se clasifica como gas condensado cerca al crtico. El comportamiento volumtrico de esta categora de gas natural se describe mediante la declinacin de presin isotrmica como se muestra en la lnea vertical 1-3 en la Figura 2.13 y tambin por la curva correspondiente de goteo lquido de la Figura 2.14. Debido a que todas las curvas de calidad convergen en el punto crtico, ocurre un aumento rpido de lquido bajo el punto de roco (Figura 2.14) mientras la presin se reduce al punto 2, este comportamiento puede justificarse por el hecho de que varias curvas de calidad son cruzadas muy rpidamente por la reduccin en presin isotrmica, al punto en que el lquido cesa de aumentar y comienza a encogerse nuevamente. El reservorio va de la regin retrgrada a una regin de vaporizacin normal.

Figura 2.13 Diagrama de fase tpico para reservorios de gas condensado cerca al crtico.

Figure 2.14 Curva de encogimiento lquido para gas condensado cerca al crtico.

2.7.3 Reservorio de Gas Hmedo.Un diagrama de fase tpico de gas hmedo se muestra en la Figura 2.15, donde la temperatura del reservorio est por encima del cricondentrmico de la mezcla de hidrocarburos. Debido a que la temperatura del reservorio excede el cricondentermico del sistema de hidrocarburos, el fluido de reservorio siempre permanecer en la regin de la fase vapor, mientras el reservorio declina isotermalmente por la lnea vertical A-B.

Figura 2.15 Diagrama de fase para un gas hmedo. (After Clark, N.J. Elementos de Reservorios de Petrleo, SPE, 1969.)Cuando el gas producido fluye a la superficie, la presin y temperatura del gas declinar. Si el gas entra a la regin de dos fases, una fase lquida se condensar del gas y ser producido de los separadores de superficie. Esto es causado por declinacin suficiente en la energa cintica de molculas pesadas con la cada de temperatura y su subsiguiente cambio a lquido, debido a las fuerzas atractivas entre molculas. Los reservorios de gas hmedo se caracterizan por las siguientes propiedades:

RGP entre 60,000 y 100,000 scf/STB Gravedad del petrleo de tanque de almacenaje sobre los 60 API Color agua blanca en el lquido Condiciones de separador (presin y temperatura del separador) caen dentro de la regin de dos fases.2.7.4 Reservorio de Gas Seco.La mezcla de hidrocarburos existe como gas tanto en reservorio como en superficie. El nico lquido asociado al gas de un reservorio de gas seco es el agua. Un diagrama de fase de un reservorio de gas seco se da en la Figura 2.16. Usualmente un sistema que tiene:

RGP mayor a 100,000 scf/STB se considera que es gas seco.

La energa cintica de la mezcla es tan alta y la atraccin entre molculas tan baja que ninguna se une al lquido a condiciones de temperatura y presin de tanque de almacenaje. Debe resaltarse que la clasificacin de los fluidos de hidrocarburos puede tambin caracterizarse por la composicin inicial del sistema. McCain (1994) sugiri que los componentes pesados en la mezcla de hidrocarburos tiene el efecto ms fuerte en las caractersticas del fluido.

Figura 2.16 Diagrama de fase para gas seco. (After Clark, N.J. Elementos de reservorios de Petrleo, SPE, 1969.)

2.8 DIAGRAMA TERNARIO

El diagrama ternario, como se muestra en la Figura 2.17, con tringulos equilteros puede usarse convenientemente para definir aproximadamente los lmites composicionales que separan diferentes tipos de sistemas de hidrocarburos.

Figura 2.17 Composiciones de varios tipos de fluidos de reservorio 2.9 PROPIEDADES FISICAS DE LOS HIDROCARBUROS

De la discusin anterior se puede observar que la mezcla de hidrocarburos puede existir ya sea en estado lquido o gaseoso dependiendo del reservorio y condiciones operativas a las que se sujeta. Los conceptos cualitativos presentados pueden ser de ayuda para desarrollar anlisis cuantitativo. Ecuaciones empricas de estado se usan comnmente como herramienta cuantitativa para describir y clasificar el sistema de hidrocarburos. Estas ecuaciones de estado requieren:

Anlisis composicional detallado del sistema de hidrocarburos

Descripcin completa de las propiedades fsicas y crticas de los componentes individuales de la mezclaMuchas propiedades caractersticas de estos componentes individuales (sustancias puras) se han medido y compilado a travs de los aos. Estas propiedades proporcionan informacin vital para calcular las propiedades termodinmicas de los componentes puros as como de las mezclas. Las propiedades ms importantes son: Presin crtica, pc Temperatura crtica, Tc Volumen crtico, Vc Factor de compresibilidad crtico, zc Factor acntrico, Peso molecular, MKatz y Firoozabadi (1978) presentaron un grupo generalizado de propiedades fsicas para las fracciones de petrleo desde el C6 al C45. Las propiedades tabuladas incluyen el punto de ebullicin promedio, gravedad especfica y peso molecular. Los autores propusieron un juego de propiedades tabuladas para componentes puros que fueron generadas analizando las propiedades fsicas de 26 sistemas de petrleo crudo y condensado. Estas propiedades generalizadas se dan en la Tabla 2.1.

Tabla 2.1 Propiedades Fsicas GeneralizadasGrupoTb (oR)

KMTc (oR)Pc (Psia)Vc (ft3/lb)Grupo

C6 6070,69012,27849234830,2500,06395C6

C76580,72711,96969854530,2800,06289C7

C87020,74911,871071.0364190,3120,06264C8

C9 7480,76811,821211.0853830,3480,06258C9

C10 7910,78211,831341.1283510,3850,06273C10

C11 8290,79311,851471.1663250,4190,06291C11

C12 8670,80411,861611.2033020,4540,06306C12

C13 9010,81511,851751.2362860,4840,06311C13

C14 9360,82611,841901.2702700,5160,06316C14

C15 9710,83611,842061.3042550,5500,06325C15

C16 1.0020,84311,872221.3322410,5820,06342C16

C17 1.0320,85111,872371.3602300,6130,06350C17

C18 1.0550,85611,892511.3802220,6380,06362C18

C19 1.0770,86111,912631.4002140,6620,06372C19

C20 1.1010,86611,922751.4212070,6900,06384C20

C21 1.1240,87111,942911.4422000,7170,06394C21

C22 1.1460,87611,953001.4611930,7430,06402C22

C23 1.1670,88111,953121.4801880,7680,06408C23

C24 1.1870,88511,963241.4971820,7930,06417C24

C25 1.2070,88811,993371.5151770,8190,06431C25

C26 1.2260,89212,003491.5311730,8440,06438C26

C27 1.2440,89612,003601.5471690,8680,06443C27

C28 1.2620,89912,023721.5621650,8940,06454C28

C29 1.2770,90212,033821.5741610,9150,06459C29

C30 1.2940,90512,043941.5891580,9410,06468C30

C31 1.3100,90912,044041.6031430,8970,06469C31

C32 1.3260,91212,054151.6161380,9090,06475C32

C33 1.3410,91512,054261.6291340,9210,06480C33

C34 1.3550,91712,074371.6401300,9320,06489C34

C35 1.3680,92012,074451.6511270,9420,06490C35

C36 1.3820,92212,084561.6621240,9540,06499C36

C37 1.3940,92512,084641.6731210,9640,06499C37

C38 1.4070,92712,094751.6831180,9750,06506C38

C39 1.4190,92912,104841.6931150,9850,06511C39

C40 1.4320,93112,114951.7031120,9970,06517C40

C41 1.4420,93312,115021.7121101,0060,06520C41

C42 1.4530,93412,135121.7201081,0160,06529C42

C43 1.4640,93612,135211.7291051,0260,06532C43

C44 1.4770,93812,145311.7391031,0380,06538C44

C45 1.4870,94012,145391.7471011,0480,06540C45

La Tabla 2.2 contiene otras propiedades mencionadas anteriormente para un nmero de componentes de hidrocarburos y no hidrocarburos.

Tabla 2.2 Propiedades Fsicas para Componentes PurosNroCompuestoFormulaPeso MolecularPunto de ebullicin oF (14,696 Psia)Presin de vapor, psia 100 oFPunto de hielo oF (14,696 psia)Indice refractivo nD (60 oF)Presin crtica, psiaTemperatura crtica, oFVolumen crtico, ft3/lbm

1MetanoCH416,0430-258,7305000-295,441,00042656,4-116,670,09880

2EtanoC2H630,0700-127,490800-297,041,20971706,589,920,07830

3PropanoC3H844,0970-43,750188,640-305,731,29480616,0206,060,07270

4IsobutanoC4H1058,123010,78072,581-255,281,32450527,9274,460,07140

5n-butanoC4H1058,123031,08051,706-217,051,33588550,6305,620,07030

6IsopentanoC5H1272,150082,12020,445-255,821,35631490,4369,100,06790

7n-pentanoC5H1272,150096,92015,574-201,511,35992488,6385,800,06750

8NeopentanoC5H1272,150049,10036,6902,171,34200464,0321,130,06730

9n-hexanoC6H1486,1770155,7204,8597-139,581,37708436,9453,600,06880

102-metilpentanoC6H1486,1770140,4706,769-244,621,37387438,6435,830,06820

113-metilpentanoC6H1486,1770145,8906,103-------1,37888453,1448,400,06820

12NeohexanoC6H1486,1770121,5209,859-147,721,37126446,8420,130,06670

132,3-dimetilbutanoC6H1486,1770136,3607,406-199,381,37730453,5440,290,06650

14n-heptanoC7H16100,2040209,1601,620-131,051,38989395,8512,700,06910

152-metilhexanoC7H16100,2040194,0902,272-180,891,38714395,5495,000,06730

163-metilhexanoC7H16100,2040197,3302,131-------1,39091408,1503,800,06460

173-etilpentanoC7H16100,2040200,2502,013-181,481,39566419,3513,390,06650

182,3-dimetilpentanoC7H16100,2040174,5403,494-190,861,38446402,2477,230,06850

192,4-dimetilpentanoC7H16100,2040176,8903,293-182,631,38379396,9475,950,06680

203,3-dimetilpentanoC7H16100,2040186,9102,774-210,011,38564427,2505,870,06620

21TriptanoC7H16100,2040177,5803,375-12,811,39168428,4496,440,06360

22n-octanoC8H18114,2310258,2100,5369-70,181,39956360,7564,220,06900

23DiisobutilC8H18114,2310228,3901,102-132,111,39461360,8530,440,06760

24IsooctanoC8H18114,2310210,6301,709-161,271,38624372,4519,460,06560

25n-nonanoC9H20128,2580303,4700,1795-64,281,40746331,8610,680,06840

26n-decanoC10H22142,2850345,4800,0609-21,361,41385305,2652,000,06790

27CiclopentanoC5H1070,1340120,6509,915-136,911,40896653,8461,200,05940

28MetilciclopentanoC6H1284,1610161,2504,503-224,401,41210548,9499,350,06070

29CiclohexanoC6H1284,1610177,2903,26643,771,42862590,8536,600,05860

30MetilciclohexanoC7H1498,1880213,6801,609-195,871,42538503,5570,270,06000

31eteno (etileno)C2H428,0540-154,7301400-272,471,22800731,048,540,07460

32propeno (propileno)C3H642,0810-53,840227,70-301,451,31300668,6197,170,06890

331-buteno (butileno)C4H856,108020,79062,10-301,631,34940583,5295,480,06850

34cis-2-butenoC4H856,108038,69045,95-218,061,36650612,1324,370,06680

35trans-2-butenoC4H856,108033,58049,87-157,961,35630587,4311,860,06790

36IsobutenoC4H856,108019,59063,02-220,651,35120580,2292,550,06820

371-pentenoC5H1070,134085,93019,12-265,391,37426511,8376,930,06760

381,2-butadienoC4H654,092051,53036,53-213,16-------653,0340,000,06500

391,3-butadienoC4H654,092024,06059,46-164,021,39750627,5305,000,06540

40IsoprenoC5H868,119093,31016,68-230,731,42498558,0412,000,06500

41AcetilenoC2H226,0380-120,490--------114,50-------890,495,340,06950

42BencenoC6H678,1140176,1803,225041,951,50396710,4552,220,05310

43ToluenoC7H892,1410231,1301,0330-139,001,49942595,5605,570,05500

44EtilbencenoC8H10106,1670277,1600,3716-138,971,49826523,0651,290,05650

45o-xilenoC8H10106,1670291,9700,2643-13,591,50767541,6674,920,05570

46m-xilenoC8H10106,1670282,4100,3265-54,181,49951512,9651,020,05670

47p-xilenoC8H10106,1670281,0700,342455,831,49810509,2649,540,05700

48EstirenoC8H8104,1520293,2500,2582-23,101,54937587,8703,000,05340

49IsopropilbencenoC9H12120,1940306,3400,1884-140,811,49372465,4676,300,05720

50metil alcoholCH4O32,0420148,4404,6290-143,791,330341174,0463,080,05900

51etil alcoholC2H6O46,0690172,9002,3120-173,401,36346890,1465,390,05810

52carbon monxidoCO28,0100-312,680--------337,001,00036507,5-220,430,05320

53carbon dixidoCO244,0100-109,257--------69,831,000481071,087,910,03440

54sulfuro de hidrgenoH2S34,0800-76,497394,59-121,881,000601300,0212,450,04610

55dixido de sulfuroSO264,060014,11085,46-103,861,000621143,0315,800,03050

56AmonioNH317,0305-27,990211,90-107,881,000361646,0270,200,06810

57AireN2+O228,9625-317,800--------------1,00028546,9-221,310,05170

58HidrgenoH22,0159-422,955--------435,261,00013188,1-399,900,51650

59OxgenoO231,9988-297,332--------361,821,00027731,4-181,430,03670

60NitrgenoN228,0134-320,451--------346,001,00028493,1-232,510,05100

61CloroCl270,9060-29,130157,30-149,731,387801157,0290,750,02800

62AguaH2O18,0153212,0000,950132,001,333353198,8705,160,04975

63HelioHe4,0026-452,090--------------1,0000332,99-450,310,23000

64cloruro de hidrgenoHCl36,4610-121,270906,71-173,521,000421205,0124,770,03560

NmeroGravedad especfica liquido (14,696 psia, 60 oF)lbm/gal - liquido (14,696 psia, 60 oF)Gal/lb mol - liquido (14,696 psia, 60 oF)Coeficiente de temper de densidad (1/oF)Factor acntrico, Factor de compresibil de gases reales 'z' (14,696 psia, 60 oF)Gravedad especfica gas ideal (aire=1) (14,696 psia, 60 oF)ft3 gas/lbm gas ideal (aire=1) (14,696 psia, 60 oF)ft3 gas/gal liquido gas ideal (aire=1) (14,696 psia, 60 oF)cp gas ideal btu/lbm oF (14,696 psia, 60 oF)cp lquido btu/lbm oF (14,696 psia, 60 oF)

10,300002,50006,4172-----0,01040,99800,553923,654059,1350,52669-----

20,356192,969610,1260-----0,09790,99191,038212,620037,4760,407820,97225

30,506994,226810,4330-0,001620,15220,98251,52268,605936,3750,388520,61996

40,562874,692712,3860-0,001190,18520,97112,00686,529130,6390,386690,57066

50,584014,869011,9370-0,001060,19950,96672,00686,529131,7900,394990,57272

60,624705,208213,8530-0,000900,2280-----2,49125,259627,3930,384400,53331

70,631125,261713,7120-0,000860,2514-----2,49125,259627,6740,388250,54363

80,596664,974414,5040-0,001060,19630,95822,49125,259626,1630,390380,55021

90,663835,534415,5710-0,000750,2994-----2,97554,403524,3710,386280,53327

100,657855,484615,7130-0,000760,2780-----2,97554,403524,1520,385260,52732

110,669015,577615,4510-0,000760,2732-----2,97554,403524,5610,379020,51876

120,653855,451215,8090-0,000760,2326-----2,97554,403524,0050,382310,51367

130,666315,555115,5130-0,000760,2469-----2,97554,403524,4620,377620,51308

140,688205,737617,4640-0,000680,3494-----3,45983,787221,7290,384470,52802

150,683105,695117,5950-0,000700,3289-----3,45983,787221,5680,380410,52199

160,691655,766417,3770-0,000700,3232-----3,45983,787221,8380,378820,51019

170,702765,859017,1030-0,000690,3105-----3,45983,787222,1890,386460,51410

180,678295,655017,7200-0,000700,2871-----3,45983,787221,4160,385940,51678

190,677335,647017,7450-0,000730,3026-----3,45983,787221,3860,394140,52440

200,697725,817017,2260-0,000670,2674-----3,45983,787222,0300,383060,50138

210,694575,790717,3040-0,000680,2503-----3,45983,787221,9300,377240,49920

220,706965,894019,3810-0,000640,3977-----3,94413,322019,5800,383310,52406

230,697935,818719,6320-0,000670,3564-----3,94413,322019,3300,375710,51130

240,696245,804619,6790-0,000650,3035-----3,94413,322019,2830,382220,48951

250,721876,018321,3110-0,000610,4445-----4,42842,958817,8070,382460,52244

260,734216,121223,2450-0,000570,4898-----4,91272,667116,3260,381790,52103

270,750506,257011,2090-0,000730,1950-----2,42155,411033,8560,271990,42182

280,753496,281913,3970-0,000690,2302-----2,90594,509028,3250,301000,44126

290,783476,531912,8850-0,000650,2096-----2,90594,509029,4520,288170,43584

300,774006,452915,2160-0,000620,2358-----3,39023,864924,9400,317000,44012

31--------------------0,08650,99360,968613,5270-----0,35697-----

320,520954,34329,6889-0,001730,13560,98441,45299,017939,1670,357140,57116

330,601075,011211,1970-0,001120,19410,96991,93736,763633,8940,354460,54533

340,627175,228810,7310-0,001050,20290,96651,93736,763635,3660,337540,52980

350,609965,085311,0330-0,001060,21280,96671,93736,763634,3950,355740,54215

360,600405,005611,2090-0,001170,19990,97001,93736,763633,8560,376900,54839

370,645715,383413,0280-0,000890,2333-----2,42155,411029,1290,363510,51782

380,657995,48579,8605-0,001010,25400,96901,86777,015638,4850,343470,54029

390,627235,229310,3440-0,001100,20070,96501,86777,015636,6870,341200,53447

400,686155,720511,9080-0,000820,1568-----2,35205,571031,8690,350720,51933

410,417963,48427,4730-----0,19490,99300,899014,5740-----0,39754-----

420,884487,374010,5930-0,000670,2093-----2,69714,858135,8240,242960,40989

430,871907,269112,6760-0,000590,2633-----3,18144,118429,9370,263700,40095

440,871687,267314,6090-0,000560,3027-----3,66573,574425,9760,277920,41139

450,884677,375614,3940-0,000520,3942-----3,66573,574426,3630,289640,41620

460,868757,242914,6580-0,000530,3257-----3,66573,574425,8890,274270,40545

470,865787,218114,7080-0,000560,3216-----3,66573,574425,8000,274710,40255

480,911087,595813,7120-0,000530,2412-----3,59613,643527,6750,271100,41220

490,866347,222816,6410-0,000550,3260-----4,15003,157322,8040,291700,42053

500,796266,63854,8267-0,000660,5649-----1,106311,843078,6220,323160,59187

510,793996,61966,9595-0,000580,6438-----1,59068,237254,5270,332220,56610

520,789396,58124,2561-----0,04840,99590,967113,548089,1630,24847-----

530,818026,81996,4532-0,005830,26670,99431,51968,622958,8070,19911-----

540,801446,68175,1005-0,001570,09480,98461,176711,135074,4010,238270,50418

551,397401,65005,4987-----0,25480,98022,21185,923869,0120,148040,32460

560,618325,15503,3037-----0,25570,98770,588022,2830114,8700,496771,12090

570,874767,29303,9713----------1,00001,000013,103095,5570,23988-----

580,071070,59253,4022------0,22021,00060,0696188,2500111,5403,40380-----

591,142109,52213,3605-----0,02160,99921,104811,8590112,9300,21892-----

600,809406,78414,1513-----0,03720,99970,967213,546091,4130,24828-----

611,424401,87505,9710-----0,08780,98752,44825,531963,5540,11377-----

621,000008,33712,1609-0,000090,3443-----0,622021,0650175,6200,444570,99974

630,125101,04303,8376-----0,00001,00060,138294,814098,8911,24040-----

640,851297,09705,1373-0,003000,12590,99231,258910,408073,8690,19086-----

Ahmed (1985) correlacion las propiedades fsicas tabuladas por Katz-Firoozabadi con el nmero de tomos de carbono de la fraccin usando un modelo de regresin. La ecuacin generalizada tiene la siguiente forma:

2.1donde: = Cualquier propiedad fsica

n = Nmero de tomos de carbono (ej. 6, 7, , 45)

a1a5 = Coeficientes de la ecuacin que se dan en la Tabla 2.3

Tabla 2.3 Coeficientes de la ecuacin 2.1

a1a2a3a4a5

M-131,1137524,96156-0,340790222,4941184x103 468,325750

Tc, oR915,53747041,42134-0,75868595,8675351x103-1,3028779x103

Pc, psia457,562750-12,522270,29926384-2,8452129x1031,7117226x103

Tb, oR434,388850,12528-0,90972937,0280657x103-601,85651

-0,508627048,700211x10-2 -1,8484814x10-31,4663890x1051,8518106

0,867149493,4143408x10-3 -2,839627x10-52,4943308x108-1,1627984

Vc, ft3/lb5,223458x1027,87091369x10-4-1,9324432x10-51,7547264x1074,4017952x102

2.10 PROPIEDADES CRTICAS DE FRACCIONES DE PETRLEO INDEFINIDASCasi todos los sistemas del hidrocarburo que ocurren naturalmente contienen una cantidad de fracciones pesadas que no estn bien definidas y no son mezclas de componentes discretamente identificados. Estas fracciones pesadas se agrupan a menudo y se identifican como las fracciones plus, por ejemplo, fraccin C7+.Una descripcin apropiada de las propiedades fsicas de las fracciones plus y otras fracciones indefinidas de petrleo en las mezclas del hidrocarburo es esencial para realizar clculos confiables de comportamiento de fases y estudios de modelos composicionales. Frecuentemente, anlisis de la destilacin o anlisis cromatogrficos estn disponibles para esta fraccin indefinida. Tambin pueden medirse otras propiedades fsicas, como el peso molecular y la gravedad especfica, para toda la fraccin o para varios cortes de ella.Para usar cualquiera de los modelos termodinmicos de prediccin de propiedad, por ejemplo, ecuacin de estado, predecir el comportamiento volumtrico y de fase de mezclas complejas de hidrocarburo, uno debe poder proporcionar el factor acntrico, junto con la temperatura crtica y la presin crtica, tanto para fracciones definidas e indefinidas (pesadas) en la mezcla. El problema de cmo caracterizar adecuadamente estas fracciones plus indefinidas en funcin de sus propiedades crticas y factores acntricos ha sido ampliamente reconocido en la industria petrolera. Whitson (1984) present una documentacin excelente de la influencia de varios esquemas de caracterizacin heptanos-plus (C7+) para predecir el comportamiento volumtrico de mezclas de hidrocarburo por las ecuaciones de estado.Riazi y Daubert (1987) desarrollaron una ecuacin simple de dos parmetros para predecir las propiedades fsicas de compuestos puros y mezclas de hidrocarburo indefinidas. La ecuacin emprica generalizada propuesta est basada en el uso del peso molecular M y la gravedad especfica de la fraccin de petrleo indefinido como parmetros de correlacin. Su expresin matemtica tiene la siguiente forma:

2.2donde: = cualquier propiedad fsicaaf = constantes para cada propiedad segn se da en la Tabla 2.4 = gravedad especfica de la fraccinM = peso molecularTc = temperatura crtica, R Pc = presin crtica, psia Tb = temperatura del punto de ebullicin, R Vc = volumen crtico, ft3/lb Tabla 2.4 Constantes de Correlacin para la Ecuacin 2.2a b c d e f .Tc, R 544.4 0.2998 1.0555 1.3478x104 0.61641 0.0

Pc, psia 4.5203x104 0.8063 1.6015 1.8078x103 0.3084 0.0

Vc ft3/lb 1.206x10-2 0.20378 1.3036 2.657x103 0.5287 2.6012x10-3Tb, R 6.77857 0.401673 1.58262 3.77409x103 2.984036 -4.25288x103Edmister (1958) propuso una correlacin para estimar el factor acntrico de fluidos puros y fracciones de petrleo. La ecuacin, ampliamente usada en la industria petrolera, requiere del punto de ebullicin, temperatura crtica y presin crtica. La expresin propuesta se da en la siguiente relacin:

2.3donde: = factor acntricopc = presin crtica, psia

Tc = temperatura crtica, R

Tb = punto de ebullicin normal, R

Si el factor acntrico est disponible de otra correlacin, la ecuacin de Edmister puede reestructurarse para resolver cualquiera de las otras tres propiedades (proporcionando la otra las dos son conocidas). El factor de compresibilidad crtico es otra propiedad que se usa a menudo en los modelos de prediccin de propiedad termodinmica. Se define como el factor de compresibilidad del componente calculado a su punto crtico. Esta propiedad puede calcularse convenientemente por la ecuacin de estado de los gases reales en el punto crtico, o

2.4donde:R = constante universal de los gases, 10.73 psia-ft3/lb-mol. R

Vc = volumen crtico, ft3/lb

M = peso molecular

La exactitud de la Ecuacin 2.4 depende de la precisin de los valores de Pc, Tc, y Vc usados en evaluar el factor de compresibilidad crtico. La Tabla 2.5 presenta un resumen de los mtodos para estimar el factor de compresibilidad crtica.

Tabla 2-5 Mtodos para Estimar el Factor de Compresibilidad CrticaMtodo Ao

Zc

Nro. ecuacin

Haugen 1959 Zc = 1/(1.28 + 3.41)

2.5Reid, Prausnitz y Sherwood 1977 Zc = 0.291 - 0.080

2.6Salerno y socios. 1985 Zc = 0.291 - 0.080 - 0.0162

2.7Nath 1985 Zc = 0.2918 - 0.0928

2.8Ejercicio 2.1Estimar las propiedades crticas y el factor acntrico de la fraccin de heptano plus, (C7+), con un peso molecular medido de 150 y gravedad especfica de 0.78.

Solucin

Paso 1. Uso de la Ecuacin 2.2 para estimar Tc, Pc, Vc, y Tb:

Tc = 544.4(150)0.2998(0.78)1.0555e[-1.3478x10-4(150) - 0.61641(0.78) + 0] = 1139.8 RPc = 4.5203x104(150)0.8063(0.78)1.6015e[1.8078x10-3(150) -0.3084(0.78) + 0] = 320.3 psiaVc = 1.206x10-2(150)0.20378(0.78)-1.3036 e[2.657x10-3(150)+ 0.5287(0.78) + 2.6012x10-3(150)(0.78)] = 0.06363 ft3/lb

Tb=6.77857(150)0.401673(0.78)-1.58262e[3.77409x10-3(150)+2.984036(0.78) - 4.25288x10-3(150)(0.78)] = 825.26 R

Paso 2. Uso de la Ecuacin de Edmister (Ecuacin 2.3) para estimar el factor acntrico:

EMBED Equation.3

EMBED Equation.3

EMBED Equation.3

EMBED Equation.3

EMBED Equation.3

EMBED Equation.3

EMBED Equation.3

EMBED Equation.3

EMBED Equation.3

Ing. Hermas Herrera Callejas Pgina: 1 de 19Ing. Hermas Herrera Callejas Pgina: 20 de 19

_1328441463.unknown

_1328441943.unknown

_1328442549.unknown

_1328442663.unknown

_1328442173.unknown

_1328441707.unknown

_1278858219.unknown

_1328440862.unknown

_1328441137.unknown

_1278858682.unknown

_1328440283.unknown

_1247697312.unknown

_1247752078.unknown

_1247694047.unknown

_1247696385.unknown

_1247682550.unknown