OBJETIVOS

• Presentar los principios básicos del comportamiento de fase de hidrocarburos e ilustrar el uso de diagramas de fase para describir y caracterizar el comportamiento volumétrico de una sustancia pura (un solo componente), de mezclas de dos sustancias (dos componentes), de mezclas con tres sustancias (tres componentes) y de mezclas multicomponentes.

MARCO TEORICO

1. FASE: Una Fase es cualquier parte de un sistema que contiene una sustancia homogénea que físicamente es distinta y que está separada por superficies fronterizas de otras partes del sistema. No es necesario que una fase sea continua. Por ejemplo: el hielo puede existir en el agua líquida.

1.1.COMPORTAMIENTO DE UNA FASE

• El cambio que existe entre las fases se llama comportamiento de fase, y describe las condiciones de temperatura y presión para las cuales pueden existir las diferentes fases.

• En estudios de comportamiento de fase se incluyen el manejo de tres variables: la presión, la temperatura y el volumen. Las diferentes fases se identifican por su volumen o densidad.

1.2.FASES DE UN YACIMIENTO

• En un yacimiento petrolero normalmente se encuentran las fases líquidas (aceite crudo, condensado, agua) y la fase gas (disuelto en la fase líquida o libre).

• Los sistemas de hidrocarburos encontrados en estos yacimientos presentan un comportamiento multifásico sobre amplios rangos de presiones y temperaturas.

• Por lo que es muy importante en la industria petrolera conocer las condiciones bajo las cuales las fases se comportan en función de un amplio rango de presiones, temperaturas y volúmenes.

1.3.DIAGRAMA DE FASES:

• Las determinaciones experimentales y matemáticas del comportamiento de las fases se expresan en diferentes tipos de diagramas llamados diagramas de fase.

• Los diagramas de fase son gráficas o diagramas que presentan las condiciones bajo las cuales se pueden presentar las diferentes fases de una sustancia.

a) EJEMPLOS DE DIAGRAMAS DE FASES

• Presión contra temperatura.• Presión contra volumen específico.• Densidad contra temperatura.• Presión contra composición.• Temperatura contra composición.• Otros.

2. TEMPERATURA CRÍTICA: Para un componente puro, es la máxima temperatura a la cual el componente puede existir como liquido.

3. PRESIÓN CRÍTICA : La presión de vapor de una sustancia en su temperatura crítica.

4. PUNTO CRÍTICO : El punto crítico de una mezcla multicomponente es referido como el estado de presión y temperatura en la cual todas las propiedades intensivas del gas y del liquido son iguales.

5. CRICONDENTERMA: La cricondentérmica se define como la máxima temperatura a la que dos fases (gas y líquido) coexisten en equilibrio, a una temperatura por encima de la cricondentérmica no se puede formar líquido, no importando qué presión se tenga.

6. CRICONDENBARA: La cricondenbara se define como la máxima presión a la que dos fases (gas y líquido) coexisten en equilibrio, a una presión mayor a la que la cricondenbara no se puede formar gas, no importando la temperatura que se presente.

7. PUNTO DE BURBUJA: La temperatura a una presión dada o a la presión a una temperatura dada, a la cual se forma el primer vapor estable sobre un líquido.

8. PUNTO DE ROCIO: La temperatura a una presión dada o a la presión a una temperatura dada, en la cual se condensa líquido a partir de un gas o vapor. Es aplicado específicamente a la temperatura a la cual el vapor de agua inicia a condensar a partir de una mezcla gaseosa, o a la cual un hidrocarburo inicia a condensar.

9. CURVAS DE CALIDAD : Las líneas discontinuas dentro de la envolvente de fases son las llamadas líneas de calidad. Estas describen las condiciones de presión y temperatura en las cuales existen volúmenes iguales de líquido. Se observa que las líneas de calidad convergen en el punto crítico.

10. CURVA DE BURBUJEO O CURVA DE PUNTOS DE BURBUJEO:

• La curva de burbujeo es definida como la curva que separa la región de una fase (fase líquida) de la región de dos fases.

11. CURVA DE ROCÍO O CURVA DE PUNTOS DE ROCÍO:

• La curva de rocío es definida como la curva que separa la región de una fase (fase gaseosa) de la región de dos fases.

12. ENVOLVENTE DE FASES (REGIÓN DE DOS FASES):

• Es la región delimitada por la curva de rocío y la burva de burbujeo, en donde el gas y el líquido coexisten en equilibrio.

CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOSDE ACUERDO AL DIAGRAMA DE FASES: Inicialmente, los hidrocarburos contenidos en el yacimiento pueden presentarse en una sola fase, o bien, pueden coexistir dos fases, líquidos y gas, en equilibrio termodinámico:

o Cuando los hidrocarburos están en una sola fase, esta puede ser líquida o gaseosa.

o Cuando la fase es solo líquida, todo el gas se encuentra disuelto en el aceite, pi > pb, y es necesario evaluar tanto las reservas de aceite como de gas.

o Cuando existe sólo fase gaseosa, el gas puede o no contener hidrocarburos vaporizados.

Si no contiene hidrocarburos vaporizados, el yacimiento es de gas seco.

Si contiene hidrocarburos vaporizados, estos son recuperados en superficie como “condensados” o “líquidos del gas natural”. Los yacimientos en este caso son de gas y condensados p i < pb y deben evaluarse reservas de gas y del liquido asociado.

o Cuando existen dos fases, líquido (aceite) y gas, en equilibrio, se tienen dos zonas en el yacimiento: el casquee de gas y la zona de aceite. En este caso deberán evaluarse cuatro tipos de reservas: EL GAS LIBRE, EL GAS DISUELTO EN EL ACEITE, EL ACEITE EN LA ZONA DE ACEITE Y LOS LIQUIDOS DEL GAS NATURAL RECUPERABLES DEL CASQUETE DE GAS.

Una apropiada clasificación de los yacimientos, requiere del conocimiento del comportamiento termodinámico de las fases presentes en el yacimiento y de las fuerzas responsables de los mecanismos de producción. En general, los yacimientos son convenientemente clasificados con base en su presión inicial y temperatura con respecto a la posición que éstos dos presenten dentro de un diagrama de fases p-T de los fluidos del yacimiento. Por consiguiente, los yacimientos pueden ser clasificados esencialmente dentro de dos tipos:• Yacimientos de aceite: Si la temperatura del yacimiento es menor que la temperatura crítica Tc de los fluidos del yacimiento.• Yacimientos de gas: Si la temperatura del yacimiento es mayor que la temperatura Crítica de los fluidos hidrocarburos.

Yacimientos de Aceite y Gas Disuelto

Los yacimientos de aceite y gas disuelto de subdividen en dos categorías los yacimientos de bajo encogimiento (aceite negro) y los alto encogimiento (aceite volátil).

Yacimientos de Aceite y Gas Disuelto de Bajo Encogimiento

También llamado de aceite negro, tiene componentes intermedios, de C3 a C6, comparativamente bajos y alto el de componentes pesados; la temperatura del yacimiento es menor que la temperatura crítica de la mezcla de hidrocarburos; el punto crítico, generalmente está situado a la derecha de la cricondenbara y las curvas de calidad se cargan predominantemente hacia la línea de puntos de rocío. Los valores de los parámetros principales que lo caracterizan son: RGA i (scf/STB)<200, va aumentando cuando p<pb, Densidad (API) <45 en superficie, Boi (bl @ c.y./STB)< 2.0 y tiene un color oscuro.

Yacimientos de Aceite y Gas Disuelto de Alto Encogimiento

También llamado de aceite volátil, se observa que la temperatura de la formación es menor pero cercana a la temperatura crítica de la mezcla de hidrocarburos que contiene, que su punto crítico está cerca de la cricondenbara y que las líneas de calidad están relativamente separadas de la línea de puntos de rocío, lo que indica un alto contenido de componentes intermedios. Se llama volátil debido a que la temperatura del yacimiento es cercana a la temperatura crítica de la mezcla de hidrocarburos que contiene, lo que hace que el equilibrio de fases sea difícil y que cambios pequeños de presión o temperatura produzcan modificaciones importantes en los volúmenes de líquido y gas coexistentes. Y sus características son: 2000<RGAi<3300 scf/STB, va aumentando cuando p<pb, densidad (API) > 40, Boi (bl @ c.y./STB) > 2.0, el aceite que se produce cerca de pb se encoge más de la mitad cuando llega a superficie, este tipo de aceite debe producirse a través de tres o más etapas de separación y su color es ligeramente oscuro.

Yacimientos de Gas

En este tipo de yacimientos de gas se consideran tres categorías los yacimientos de gas y condensado, los yacimientos de gas húmedo y los yacimientos de gas seco.

Yacimientos de Gas y Condensado

Se presenta cuando la temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura crítica y la cricondenterma de la mezcla de hidrocarburos. El punto crítico generalmente está a la izquierda de la cricondenbara y las líneas de calidad se cargan predominantemente hacia la línea de puntos de burbuja. Si la presión del yacimiento es mayor a la presión de rocío de la mezcla, los fluidos se encuentran inicialmente en estado gaseoso. Cuando en el yacimiento se produce una reducción isotérmica de la presión y se cruza la presión de rocío, se entra a la región de dos fases, ocurriendo la llamada condensación retrograda de las fracciones pesadas e intermedias, que se depositan como líquido en los poros de la roca. Los parámetros principales tienen las siguientes características: RGAi>3300 scf/STB, cuando RGAi>50000 scf/STB el volumen de condensado en el yacimiento es muy pequeño y el yacimiento puede ser tratado como gas húmedo, la RGA va aumentando cuando p<pb, 40<densidad (API) <60, Boi (bl @ c.y./STB) > 2.0 y es ligeramente coloreado.

Yacimientos de Gas Húmedo

Se presenta cuando la temperatura del yacimiento es mayor que la cricondenterma de la mezcla, por lo que nunca se tendrán dos fases en el yacimiento, solamente fase gaseosa. Cuando estos fluidos son llevados a la superficie entran a la región de dos fases, se llega a presentar agua vaporizada en el gas del yacimiento. Un yacimiento de gas que produce más de 50000 scf/STB puede tratarse como yacimiento de gas húmedo.

Yacimientos de Gas Seco

Estos yacimientos contienen principalmente metano, con pequeñas cantidades de etano, propano y más pesados. Tanto a condiciones de yacimiento como en la superficie no entra a la región de dos fases.

Diagramas de fases para sistemas multicomponentes de hidrocarburos

• El comportamiento de fase de sistemas multicomponentes de hidrocarburos en la región líquido-vapor es muy semejante al comportamiento de fase de sistemas de dos componentes puros. Sin embargo, los rangos de presión y temperatura en los cuales las dos fases existen se incrementa significativamente si el sistema llega a ser más complejo con un gran número de diferentes componentes puros.

• No obstante es obvio que los diagramas bidimensionales presión- composición y temperatura- composición ya no son suficientes para describir el comportamiento de los sistemas de multicomponentes. Para un sistema de multicomponentes con una composición total dada, las características de los diagramas P – T, y P – V son muy similares a aquellos de los sistemas de dos componentes. Para los sistemas que involucran petróleos crudos los cuales generalmente contienen apreciables cantidades de constituyentes relativamente no volátiles, los puntos de rocío podrían ocurrir a tales bajas presiones que serían prácticamente inalcanzables. Este hecho modificaría el comportamiento de este sistema hasta cierto punto.

EL DIAGRAMA P – V PARA UN SISTEMA DE MULTICOMPONENTES

Para un sistema de multicomponentes relativamente volátil, una gasolina por ejemplo, una isoterma en el diagrama P – V es similar a su contraparte para un sistema binario (Figura 23) No obstante, es comúnmente encontrado, que en el punto de rocío en la isoterma P – V el quiebre no es muy pronunciado en los sistemas de multicomponentes. Consecuentemente, para sistema de este tipo, sería muy difícil fijar el punto de rocío de esta manera. Está dificultad experimental puede ser superada usando una celda provista de un visor y observando la presión y el volumen cuando aparecen trazas, de líquido en el sistema. Una isoterma P-V típica para un sistema de petróleo crudo se muestra en la Figura 35. El punto A representa un sistema enteramente líquido a una presión relativamente alta. Mientras se decrece la presión isotérmicamente se alcanza el punto de burbuja en el punto B. La presión del punto de burbuja se designa generalmente como la presión de saturación (Ps) para los sistemas de petróleo crudo. Esto se debe al hecho de que en los petróleos crudos se acostumbra considerar a la fase vapor que se forma en el punto de burbuja como si fuera gas disuelto en la fase líquida. Esto es enteramente justificable y la formación de vapor en cualquier sistema puede considerarse como vapor que esta saliendo de la solución.

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Consecuentemente, en la presión de saturación, se considero al líquido como si fuera saturado con gas y cualquier decremento posterior de la presión dará por resultado la liberación del gas en solución, esto es, la formación de una fase vapor. Mientras se va disminuyendo la presión debajo de Pg se va formando más y más vapor (más y más gas sale de la solución).Cuando se alcanza la presión atmosférica un sistema de petróleo crudo generalmente consiste, de ambos líquido y vapor. Para vaporizar complétamele el sistema, se requeriría de una presión extremadamente baja y el punto de rocío es prácticamente inalcanzable.

EL DIAGRAMA P –T PARA UN SITEMA DE MULTICOMPONENTES

Como se declaró previamente, las características de un diagrama P-T para un sistema de multicomponentes y para un sistema de dos componentes son muy similares. Estos diagramas P - T dé multicomponentes son muy útiles para describir el comportamiento de fase de los yacimientos petrolíferos Considere una mezcla de hidrocarburos con una composición total dada, cuyo diagrama P-T se muestra en la Figura 36.

Este diagrama que indica presiones de punto de rocío extremadamente bajos a bajas temperaturas podría representar un sistema de petróleo crudo. Si la presión y temperatura del yacimiento por el punto B (P0, T0), esté diagrama representaría un yacimiento con un casquete de gas conteniendo ambos líquido y vapor que produce ambos líquidos y gas. Si la temperatura. y presión del reservorio es representado por punto D (P’0,T’0), este diagrama representará un crudo con saturación insuficiente (todo el líquido sin gas libre presente) el cual el produce ambos líquido y gas.

En el diagrama P – T mostrado en al figura 37 el punto E representa un yacimiento de gas seco. Si por otra parte, las condiciones superficiales están en G este yacimiento producirá ambos líquido y gas y será conocido como un yacimiento condensado. Un yacimiento cuya temperatura y presión iníciales están en H y las condiciones superficiales en F se conoce como un yacimiento retrógrado condensado ya que en la producción de este yacimiento l fluído pasará a través de la región retrógrada. Si el gradiente de presión es tal que la condensación retrógrada ocurre en el yacimiento entonces se formarán ahí dos fases, pero una disminución posterior de la presión acusará que la fase del líquido más denso se vaporice nuevamente.