As pen HYSYS 2006® Para Ing eni eniero eros s d e Proces Pro ces os de l a Indus Ind us tr ia Pet ro ler lera a Propiedades de Fluidos y Desarrollos de Fases Mayo d e 2007 Preparado por IQ Marcelo Díaz
Propiedades de Fluidos y Desarrollo de Fases INTRODUCCIÓN Es fundamental un entendimiento total de los equilibrios de fases de hidrocarburos para el diseño y análisis del comportamiento de las mezclas de crudo y gas en el yacimiento, el pozo productor y los equipos de superficie. Una fase fluida es una mezcla de hidrocarburos (o cualquier otro material) la cual tiene propiedades uniformes a través de toda su extensión; puede ser un líquido o un vapor. Las fases líquidas tienen volumen definido, dado que sus moléculas están a una distancia más o menos fija de las otras, gracias a fuerzas atractivas intermoleculares. Si se imparte suficiente energía a las moléculas para romper las fuerzas atractivas locales, estas se separan, vaporizan y viajan de manera aleatoria en el estado vapor, ocupando cualquier volumen disponible. Las moléculas de gas son similares a las moléculas de vapor, pero estas están a una temperatura muy por encima de la temperatura a la cual se puede formar una fase líquida. En los equipos de procesamiento pueden coexistir las fases vapor y líquido. Es importante ser capaz de predecir la presencia y las propiedades de dichas fases. Se pueden hacer mediciones experimentales para establecer las condiciones necesarias para tales predicciones, pero son costosas de ejecutar. Por ello, se han desarrollado técnicas matemáticas adecuadas para predecir la presencia y las propiedades de las fases. Agua y salmuera son producidos junto con los hidrocarburos en los campos petroleros. Las fases líquidas de hidrocarburo y agua tienen solubilidades muy limitadas entre sí. En la presencia de agua líquida, la fase vapor de hidrocarburo se satura con vapor de agua. Sin embargo, la concentración de vapor de agua es relativamente baja. La presencia de agua no afecta de manera sensible el equilibrio de fases de hidrocarburos; por tanto, el agua no se considera para los análisis de fases vapor-líquido de mezclas de hidrocarburos. Esta suposición no implica que el manejo de agua en los campos de procesamiento no es un aspecto importante.
Comportamiento de Fases La Figura 1 muestra un diagrama de fases representativo para un fluido de yacimiento. El diagrama es para una composición constante del fluido. La envolvente de fases o desarrollo de fases divide el plano presión-temperatura en varias regiones. A la izquierda y arriba de la envolvente, la presión es suficientemente alta para mantener el fluido en el estado líquido. Dentro de la envolvente la presión desciende a niveles que permiten la formación de vapor, el
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cual existe en equilibrio con el líquido remanente. El equilibrio de fases tiene diferentes composiciones, con los componentes más volátiles más ricos en el vapor y los componentes menos volátiles más ricos en el líquido. A la derecha y debajo de la envolvente, la presión es tan baja que sólo existe vapor.
Figura 1. Diagrama de fases de una mezcla de hidrocarburos. Una completa descripción del comportamiento de fases debe incluir la consideración de la fase sólida. Los puntos de congelamiento de mezclas de hidrocarburos generalmente son tan bajos que normalmente no se encuentran sólidos a las condiciones normales de procesamiento. Por tanto, en la siguiente discusión se omiten los sólidos. Es bien conocido que algunos crudos de petróleo exhiben comportamientos asociados al punto de nube y al punto de fluidez. El comportamiento de flujo de tales crudos cambia de manera marcada al pasar por estas condiciones. Estos fenómenos son debido a la cristalización de cera o asfaltenos y no representan un verdadero punto de congelamiento del crudo. La línea entre las regiones de líquido y vapor-líquido se denomina curva de puntos de burbuja. Si el líquido en el punto A es calentado a presión constante, la primera burbuja de vapor se forma en la curva de puntos de burbuja. A medida que la mezcla se calienta adicionalmente, se forma más vapor. La línea entre las regiones de vapor-líquido y vapor se denomina curva de puntos de rocío. Si el vapor en el punto D es enfriado a presión constante, la primera gota de líquido (o rocío) se forma sobre la curva de puntos de rocío. A medida que la mezcla se enfría adicionalmente, se forma más líquido.
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Una conclusión obvia de este comportamiento es que una mezcla de hidrocarburos tiene un intervalo de ebullición a presión constante en vez de un punto de ebullición. El punto de convergencia de las curvas de puntos de burbuja y de puntos de rocío se llama punto crítico de la mezcla. A esta temperatura y presión, las fases líquido y vapor se vuelven idénticas, como lo demuestra la convergencia de las dos curvas. La asíntota vertical es llamada cricondenterma (del término en inglés cricondentherm o critical condensation temperature). Por encima de esta temperatura no pueden coexistir dos fases a cualquier presión. A la derecha de la cricondenterma se dice que el estado del fluido es gas. La asíntota horizontal se llama cricondenbara (del término en inglés cricondenbar o critical condensation pressure). A presiones superiores no pueden producirse dos fases a cualquier temperatura. Arriba de esta presión y a la izquierda del punto crítico, se dice que el fluido es líquido. El fluido que está por encima de la cricondenbara y a la derecha del punto crítico es llamado fase densa. Los diagramas de fases son medidos en el laboratorio o predichos a partir de cálculos de equilibrio. Las medidas experimentales involucran la determinación de las curvas de puntos de burbuja y rocío en una celda de volumen variable. Las determinaciones experimentales son caras y consumen tiempo. Tales datos han sido usados para desarrollar métodos de cálculo para la predicción del comportamiento de fases. Los métodos computacionales usan ecuaciones de estado y requieren de cálculos complejos. También pueden usarse cálculos de equilibrio “a mano” pero no son tan precisos como los cálculos computacionales, como podría esperarse. Los cálculos “a mano” son satisfactorios para gas natural, pero son difíciles e imprácticos para crudos.
DESCRIPCIÓN DEL PROCESO Durante las pruebas de pozo realizadas durante la etapa temprana de producción de un campo petrolero se tomaron muestras de gas y de crudo producidos por el yacimiento, con un separador provisional operando a 1200 psig. Se reportó la temperatura en 120 ºF; el flujo promedio de gas registrado durante las pruebas de pozo fue de 25,2 MMscfd (millones de pies cúbicos estándar por día) y el de crudo fue en promedio 35.000 BPD (barriles por día). Luego de análisis de laboratorio de cromatografía de gas y destilación de líquidos, las composiciones y demás propiedades del gas y del crudo se reportan en las Tablas 1 y 2, respectivamente.
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Tabla 1. Composición del gas. Componente
CO2 N2 C1 C2 C3 i – C4 n – C4 i – C5 n – C5 n – C6 n – C7 C8 – C10 C11 – C14 C15 – C20
% molar
0.618 0.129 70.379 11.261 7.507 4.692 2.815 1.971 0.107 0.375 0.094 0.047 0.003 0.002
Tabla 2. Propiedades de crudo, composición de livianos y curva de destilación de crudo. ºAPI Viscosidad cinemática (cSt) 40 ºC 50 ºC LIVIANOS Metano Etano Isobutano Propano n-Butano
DESTILACIÓN SIMULADA ASTM D5307 atmosférico IBP - 60 °C/59-140 °F Nafta Liv 1 60 - 107 °C/140-225 °F Nafta Liv 2 107 - 152 °C/225-305 °F Nafta Med 152 - 199 °C/305-390 °F Nafta Pes 199 - 249 °C/390-480 °F Querosene 249 - 315 °C/480-600 °F ACPM Liv. 315 - 371 °C/ 600-700 °F ACPM Pes 371 - 427 °C/700-800 °F Gasóleo Liv. 427 - 482 °C/ 800-900 °F Gasóleo Med. 482 - 565 °C/ 900-1050 °F Gasóleo Pes. Fondo de Vacio (1050°F+) TOTAL
32.5 10.37 7.84 % Vol 0.004 0.033 0.207 0.291 0.602 % Vol 0.6 4.3 7.7 10 9.8 14.1 10.9 9.9 9.3 9.6 13.8 100
% vol Acum. 0.6 4.9 12.6 22.6 32.4 46.5 57.4 67.3 76.6 86.2 100 -
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Como parte de las primeras etapas de la ingeniería conceptual del proyecto de diseño de una planta de producción y separación de crudo y gas, se desea conocer cuál será el flujo de gas, el flujo de crudo, la composición y las propiedades de cada fase con un separador principal de producción operando a 600 psig. Esta información es requerida para realizar el diseño de los equipos, instrumentos y tuberías de la nueva planta.
DESARROLLO DE LA SIMULACIÓN 1. Abrir una nueva simulación. 2. En Simulation Basis Manager/Components/Component Lists crear una nueva lista de componentes mediante el botón Add . 3. En Component List View/Selected Components, agregar CO2, N2, C1, C2, C3, iC4, n-C4, i-C5, n-C5, C6, C7, C9, C12 y C16 . Cerrar la ventana 4. En Simulation Basis Manager/Fluid Pkgs/Current Fluid Packages agregar uno nuevo y seleccionar Peng-Robinson. 5. En Simulation Basis Manager/Oil Manager presionar Enter Oil Environment… 6. En Oil Characterization/Available Assays, agregar un nuevo ensayo. 7. En la ventana Assay/Input Data/Assay Definition en el campo Bulk Properties seleccionar Used . A la derecha, en el grupo Input Data en Standard Density ingresar la gravedad API y los datos de viscosidad cinemática. Visc. Cinemática (cSt) = Visc. absoluta o dinámica (cP) / Densidad (g/cm3) 8. Ingresar los datos del ensayo como tipo TBP. Activar el ingreso de composición de ligeros e ingresar los valores correspondientes. 9. Agregar la curva de destilación teniendo cuidado de cambiar la base a % volumen de líquido. Ingresar datos hasta 86.2 % a 1050 ºF. Calcular. 10. Revisar las pestañas Working Curves y Plots. Cerrar la ventana del ensayo. 11. En Cut/Blend agregar un nuevo grupo de cortes. Agregar el único ensayo disponible. Permitir el cálculo automático. 12. Revisar las pestañas Tables, Property Plot y Distribution Plot . 13. Instalar el crudo en la corriente “Crudo base”. Retornar al ambiente básico y entrar al ambiente de simulación. 14. Crear la corriente de gas a 120 ºF, 1200 psig, 25.2 MMPCED y la composición de la Tabla 1. Revisar algunas propiedades como densidad, capacidad calorífica, Cp/Cv, Viscosidad. Cambiar presión y temperatura de manera independiente y elaborar una tabla para comparación del cambio en las propiedades. El hecho de ingresar la composición de los seudocomponentes C8+, C11+ y C15+ como un componente puro; tiene implicaciones finales en la estimación de propiedades, sobre todo en la curva de puntos de rocío del desarrollo de fases.
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15. Copiar la corriente de crudo con 120 ºF, 1200 psig y 35.000 BPD. Mezclar con el gas y expandir hasta 600 psig y separar gas y crudo (debido a que la toma de las muestras para los ensayos se hizo a alta presión pero ahora interesa cuánto gas y crudo se genera a la condición de operación del separador de producción). Revisar las propiedades de la mezcla y de las corrientes independientes. 16. Generar los desarrollos de fases de la mezcla a separador, el gas y el crudo separados. Llevar los datos de curvas de burbuja y rocío a Excel® y mostrar la intersección de las curvas de gas y crudo justo a las condiciones de T y P del separador. 17. En una hoja de cálculo calcular la calidad o fracción de vapor de corrientes en el separador (0.4193). Mostrar la curva de calidad en el desarrollo de fases de la mezcla y llevar los datos a la gráfica del paso anterior. El cruce es justo en el punto de intersección y las curvas de calidad convergen en el punto crítico de la mezcla. La siguiente figura muestra la curva generada en Excel®. 4000
3500 Mezcla
3000
2500 ) a i s p (
n 2000 ó i s e r P
Calidad 0.419
1500 Gas
1000 Crudo
500
0 -400
-200
0
200
400
600
800
1000
1200
Temperatura (ºF)
Figura 2. Desarrollo de fases de la mezcla de crudo, del gas de separador y del crudo de separador.
1400
