Características y Propiedades del Gas Natural

1

UNIVERSIDAD DE ORIENTE. NÚCLEO MONAGAS ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO. MATURÍN / MONAGAS / VENEZUELA.

Características y propiedades del Gas Natural Dr . Fernando Pino Morales Escuela de Ingeniería de Petróleo UDO_ MONAGAS Dirección Habitacional: Conjunto Residencias Plaza Guiaca Torre I Apto 3-4 Tipuro Teléfono Casa 0291-5111347 Teléfono Casa 0291 -3146534 Celular 0416-3967928 Correo electrónico: [email protected] [email protected]

1

2

Introducción El gas gas natu natura rall conf confor orma mado do por por hidr hidroc ocar arbu buro ross satu satura rado doss e impu impure reza zass no hidrocarburos cada vez esta teniendo más importancia, al igual que sus derivados. Las dos fuentes de donde proviene el gas natural son gas asociado, donde el gas esta unido al petróleo, y gas no asociado, donde solo hay gas y no hay petróleo. Pero, una vez que el haya sido separado del petróleo en los separadores, separadores, pasa a ser simplemente gas. Pero, hay que dejar bien claro las principales características y propiedades del fluido gaseoso que se ha obtenido, de tal forma que los sistemas de recolección, puedan tener políticas de planificación muy clara que se hará con el fluido, fluido, antes de enviarlo enviarlo a los sistemas sistemas de distribució distribución n de gas. Se sabe que es determinante la clasificación que se haga del gas en función de su composición, de tal forma que la clasificación del gas en seco o húmedo, pueda tener alguna relevancia. El término gas seco o pobre sirve solo para indicar que es un gas del cual se pude obtener pocos hidrocarburos líquidos, por lo tanto el envió de este fluido a las plantas plantas de extracción extracción de líquidos líquidos del gas natural, es algo que habría que analizar  muy bien. La clasificación del fluido, como gas húmedo no tiene nada que ver con el contenido de agua que arrastre el gas, sino simplemente con la posibilidad positiva de la extracción de líquido del gas, en una planta de extracción y posterior  envió a las plantas de fraccionamiento, donde surge la disyuntiva, sin los (LGN) será recuperados con o sin etano, ya que en la actualidad la utilización del etano líq líquido uido es de gran gran imp import ortanci ancia a como omo mate materi ria a prim prima a para ara los los proc proces esos os petroquímicos. El Gas Húmedo puede ser denominado den ominado también como gas rico. La clasificación del gas, según la composición debe permitir, también conocer si el gas es ácido. La norma indica que para ser clasificado clasificado como gas ácido, tiene tiene que tener por lo menos un 3% molar de Dióxido de Carbono y 4 ppm, V de Sulfuro de Hidr Hidróg ógen eno, o, si el gas gas cont contie iene ne a esto estoss elem elemen ento toss debe debe de ser ser endu endulz lzad ado, o, independientemente que haya sido clasificado como gas seco o gas húmedo. Incluso si el fluido es destinado al proceso de extracción de líquido, quizás la norma para el Dióxido de Carbono no sea adecuada, en vista que el Dióxido de Carbono en el proceso de extracción de líquido, por disminución de temperatura pase ala fase sólida, causando graves problemas operacionales, a la planta. Si el gas contiene por lo menos 7 libras de agua por cada millón de pies cúbicos normales de gas, tiene que ser enviado a las plantas de deshidratación para la eliminación del vapor de agua, para evitar la condensación de la misma, y la posible posible formac formación ión de hidrat hidratos, os, y partici participac pación ión activa activa del agua agua líquid líquida a en los procesos de corrosión. Si el gas ira destinado a las plantas criogénicas, la cantidad de agua permitida tiene que ser menor, de tal manera de evitar los problemas operacionales, que puede causar el agua sólida. No existe un término en el mundo del gas natural, que indique claramente, cuando el gas tiene agua y cuando no tiene, es por ello, que muchas veces se habla de gas húmedo, o gas seco, que confunde al lector  con los contenidos de hidrocarburos líquidos que puede tener el gas. 2

3

El principal objetivo objetivo de este trabajo es tratar tratar de establecer la clasificación clasificación del gas natural, en sus diversas formas, y describir las características de cada uno de ellos, ya que es mucha la confusión que hay en torno de algunos derivados del gas natural. Hay confusión, cuando se habla de los Líquidos del Gas Natural (LGN) (LGN),, que que son son hidr hidroca ocarb rburo uross líqu líquid idos os que que se obtie obtienen nen en las las plant plantas as de extracción y fraccionamiento del gas natural, dando origen a los hidrocarburos líquidos que pueden ser recuperados con o sin etano. La confusión se forma cuando se habla del Gas Natural Licuado (GNL), que en este caso se refiere fundamentalmente al Metano líquido, que se ha obtenido en las plantas criogénica, y que que desd desde e luego luego tien tiene e una una gran gran impor importa tanc ncia ia indu indust stri rial al,, sobre sobre todo todo por su transporte, ya que el metano al pasar a la forma líquida la disminuido su volumen en mas o menos 630 veces. Por, lo tanto se puede transportar con cierta facilidad en los bancos metaneros o en envases adecuados, cuando llegue al sitio se puede regasificar, y nuevamente recuperar al metano como gas. Otra confusión es cuando se habla de Gas Seco , ya que se cree que este es un gas que no tiene agua, lo mismo ocurre cuando se habla de Gas Húmedo, en este caso se cree que es un gas que tiene agua. En la actualidad para disminuir esta confusión hay autores que hablar que Gas Hidratado, para referirse al gas que tiene por lo menos 7 libras de agua por cada millón de pies cúbicos normales de gas, desde luego hay que hacer la aclaratoria, que este contenido de agua es válido para las condiciones tropicales. Para referirse al gas que no tiene suficiente agua se habla de Gas Anhidro. Una gran confusión se tiene cuando se habla de las diferentes formas, con que se menciona al Gas Metano, ya que se habla de Gas Seco, Gas Pobre, Gas Residual, Gas Combustible. La confusión se hace mayor cuando se mencionada que el Gas Natural Comprimido (GNC) es también el mismo Metano, del Gas Natural Vehicular (GNV), que también viene a ser el Metano. Luego el objetivo de este trabajo es poder aclarar la gran mayoría de estas confusiones.

3

4

Índice

Página

Portada Introducción Características y propiedades del Gas Natural Orígenes del Gas Natural Trampas de Hidrocarburos Yacimientos de Gas Natural Desarrollo del Estudio de Yacimientos Técnicas Aplicadas a los Yacimientos de Gas Los Estudios PVT El término Depletación o Depleción Empuje por depleción Muestreo de Fluidos Veracidad de las Pruebas PVT Liberación de Gas Liberación Diferencial El Término Separación Flash Liberación Instantánea Liberación de Gas en el Yacimiento y Superficie Liberación de Gas en la Superficie Saturación de Gas Solubilidad del Gas La Presión de Saturación El término Acuífero Existencia de Agua en las Zonas de Gas Agua Irreductible El Término Capilaridad La Mojabilidad La humectabilidad Relación Gas- Petróleo La Relación Gas Disuelto- Petróleo Relación Gas - Petróleo en Solución Relación Gas- Petróleo Instantánea Relación Gas- Petróleo Neta Instantánea Relación Gas- Petróleo Acumulada Punto de Rocío Punto de Burbujeo Punto Crítico Punto Cricondentérmico Punto Criconderbárico Estudio de Parámetros Fundamentales de los Yacimientos La presión de rocío Precisión y Exactitud de los Resultados Pruebas PVT de Laboratorio Composición de la muestra de fluido del yacimiento Expansión o composición constante

001 002 011 011 011 011 012 012 012 013 013 014 014 015 015 015 015 016 016 017 017 017 017 018 018 018 019 019 019 019 019 020 020 020 021 021 022 022 022 022 022 024 024 024 025

4

5

Índice

Página

Liberación diferencial isotérmica Separación instantánea Variación de viscosidad de los fluidos con presión Correlaciones para Estimar Propiedades PVT Presión de Burbujeo Fluidos del Yacimiento por Encima del Punto de Burbujeo Tipos de Yacimientos de Gas Gas Asociado Gas No Asociado Yacimientos de Gas- Petróleo Yacimientos de Gas Seco Yacimientos de Gas Húmedo Yacimientos de Condensado Clasificación de los Yacimientos, según los Diagramas de Fases Factor Volumétrico de Gas en el Yacimiento Determinación del factor volumétrico de gas Determinación del Gas en el Yacimiento por el Método Volumétrico Reservas de los Yacimientos de Gas Factores que Influyen en el Método Volumétrico Métodos para medir porosidad La porosidad Métodos para medir el agua connota Factores que Influyen en el Volumen de Agua de Formación La permeabilidad Permeabilidad Relativa Reservorios Gasiferos Métodos para determinar la presión promedio Calculo de la RU de Yacimientos Volumétricos de Gas Yacimientos de Gas Volumétricos La presión de abandono Recuperación Unitaria de Gas Recuperación Unitaria de Yacimientos de gas con Empuje Hidrostático Empuje Hidrostático Empuje Hidrostático de Fondo Balance Molar en Yacimientos de Gas Yacimientos Volumétricos (sin intrusión de agua) Yacimientos de Gas con Intrusión de Agua Balance de Energía Mecánica Energía Potencial Energía Cinética Energía de Presión Energía de Fricción o Rozamiento Método de Declinación de Presión Procedimiento para la determinación de la declinación de presión Factor de Recobro

025 025 025 025 025 026 026 026 027 027 027 028 028 030 033 035 036 037 037 037 038 038 039 039 039 039 040 041 041 041 041 043 045 045 046 050 050 050 051 051 051 051 051 051 052

5

6

Índice

Página

Procedimiento Para Obtener el Recobro Yacimientos de gas Seco Obtención del GOES en los yacimientos de gas seco Estimar la temperatura y presión seudocrítica del gas Calcular la temperatura y presión seudorreducida Determinar el Factor de Compresbilidad Método Volumétrico para Yacimientos de Gas Seco Método de Declinación de Presión Para Yacimientos de Gas Seco Yacimientos de Gas Húmedo Método Volumétrico para Yacimientos de Gas Húmedo Declinación de Presión en un Yacimiento de gas Humero Procedimiento Yacimiento de Gas Condensado Método Volumétrico para Yacimientos de Gas Condensado Declinación de la Presión en yacimiento de Gas Condensado Factor de Compresibilidad Bifásico Método de Declinación de P en un Yacimiento de Gas Condenado Procedimiento Cálculo de Petróleo Y gas Iniciales en Yacimiento de CG Uso Industrial del Término Condensado Comportamiento de Yacimientos Volumétricos de CR Efecto dañino de la condensación retrógrada Estudio de los Yacimientos Retrógrados Contenido Líquido de los Yacimientos Condensados Balance de Materiales en yacimiento de Condensado Retrógrado Uso de los Diagramas de Fases Relación Gas Condensado Clasificación de Yacimientos de Gas y Condensados Propiedades y Características del Estado Gaseoso Caracterización del Estado Gaseoso Gas Ideal Leyes de los Gases ideales Ley de Boyle- Mariotte Ley de Charles Hipótesis de Avogadro Ley de Avogadro Ley combinada de los gases ideales Ley de Dalton Ley de Amagat Ley de Graham Difusión de los Gases Efusión Teoría Cinética Molecular Teoría Cinética de los Gases Ideales Propiedades de los Gases

053 056 056 057 058 058 058 059 059 061 061 062 062 062 064 064 064 064 065 068 068 070 070 071 071 073 073 074 074 074 074 076 076 077 077 078 078 078 079 079 079 080 080 081 082

6

7

Índice

Página

Son fáciles de comprimir Se expanden hasta llenar el contenedor El Modelo de un Gas Ideal Peligrosidad de la Materia en Estado Gaseoso Clasificación de las Sustancias Gaseosas Gases Inflamables Gases no Inflamables Gases Reactivos Gases Tóxicos Clasificación de los Gases Según sus Propiedades Físicas Gases Comprimidos Gases Licuados Gases Criogénicos Gases Disueltos a Presión Propiedades que Caracterizan al Estado Gaseoso Densidad de los Gases Gases Reales Comportamiento Real de los Gases Mezclas de Gases Peso molecular aparente Gravedad Específica de los Gases Ecuaciones de Estado Para los Gases Caracterización del Gas Natural Composición Básica del Gas Natural Impurezas del Gas Natural La Historia del Gas Natural en la República Bolivariana de Venezuela Reservas de Gas Natural en la República Bolivariana de Venezuela Presencia Estatal Proyectos de Gas Procesamiento de Gas Natural Estudio Composicional de una mezcla de gas natural Comportamiento volumétrico a composición constante Comportamiento volumétrico y composicional a volumen Constante Composición Real de un Yacimiento Análisis del Gas Natural Fraccionamiento a Baja Temperatura Espectrómetro de Masa Espectrómetro de Absorción Infrarroja Cromatografía Clasificación de la Cromatografía Cromatografía en Columna Cromatografía en Capa Fina Cromatografía en Papel Cromatografía de Líquidos de Alta Eficiencia Cromatografía de Gases

082 082 082 083 083 084 084 084 085 085 085 085 086 086 086 086 087 088 089 089 089 090 091 092 093 093 094 095 095 096 099 099 100 100 100 101 101 101 101 102 102 102 102 102 102

7

8

Índice

Página

Análisis de Cromatografía de Gases La Cromatografía Gas-Sólido La cromatografía gas-líquido Instrumentación Gas portador Sistema de Inyección de Muestra Inyector de muestra Columnas y Sistemas de Control de Temperatura Detectores Algunos tipos de detectores Columnas y tipos de fases estacionarias Columnas de relleno Columnas capilares La fase estacionaria Estabilidad térmica Aplicaciones Definición adsorción Definición absorción Los Métodos Cromatográficos Análisis Cromatográfico y su Interpretación Medida de la altura o área del pico Métodos Mecánicos Análisis Cualitatitvo Identificación Cromatográfica Identificación No Cromatoagráfica Análisis Cuantitativo Los métodos cromatográficos Configuración Cromatográfica Características de las Configuraciones Simples Características de las Configuraciones Complejas Selección de un Tipo de Configuración Muestreo de Gases Limpieza de los botellones de muestreo La contaminación con aire Presencia de Líquidos Hidrocarbonados Temperatura de rocío superior a la de muestreo Temperatura de rocío inferior a la de muestreo Presencia de componentes no reportados en el informe de laboratorio Clasificación del Gas Natural En función de la Composición Gas pobre o Gas seco Poder Calorífico del Gas Seco o Gas Pobre Poder Calorífico Neto Poder Calorífico Total El poder calorífico a presión constante Formas Válidas para Expresar el Poder Calorífico

102 103 103 103 103 104 104 105 106 106 107 107 107 108 109 109 109 110 110 112 112 113 113 113 113 113 113 114 115 115 115 115 115 115 116 116 116 116 117 117 117 119 119 120 121

8

9

Índice

Página

Factores que Influyen en el Cálculo del Poder Calorífico Influencia de la Presión Influencia del Contenido de Agua Saturación por Agua Utilidad Industrial del Gas Seco o Pobre Fabricación de Cerámicas Industria del Vidrio Industria de los Alimentos Industria Textil Industria de la Cerámica Industria del Cemento Fundición de Metales Generación de Electricidad Cogeneración de Energía Eléctrica Materia prima para procesos petroquímicos Productos Derivados del Metano El- Gas Natural para Vehículos Ventajas de la utilización del (GNV) Seguridad del (GNV) Diferencia Entre Un Vehículo a (GNV) y Gasolina Gas Rico o Gas Húmedo Contenido Líquido de un Gas o Riqueza de un Gas Cuantificación de los GPM Líquidos del Gas Natural Utilización de los Líquidos del Gas Natural Etano Utilidad del Etano Propano Utilidad del Propano Butano Gas Licuado de Petróleo Poder Calorífico del (GLP) Gasolina Natural Gasolina de Destilación Nafta La gasolina de alto grado Gasolina Comercial El Índice de Octanos Mejoramiento de la Gasolina Presión de Vapor Reid Tapón de Vapor Presión de Vapor Generalidades de los Combustibles Líquidos Gas Natural Licuado (GNL) Historia del Gas Natural Licuado (GNL)

122 122 122 122 122 122 123 123 123 123 123 123 123 124 124 125 126 128 128 129 134 134 135 136 137 138 138 138 139 139 140 141 143 144 144 145 145 147 147 152 152 153 157 160 160

9

10

Índice

Página

Proceso de Licuefacción del (GNL) Transporte del Gas Natural Licuado (GNL) Gas Transformado a Líquido Gas Natural Comprimido Bibliografía Consultada y Recomendada

163 164 164 166 171

Índice de Cuadros

Página

Cuadro 1 Valores de las constantes Cuadro 2 Valores de las constante de la ecuación Cuadro 3: Composición y Porcentaje molar de una Mezcla de Gas Natural Cuadro 4 Impurezas del Gas Natural Cuadro 5 Resultado del Cálculo de los GPM

026 064 093 093 136

Índice de Figuras

Página

Figura 1. Diagrama de fase de un Sistema Multicomponente Figura 2 Producción cumulativa contra la relación P/Z Figura 3 Curva de (P/Z) en función de la Producción Acumulada del Gas Figura 4 Diagrama de Fases P-T Para un Yacimiento de Gas Seco Figura 5 Diagrama de Fases P-T para un Yacimiento de Gas Húmedo Figura 6 Diagrama de Fases P-T para un yacimiento de Gas Condensado Figura 7 Típica Envolvente de Fases para Condensado Retrógrado Figura 8 Fuerzas Repulsivas y Atractivas para los Gases Figura 9 Principales Componentes de una Muestra de Gas natural Figura 10 Principales Procesos de Tratamiento del Gas Natural Figura11 Destinos del Natural Figura 12 Diagrama de un Cromatógrafo de Gases Figura 13: Proceso de Cromatografía de Gases Figura 14 Ilustración de una Cromatografía Gaseosa Figura 15 Análisis Cromatográfico para una muestra de gas natural Figura 16 Diagrama para Producir Gas de Síntesis Figura 17 Diagrama de Fase para un Equilibrio Líquido- Vapor Figura 18 Tecnología (GTL) Proceso de Fisher- Tropsch

030 049

10

052 057 059 063 069 087 092 096 097 104 105 110 112 125 155 166

11

Características y propiedades del Gas Natural El gas natural se define como una mezcla de hidrocarburos parafínicos, alifáticos o de cadena larga denominados alcanos, y que también por su tipo de hibridación tienen por nombre hidrocarburos saturados. Además el gas natural también tiene impurezas que no pertenecen a los hidrocarburos. Orígenes del Gas Natural El gas natural se encuentra acumulado en el subsuelo en estructuras denominadas trampas En la actualidad se presume que el gas natural es el resultado de una serie de procesos químicos y variaciones sufridas por la materia orgánica proveniente de animales y vegetales, la cual ha sufrido la acción de bacterias, elevadas temperaturas y presiones, que han dado origen a la formación de hidrocarburos, tanto en estado líquido como en estado de vapor y/o gaseoso, y que permiten el establecimiento de una serie de yacimientos de petróleo, gas y petróleo y gas. Trampas de Hidrocarburos Dentro de estas trampas los hidrocarburos están contenidos en una roca porosa, que se denomina roca yacimiento La trampa de hidrocarburos es una condición geológica de las rocas del subsuelo que permite la acumulación del gas natural. Las trampas pueden ser de origen estructural conformado por (pliegues y fallas) o estratigráficos) lentes, acuñamiento de rocas porosas, contra rocas no porosas denominadas sellos. Toda trampa presenta como característica principal una roca de yacimiento, limitada en su tope y base por una roca sello, que impide que los hidrocarburos acumulados escapen. Las trampas de hidrocarburos se clasifican en: a.-Trampas Estructurales: Son aquellas constituidas por la deformación de los estratos del subsuelo, causados por fallas. b.- Trampas Estratigráficas Son aquellas originadas por cambios laterales y verticales en la porosidad de la roca. Se forman generalmente cuando ha desaparecido la continuidad de una roca porosa. c.- Trampas Mixtas: Son aquellas originadas por una combinación de pliegues y/o fallas con cambios de porosidad de las rocas.   Yacimientos de Gas Natural Se definen como yacimientos de gas natural aquellos que a lo largo de toda su historia se mantienen en el yacimiento en estado de vapor o gas a la presión y temperatura del yacimiento ( P Y  ; T Y  ) Sin embargo, este tipo de yacimiento puede producir un cierto volumen de líquido por  condensación, lo cual ocurre en las tuberías de producción y en las instalaciones de superficie. Esta condensación ocurre por enfriamiento y fuera del yacimiento La ecuación de balance de materiales continúa siendo aplicable en estos casos. Sin embargo, hay que tener la precaución de convertir los líquidos producidos a su respectivo volumen gaseoso y agregar éste a lo volúmenes registrados de gas producido. Este procedimiento es indispensable porque los hidrocarburos producidos como líquidos también eran gaseosos a condiciones del yacimiento y

11

12

procedieron de éste, ocasionando la correspondiente disminución en el volumen o volúmenes de gas que se ha producido, o medidos como gas seco.

Desarrollo del Estudio de Yacimientos Para realizar un adecuado desarrollo de un yacimiento es necesario, identificar el tipo de fluido que se encuentra en el reservorio y determinar el comportamiento termodinámico del fluido. En vista, que la clasificación teórica requiera del conocimiento del comportamiento termodinámico del fluido, como también de los diagramas de fases, tanto de presión- temperatura (P-T), como presión volumen (P-V), se requiere también conocer las condiciones del reservorio y de las instalaciones de superficie. Los yacimientos suelen clasificarse en función de propiedades observables durante la operación. Para la clasificación de la naturaleza del reservorio, se utilizan criterios que incluyen la relación gas petróleo (RGP) y densidad del líquido de tanque. Además de las condiciones del reservorio y de las instalaciones de superficie de Sin embargo, para determinar el comportamiento termodinámico real, se debe realizar un estudio PVT sobre una muestra representativa del fluido de reservorio, es por ello que se expresa en pies cúbicos del yacimiento contra pies barriles de petróleo obtenidos en condiciones normales de presión y temperatura , es decir (PCY//BN)

Técnicas Aplicadas a los Yacimientos de Gas. Las pruebas de laboratorio usadas para obtener el comportamiento (PVT), deben ser capaces de simular los tipos de liberación gas – petróleo, que ocurren durante el flujo del crudo desde el yacimiento hasta los Separadores en superficie. Si el crudo es pesado, en los cuales el gas en solución esta compuesto fundamentalmente por (C1 y C2). En este caso la forma de liberación del gas no tiene mayor importancia. Pero, si el crudo es liviano con gases pesados (C4 y C4+) en solución. Aquí la forma de liberación del gas tiene una gran importancia para la caracterización de las propiedades de los fluidos del yacimiento Los Estudios PVT están diseñados para representar el comportamiento de los fluidos del reservorio durante las etapas normales de explotación de yacimientos. La verdad es que, algunos procesos que ocurren en el reservorio pueden reproducirse, con cierto grado de representatividad, a escala de laboratorio, pero otros procesos sólo pueden aproximarse en forma muy simplificada. En consecuencia, resulta muy importante comprender la representatividad de los estudios de laboratorio para los distintos tipos de fluidos y para los diferentes reservorios. El análisis (PVT) realiza estudios detallados de los fluidos del yacimiento, estos se conducen en fluidos de hidrocarburos representativos del yacimiento adquiridos por muestreo de fondo o por recombinación de muestras de superficie del separador. Los datos generados por medio de estos servicios son esenciales para la predicción del comportamiento del yacimiento y de la mezcla del producto a través de la vida productiva del yacimiento. Algunas de las pruebas (PVT) que realizan los siguientes. 12

13

a.- Pruebas de desplazamiento diferencial. Estas simulan el proceso de depletamiento de la presión que ocurre durante la producción y predice los cambios en las propiedades del fluido asociadas a la evolución del gas en el petróleo o de la condensación de líquidos en un sistema rico en gas.

El término Depletación o Depleción : Se refiere a la reducción del contenido de un pozo, reservorio o campo. Cuando los hidrocarburos se han agotado, se dice que la depleción es física, cuando los costos de extracción superan el valor de lo producido, la depleción es económica. La depleción natural resulta si el mecanismo de empuje natural no es reforzado o complementado. También se dice que la depleción es la condición de menor presión a la que llega un reservorio debido a su producción de hidrocarburos, sean como gas o como petróleo, y que se puede analizar. Empuje por depleción, se refiere al empuje por gas en solución o gas disuelto. Esta técnica hace uso de la expulsión gradual del gas a partir del petróleo saturado como consecuencia de la reducción en la presión a medida que el petróleo es producido. El método es efectivo cuando esta ausente el empuje por  agua, aun cuando exista agua presente. b.- Pruebas de relación presión- volumen .Estas pruebas documentan los cambios volumétricos al sistema de fluido a medida que la presión del yacimiento declina. durante la producción. c- Pruebas de viscosidad de petróleo vivo. Estas pruebas evalúan los efectos sobre la viscosidad del fluido por encima y por debajo de la presión de saturación del sistema de hidrocarburos para predecir cualquier declinación en las tasas de producción. d.- Pruebas de liberación instantánea del separador. Estas pruebas se conducen para evaluar cambios en la mezcla del producto que resulta de cambios en las condiciones del equipo de procesamiento de superficie para permitir la optimización del valor económico de los hidrocarburos producidos. En las pruebas (PVT) suele hacerse una separación adicional del petróleo y gas sobre la muestra original. Esta separación se realiza, solo con el objetivo composicional. En este caso se realiza la siguiente secuencia de procesos de laboratorio: a.- Se presuriza la muestra por encima de la presión de burbujeo del sistema b.-Se homogeniza la mezcla a temperatura ambiente (o la mínima temperatura a la que pueda realizarse el proceso. c.-Se extrae una alícuota del fluido, manteniendo la presión de la muestra. En esta etapa se recomienda tomar una cierta cantidad de líquido entre unos 50 a 100

13

14

cm3, y también una cantidad de gas a presión y temperatura ambiente, desde luego es necesario saber ¿Cuáles son las condiciones ambientales? d.- Se caracterizan la composición cada fluido, se determina también la densidad y peso molecular del líquido

Muestreo de Fluidos: Durante muchos años, la industria de hidrocarburos ha evaluado los fluidos recolectando muestras de una formación, llevándolas a la superficie y analizándolas en un laboratorio que puede estar ubicado bien lejos de la localización del pozo. Este proceso puede requerir mucho tiempo y esta sujeto a errores en la recolección y el manipuleo de las muestras o puede producir la degradación de las mismas durante el transporte Una minicelda para la determinación de las propiedades PVT permite la medición in sitio de la presión del punto de rocío en las muestras de gas condensado. La medición de la relación gas petróleo en el fondo del pozo ayuda a identificar si las diferentes formaciones tienen alguna relación entre ellas. Además se pueden implementar un programa de muestreo para determinar las variaciones en la composición dentro de un compartimiento dado. El estudio PVT subsiguiente permite identificar los reservorios de Gas y Condensado por la observación del fenómeno de condensación retrógrada, este proceso hay que estudiarlo con mucho detenimiento, ya que es de gas importancia, para el estudio del comportamiento del fluido.

Veracidad de las Pruebas PVT Siempre es conveniente verificar la veracidad de las pruebas PVT, las cuales, para los yacimientos de gas y condensados se sustenta en mediciones de laboratorio, en donde el estudio PVT para estos fluidos esta dividido en tres partes: Estudio Composicional En el estudio a composición constante se registran tres parámetros fundamentales del sistema, como son: a.- La presión de rocío. Esta presión permite establecer la representatividad de la muestra. b.- La relación entre las variables termodinámicas a presión, volumen y a temperatura del reservorio c.- La curva de líquido retrógrado acumulado, en función de la presión. Estos dos últimos puntos no son escalables al reservorio, en vista que son valores que se registran en un proceso de depletación sin producción. Su uso principal es el de permitir el ajuste de las ecuaciones de estado, de tal forma que permitan simular el comportamiento del sistema en condiciones diferentes a las medidas en forma experimental. El estudio a volumen constante representa el comportamiento esperado para el fluido en estudio durante la depletación asociada a la producción 14

15

del reservorio. En este caso el proceso es adecuadamente representativo, ya que, al igual que lo que se espera que ocurra en el reservorio, el líquido retrógrado no es producido, sino que permanece en la celda PVT. Estas pruebas son de gran utilidad para la caracterización del gas natural y sus derivados, ya que se puede establecer una eficiente evaluación de los parámetros.

Liberación de Gas: Fundamentalmente existen 2 tipos de liberación de gas. a.- Liberación Diferencial: Este parámetro se define como el proceso por el cual el gas se separa de un petróleo de yacimiento por reducción de la presión, en tal forma que a medida que el gas se desprende del líquido se remueve del sistema, es decir del contacto con el petróleo. En condiciones de laboratorio, la disminución de la presión se hace por pasos, como un sustituto de la remoción continua de gas en un proceso verdaderamente diferencial. La liberación diferencial se realiza a condiciones de yacimiento y el volumen de petróleo final se denomina petróleo residual. En términos generales, se puede señalar que la Liberación diferencial, es aquella, en la cual la composición total del sistema (gas + líquido) varía durante el agotamiento de presión. En este caso el gas liberado durante una reducción de presión es removido en forma total o parcial del contacto con el petróleo, lo que permite realizar el estudio de los hidrocarburos gaseosos, que han salido del contacto con el petróleo, proceso que desde luego se relaciona con las pruebas PVT, realizadas a los hidrocarburos, los cuales se pueden caracterizar y obtener las propiedades y características de los mismos, que pueden ser de gran importancia para la evaluación de la productividad del yacimiento de hidrocarburos que se esta evaluando. En términos generales, se puede señalar que la Liberación Diferencial se aplica a la separación continua del gas liberado a partir de un líquido presurizado durante la despresurización del sistema a temperatura de reservorio. En teoría incluye infinitas etapas de separación flash (cada una a una presión ligeramente inferior a la anterior), pero en la práctica se realiza mediante una serie escalonada de 5 a 10 etapas flash.

El Término Separación Flash El término Separación Flash. Es aplicable a la separación de las corrientes de gas y de líquido, luego de alcanzar el equilibrio en condiciones fijas de presión y temperatura. El gas y el líquido alcanzan el equilibrio composicional antes de separarse por lo que el gas se encuentra en su punto de rocío y el líquido en su punto de burbujeo, este parámetro tiene gran importancia en la determinación de la constante de equilibrio líquido- Vapor, la cual se puede determinar a través de ecuaciones de estados o de modelos de simulación previamente establecidos. b.- Liberación Instantánea: En algunos, casos a este parámetro se le denomina Liberación en Equilibrio, y se define como el proceso por el cual un petróleo crudo de un yacimiento se expande a temperatura constante y el gas desprendido 15

16

permanece en contacto con el petróleo durante todo el tiempo de la expansión. La composición de las fases del sistema Gas- Líquido, cambia con la disminución de la presión. En este tipo de liberación todo el gas permanece en contacto con el líquido, lo que significa que la composición total del sistema permanece constante durante el agotamiento de presión, en este caso el término utilizado es presión de abandono.

Liberación de Gas en el Yacimiento y Superficie. La liberación de gas en el yacimiento depende de que la saturación de gas libre (SG) en la zona de petróleo sea menor o igual que la saturación crítica (S GC) Cuando SG ≤ SGC ⇒ kG =0 el gas no se mueve

(1)

En el caso, que la presión del petróleo sea un poco menor que la presión de burbujeo. La cantidad de gas liberado es poca y la saturación de gas no alcanza la saturación crítica necesaria para que se inicie el movimiento a través de los canales porosos. Luego, en este caso el gas liberado permanece en contacto con el crudo sin que ocurran cambios en la composición total del sistema en un volumen de control dado. En este caso la liberación sería de tipo instantánea. En un yacimiento se tienen saturaciones de gas menores que la crítica al comienzo de su vida productiva o cuando se tiene asociado un acuífero muy activo que se mantiene la presión, y se cumple que: SG > SCG) ⇒ kG >0⇒ El gas libre se mueve

(2)

Por la alta movilidad del gas se cumple que :(k G /µ G )

(3)

Lo, que indica, que por la alta movilidad del gas, debe de tener bajo valor de viscosidad. Esto provoca que la fase gaseosa se mueva hacia el pozo a una tasa de flujo mayor que la fase líquida, luego cambia la forma composicional total del sistema en un volumen de control dado. En estas condiciones la liberación del gas corresponde a la liberación diferencial. Además, es lógico pensar que en yacimiento hay liberación diferencial cuando la presión del crudo cae por debajo de la presión de burbujeo. La liberación de gas en el yacimiento se considera intermedia entre la liberación diferencial y la liberación Instantánea, pero con un valor un poco más cercana a la liberación diferencial, motivado a que existe una elevada caída de presión en las zonas adyacentes a los pozos.

Liberación de Gas en la Superficie : La liberación de gas en la superficie, debido a las tuberías de producción, líneas de flujo y separadores de fase gas- líquido se mantiene en contacto, sin cambios apreciables de la composición total del sistema y en agitación permanente lo cual permite el equilibrio de fases. Bajo estas condiciones, la liberación es de tipo Instantánea. Cuando la separación gas petróleo se hace en varias etapas, en cada separador ocurre liberación instantánea, pero cuando hay muchas etapas en el proceso de separación, la liberación es de tipo Diferencial.

16

17

Saturación de Gas (SG): La saturación de gas se refiere a la fracción del espacio poroso en el yacimiento ocupada por el gas libre. La saturación crítica del gas (SCG), se le conoce también como saturación de gas en equilibrio, y se define como la saturación de máxima de gas alcanzada en el yacimiento, al disminuir la presión por debajo del punto de burbujeo, antes de que la permeabilidad relativa al gas tenga un valor definido. Es decir, antes de que el gas libre del yacimiento comience comience a fluir a través de los canales de la roca. La saturación residual residual del gas (SRG) es la saturación de gas en el yacimiento en el momento de abandonar el yacimiento. Solubilidad del Gas : La solubilidad de gas, se refiere a la cantidad de gas que se encue encuent ntra ra en solu soluci ción ón en un petr petról óleo eo crudo crudo a dete determ rmin inad adas as cond condic icio iones nes de presión y temperatura. Por lo general este parámetro se expresa como los pies cúbicos de gas a condiciones normales (PCN) disueltos en un barril de petróleo, también en condiciones normales (BPN), y se simboliza como (R S=PCN/BPN). La Presión de Saturación (PS) Es la presión a la cual el petróleo y el vapor se encuentran en equilibrio. En algunos casos la presión de saturación, se utiliza como sinónimo sinónimo de la presión de burbujeo presión de rocío La presión de rocío en la presión en el punto de rocío. Se entiende por punto de rocío, al estado de equilibrio líquido- vapor, en el cual el vapor ocupa prácticamente todo el sistema, except excepto o en una cantida cantidad d infini infinites tesima imall de líquid líquido. o. Mientr Mientras as que la presión presión de burbujeo es la presión necesaria para alcanzar el punto de burbujeo. El punto de burb burbuj ujeo eo,, es el punt punto o dond donde e se alca alcanz nza a un equi equililibr brio io líqu líquid idoo- vapo vapor, r, pero pero prácticamente el líquido ocupa todo el sistema, menos una cantidad infinitesimal de vapor. El término Acuífero, se se ref refier iere e a la roca roca perm permea eabl ble e sat satura urada da con con agua agua a presión presión.. En su estado estado natural natural un acuífe acuífero ro puede puede ser la zona de agua de un reservorio de petróleo o gas, proporcionando el empuje para hacer llegar el petróleo al pozo La permeabilidad Absoluta es la medida de la facilidad de un fluido, para fluir a través de una formación, cuando la formación esta totalmente saturada con este fluido. La permeabilidad medida de una roca saturada con un solo fluido es diferente de la permeabilida permeabilidad d medida a la misma roca saturada con dos o más fluidos. La permeabilidad efectiva, se refiere a la medida de la habilidad de un solo fluido para fluir a través de una roca cuando otro fluido esta presente en el espacio poroso. El término Formación se refiere al estrato rocoso homogéneo de cualquier tipo, usado usadoss parti particu cula larm rmen ente te para para descr describ ibir ir zona zonass de roca roca penet penetrad radas as duran durante te la perforación, en donde la operación consiste en perforar el subsuelo con la ayuda de herramientas herramientas apropiadas para buscar hidrocarburos, hidrocarburos, que en el fondo es lo que se esta evaluando. Los primeros investigadores en ingeniería de yacimientos de petróleo o gas, concluyeron que para determinar el factor volumétrico en el sitio. Era necesario conoc conocer er la varia variaci ción ón de la pres presió ión, n, en func funció ión n de las las propie propieda dades des físi físicas cas y 17

18

químicas de los fluidos del yacimiento. Uno de los primeros investigadores sobre este tema fue Schilthuis, quien elaboro un sacamuestras de fluidos y un método para cuantificar las propiedades del fluido extraído. Un segundo adelanto de importancia fue el reconocimiento y medición del agua connata. o agua Innata. Esta agua de saturación es inherente a la formación y queda formando parte del espacio espacio poroso, después de la acumulación acumulación del petróleo petróleo o gas. La medición de la saturación de agua sirvió para determinar que había que corregir el volumen poroso al espacio poroso disponible para hidrocarburos.

Existencia de Agua en las Zonas de Gas El agua existente en las zonas gasíferas y petrolíferas de un yacimiento por encima de la zona de transición se denomina agua innata, connata o intersticial. El agua innata es importante sobre todo porque reduce el volumen del espacio poroso disponible para la acumulación de gas y petróleo y también afecta su recuperación. El agua connata, por lo general no se encuentra distribuida en forma uniforme en el yacimiento, sino que varía con la litología y permeabilidad, también varía con al altura por encima del nivel freático o superficie hidrostática. Uno de los pocos métodos directos para cuantificar la saturación del agua connata, consiste en obtener núcleos de la formac formación ión product productora ora con lodos lodos de perforac perforación ión basándo basándose se en petról petróleo, eo, y se determinó que hay una correlación entre la permeabilidad absoluta y la saturación de agua connata. El volum volumen en ocupa ocupado do por por los los hidro hidrocar carbu buros ros perma permanec nece e const constan ante te durant durante e la expl explot otac ació ión n del del yaci yacimi mien ento to.. Esto Esto indi indica ca que que no hay acuí acuífe fero ross asoc asocia iados dos.. El volumen poroso estará ocupado por partes de gas y agua (inicial o connata). Esta agua agua inte inters rstitici cial al o agua agua conna connata ta es el agua agua reten retenid ida a en el espa espaci cio o poral poral o intersticios de una formación. También existe lo que se denomina Saturación de Agua Irreductible (S WIRR) Técni Técnicam cament ente e es la máxi máxima ma satur saturaci ación ón de agua agua que que permanece como fase discontinua dentro del medio poroso. La discontinuidad (regiones con agua separadas por zonas sin agua) es la condición necesaria para que el agua no pueda fluir por el sistema cuando se aplican diferencias de presión.

Agua Irreductible Erróneamente Erróneamente a veces se asimila asimila El Agua Irreductible Irreductible (S WRR) a la saturación mínima de agua obtenida por algún mecanismo específico, en el que no llegan a generarse presiones capilares suficientes como para desplazar el agua de los capilares más pequeños. Este tipo de empleo puede generar confusión, porq porque ue mien mientr tras as que que el valo valorr de (SWIRR) debe debe ser ser únic único o (una (una vez vez fija fijada da la mojabilidad e historia de saturaciones) cada mecanismo de desplazamiento puede conducir a valores diferentes de Agua no desplazable. A modo de ejemplo, en reservorios de muy baja permeabilidad (0.01 mD o inferior) suele hablarse de Swirr de hasta un 80 ó 90 % del volumen poroso Valores de ese orden implicarían, entre otras cosas, que la red poral debe ser lo suficientemente compleja para alma almace cena narr una una satura saturaci ción ón de agua agua como como la menci mencion onada ada en form forma a de fase fase discontinua. El Término Capilaridad: Se refiere al ascenso espontáneo de un líquido por el interior de un tubo delgado denominado capilar. La capilaridad depende de las 18

19

atracciones existentes entre sus moléculas y las interacciones entre las moléculas y las paredes del tubo capilar. La presión capilar capilar es la diferencia diferencia de presión presión entre dos fluidos inmiscibles a través de la interfase que se forma entre los fluidos cuando ponen en contacto en un medio poroso

La Mojabilidad La mojabilidad se presenta como una especie de propiedad” Intangible”, no hay ecuaciones en ingeniería de reservorio que introduzca un valor  de mojabilidad. Desde el punto de vista práctico. El término tiene una serie de características, que tienen una marcada influencia sobre los sistemas de flujo en un medio poroso. Por ejemplo se puede señalar que si un medio poroso es mojable a una determinada fase (fase mojante), esta condición se traduce en que. La fase mojante ingresa al medio poroso en forma espontánea, y por lo tanto, es neces necesar ario io entre entregar gar energ energía ía para para saca sacarl rla a del del medi medio o poros poroso, o, tamb tambié ién n la fase fase mojante mojante tiende tiende a ocupar los capilares capilares de menor diámetro diámetro dentro de la red poral, y en consecuencia la fase mojante es difícil de movilizarla a través del medio poroso. La humectabilidad Otro término que se utiliza para explicar el proceso es la humectabilid humectabilidad, ad, y se define como la tendencia tendencia de un fluido a adherirse sobre una superficie sólida e presencia de otros fluidos inmiscible. La importancia de la humectabilidad es que determina la localización y distribución de los fluidos en un yacimiento. La permeabilidad relativa y la eficiencia de desplazamiento dependen del parámetro humectabilidad. Ahora, se tiene que un fluido humectante es un fluido con mayor tendencia a adherirse a la roca, mientras que un fluido no humectante es un fluido que no se adhiere a al roca o que lo hace parcialmente, y que es necesario tener en cuenta. Relación Relación Gas- Petróleo (RGP), es el resultado de dividir una cantidad de gas a cond condic icio ione ness norm normal ales es por por dete determ rmin inad ada a cant cantid idad ad de petr petról óleo eo,, tamb tambié ién n en condiciones normales. La relación Gas /Petróleo es el volumen de gas producido simultáneamente por un pozo con relación a cada unidad de volumen de petróleo. Existen varios tipos de relación Gas- Petróleo. a.- La Relación Gas Disuelto- Petróleo (RGDP ), es la cantidad de gas que se desp despre rend nder erá á del del petr petról óleo eo a medi medida da que que la pres presió ión n sea sea redu reduci cida da hast hasta a la atmosf atmosféri érica, ca, partien partiendo do de algún algún valor valor superio superior. r. Habitu Habitualm alment ente e se expresa expresa en 3 3 unidades de (m de gas en condiciones estándares/ m de petróleo del tanque. El gas recibe frecuentemente la denominación de gas disuelto solubilidad del gas natural en b.- Relación Gas - Petróleo en Solución (RGS): La solubilidad un crudo o relación gas – petróleo en solución esta dado por los pies cúbicos normales normales de gas natural (PCN) natural natural en una solución de un barril normal (BNP) de crudo determinado a condiciones de presión y temperatura dados, lo que indica que se puede establecer relaciones de operación para la presión y temperatura, dos parámetros que definen muchos procesos, donde participa el gas, ya que ambos parámetros parámetros son reguladores del comportamiento comportamiento del gas natural, es por lo que hay que tenerlos bien el cuanto. Este se representa, según lo siguiente: 19

20

Vol de Gas en solución a P y T RGS=-------------------------------------------------- (PCN/BNP) Barril de petróleo a 14,7 lpca y 60F

(4)

Los factores que afectan a la (R GS) son la presión, ya que si esta se incrementa aumentará también (RGS). Ahora si la temperatura aumenta ocurre una disminución del valor de (R GS). Un aumento en la gravedad del crudo (API), gravedad del gas en solución provocan, también un aumento en (R GS).La (RGS) se puede determinar también a través de la siguiente ecuación:  RGS 

=  RGP  ( separador 

) + RGP  (tan que )

(5)

c.- Relación Gas- Petróleo Instantánea. Es la relación obtenida en un momento dado, durante la vida útil de un yacimiento. Luego es una cantidad que cambia constantemente. d.- Relación Gas- Petróleo Neta Instantánea. Se refiere al gas producido por  unidad volumétrica de petróleo producido. e.- Relación Gas- Petróleo Acumulada . Es el resultado de dividir la cantidad de gas producido acumulada por la cantidad de petróleo producida acumulada, ambas a un mismo tiempo. La determinación de la composición del petróleo y/o gas en las primeras etapas del proceso de desarrollo de un campo ayuda a optimizar la explotación de los recursos empleados en el yacimiento. En la actualidad se dispone de una serie de técnicas modernas para predecir la composición del fluido en el yacimiento. Una de esa técnica es una herramienta operada a cable que ofrece resultados en tiempo real para optimizar el muestreo de fluidos en base a la composición medida en la localización del pozo. En ocasiones es necesario obtener una determinación temprana de la composición del gas y de la relación gas petróleo (RGP), de tal forma de poder decidir si se termina un pozo o no, o hasta para tomar la decisión de desarrollar un campo petrolero, se necesita conocer con amplitud la composición en tiempo real del fluido. Los términos gas y petróleo describen el estado de un hidrocarburo como vapor o líquido, pero no especifican la composición química. Es posible utilizar una medición detallada de los componentes de un hidrocarburo, como lo obtenido en un laboratorio de superficie, lo cual se realiza para predecir los componentes de las fases de petróleo y gas, así como también otras propiedades físicas, tales como la densidad y la viscosidad a diversas temperaturas y presiones. La obtención de estas mediciones detalladas de laboratorio puede demandar mucho tiempo. La nueva herramienta simbolizada como (ACF), que significa Analizador  de la Composición de los Fluidos, técnica que es suficientemente sensible como para determinar los gradientes de la composición de los fluidos dentro de una formación, la cual en conjunto con otras técnicas proporciona una determinación

20

21

rápida de algunos de los componentes e indica el grado de contaminación del lodo de perforación antes de someter las muestras a un nuevo análisis. Los hidrocarburos que se encuentran en el gas y petróleo comprender una variedad de componentes que abracan desde el Metano hasta compuestos de carbono de cadena muy larga, como también existen moléculas cíclicas, aromáticas y otras moléculas complejas tales como asfaltenos y parafinas. Estos componentes determinar el comportamiento de las fases de un fluido de yacimiento determinado que suele indicarse utilizando un diagrama de fases representando por tres variables, que son Presión, Temperatura y Volumen (PVT). En uno de estos diagramas de fases, se puede encontrar, que un hidrocarburo se encuentra en una fase si la presión y la temperatura están fuera de la envolvente de las fases. En condiciones que caen dentro que caen dentro de la envolvente coexisten dos fases. Sin embargo, la composición de las fases cambia dentro de esta región bifásica. Por ejemplo, cerca de la curva del punto de burbujeo, la fase gaseosa corresponde. En forma predominante al metano, pero ingresando más en la región de dos fases, otros componentes livianos e intermedios ingresan en la fase gaseosa. Los primeros componentes líquidos que se separan después de atravesar el punto de rocío son los componentes más pesados; ya que los componentes más livianos pasan a la fase líquida en las condiciones que prevalecen más allá del punto de rocío. Este fenómeno es importante cuando se muestrean fluidos de gas condensado: Una vez que un fluido ingresa en la región bifásica, los componentes pesados se pierden en la fase líquida. Este comportamiento es utilizado en el diseño del módulo de la técnica (ACF), de tal forma de poder determinar cuando un fluido atraviesa el punto de rocío. La condición de presión y temperatura en la cual se unen las curvas del punto de burbujeo y las del punto de roció se denomina punto crítico. En este punto, la densidad y la composición de las fases líquidas y gaseosas son idénticas. La temperatura máxima a la cual pueden coexistir dos fases se denomina cricondertérmico. En el estudio de yacimientos de gas se deben tener muy en cuenta los siguientes parámetros.

a.- Punto de Rocío Es el punto, donde se forma la primera gota de líquido, y se establece un equilibrio líquido- vapor. En la práctica se asume que toda la fase esta conformada por vapor, mientras que la fracción molar del líquido es cero o casi nula. Luego, para efectos composicionales se considera, que el 100% del fluido esta conformado por la fase de vapor. b.- Punto de Burbujeo Es el punto donde se forma la primera gota de vapor, y se establece un equilibrio líquido- vapor. En la práctica se asume que toda la fase esta conformada por el líquido, mientras que la fracción molar del vapor es cero o casi nula. Lo que indica, que para efecto de composición, la fase líquida es la conforma el 100% del contenido, mientras que la fase de vapor, alcanza un valor  de cero, desde luego este es válido solo, para efecto de los cálculos, ya que hay

21

22

un equilibrio líquido- vapor bien conformado, luego se pueden determinar la composición de la fases sin problema.

c.- Punto Crítico, este es un punto al cual, en términos de presión y temperatura indican, donde un fluido no puede ser distinguido si es gas o líquido. Se podría afirmar, que es el punto en el cual las propiedades físicas de un líquido y un gas son idénticas. La temperatura crítica (T C), temperatura necesaria para alcanzar el punto crítico, mientras que la presión crítica (P C) es la presión necesaria para alcanzar el punto crítico d.- Punto Cricondentérmico. Este punto se define, como el punto de máxima temperatura, donde pueden coexistir en equilibrio las fases Líquido- Vapor a una presión dada. También se puede, decir que es el punto, en donde una curva envolvente de la región de dos fases, obtenida en un diagrama de fases de presión- temperatura del fluido de yacimientos, indique, que las fases líquidovapor pueden coexistir en equilibrio. La temperatura cricondertérmica (Tcdt), es la temperatura a la que se alcanza el punto cricondertérmico. c.- Punto Criconderbárico. Es el punto de máxima presión en la curva envolvente de la región de dos fases en el diagrama de presión- temperatura, en donde un fluido bifásico de líquido- vapor puede coexistir en equilibrio Por lo general, la temperatura del yacimiento se mantiene casi constante, cambia si hay inyección de algún fluido frío o caliente. Lo que indica que la mayoría de los yacimientos que se están agotando siguen una trayectoria vertical descendente en un diagrama de fases de presión y temperatura. Si la temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura del punto crítico y la cricondertémica, se puede separar líquido de la fase gaseosa dentro del yacimiento. Esto se denomina yacimientos de gas condensado o de condensado retrógrado. El gas presente en un yacimiento con una temperatura superior a la cricondertémica se conoce como gas húmedo, lo cual se sustenta, si se separa líquido debido a la disminución de la presión y de la temperatura en el sistema de producción, en caso de no ocurrir  este fenómeno entonces es gas seco, lo cual se fundamenta, si se separa líquido ya sea en el yacimiento o en el sistema de producción.

Estudio de Parámetros Fundamentales de los Yacimientos En el estudio a composición constante se registran tres parámetros fundamentales del sistema que son Presión de rocío; La relación entre las variables termodinámicas Presión y Volumen a temperatura de reservorio. Y La curva de líquido retrógrado acumulado, en función de la presión a.-La presión de rocío . Este parámetro permite establecer, fundamentalmente, la representatividad de la muestra. En la práctica, durante la determinación de la presión de rocío a temperatura de reservorio pueden presentarse tres situaciones: 1.- La Presión de Rocío resulta inferior a la presión estática del reservorio . En esta condición y habiéndose seguido un adecuado procedimiento de muestreo, 22

23

se puede concluir que la muestra de fluido es representativa y que el fluido se encuentra en una sola fase a las condiciones de reservorio. Por lo tanto, se puede obtener una caracterización del comportamiento termodinámico del fluido de reservorio a través de la realización de un ensayo de Depletación a Volumen Constante (DVC) y a temperatura de reservorio.

2.- La presión de rocío es mayor que la presión estática del reservorio . Esto suele interpretarse como el resultado de la existencia de dos fases móviles en la vecindad del pozo que conducen al muestreo de un flujo bifásico. Estas muestras son consideradas como no representativas ya que la proporción en que ambas fases fluyen al pozo no es directamente proporcional a la saturación de cada fase sino que obedece a la movilidad relativa de las mismas, lo que provoca que haya que tener muy en cuenta lo ocurrido, para el análisis de los resultados. 3.- La presión de rocío resulte igual a la presión estática del yacimiento. Esta condición resulta ser la más común y la interpretación habitual es que la muestra es representativa, y en el yacimiento existe una única fase en condición de saturación (reservorio de Gas y Condensado Saturado). Esta es la alternativa, más viable; debido a que, es la situación más frecuente. Aunque, también es posible, que el fluido en el reservorio se encuentre en dos fases (gas y líquido), pero que el líquido esté en una cantidad igual o inferior a la mínima saturación móvil. Esta interpretación toma mayor relevancia en los casos en que existe evidencia de la presencia de un halo de petróleo. Este halo de petróleo estaría confirmando la presencia de líquido en el reservorio como resultado de tres posibles orígenes, los cuales en su conjunto indican o no la presencia de fluidos petroleros, y por ende se puede estudiar la posibilidad económica de explotar el yacimiento en cuestión, pero para ello es necesario realizar en forma clara y precisa todos lo estudios necesarios para definir el comportamiento del yacimiento en estudio. En los dos primeros casos (desplazamiento del petróleo con gas o escurrimiento del petróleo hasta formar una fase móvil) es de esperar la presencia de líquido disperso en todo el medio poroso. En el tercer caso sólo se espera petróleo disperso como resultado de la zona de transición capilar y por lo tanto su efecto sobre la acumulación de gas depende de las características del reservorio. Una alternativa de explicación al punto en el cual la presión de rocío resulte igual a la presión estática del yacimiento, es que probablemente coincida con la situación más frecuente, es que el fluido en el reservorio se encuentre en dos fases (gas y líquido), pero que el líquido esté en una cantidad igual o inferior a la mínima saturación móvil. En estas condiciones (líquido inmóvil disperso en el medio poroso) no es posible obtener una muestra representativa del fluido mediante el procedimiento habitual de muestreo pues al pozo sólo fluye una de las dos fases hidrocarbonadas presentes en el reservorio. Esta interpretación toma mayor  relevancia en los casos en que existe evidencia de la presencia de un halo de petróleo. 23

24

En términos generales se puede concluir, que para predecir el comportamiento de los fluidos de producción es necesario realizar una integración de datos entre la composición y cantidad de líquido residual y el estudio PVT. Cuando se dispone de historia de producción y de estudios de las pruebas (PVT) realizados al inicio de la explotación, pueden realizarse una integración adecuada de la información.

Precisión y Exactitud de los Resultados: La precisión y exactitud de los resultados dependen fundamentalmente de lo representativo que sean las muestras del fluido y del grado en que las muestras representan el comportamiento volumétrico. Es lógico que las reservan varíen en forma directa con la porosidad y espesor de la producción. También se debe tener en cuenta que la mayoría de los cálculos matemáticos realizados a través de fórmulas tienen su validez en yacimientos volumétricos monofásicos de condensado de gas. Cuando no exista una zona de petróleo, los balances de materiales, pueden aplicarse a yacimientos retrógrados, tanto bajo comportamiento volumétrico como de empuje hidrostático, en la misma forma que para yacimientos monofásicos de gas (no retrógrado) Se sabe que esta ecuación se puede utilizar para hallar, tanto la intrusión de agua (WE), como el gas inicial en el yacimiento (G), o su equivalente (Vi), parámetros que permiten realizar determinaciones de gran importancia., para el estudio de los parámetros de yacimientos de gas. Cuando se producen yacimientos de condensados de gas por empuje hidrostático activo en tal forma que la presión inicial del yacimiento decrece muy poco, la condensación retrógrada es muy reducida o casi no existe y la razón gas petróleo de producción permanece prácticamente constante. La recuperación será la misma que en el yacimiento de gas no retrógrado bajo las mismas condiciones y dependerá de: La saturación inicial de agua connata (S W), de la saturación residual del gas (SGR), en la parte del yacimiento invadido por el agua, y por la fracción (F) del volumen inicial del yacimiento invadido por agua, y la recuperación de la fracción será: Re cuperación

=

(1 − S Wi − S Gi ) xBGi xF  (1 − S Wi )

(6)

Pruebas PVT de Laboratorio. Estas pruebas involucran lo siguiente procedimientos, que se realizan en los laboratorios, donde se llevan a cabo una serie de pruebas, tales como: a.- Composición de la muestra de fluido del yacimiento : Las técnicas usadas en la determinación de la composición de una mezcla de hidrocarburos involucran cromatográfíco (Aquí se analiza desde C 1 hasta C11). La composición sé puede determinar también por destilación simulada por cromatografía y espectrometría de masa. También hay investigadores que la composición la determinan por medio de la destilación fraccionada a bajas temperaturas. La composición remanente (C7+) se caracteriza a través de su gravedad API y su peso molecular. 24

25

b.- Expansión o composición constante (relación PV). En esta prueba el gas liberado se mantiene en contacto con el crudo. La prueba se realiza en una celda de acero, la cual resiste presiones > a 10000 lpca y temperaturas> 350F. La prueba PVT se inicia aumentado la presión de la muestra a un valor superior a la presión de burbujeo y del yacimiento. Tan pronto se alcanza la presión de burbujeo se libera gas del crudo y la compresibilidad total del sistema aumenta. Si la presión es menor que la presión de burbujeo se extrae mayor volumen de Hg para alcanzar una determinada caída de presión, la cual puede ser muy bien caracteriza, y que puede tener una gran influencia en las características del fluido del yacimiento. c.- Liberación diferencial isotérmica: En un estudio de expansión a composición variable, se simula el comportamiento de los fluidos en el yacimiento durante el agotamiento de presión. En el laboratorio se realiza un proceso diferencial a través de separaciones instantáneas a la temperatura del yacimiento. El gas liberado es desplazado de la celda a presión constante y expandido a través del separador  hasta la presión atmosférica. A este gas se le debe determinar la gravedad específica y su composición Si el gas es condensado en el separador se pueden formar líquidos por condensación retrógrada. d.- Separación instantánea (prueba de separadores). Estas pruebas se realizan en un separador en el laboratorio, y se tiene como objetivo cuantificar el efecto de las condiciones de separación en superficie sobre las propiedades del crudo. y se obtiene la relación gas - petróleo en solución, y la composición del gas e.- Variación de viscosidad de los fluidos con presión . La viscosidad del petróleo con gas en solución se determina experimentalmente. El agotamiento de presión se realiza a través de un proceso de liberación diferencial. Mientras que la viscosidad del gas se determina por correlaciones, como también se puede determinar a través de gráficos establecidos, los cuales se pueden utilizar cuando no se necesita una gran precisión y exactitud, de tal forma que el resultado obtenido tenga un alto grado de confiabilidad. Correlaciones para Estimar Propiedades PVT . Los datos obtenidos por este medio son empíricos, luego el ingeniero tiene que tomar la decisión de cual prueba es la que tiene mayor ajuste a sus condiciones. a.- Presión de Burbujeo . El valor de este parámetro permite determinar si el yacimiento es saturado o subsaturado. Las constantes se muestran en el cuadro 4 Pb=18,2 (A-1,4)

(7)

0 ,83

  R    A =  SB       γ  G  

(8)

 x10 B

RSb =Relación gas-petróleo a la presión de burbujeo (PCN/BN) 25

26

B=0,00091T(F)-0,0125 API  P  B

   A =   ( RSB / γ  G

(9)

 B

       

x10

(10)

Y 

Y = CxT-DxAPI

(11)

Las constantes de las ecuaciones de correlación se muestran en el cuadro 1

Cuadro 1 Valores de las constantes Constante A B C D

API ≤ 10 12,847 0,9636 0,0000993 0,03417

10 ≤ API  ≤ 35

35 ≤ API  ≤ 45

25,2755 0,7617 0,000835 0,011292

216,4711 0,6922 -0,0004227 0,02314

Compresibilidad de Fluidos del Yacimiento por Encima del Punto de Burbujeo. Los fluidos del yacimiento por encima del punto de burbujeo tienen todo el gas existente en solución. Cuando se aplica presión a tal sistema en exceso más arriba de la presión de burbujeo, ocurre una disminución no lineal en el volumen, que depende de al temperatura y composición del fluido. La variación en el volumen de un fluido de yacimiento relativo al volumen a la presión del punto de burbujeo se denominan Factores Volumétricos Relativos (FVR), los cuales pueden convertirse a Factores Volumétricos del Fluido de la Formación (FVF) si se conoce el Factor Volumétrico a la presión del punto de burbujeo. Tipos de Yacimientos de Gas. Los yacimientos de gas pueden ser yacimientos de gas no asociado y yacimientos de gas asociado con el petróleo. Bajo las condiciones iniciales del yacimiento, los hidrocarburos se encuentran en estado mono o bifásico. En este caso puede ser líquido, en donde todo el gas presente esta disuelto en el petróleo. Luego, habrá que calcular las reservas de gas disuelto y del petróleo. Y, si el yacimiento es gaseoso. En este caso el Yacimiento puede ser de: Condensado de gas (hay hidrocarburos vaporizados y recuperables como líquido) en la superficie del yacimiento, y habrá que calcular las reservas de líquido destilado y las del gas, de tal forma de tener un estimado del caudal, que se puede obtener, de los fluidos obtenidos del yacimiento, y con ellos establecer una eficiente evaluación composición y de comportamiento de los fluidos del yacimiento bajo estudio y definición de comportamiento. Por su origen, el gas natural se clasifica en asociado y no asociado.

Gas Asociado: El Gas Asociado es aquel que se encuentra en contacto y/o disuelto en el petróleo del yacimiento En los yacimientos, generalmente, el gas natural asociado se encuentra como gas húmedo ácido. Este gas tiene que se sometido al proceso de de separación gas- petróleo, para poder ser tratado y 26

27

utilizado. El gas asociado es un gas natural que se ha extraído de los yacimientos  junto con el petróleo, partiendo del postulado que donde hay petróleo, hay gas. Más del 90% de las reservas de gas natural es de gas asociado. Se considera que en los yacimientos se forman capas de gas.

Gas No Asociado: El gas no asociado, es aquel que se encuentra en yacimientos que no contienen crudo, a las condiciones de presión y temperatura originales. Este gas puede hallarse como húmedo ácido, húmedo dulce o seco. Este gas, puede ser tratado y distribuido sin necesidad del proceso de separación. El gas natural no asociado.es un gas que solo esta unido con agua en yacimientos de gas seco, término que no tiene ninguna relación con el contenido de agua, y solo esta referido al imposibilidad de producir hidrocarburos líquidos. El gas esta compuesto principalmente por metano (C 1), compuesto que alcanza una concentración porcentual mayor a 90%, con pequeñas cantidades de pentanos y compuestos más pesados (C 5+ < 1%. La obtención de líquidos del gas producido solo se alcanza a temperaturas criogénicas, lo que indica temperaturas del orden de los (-250F), y en este caso se tiene que hablar del Gas Natural Licuado (GNL), que no se tiene que confundir con los Líquidos del Gas Natural (LGN), que se obtienen en los procesos de extracción y/o fraccionamiento de los líquidos del gas natural. Se cree que es conveniente hacer resaltar esta observación para evitar posteriores confusiones. En función de los volúmenes de gas que contienen los yacimientos se denominan:

a.- Yacimientos de Gas- Petróleo: Estos yacimientos corresponden a acumulaciones de petróleo que tienen una capa de gas en la parte más alta de la trampa. La presión ejercida por la capa de gas sobre la del petróleo, representa el. Mecanismo que contribuye al flujo natural del petróleo hacia la superficie a través de los pozos. Cuando baja la presión y el petróleo ya no pueden subir  espontáneamente, se puede inyectar gas desde la superficie a la capa de gas, aumentado con ello la presión y recuperando volúmenes adicionales de petróleo, siempre y cuando todo el proceso se realice dentro de lo establecido por las condiciones operacionales del proceso, donde se requiere recuperar los hidrocarburos obtenidos de en los yacimientos, en estudio y donde se requiere caracterizar los hidrocarburos del mismo. b- Yacimientos de Gas Seco. En estos yacimientos el gas es el producto principal. Son yacimientos que contienen hidrocarburos en fase gaseosa, y al ser  producidos siguen siendo gases, a pesar de los cambios de presión y temperatura. El gas se genera por la acción de un proceso de expansión, parecido al que ocurre en las bombonas, donde la cantidad de gas esta relacionada con la presión del envase. En estos yacimientos la mezcla de hidrocarburos permanece en fase gaseosa a condiciones de yacimientos y de superficie. Sin embargo, en algunas oportunidades se forma una pequeña cantidad de hidrocarburos líquidos, la cual nunca es superior a diez barriles normales de hidrocarburos líquidos sobre un millón de pies cúbicos normales de gas (10 BNHL/ MMPCN). En el gas seco, por  lo general el componente principal es el metano, cuya composición porcentual 27

28

alcanza valores mayores al noventa por ciento en la relación molar (C 1 >90%), el gas por lo general, tiene pequeñas cantidades de pentano (C 5) y componente más pesado (C+5<1%). En los yacimientos de gas seco la obtención de líquidos solo se alcanza a temperaturas criogénicas. Hay que dejar bien claro, que un gas seco no es aquel, que se le haya eliminado el agua. Hay investigadores que definen al gas seco, como Gas Pobre. Es decir que contiene poco o nada de hidrocarburos comercialmente recuperables como productos líquidos. Una definición válida, para el gas seco es aquella, que indica que. El gas seco es aquel gas, que en el reservorio contiene altas proporciones de metano ( ( CH 4 ) y etano ( C 2 H 6 ) , y desde luego esta acompañado de impurezas.

c.- Yacimientos de Gas Húmedo: En estos yacimientos la mezcla de hidrocarburos permanece en estado gaseoso, mientras permanece en el yacimiento, pero al salir a la superficie, si se representará en un diagrama de fase, por ejemplo presión- temperatura. El fluido caería en la región de dos fases (Líquido- Vapor) formándose una cantidad de compuestos de hidrocarburos líquidos del orden de 10 a 20 BNHL/MMPCN. El líquido producido es incoloro con gravedad API>60. El término Gas Húmedo no esta relacionado con el contenido de agua, sino con la capacidad de producir hidrocarburos líquidos. Es de suponer  que los gases húmedos tienen un mayor porcentaje de componentes intermedios y pesados que los gases secos, es por ello que siempre hay que tener un conocimiento de estos yacimientos: La temperatura de estos yacimientos es mayor que la cricondentérmica del gas húmedo. Estos yacimientos se pueden encontrar regiones bifásicas en un diagrama de fases d.- Yacimientos de Condensado. Aquí los hidrocarburos están en estado gaseoso, por características específicas de presión, temperatura y composición. El gas esta mezclado con otros hidrocarburos líquidos. Durante la producción del yacimiento, la presión disminuye y permite que el gas se condense en petróleo líquido, el cual al unirse en forma de película a las paredes de los poros queda atrapado y no puede ser extraído. Esto puede evitarse inyectando gas a fin de mantener la presión del yacimiento, lo que representa una de las principales bondades del gas natural, ya que en los yacimientos es necesario mantener la presión para evitar problemas operacionales, que pueden implicar elevados costos. La producción de los yacimientos de gas condensado se puede considerar una fase intermedia entre la fase de petróleo y la fase de gas o vapor. Aunque, se debe tener muy en cuenta, que la producción de condensados de gas, es casi todo gas, del cual se condensa líquido en los separadores de superficie. Todo, esto conlleva a que un yacimiento de condensado de gas se pueda definir Como aquellos yacimientos que producen líquidos de color pálidos o incoloros, con gravedades API mayores a 45 grados y razones gas- petróleo (RGP) con valores en un intervalo de 5000 a 100000 (PCN/BN)

28

29

Un yacimiento de condensado de Gas se puede definir, como un yacimiento de gas natural y líquido, con una mayor proporción de gas. El condensado aparece cuando el gas es extraído del pozo, y su temperatura y presión cambian lo suficiente para que parte del mismo se convierta en petróleo líquido. Cuando se habla de condensado puede referirse a cualquier mezcla de hidrocarburo relativamente ligeros que permanecen líquidos a temperatura y presión normales. Tendrán algunas cantidades de propano (C3) y butano (C4) disueltos en el condensado. A diferencia del petróleo crudo, tienen poca o ninguna cantidad de hidrocarburos pesados de los que constituyen el combustible pesado. Hay tres fuentes principales de condensados: a.- Los hidrocarburos líquidos que se separan cuando el gas crudo es tratado. Este condensado típicamente consiste de pentano (C 5) a octano (C8) b.- Los hidrocarburos líquidos provenientes del gas no asociado que se recuperan en la superficie. c.- Los hidrocarburos líquidos que provienen del yacimiento de gas- condensado Estos pueden ser apenas distinguibles de un crudo ligero estabilizado Se puede señalar también que un Condensado es un líquido producido por efectos de la condensación. Puede tratarse de hidrocarburos en estado líquido, agua o ambos. Se forma por condensación de los vapores del gas. Específicamente se refiere a los hidrocarburos líquidos que se condensan del gas natural como consecuencia de los cambios de presión y temperatura cuando el gas del yacimiento se lleva a condiciones de superficie, como también puede ser un líquido que se condensa en las calderas de agua, lo que indica que el término condensado esta involucrado con varios procesos. En términos generales un condensado esta constituidos por proporciones variadas de propano, butano, pentano y compuestos más pesados (C 3; C4; C5 y C5+) los cuales tienen nada o muy poco de metano y etano (C 1 y C 2). El reservorio de Gas Condensado, se refiere al reservorio donde existe gas y condensado, pero en una sola fase homogénea, por lo general en fase gaseosa. Cuando el fluido sale del reservorio y la presión se reduce por debajo de su nivel crítico, entonces aparece la fase líquida. Los reservorios que producen condensados en esta forma son cuidadosamente controlados para reciclar algo de gas después, que el condensado haya sido separado, porque de otro modo puede ocurrir  condensación retrógrada en el reservorio, lo que causa un grave problema operacional al proceso de producción. En conclusión el gas condensado se define como un gas con líquido disuelto. El contenido de metano es mayor al 60% (C 1 >60%, mientras que el contenido de heptano y fracciones más pesadas deben de ser mayores al 12,5% Aquí la mezcla de hidrocarburos a las condiciones iniciales de presión y temperatura se encuentra en fase gaseosa o en el punto de rocío La temperatura del yacimiento tiene un valor entre la temperatura crítica y la cricondentérmica de la mezcla. Él 29

30

gas presenta condensación retrógrada durante el agotamiento isotérmico de presión. En su camino hacia el tanque de almacenamiento, el gas condensado sufre una fuerte reducción de presión y temperatura penetrando rápidamente en la región de 2 fases

Clasificación de los Yacimientos de Hidrocarburos, según los Diagramas de Fases: Los diagramas de fases, tanto presión- temperatura (P-T), como los presión- Volumen (P-V) o presión- composición, y temperatura - composición son de utilidad para realizar una evaluación cualitativa de los yacimientos. Aunque, para efectos de simplificar la aplicabilidad de los diagramas de fases, se trabaja fundamentalmente solo con los diagramas presión- temperatura. Luego, desde un punto de vista técnico, los diferentes tipos de yacimientos pueden clasificarse de acuerdo con la localización de la temperatura y presión iniciales del yacimiento con respecto a la región de dos fases (gas y petróleo) en los diagramas de fases que relacionan temperatura y presión. En la figura 1 se presenta un diagrama de fase que permite hacer una caracterización de los yacimientos. Figura 1. Diagrama de fase de un Sistema Multicomponente 4000

Yacimientos de Gas Condensado

Yacimientos de Petróleo

Yacimientos de Gas Húmedo

3500

  a   c   p    L  ,   o    t   n   e    i   m    i   c   a    Y    l   e    d   n    ó    i   s   e   r    P

  o    d    i   u    l    f    l   e   r   o   o   t   p   n   e   o   i    d   m    i   u   i   c   g   a   e   Y   s   l   o   e   n   d    i   m   a    C

3000

2500

2000

1500

1000

500 0

50

100

150

200

250

300

350

Temperatura del Yacimiento F°

En la figura 1 el área cerrada por las curvas del punto de burbujeo y del punto de rocío hacia el lado izquierdo inferior, es la región de combinaciones de presión y temperatura en donde existen dos fases: líquida y gaseosa (vapor). Las curvas dentro de la región de dos fases muestra el porcentaje de líquido en el volumen total de hidrocarburo, para cualquier presión y temperatura que tenga el yacimiento al momento de realizar la evaluación de la composición del fluido que caracterice al yacimiento, esta caracterización se puede realizar perfectamente a través de un análisis de los diagramas de fases. Es necesario hacer resaltar que Inicialmente, toda acumulación de hidrocarburos tiene su propio diagrama de fases que depende sólo de la composición de la 30

31

acumulación de la mezcla de hidrocarburos que conforman los componentes de los fluidos del yacimiento, lo que indica que cada uno de los fluidos del yacimiento puede ser caracteriza a través de un diagrama de fase, y que en este caso específico, por lo general se utilizan los diagramas de fases presión- temperaturas, que son los que más se ajustan a este comportamiento. Si se considera un yacimiento con el fluido que representa la figura 1, a una temperatura inicial de 300 F y una presión inicial de 3700 lpca, para el análisis se considera la ubicación del punto (A). Como dicho punto se encuentra fuera de la región de dos fases, el fluido se hallará inicialmente en estado monofásico, en este caso la composición será solo gas. Como el fluido que queda en el yacimiento durante la producción permanece a 300 F, es evidente que el fluido permanecerá en estado gaseoso a medida que la presión disminuya a lo largo de la trayectoria, que en este caso sería de (A a A1). La composición del fluido producido por el pozo no variará a medida que el yacimiento se agota. Esto será cierto para cualquier acumulación de esta composición, donde la temperatura del yacimiento excede el punto cricondentérmico o máxima temperatura a la cual pueden existir dos fases, que en este caso específico es 250 F. Aunque el fluido que queda en el yacimiento permanecerá en estado monofásico, el fluido producido al pasar del fondo del pozo a los separadores en la superficie, aunque en la misma composición, puede entrar en la región de dos fases debido a la disminución de la temperatura, como lo representa la línea conformada por los puntos (A a A2). Esto implica la producción de líquido condensado en la superficie a partir de un gas en el yacimiento. Es lógico que si el punto cricondentérmico de un fluido está por debajo, por  ejemplo, a 50F, sólo se encontrará el gas en las superficies a las temperaturas normales de ambiente, y la producción se denominará gas seco. No obstante, la producción puede aún contener fracciones líquidas que pueden removerse por  separación a baja temperatura o por plantas de recuperación de gasolina del gas natural, o lo que implica la recuperación de los líquidos del gas natural, en las plantas de extracción o fraccionamiento. Si se asume un nuevo un yacimiento con el mismo fluido de la figura 1, pero a una temperatura de 180 F y presión inicial de 3300 lpca, lo que indica que fluido se encuentra en el punto (B) de la figura 1. Aquí la temperatura del yacimiento excede la temperatura crítica y, como antes, el fluido se encuentra en estado monofásico denominado fase gaseosa A medida que la presión disminuye debido a la producción, la composición del fluido producido será la misma que la del fluido del yacimiento anterior en el punto (A), y permanecerá constante hasta alcanzar  la presión del punto de rocío, a 2545 lpca, que se representa por el punto (B1). Por  debajo de esta presión, se condensa líquido del fluido del yacimiento en forma de rocío; de allí que este tipo de yacimiento comúnmente se le denomine yacimiento de punto de rocío. Debido a esta condensación, la fase gaseosa disminuirá su

31

32

contenido líquido. Como el líquido condensado se adhiere al material sólido o paredes de los poros de la roca, permanecerá inmóvil. Por consiguiente, el gas producido en la superficie tendrá un contenido líquido meno menor, r, aume aument ntand ando o la relac relació ión n gas-p gas-pet etról róleo eo de prod producc ucció ión. n. Este Este proces proceso, o, denomin denominado ado condensa condensació ción n retróg retrógrada rada,, continú continúa a hasta hasta alcanz alcanzar ar un punto punto de máximo volumen líquido, que en este caso es 10%(V/V) a 2250 lpca, punto (B2). Se emplea el término retrógrado porque generalmente durante una dilatación isotérmica ocurre vaporización en lugar de condensación, una vez que se alcanza el punto de rocío, debido a que la composición del fluido producido varía, la composición del fluido remanente en el yacimiento también cambia, y la curva envolvente comienza a desviarse. El diagrama de fases de la figura 1 representa una mezcla y sólo una mezcla de hidroca hidrocarbur rburos. os. Lament Lamentable ablemen mente, te, para para recupera recuperació ción n máxima máxima de líquid líquido, o, esta esta desviación es hacia la derecha, lo que acentúa aun más la pérdida de líquido retrógrado en los poros de la roca del yacimiento. Si, se ignora por el momento esta desviación en el diagrama de fases, desde el punto de vista cualitativo, la vaporización del líquido formado por condensación retrógrada (líquido retrógrado) se presenta a partir del punto (B2) hasta la presión de abandono en el punto (B3). Esta revaporización ayuda a la recuperación líquida y se hace evidente por la disminución en las razones gas-petróleo en la superficie. La pérdida neta de líquido retrógrado es evidentemente mayor para: Menores temperaturas en el yacimiento Mayores presiones de abandono Mayor desviación del diagrama de fases hacia la derecha Todo esto es, naturalmente, una propiedad del sistema de hidrocarburos. En cual cualqu quier ier tiem tiempo po,, el líqu líquid ido o prod produci ucido do por por cond condens ensac ació ión n retróg retrógra rada da en el yacimiento está compuesto, en gran parte, de un alto porcentaje (por volumen) de metano y etano, y es mucho mayor que el volumen de líquido estable que pudiera obtenerse por condensación del fluido del yacimiento a presión y temperatura atmosférica La composición del líquido producido por condensación retrógrada cambia a medida que la presión disminuye, de manera que 4% del volumen líquido retrógrado a una presión, por ejemplo, de 750 lpca puede contener un condensado estable a condiciones de superficie equivalente a 6% del volumen retrógrado a 2250 lpca. Si la acumulación ocurre a 3000 lpca y 75 F, punto (C), el fluido del yacimiento se encuentra encuentra en estado monofásico, monofásico, denominado en este caso líquido, debido a que la temperatura está por debajo de la temperatura crítica. Este tipo de yacimiento se denomina de punto de burbujeo, burbujeo, ya que a medida que la presión disminuye se alcanzará el punto de burbujeo, en este caso 2550 lpca, punto (C1) de la figura 13. 32

33

Por debajo del punto de burbujeo aparecen burbujas, o una fase de gas libre. Even Eventu tual alme ment nte, e, el gas gas libr libre e comi comien enza za a flui fluirr haci hacia a el pozo pozo,, aume aument ntan ando do continuamente. Inversamente, el petróleo fluye cada vez en cantidades menores, y cuando el yacimiento se agota queda aún mucho petróleo por recuperar. Otros nomb nombres res emple empleado adoss para para este este tipo tipo de yaci yacimi mient ento o de líqu líquid ido o (petr (petról óleo) eo) son: son: yacimiento de depleción, de gas disuelto, de empuje por gas en solución, de dilatación o expansión y de empuje por gas interno. Si la misma mezcla de hidrocarburos ocurre a 2000 lpca y 150 F, punto (D) de la figura 1, existe un yacimiento de dos fases, que contiene una zona de líquido o de petróleo con una zona o capa de gas en la parte rte superio rior. Como las composiciones de las zonas de gas y de petróleo son completamente diferentes entr entre e sí, sí, pued pueden en repr repres esen enta tars rse e sepa separa rada dame ment nte e por por diag diagra rama mass de fase fasess individuales (que tendrán poco común entre sí) o con el diagrama de la mezcla. Las condiciones de la zona líquida o de petróleo serán las del punto de burbujeo y se produ produci cirá rá como como un yaci yacimi mient ento o de punt punto o de burb burbuj ujeo, eo, modif modific icado ado por por la presencia presencia de capa de gas. Las condiciones condiciones de la capa de gas serán las del punto de rocío y puede ser retrógrada o no retrógrada, ya se sabe que si es retrógrada habrá acumulación de hidrocarburos líquidos en la formación, y por lo tanto al llegar el fluido a la superpie estará con un menor contenido de hidrocarburos pesados, que serán los que se acumulen en la formación. . Luego, se puede señalar que los yacimientos de hidrocarburos se encuentran inicialment inicialmente e ya sea en estado monofási monofásico co puntos (A, B y C) o en estado bifásico bifásico (D), de acuerdo con la posición relativa de sus presiones y temperaturas en los diagramas de fases. En depleción volumétrica (donde no existe intrusión de agua) estos diferentes yacimientos monofásicos pueden comportarse: Como yacimientos simples o normales de gas (A), donde la temperatura del yacimiento excede el cricondentérmico, tal como se sabe este es la máxima temperatura donde existe equilibrio líquido- vapor a una presión dada, y cual se puede identificar en un diagrama de fases. Como yacimientos de condensación retrógrada (de punto de rocío) (B), donde la temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura crítica y la temperatura del punto cricondentérmico. Como Como yaci yacimi mien ento toss de gas gas disu disuel elto to (de (de punt punto o de burb burbuj ujeo eo)) (C), (C), dond donde e la temperatura del yacimiento está por debajo de la temperatura crítica. Cuando la presión y la temperatura temperatura caen dentro de la región de dos fases, existirá una zona de petróleo con una capa de gas en la parte superior. La zona de petróleo producirá como un yacimiento de petróleo de punto de burbujeo y la capa de gas como un yacimiento monofásico de gas (A) o como un yacimiento retrogrado de gas, situación que se presenta en el punto (B) del diagrama de fases, señalado para este ejemplo.

Factor Fact or Vol Volum umét étri rico co de Gas Gas (BG) en el Yaci Yacimi mien ento to Este Este es un fact actor  adimensional que relaciona el volumen de gas en el yacimiento a presión y temperatura de operación, en relación, al volumen de la misma masa de gas en superficie a una presión y temperatura Estándar, lo que en el Sistema Británico de 33

34

Unid Unidad ades, es, sign signifific ica a una presi presión ón de 14,7 14,73 3 libr libras as por por pulg pulgad adas as al cuadr cuadrad ado o absolutas (lpca) y temperatura de 60F o 520 R. Por lo general este factor viene expresado en pies cúbicos del yacimiento a pies cúbicos en condiciones normales (PCY/PCN), como también se puede expresar en barriles del yacimiento a pies cúbicos normales (BY/PCN). En vista de la gran expansibilidad de un gas, un volumen dado de gas libre en el yacimiento incrementa en forma notoria su volumen a condiciones de superficie y por lo tanto el factor volumétrico de gas (BG), toma valores muy pequeños. Se puede concluir que el factor volumétrico de gas es fundamentalmente un factor  de conversión, que permite expresar el volumen que ocuparía el gas a condiciones de presión y temperatura diferentes en cierto volumen del gas. Cuando se trabaja con gas, es común definir un juego de condiciones estándares, para poder  convertir todas a las condiciones del gas, a las condiciones estándares definidas El factor volumétrico del gas esta dado por la siguiente ecuación  BG

=

V CO V CE 

=

 Z CO xn CO xT CO xP CE  xR  Z CE  xn CE  xT CE  xP CO xR

=

 Z CO x1(lbmol  ) xT CO x14,7(lpca ) 1 x1(lbmol  ) x 520 520 ( R ) xP CO

= 0,0283 x

 Z CO xT CO  P CO

(12) Donde:(BG) factor volumétrico de gas en pies cúbicos del yacimiento por pies cúbicos cúbicos normale normaless o estánda estándarr (PCY/P (PCY/PCN) CN);; (VCO) volu volume men n en cond condici icion ones es de 3 operación en (pie ); (VCE) volumen en condiciones estándar o normales en (PCN) ; (ZCO) Factor Factor de compres compresibi ibilid lidad ad en condici condiciones ones de operaci operación; ón; (ZCe)=factor )=factor de compresibilidad en condiciones normales o estándar, que se asumen igual a uno (ZCE=1); (R)=constante universal de los gases. En el Sistema Británico de Unidades tiene un valor de (10,73 PC x lpca / lbmol xR); (PCE)= presión en condiciones normales o estándar, en Sistema Británico de unid unidad ades es tien tiene e un valo valorr de 14,7 14,7 (lpc (lpca) a);; (PCO)= pres presión ión en cond condic icio iones nes de operación; operación; (nCO)= número de moles en condiciones de operación, se asume que no hay pérdidas, luego es igual al número de moles en condiciones normales o estándar (nCE=nCO =1 lbmol). La mayor dificultad en la aplicación de la ecuación (12) es la determinación del Factor de Compresibilidad (Z).Aunque la verdad es que existen muchas formas para para dete determ rmin inar ar este este pará paráme metr tros os,, pero pero siem siempr pre e exis existe ten n difi dificu cultltad ades es para para determinarlo: Si se disponen de modelos de simulación se reduce la complicación, ya que se pueden utilizar incluso ecuaciones de estado cúbicas, la dificultad en este este caso caso,, es dete determ rmin inar ar la raíz raíz adec adecua uada da a toma tomarr como como resu resultltad ado, o, para para determinar el factor, con lo cual se obtiene valores, con un cierto grado de precisión y exactitud. Aunque si se dispone de datos suficiente, como por ejemplo datos de operación y en condiciones normales se puede utilizar la ecuación com combina binada da de los gases ases,, con con lo cual cual se puede uede det determ erminar inar el fact factor or de compresibilidad del gas, que se esta trabajando en condiciones de operación, la ecuación es:

34

35

 P CN  xV CN   Z CN  xT CN 

=

 P CO  xV CO  Z CO  xT CO

(13)  Z CO

=

 P CO  xV CO  xT CN  xZ CN   P CN  xV CN  xT CO

=

(520 ) x(1) xP CO  xV CO (14 ,73 ) x379 ,63 xT CO

= 0,093

 P CO  xV CO T CO

(14) Donde (CN) representan las condiciones normales o estándar y (CO) representan las condiciones operacionales. El factor de compresibilidad debe de ser  determinado para cada gas por separado, a las condiciones de presión y temperatura de operación. La ecuación (14) tiene una amplia aplicabilidad, ya que se puede establecer en forma fácil una relación entre las condiciones operacionales y condicionales Estándar o de base, y que también se denominan condiciones de base.

Determinación del factor volumétrico de gas:  BG

 PCY      1 Bl    Z CO xT CO = 0,00504    Bl    Z CO xT CO = 0,0283        x       PCN     5,615 PCY     P CO   PCN     P CO

(15) En algunos casos se utiliza el inverso de (B G )  BG′

      1    P CO  P CO  PCN    =  1   = = 35,3357     x    x     PCY     Z CO xT CO   BG    0,0283    Z CO xT CO (16)

 BG′

      1    P CO   PCN    x  P CO =  1   = = 198 , 4127  x            Bl     Z CO xT CO   BG    0,00504    Z CO xT CO

(17)

Se ha comprobado experimentalmente que para una gran cantidad de mezclas de gas natural la variación de inverso de factor volumétrico (B'G ) con respecto a la relación del Factor de Compresibilidad y presión (Z/P) o del Factor Volumétrico (BG) con respecto a la relación presión factor de compresibilidad (P/Z) es lineal a presiones no muy elevadas (3000 - 4000 lpca), de tal manera que se pueden ajustar a través de un polinomio de segundo grado en presión (P) usando mínimos cuadrados, lo que permite cuantificar el Factor Volumétrico, en función de la presión de operación del sistema gaseosos, desde luego a través de pruebas estadísticas se debe de determinar la significancia de la ecuación de regresión.  BG'

= a + bP  − cP 2

(18)

Para la solución de la ecuación (18) se deben de resolver lo siguiente: 35

36

n

∑ B

' Gi

i =1

n

' Gi

i =1

∑ P   B 2

i

i =1

i =1

' Gi

n

= a ∑ P i + b∑ P i + c∑ P i 3 2

i =1

n

n

= a ∑ P i + b∑ P i + c∑ P i 4 i =1

3

i =1

(20)

i =1

n

2

(19)

i =1

n

i =1

n

n

= na + b∑ P i + c∑ P i 2 n

∑ P  B i

n

(21)

i =1

Colocando las ecuaciones (19, 19; 20 y 21) en forma matricial queda la ecuación (22) Donde : (n) = número de valores del factor volumétrico y presión utilizadas en la operación ;(Pi)= presión del punto (i) en lpca; (B G’)=factor volumétrico del gas a la presión (Pi) en (PCN/PCY) (a; b y c) son constantes y que pueden ser  obtenidas a través de la ecuación (22), y para ello se utiliza algunos de los métodos numéricos directos de solución de sistemas lineales de ecuaciones simultáneas, todos los cuales se pueden resolver con una gran facilidad utilizado computadoras o calculadoras programables

Determinación del Gas en el Yacimiento por el Método Volumétrico. El volumen normal de gas en un yacimiento, en pies cúbicos normales o estándares (PCN), con un volumen poroso disponible para gas igual a (V G) pies cúbicos no es otra cosa que la relación: (B G x VG), en donde (BG) se expresa en (PCN/PCY). Pero, en vista que (B G) varía con la presión, bajo condiciones isotérmicas, luego el gas en el yacimiento también cambia a medida que la presión disminuye, y seguramente el volumen poroso disponible para gas (V G), también pueda cambiar, y el cambio sería fundamentalmente, debido a la intrusión del agua en el yacimiento (esta es el agua que entra a la zona de petróleo de un yacimiento, proveniente de formaciones que rodean el yacimiento denominadas acuíferos) la intrusión de agua. También se debe hacer notar que (V G), se relaciona con el volumen total o bruto (V B) del yacimiento por la porosidad promedio ( φ ) y la 36

37

saturación promedio de agua connata (S W). El volumen total o bruto del yacimiento (VB ) se expresa en (acres- pies), y el volumen del gas original en sitio (GOES) se calcula mediante las siguientes ecuaciones: GOES =43560 xVB φ x(1- SW )x BG (23) En donde: (GOES)= volumen del gas original en el sitio en ( pie 3 ) ;(VB)= volumen total del yacimiento en (acre-pie); ( φ )= porosidad promedio en (%) ;(SW)= saturación promedio del agua connata en (%) y (B G)= factor volumétrico del gas en (PCN/PCY), el hecho que este factor sea determinado a la presión de 14,7 lpca y 60 F de temperatura, trae como consecuencia que el GOES, quede expresado en estas mismos valores de presión y temperatura que se consideran condiciones operacionales de presión y temperatura para el estudio de los componentes del yacimiento.

Reservas de los Yacimientos de Gas: La reserva son los volúmenes de hidrocarburos que, de acuerdo a la información geológica y de ingeniería disponible, presenta alta probabilidad (90%) de ser recuperados bajo condiciones económicas y de abandono de las preestablecidas. En este, caso se presenta el cálculo de las reservas por los métodos volumétricos y declinación de presión (balance de materiales), y con lo cual queda: Factores que Influyen en el Método Volumétrico El método volumétrico de gas fundamenta sus apreciaciones en mapas de subsuelo e isópacos, construidos con información obtenida de registros eléctricos, pruebas de núcleos, y pruebas de formación y producción. El ingeniero de yacimiento emplea todo estos datos, con el objetivo de determinar el volumen productor total del yacimiento. Cuando la formación es uniforme y se logra información adecuada de los pozos, el error  cometido en el cálculo del volumen neto del yacimiento no debe exceder en más de unas pocas unidades. En caso contrario el error puede ser alto, y desde luego traería errores en el cálculo del GOES y otros parámetros de importancia para los yacimientos volumétricos de gas. Luego el error cometido en la determinación del GOES se relaciona fundamentalmente con: a.- Métodos para medir porosidad. Los métodos de laboratorio utilizados para determinar porosidad incluyen la Ley de Boyle, saturación con agua, saturación con líquidos orgánicos, análisis de núcleos, registros eléctricos y de neutrón. La verdad es que en la determinación de este parámetro juega un gran papel el laboratorio que realice las determinaciones. La precisión y exactitud del valor de porosidad determinado por el método de análisis de núcleos, por ejemplo depende de la calidad, cantidad y uniformidad de los datos tomados. Los métodos eléctricos tienen la ventaja que promedian volúmenes grandes de rocas. Pero, hay que tomar en cuenta que para evitar problemas en la utilización del dato de porosidad es preferible utilizar su valor promedio, tomado de la misma forma como se determina la presión promedio.

37

38

En realidad, la medición de la porosidad, tal como, involucra principios físicos muy simples, no debería, entonces haber conflictos, en su determinación, y si los laboratorios utilizan los mismos principios, se espera, luego que no se presenten grandes diferencias en la obtención de los valores de la porosidad. Los mayores conflictos, en los datos obtenidos, se relacionan con muestras no consolidas, y cuando se trata de trasladar el valor medido por un laboratorio al reservorio.

La porosidad se define como el porcentaje del volumen total de una roca constituido por espacios vacíos. Es necesario que el estudiante de petróleo tenga bien claro este concepto. La porosidad efectiva es el volumen total de los espacios porosos interconectados de manera que permitan el paso del fluido a través de ellos. En los yacimientos volumétricos de gas, el volumen ocupado por los hidrocarburos permanecen constante durante la explotación del yacimiento, es decir no hay acuíferos asociados. El volumen poroso estará ocupado por partes de gas y agua connata, según lo siguiente: VP= VPG + VPW

(24)

En donde: (VP)= volumen de poros del yacimiento; (V PG)= volumen de poros del gas y (VPW)=volumen de poros del agua connota

 V  PG V  PW      +   V  V   P       P 

1= 

(25)

 V  PG       = S G V     P     V  PW       = S W    V     P   

Pero:

Luego la ecuación (27) queda:

(26) (27)

1=SG + SW

SW es constante, luego:

(28)

SG =1-SW GOES 

=

(29)

V  P 

(30)

 BGi

Resolviendo para (VG) y (BG) queda: GOES 

=

V G  BGi

=

43560  xV  B ( acre −  pie ) xφ  xS G

 BGi

=

43560  xV  B xφ  x(1 − S W  )

(31) En este caso el GOES queda expresado en (PCN)

38

 BGi

39

b.- Métodos para medir el agua connata . El agua existente en las zonas gasíferas y petrolíferas de un yacimiento por encima de la zona de transición se denomina agua innata o connata o intersticial. Esta agua es de gran importancia, en vista que reduce el volumen del especio poroso disponible para la acumulación de hidrocarburos, además, también afecta la capacidad de recuperación de los yacimientos sean estos de petróleo, gas y petróleo o de gas en cualquier caso serán influenciados. El agua connata no se encuentra distribuida en forma uniforme a través del yacimiento, sino que varía con la litología y permeabilidad. El método de Schilthuis que mide directamente la saturación de agua connata a través de la obtención de núcleos, que se forman por la formación productora con lodo de perforación basándose en petróleo, y la posterior obtención del agua de saturación connata por la correlación con la permeabilidad absoluta, su precisión y exactitud depende también de la calidad y cantidad de los datos tomados.

Factores que Influyen en el Volumen de Agua de Formación: El volumen de las aguas de formación es afectado por la temperatura, la presión y la cantidad de gas en solución. La compresibilidad del agua de formación o agua innata, también contribuye en un alto porcentaje en algunos casos a la producción de yacimientos volumétricos por encima del punto de burbujeo, además contribuye en gran parte a la intrusión de agua en yacimientos de empuje hidrostático La permeabilidad es la conductividad de un cuerpo poroso a los fluidos o capacidad de los fluidos para desplazarse entre los espacios que conectan los poros de una masa porosa. En términos generales, se puede señalar que la permeabilidad implica la determinación de la capacidad de conducción de un determinado fluido. Aunque estrictamente hablando lo único que puede en un caso real es la capacidad de inyección o de producción de un determinado fluido. Sin, embargo la Ley de Darcy establece, que los procesos de inyección, conducción y producción, son propiedades que si es posible determinar uno de ellos, luego las otras se puede medir en función de la propiedad medida. Luego, lo hay duda que la permeabilidad es la medida de la capacidad de conducir fluidos. Nadie piensa que la permeabilidad de un sistema depende de su capacidad de admitir o expulsar fluidos. Permeabilidad Relativa: La permeabilidad relativa es un parámetro, que por lo general se determina en condiciones de laboratorio, y en ese caso expresa la relación funcional entre la saturación de fases y la capacidad de un medio poroso para conducir dichas fases, cuando las fuerzas dominantes del proceso son las fuerzas viscosas. Bajo, de estas fuerzas las fases tienden a moverse preferentemente por los canales porales de mayor diámetro, y esta saturación se presenta en zonas de alto caudal, donde el gradiente de presión dinámicas superan ampliamente las presiones capilares del sistema. También se tiene la Permeabilidad Efectiva, y se define como la medida de la habilidad de un solo fluido para fluir a través de una roca cuando otro fluido esta presente en el espacio poroso. Es la medida de la habilidad de un solo fluido para fluir a través de una 39

40

roca cuando otro fluido está presente en el espacio poroso. Es así, por ejemplo como existen reservorios de gas de baja permeabilidad.

Reservorios Gasiferos Los reservorios gasíferos de muy baja permeabilidad presentan un conjunto de características propias que los diferencias de los que suelen llamarse "reservorios convencionales" (pese a todas las precauciones con que debe emplearse este término). Como consecuencia, tanto de la etapa de muestreo y recolección de datos, como la de traslado de mediciones de laboratorio a escala de reservorio deben hacerse dejando de lado algunos conceptos "tradicionales". Algunas de las propiedades que suelen presentarse, y hacen diferentes a estos reservorios, son las siguientes:(Muy baja porosidad; Sistemas de doble porosidad; Dificultad en la evaluación de la saturación de agua en la matriz arenosa.; Permeabilidades relativas dominadas por fuerzas capilares.; Frecuente sobre -presurización. Dificultad de evaluación de las reservas. Y Caudales de producción cercanos al límite económico de las explotaciones. Todo esto provoca que haya que realizar estudios de laboratorio y después comprobarlo en condiciones de campo, para determinar su aplicabilidad. c.- Métodos para determinar la presión promedio. Uno de los grandes problemas, que se tiene en el método volumétrico, es como obtener la presión promedio con una alta precisión y exactitud. Es por ello, que siempre es necesario realizar o utilizar varios métodos, que permitan determina la presión promedio, con cierto grado de precisión y exactitud, de la forma que el Método Volumétrico, tenga una utilidad práctica, bien definida. , ya que la presión promedio de un yacimiento, puede determinarse, como una presión promedio por pozo, presión promedio por  unidad de superficie o una presión promedio por unidad volumétrica Esto da origen a las siguientes ecuaciones, que sirven para determinar la presión en longitud, área y volumen, por lo tanto existe la posibilidad de definir claramente la ecuación a utilizar: n

 P  P 

 P i

=∑ i =1

n

(32)

n

∑ P  xA  P  = ∑ A i

i

i =1

 P 

n

i

i =1

(33) n

∑ P  xA  xh  P  = ∑ A  xh i

i

i

i =1

 P 

n

i

(34)

i

i =1

Donde (PP)= presión promedio. La ecuación (32) es la presión promedio por pozo, en este caso (n) representa el número de pozos. La ecuación (33) representa a la presión promedio por unidad de superficie en este caso (n) representa el número 40

41

de unidades de yacimientos involucrados en el cálculo. La ecuación (34) se refiere a la presión promedio por unidad volumétrica En este caso (n) también representa el número de unidades involucradas en la determinación. Para el caso de encontrar hidrocarburos. La ecuación de mayor importancia es la ecuación (34). Aunque, cuando los gradientes de presión son pequeños las ecuaciones (32 y 33) se acercan bastante a la ecuación (34). Estas tres ecuaciones son de gran importancia, para los cálculos de los reservorios de gas, ya que la precisión y exactitud del valor de la presión, promedio, influye en la determinación del factor  de compresibilidad.

Calculo de la Recuperación Unitaria de Yacimientos Volumétricos de Gas . Existen yacimientos de gas, en donde en su etapa de desarrollo es imposible conocer el volumen total. En este caso, es mejor hacer los cálculos del yacimiento en base unitario, por lo general un (acre-pie) del volumen total de roca reservorio. Utilizando los factores de conversión se sabe que: 1 acre-pie equivale a 43560 pies cúbicos (1 acre-pie =43560  pie ) 3

 Yacimientos de Gas Volumétricos Es conveniente saber que una unidad o un acre-pie de volumen total de roca de yacimiento contienen: Volumen de agua innata en pie 3 = 43560φ SW (35) Espacio poroso disponible para el gas en pie 3 = 43560φ (1- SW )

(36)

Espacio poroso del yacimiento en pie3 = 43560φ

(37)

El número inicial de pies cúbicos normales de gas en el yacimiento en la unidad será: Ginicial  = 43560  xφ (1 − S w ) xB Gi (38) Donde: ( G Inicial  ) se expresa en pies cúbicos normales/ acre- pie (PCN/acre-pie); ( BGi ) es el factor volumétrico del gas en (PCN/PCY) Las condiciones normales son las empleadas en el cálculo del factor volumétrico del gas, pero puede cambiarse a otras condiciones por medio de la ley de los gases ideales; (φ ) es la porosidad, se expresa como una fracción del volumen bruto o volumen total y ( S w ) es la saturación de agua innata se expresa , como una fracción del volumen poroso. En un yacimiento volumétrico se considera que no varía la saturación de agua intersticial, de manera que el volumen de gas en el yacimiento permanece constante. Cuando se alcanza la presión de abandono, y se obtiene un factor  volumétrico a la presión de abandono ( BGA ) , luego el volumen residual del gas en las condiciones de abandono será: G A

= 43560  xφ  x(1 − S w ) xB GA

(39) 41

42

La presión de abandono (PA) es la presión promedio del reservorio la cual no permite una operación económica continua. También se considera que es la presión a la cual no es rentable seguir produciendo un yacimiento. Además se sabe que por lo general, las tasas de producción de un yacimiento de gas disminuyen en forma apreciable, cuando la presión del yacimiento se aproxima a la presión atmosférica. Es por ello, que se necesita fijar una presión de abandono del Yacimiento, la cual toma en cuenta consideraciones de tipo técnico y económico. Por, lo general las presiones de abandono están comprendidas en el rango de 50 a 500 lpca, aunque este último valor puede ser apreciablemente mayor cuando se trata de yacimientos de gas muy profundo. . Como conclusión, se puede señalar que la presión de abandono depende de factores térmicos y económicos, tales como. a.- Precio de venta del gas b.- Índice de productividad del Pozo c.- Presión de fondo fluyente necesaria para que el gas fluya hasta las estaciones de compresión. d.- Producción de agua Algunas compañías productoras de gas fijan la presión de abandono en 100 lpca / 1000 pie3 de profundidad. También una regla empírica indica que: PA=0,1Prof (DATUM)

(40)

DATUM = profundidad de referencia de un yacimiento volumétrico, que es un dato que se obtiene con instrumentos adecuados, y que por lo general son de alta precisión y exactitud.

Recuperación Unitaria de Gas (RU) Un parámetro de importancia de manejar en yacimientos volumétricos es la recuperación unitaria (RU), que viene a ser la diferencia entre el gas inicial en el yacimiento en una unidad de volumen total de la roca y el gas remanente en el yacimiento en la misma unidad de roca al tiempo de abandono. Lo que significa que es el gas producido a la presión de abandono, y viene a ser:  RU  = 43560  xφ   x(1 − S w ) x( BGi − BGA ) (41) Aquí: La recuperación unitaria (RU) se expresa en (PCN/acre-pie) y (B GA) es el factor volumétrico del gas a la presión de abandono en (PCN/PCY).La (RU) se denomina, también reserva inicial unitaria (RIU), y, por lo general es inferior al gas inicial por unidad en el yacimiento. La (RU) en cualquier etapa de agotamiento es la diferencia entre la reserva inicial unitaria (RIU) y la producción unitaria hasta esa

42

43

etapa de agotamiento La recuperación fraccional o factor de recuperación (FR) expresado en porcentaje de gas inicial en sitio es:  FR =

( Ginicial  − G A ) x100 ( BGi − B A ) x100 = Ginicial 

 BGi

(42)

Donde: (Ginicial ) es el gas inicial en el yacimiento en la unidad en (PCN/acre -pie) ; ( G A) es el gas a las condiciones de abandono en (PCN/acre-pie). El (FR) en Los yacimientos volumétricos por lo general andan por el orden de los 80-90%. Lo que indica que prácticamente no existen mayores posibilidades de obtener una mayor  recuperación de los hidrocarburos, que conforman el yacimiento, sea de gas seco, gas húmedo o condensado de gas.

Recuperación Unitaria de Yacimientos de gas con Empuje Hidrostático. En este caso a las condiciones iniciales, tal como se indico antes (1 acre-pie) del volumen total de la roca de yacimiento debe de contener en pies cúbicos. El volumen de agua innata es el señalado por la ecuación (41), mientras que la ecuación (42) representa el volumen disponible para el gas, mientras que el volumen del gas a condiciones normales, en el Sistema Británico de Unidades esta representado por la ecuación V GCN 

= 43560  xφ (1 − S wi ) xB Gi

(43)

En muchos yacimientos con empuje hidrostático, después de una disminución inicial de presión, el agua entra al yacimiento a una tasa igual a la producción, estabilizándose en esta forma la presión del yacimiento. Aquí la presión que sirve como estabilizador es la presión de abandono. Luego se tiene que el factor volumétrico del gas a la presión de abandono (PA) es (BGA) y (SGR) representa la saturación residual del gas, el cual se expresa como una fracción del volumen poroso. Esta saturación se puede determinar en condiciones de laboratorio. Después de que el agua invade la unidad (1 acre- pie) de roca de yacimiento en las condiciones de abandono y contiene: VW=43560φ x(1-SGR)

(44)

VGY= 43560φ xSGR VGCN =43560φ xSGxBGA

(45) (46)

La ecuación (44) representa en volumen de agua en (pie 3/acre-pie), mientras que la ecuación (45) representa en volumen del gas a condiciones de yacimientos en (pie3/acre- pie), mientras que la ecuación (46) representa el volumen de gas en condiciones estándar en (PCN (acre-pie). En este caso la recuperación unitaria (RU) es la diferencia entre el gas inicial y el residual en la unidad del volumen total de roca ambos a condiciones normales, luego en RU que (PCN/acre-pie):

43

44

Si un yacimiento de gas con empuje hidrostático, que tienen una saturación inicial de 30%, y una saturación residual de gas de 35%, tiene un factor de recuperación de solo 50%. Cuando la presión del yacimiento se estabiliza cerca de la presión inicial. Y la permeabilidad del yacimiento es uniforme. En este caso el factor de recuperación es significativo. Cuando existen formaciones bien definidas de bajas a altas permeabilidad, el agua avanza más rápido por entre las capas más permeables, de manera que cuando un pozo de gas se abandona por su excesiva producción de agua, aun quedan considerables cantidades de gas por recuperar  en las capas menos permeables, todos estos factores influyen en forma significativa en el proceso de recuperación. En yacimientos volumétricos donde el gas recuperable bajo cada sección del yacimiento es el mismo, la recuperación será igual, desde luego dentro de un rango previamente establecido de tal forma que se puede establecer el cálculo apropiado, de tal forma que se puede calcular el volumen del yacimiento. Cuando varía el gas existente en las diferentes unidades, como cuando varía el espesor de la formación, la reserva del gas inicial de la sección donde la formación es de mayor espesor será menor que el gas recuperable inicial en esa sección. En yacimientos de gas con empuje hidrostático, cuando la presión se estabiliza cerca de la presión inicial del yacimiento, un pozo situado en la parte más baja de la estructura divide su gas inicial recuperable con los demás pozos buzamiento (Término geológico que se refiere a la inclinación que tienen los estratos. Un manto horizontal tiene un buzamiento de 0 o mientras que horizontes verticales tienen 90º de buzamiento) arriba y en línea con él. Ahora si la presión se estabiliza por debajo de la presión inicial del yacimiento, el factor de recuperación aumentará para los pozos situados en la parte inferior de la estructura. Si el empuje hidráulico es muy activo y prácticamente no ocurre disminución en la presión del yacimiento, la recuperación unitaria y el factor de recuperación, respectivamente, se convierten en:  RU 

= 43560  xφ (1 − S wi −S GR ) BGi ( PCN 

 FR =

100(1 − S wi

− S GR )

(1 − S wi )

/ acre

− pie )

(47) (48)

(%)

Debido a que la saturación residual del gas es independiente de la presión, la recuperación será mayor para una presión menor de estabilización. Cuando la permeabilidad del yacimiento es uniforme, este factor de recuperación es significativo, excepto por una corrección que toma en cuenta la eficiencia de la configuración de drenaje y la conificación de agua o lóbulos formados por ésta. Cuando existen formaciones bien definidas de bajas y altas permeabilidades, el agua avanza más rápido por entre las capas más permeables, de manera que cuando un pozo de gas se abandona por su excesiva producción de agua, aún

44

45

queda considerable cantidad de gas por recuperar en las capas menos permeables. Debido a estos factores puede concluirse que las recuperaciones de gas por  empuje hidráulico son generalmente inferiores a las de depleción volumétrica; sin embargo, esta conclusión no se aplica para el caso de recuperaciones de petróleo. Yacimientos de gas con empuje hidráulico tienen la ventaja que mantienen presiones de flujo y tasas de producción mayores que en yacimientos de gas con empuje por depleción o agotamiento. Esto se debe, naturalmente, al mantenimiento de una presión mayor como resultado de la intrusión de agua, que hay que tener en cuenta para la precisión y exactitud de los resultados obtenidos. En el cálculo de las reservas de gas de una unidad o una zona determinada en arrendamiento, es de mayor importancia conocer el gas recuperable por pozo a pozos de dicha zona que el gas total recuperable inicialmente de tal unidad o área, parte del cual puede ser recuperado por pozos adyacentes. En yacimientos volumétricos, donde el gas recuperable bajo cada sección (pozo) del yacimiento es el mismo, las recuperaciones serán iguales siempre y cuando los pozos produzcan en la misma proporción. Por otra parte, cuando varía el gas existente en las diferentes unidades (pozos), como en el caso en que varíe el espesor de la formación, y si los pozos producen en la misma proporción, la reserva de gas inicial de la sección donde la formación es de mayor espesor será menor que el gas recuperable inicial de esa sección. En yacimientos de gas con empuje hidráulico, cuando la presión se estabiliza cerca de la presión inicial del yacimiento, un pozo situado en la parte más baja de la estructura divide su gas inicial recuperable con los demás pozos buzamiento arriba y en línea con él. Por ejemplo, si se perforan tres pozos en línea a lo largo del buzamiento en la parte superior de sus respectivas unidades, asumidas iguales, y si todos producen a la misma proporción, el pozo situado en la parte inferior de la estructura recuperará aproximadamente una tercera parte del gas subyacente inicial. Si el pozo se perfora más abajo en la estructura cerca del centro de la unidad, su recuperación será aún menor. Si la presión es estabiliza por debajo de la presión inicial del yacimiento, el factor de recuperación aumentará para los pozos situados en la parte inferior de la estructura.

Empuje Hidrostático: Empuje hidrostático, también se le denomina empuje hidráulico. Estos procesos se definen como la energía que contribuye a la recuperación de petróleo proveniente de un acuífero contiguo a la zona de producción de petróleo, dentro de la formación productora. Generalmente el mismo tipo de formación productora que contiene el acuífero. La energía del empuje se debe fundamentalmente a la expansión del agua al disminuir la presión, dando con ellos posibilidad que el fluido avance dentro del yacimiento de petróleo, en dirección del pozo, desplazando petróleo, pudiendo ser recuperado posteriormente.

45

46

Empuje Hidrostático de Fondo: Empuje hidrostático de fondo. También se conoce como empuje hidráulico de fondo. Se define como el empuje hidrostático debido al agua que se mueve verticalmente hacia arriba en dirección de los pozos productores. La zona productora de petróleo esta por encima de la zona de agua o acuífero. Empuje hidrostático marginal o empuje hidráulico lateral. Se define como el empuje hidrostático debido al agua que avanza lateralmente hacia el pozo productor. Es decir paralelamente a los planos de estratificación en el avance de agua en este tipo de empuje Balance Molar en Yacimientos de Gas Este método se puede utilizar para determinar la cantidad de gas inicial en el un pozo, cuando por alguna razón no se tienen datos de parámetros, como saturación de agua, porosidad, parámetros, que desde luego definen una serie de procesos, de gran importancia para la industria del gas natural, e hidrocarburos en general. La ecuación de balance de materiales en un yacimiento de gas bajo el efecto de empuje de agua. Se representa por la siguiente ecuación: Producción de Gas = Expansión +Influjo de Agua- Producción de Agua (49) La ecuación (49) representa el Método para Determinar el Gas en Sitio en el Yacimiento, donde Existe Empuje por Agua En páginas anteriores se calculó el gas inicial en el yacimiento en base a una unidad (1 acre-pie) de volumen total de roca productora a partir de valores conocidos de porosidad y saturación de agua innata. Para calcular el gas inicial en el yacimiento existente en determinada sección o parte del yacimiento fue necesario conocer, además de la porosidad y saturación de agua innata, el volumen total de roca de la sección. En muchos casos, sin embargo, no se conoce con suficiente exactitud uno o varios de estos factores y, por tanto, los métodos descritos anteriormente no pueden usarse. En este caso, para calcular el gas inicial en el yacimiento, se debe usar el método de balance de materiales; sin embargo, este método se aplica sólo para la totalidad del yacimiento, por la migración de gas de una parte del yacimiento a otra, tanto en yacimientos volumétricos como en aquellos de empuje hidráulico. Antes de proceder con el estudio del balance de materiales, es necesario saber las condiciones bajo las cuales se aplica. Las suposiciones hechas son: a.- Volumen poroso homogéneo. El espacio poroso se encuentra inicialmente ocupado por gas y agua innata. b.- Distribución uniforme de la presión. El gas a P promedio del yacimiento. c.- La composición del gas permanece constante. Se considera Rsw = 0, Bw = 1. 46

47

d.- Yacimiento Isotérmico, T = cte. e.- No hay dirección para el flujo de fluidos. La expansión del agua innata o de la roca del yacimiento se asume despreciable. La conservación de la materia aplicada a yacimientos de gas da el siguiente balance de materiales. La cuantificación del balance de materiales es un proceso de gran importancia, ya que con ello se puede evaluar la eficiencia, de un proceso al que haya sido sometido el gas natural y/o sus derivados, por lo tanto se puede realizar una evaluación de la efectividad de cada uno de los fluidos, que se obtienen en ese yacimiento, sea cual sean los fluidos que el mismo contiene, tanto en el fondo del pozo como en superficie. Masa de Gas= Masa de gas inicialmente- Masa de Gas Remanente Producido en el Yacimiento en el Yacimiento

(50)

También se puede hacer el balance con un compuesto definido, por ejemplo metano. Cuando la composición de la producción es constante, los pies cúbicos normales producidos y remanentes en el yacimiento son directamente proporcionales a sus masas y, por tanto, se puede efectuar el siguiente balance de materiales en términos de pies cúbicos normales: PCN producido= PCN inicialmente - PCN Remanente del yacimiento en el yacimiento en el yacimiento

(51)

Quizás una de las desventajas del balance de material es que solo se puede aplicar ala totalidad del yacimiento, esto se debe fundamentalmente a la migración de gas de una parte del yacimiento a otra. Luego para un yacimiento cualquiera se tiene en términos de moles de gas. La ecuación de la conservación de la materia aplicada a yacimientos de gas conlleva a la siguiente ecuación: mGP 

= mGIY  −m GRY 

(52)

Donde: ( mGP  ) = masa de gas producido en el yacimiento; ( mGIY  ) = masa de gas inicial en el yacimiento y ( mGRY  ) = masa de gas remanente en el yacimiento. El balance se puede realizar también en términos de volumen, con lo cual queda un volumen que representa lo siguiente: VGP=VGIY-VGRY

(53)

En este caso (VGP) es el volumen total de gas en el yacimiento ;(V GIY) es el volumen inicial de gas en el yacimiento y (VGRY) corresponde al volumen remanente de gas en el yacimiento: El balance se puede realizar en términos del número de moles, y la ecuación es;

47

48

nP = ni- nf 

(54)

Donde: (nP)= número de moles producidos; (n i)= número de moles iniciales, y (n f )= número de moles finales. El término final denota una etapa posterior de producción y no necesariamente significa abandono. Si (Vi) es el volumen poroso inicial disponible para gas en (pie 3). Y si a una presión final (P F) entran (WE ) PC de agua al yacimiento y se producen (W P) pie3 de agua , luego el volumen final (VF) (disponible para gas después de producir (G P) PCN de gas es: VF =Vi - We +BW WP (55) Donde: (VF) = volumen final en (PCN) ;(V i)=volumen poroso inicial disponible para gas en el yacimiento en (PC); (W e)= cantidad de agua que entran al yacimiento en (pie3); (BW) = factor volumétrico de agua en barriles de agua en el yacimiento por  barriles de agua en la superficie (BY/BS (y (WP) volumen de agua producida en pies cúbico de agua. Tanto el (V F), como el (Vi) son los volúmenes porosos disponibles para, lo que significa que no incluyen el agua connata. Los términos de la ecuación (55), pueden ser reemplazados, para ello se necesita utilizar la ley de los gases: G P  xP CE  T CE 

=

 P i xV i  Z i xT 

−

 P  F  (V i

− W  E  + BW  + W  P  )  Z   f   xT 

(56) La ecuación (56) corresponde a la ecuación generalizada de balance de materiales, para yacimientos de gas, donde ( G P  ) es el volumen de gas producido en pies cúbicos normales a presión y temperaturas normales, lo que indica que el Volumen se determina a ( P CN  ;T CN  ) . El (GP), también se denomina producción cumulativa; (PCE)= presión estándar o normal;(T CE)=a temperatura en condiciones estándar o normal. Los yacimientos volumétricos carecen de intrusión de agua, y cuando la produce su volumen es tan pequeño que se convierte en volumen despreciable. Luego la ecuación (56), queda: G P  xP CE  T CE 

=

 P i xV i  Z i xT 

−

 P   f   xV   f    Z   f   xT 

(57) Si se esta trabajando en el Sistema Británico de Unidades, entonces:(P CN=14,73 lpca) y (TCN= 520 R). Además (P i,Vi y Zi) son valores fijos en yacimientos volumétricos. Luego si se grafican (G P) contra (P/Z). Luego sustentado en esa gráfica la ecuación (57) se convierte en: G P 

  P    = b − m   f         Z   f    

48

(58)

49

 ( P i xV i xT CE  )    ( P CE  xZ i xT ) 

(59)

 (V i xT CE     ( P CE  xT ) 

(60)

b=

m=

La ecuación (60) indica que para un yacimiento volumétrico de gas, al graficar la producción cumulativa de gas (GP) en (PCN) contra la relación presión factor de compresibilidad (P/Z), se obtiene una línea recta con pendiente negativa. (m) e intercepto (b). La línea recta que se obtiene, podría extrapolarse a presión cero para determinar el gas inicial en el yacimiento, o el volumen de gas del yacimiento a la presión de abandono de (P/Z) para determinar la reserva inicial. Todo esto se muestra en la figura 2

Figura 2 Producción cumulativa contra la relación P/Z

En la figura 2 se puede observar, que las líneas trazadas no son totalmente lineales, y dependen de los máximos y mínimos de la presión de operación La caracterización de yacimientos volumétricos de gas, a partir de la ecuación de balance de materiales se puede escribir en términos de número de mole, dando paso al balance de materiales, en función de los moles iniciales y finales del proceso en referencia, lo que permite realizar una evaluación de la cantidad de moles al inicio y al final del proceso, y con ello establecer un balance de los materiales en función al número de moles o simplemente como balance de los materias que estén presentes en el proceso que se esta evaluando, en relación al balance de masas. ni = nP + nf  ni

=

 P i xV G  ZxRxT Y 

; reemplazando

=

G P  379 ,6

+

 PxV G  ZxRxT Y 

49

(61) (62)

50

 P i x 43560  xV  B xφ (1 − S Wi )  ZxRxT  Y 

=

G P  379 ,6

+  Px 43560  xV  B xφ (1

− S )Wi

 ZxRxT  Y 

(63) Multiplicando la ecuación (63) por (R T Y ) y dividiendo por 43560VB φ (1-SW i ) se obtiene:  P i  Z i

=

 RxT Y  xG P 

[ (379 ,6)( 43560 ) xV  B xφ (1 − S )Wi ]

+

 P  Z 

(64)  P   Z 

=−

 P i  Z i

−

 RxT Y  xG P 

[ (379,6)(43560 ) xV  B xφ (1 − S Wi )]

(65) En este caso la pendiente de (GP) contra (P/Z) sería m=

 RxT Y 

[ (379,6)( 43560 ) xV  B xφ (1 − S Wi )]

(66)

En estas ecuaciones (TY) corresponde a la temperatura del yacimiento.

  Yacimientos Volumétricos (sin intrusión de agua) Los yacimientos volumétricos carecen de intrusión de agua y su producción de agua es generalmente insignificante; en esta forma, la ecuación (127) se reduce a:  P CN  xG P  T CN 

=

 P i xV i  Z i xT 

−

 P  F  xV  F   Z  F  xT 

(67) Para valores establecidos de presión y temperatura seudocríticos, ya que los valores de volumen, presión y factor de compresibilidad son fijos, la ecuación (67).

 Yacimientos de Gas con Intrusión de Agua (no volumétricos) La ecuación (67) se puede expresarse en función de los factores volumétricos del gas: ( BGi ; BGF  ) y ( G P  ) y se obtiene G P 

=

 P i xT CN   P CN  xZ i xT 

V i

−

 P  F  xT CN   P CN  xZ  F  xT 

(V i

−W e + Bw xW  P  )

(68)

Si los factores volumétricos del gas de expresan en pies cúbicos del yacimientos por pie cúbico normal en lugar de pie cúbicos normales por pie cúbicos de yacimientos, estos factores se convertirían en los recíprocos de los anteriores Pero, debe de tenerse presente que el factor volumétrico del gas puede 50

51

expresarse en cuatros sistemas de unidades. Por consiguiente deben observarse cuidadosamente las ecuaciones que lo contengan y se debe estar seguro de usar  las unidades apropiadas al caso

Balance de Energía Mecánica La energía necesaria para bombear un fluido a través de una tubería depende de una multitud de factores, todos ellos hay que tener en cuenta necesariamente para realizar el balance energéticos de los materiales, entre los principales están: a.-La fricción en la sección recta de la tubería. b.- La energía necesaria para mover un fluido de un punto a otro de mayor altura. c.- La energía necesaria para mantener la velocidad de flujo deseada. d.- La energía necesaria para vencer cualquier diferencia de presión entre la entrada y salida de la bomba. e.- La fricción creada por cambios en el área de la sección transversal del flujo, la cual juega un importante papel en el balance de materiales, f.- Uniones de la tubería g.- Cambios de dirección h.- Rozamiento existente en el equipo necesario para el sistema de transporte.

Energía Potencial es la energía necesaria para vencer un cambio de altura durante el transporte de un fluido Energía Cinética Para modificar la velocidad de un fluido que fluye la bomba debe incrementar su energía cinética. Energía de Presión En algunos sistemas de transporte la presión puede cambiar  de una posición a otra del sistema. Tales cambios puede incluirse en las necesidades de energía Energía de Fricción o Rozamiento La pérdida de presión debida al rozamiento a lo largo de una tubería recta se presenta en la Ecuación de Fanny Método de Declinación de Presión (P/Z) Generalmente, cuando se trata de evaluar cuantitativamente el comportamiento de un yacimiento de gas, se toman mediciones precisas y frecuentes de la presión y de la producción. La recolección de esta información facilita la preparación de un gráfico de los valores (P/Z) versus ( G P  ) (figura 10). Si se obtiene una línea recta, se puede concluir, que el yacimiento es volumétrico. Inclusive, se puede proceder a la extrapolación de la recta obtenida para determinar la totalidad del gas inicial en sitio en el yacimiento

51

52

( Gi ) Si la línea obtenida no es recta y muestra una pendiente decreciente, esto indica que el yacimiento no es volumétrico sino que, además de la energía que posee como resultado de su compresibilidad, tiene una entrada de energía adicional al volumen de control, y la procedencia de esta energía es atribuible al empuje de un acuífero.

Desde luego la caída de presión, como método para evaluar el caudal de gas de un yacimiento es diferente para cada yacimiento de gas, por lo tanto es necesario tener muy en cuenta, este postulado de tal forma de poder analizar cada uno de los yacimientos de gas, que se esta estudiando y analizando para poder  cuantificar el caudal verdadero de cada uno de ellos en un determinado sitio:

Procedimiento para la determinación de la declinación de presión: Para el caso de los yacimientos de gas seco, se recomienda el siguiente procedimiento: Determinar los factores de compresibilidad del gas a las diferentes presiones disponibles.; Graficar ( P / Z G ) contra ( G  P  ) P/Zg vs Gp. Interpolar una línea recta a través de los puntos. Extrapolar una línea recta hasta ( P / Z G ) = 0. El punto de corte sobre el eje horizontal representa el gas original en sitio (GOES) como se ilustra en la figura 3. Figura 3 Curva de (P/Z) en función de la Producción Acumulada del Gas

52

53

La figura 3 permite calcular las reservas de gas a la presión de abandono G apab ) dada, para lo cual se realiza lo siguiente. A una presión de abandono dada ( P ab ) , entrando con el valor de ( P ab / Z Gab ) y leyendo sobre el horizontal sobre el eje horizontal el valor  (Gpab ) . Calcular las reservas de gas a una presión de abandono dada ( P ab / Z Gab ) , con este valor se lee sobre el eje horizontal el valor  del parámetro (G ) Pab .

Factor de Recobro. Este es un factor de gran importancia para determinar la producción, ya que indica la cantidad de fluido que se recupera y se cuantifica, según lo siguiente: Porcentaje de Recobro:→%R (abandono)=

G Pa Gi

100

(69)

Procedimiento Para Obtener el Recobro : Si se dispone de datos de presión producción durante los primeros años de explotación del yacimiento: a.- Graficar (P/Z) contra (GP)

53

54

b.- Interpolar una línea recta hasta cortar el eje horizontal y se lee el valor de (G i ) punto de corte en el GOES c.- Calcular las reservas hasta una presión de abandono (sino se conoce la presión de abandono se toma un valor de 500 lpca), valor que muchas empresas utilizan d.- Con la presión de abandono se calcula un (Z) de abandono y se entra a la gráfica con la cantidad ((Pa/Za) y se lee el respectivo (GPa). e.- Calcular el % de recobro f.- Con la pendiente hacer un cálculo estimado del volumen bruto g.- Si se conoce el espesor se puede calcular el área de drenaje La ecuación (69) puede expresarse como una función de los factores volumétricos de gas inicial (B Gi) y final (B GF). Luego resolviendo para (GP), queda: G P 

   P  xT     P   xT  =  i CE   xV 1 −   f   CE  (V i −W e + BW  xW p      P CE  xZ   f   xT    P CE  xZ i xT   

(70)

Reemplazando los parámetros que permiten determinar los factores volumétricos del gas en condiciones iniciales y finales (B Gi) y (BGF). Luego la ecuación (70) es: GP=BGi xVi –BGF(Vi- WE+BWxWP

(71)

Sustituyendo (Vi) por su equivalente (G/B Gi), esto convierte la ecuación (71) en: G P 

  G   = G − BGf    −W e + BW  xW P        BGi  

(72) Dividiendo la ecuación (72) por (BGi)y desarrollando la ecuación a través de manipulaciones matemática queda, una ecuación de gran aplicabilidad, práctica, la cual es:     G P  = G  1 − 1    +W e − BW  xW  P   BGf     BGf    BGi   (73) Si se utilizan los factores volumétricos en (PCY/PCN), entonces la ecuación (73) se reduce a: GPxBGF’= G(BGF’-BGi’ )+WE- BWxWP

(74)

Utilizando al ecuación (74) se puede obtener La cantidad de agua en pies cúbicos que entran al yacimiento a una determinada presión: 54

55

WE= GPxBGF’-G(-BGF’+BGi’)+ BWxWP

(75)

Donde: (WE)= cantidad de agua que ingresa al yacimiento en (PC);(GP)= producción cumulativa en (MM PCN); (B Gf )= factor volumétrico a la presión final en (PCN/ PCY) ; (BGi’)= factor volumétrico a la presión inicial del yacimiento en (PCN / PCY) ; (BW)=factor volumétrico del agua en barriles normales de agua (BNA/ barriles de yacimiento) y (W P) es el volumen de agua producido en el yacimiento en pies cúbicos de agua (PCA) En vista que (B WxWP), se considera que es el volumen de intrusión y de producción de agua Luego se puede determinar el porcentaje de saturación de agua ,y lógicamente el porcentaje de saturación residual del gas: SW= (agua connata+Intrusión de agua)/ Espacio poroso

(76)

Para no cometer errores en el uso de estas ecuaciones hay que tener presente que el factor volumétrico puede expresar en varias unidades. Luego es recomendable tener siempre esto presente para no cometer errores en la utilización de diferentes sistemas de unidades. También se debe de tener presente que tanto (G), como (G P) deben expresarse bajo las mismas condiciones de presión y temperatura base en que fueron expresados los factores volumétricos del gas. Luego (G PxBGF’) es el volumen del gas producido a la presión,(P F). ( G(BGF’BGi’ ) es la variación del volumen del gas inicial, cuando se dilata de (P i a P F);(WE+ BWxWP) son los volúmenes de intrusión y de producción de agua, respectivamente En yacimiento volumétrico de gas, la cantidad de gas producido es igual al volumen de expansión, luego la ecuación (76) queda como: GPxBGF’= G(BGF’-BGi’ )

(77)

Ejemplo Cuando se inicia la producción de un pozo de gas la presión tenía un valor de 3900 lpca, mientras que la temperatura era 275 F. La gravedad específica del gas al aire tiene un valor de 0,72.El área de la arena productora tiene un valor  de 185 acres, mientras que el espesor alcanza un valor de 48 pies. En esas condiciones la porosidad promedio tenía un valor 23,5%, mientras que el agua connota era 24%. En función de los datos determinar, los siguientes parámetros para el fluido en cuestión. a.- El volumen inicial en el yacimiento, para dar solución se debe de tener cuenta: Si γ  G= 0,72 TSC=400 R PSC=665 lpca TSR=735/400=1,84  BG

= 0,0283

PSR=3900/665=5,86 0,92 x 735 3900

 PCN    = 0,0049        PCY   

55

Z=0,92

56

TSR=735/400=1,84  BG

= 0,0283

G inicial 

PSR=3300/665=4,96 0,90 x735 3300

= 43560

Z=0,90

 PCN    = 0,0057        PCY   

 x 0,235  x0,76 x 204 ,08

= 1,59 MMPCN 

b.- El Factor de recuperación del pozo de gas, se tiene lo siguiente: PSRA=500/665=0,75

ZA=0,95 0,95 x 735

 BG

= 0,0283

 FR

= (204 ,08

500

 PCN    = 0,0395        PCY   

− 25 ,32 )100

204 ,08

= 87 ,59 %

c.- la reserva inicial de gas, si el yacimiento produce por depleción volumétrica, y en este momento la presión se estabiliza en 3300 laca Volumen Poroso = 43560x0,235 x185x48=90,90 MMPCN Gas en el yacimiento después de la depleción por agua hasta 3300 lpca Ginicial =90,90x106 0,76)x 175,44=12,12 MMMPCN d. La reserva inicial del pozo de gas con empuje hidrostático si la saturación residual del gas es 24% Gas en el yacimiento después de la invasión por agua a 3900 lpca Ginicial =90,90x106 0,24)x204,08=4,41 MMMPCN Gas en el yacimiento después de la invasión por agua a 3300 lpca Ginicial =90,90x106 0,24)x175,44=3,83 MMMPCN Reserva Inicial con empuje hidrostático a 3900 lpca Ginicial =(12120-4410)x106=7,71 MMMPCN Reserva inicial con empuje hidrostático a 3300 lpca Ginicial =(12120-3830)x106=8,29 MMMPCN e.- La intrusión de agua y la saturación residual del yacimiento con empuje hidrostático., si la producción acumulada de agua es 14000 barriles. El factor 

56

57

volumétrico del agua (B W), tiene un valor de 1,05 (barriles / barriles). La producción cumulativa de gas alcanza un valor de 945 MM PCN. Gas inicial en el yacimiento. G Inicial=14,5x1060,235 x0,76/0,0057=454,44 MMPCN Utilizando las ecuaciones adecuadas para determinar (W E) y (SW) se tiene lo siguiente WE=945x106x0,0057-4441x106 (-0,0057-0,0049)+1,05x14000x5,615= 8997041 PC Este volumen de agua ha logrado invadir 90,90 MM de PC de roca de yacimiento con un 24% de agua connata. Esto significa que la saturación final de agua en la parte inundada del yacimiento se obtiene, por la ecuación apropiada: S W 

=

(90 ,90 x10 6  x0,235 x0,24 ) + 8997041 6

(90 ,90 x10  x0,235 )

= 0,6612 = 66 ,12 %

Esto significa que la saturación residual del gas (S GR) es 33,88%

  Yacimientos de gas Seco: En la figura 4 se presenta un Diagrama de fases Presión- Temperatura (P-T) para un yacimiento de gas seco En la figura 4 se puede señalar que la temperatura del yacimiento es bastante mayor que la temperatura crítica y no ocurre condensación de hidrocarburos. El vista que la temperatura del yacimiento es mayor que la temperatura crítica, indica que la mezcla es monofásico, yo no regresará a la fase líquida. Además se observa en la figura que si hay un cambio isotérmico de la presión, la mezcla sigue estando formada solo por gas, por lo tanto sigue siendo monofásica La temperatura del yacimiento disminuye en el proceso de separación gas- petróleo, debido al efecto de Joule- Thompson, sobre todo en los procesos no hay intercambiadores de calor, procesos que se realizan por lo general, cuando se utilizan sustancia refrigerantes.

Obtención del GOES en los yacimientos de gas seco. En vista que estos yacimientos no tienen posibilidad de producir hidrocarburos líquidos. Luego, se hace necesario determinar la cantidad de Gas Original en Sitio (GOES) Para lo cual se utilizan las siguientes fórmulas matemáticas, que han sido derivados de muchas investigaciones realizadas al respecto, las fórmulas que se utilizan son aplicadas a los yacimientos de gas seco. Figura 4 Diagrama de Fases P-T Para un Yacimiento de Gas Seco

57

58

GOES 

=

43560  xAxhx φ (1 − S wi )

 BGi

 B Gi = 0,02829

 Z Gi  xT  F   P i

(78) (79)

Donde: (GOES) = Gas Original en sitio en (PCN); (A ) = Área del yacimiento en (acres) ; (h)= Espesor en (pie); (φ ) = Porosidad en (fracción); ( S wi ) = Saturación Inicial de Agua, en (fracción) ; ( BGi ) = Factor Volumétrico del Gas a presión inicial y temperatura de la formación en (PCY/PCN); ( P i ) = Presión Inicial en (lpca); (T  F  ) = temperatura de la Formación (yacimiento) en (R); ( Z Gi ) = Factor de Compresibilidad del Gas a la presión inicial y temperatura de la formación. Este factor se puede determinar por alguna de las metodologías señaladas, como también se puede determinar en forma gráfica.,y seguir lo siguiente:

a.- Estimar la temperatura y presión seudocrítica del gas , para lo cual se tiene: T  SC =

n

∑T 

Ci

xY  i

i =1

En base a la composición

(80) n

 P SC 

= ∑ P Ci xY i i =1

T SC 

58

= 168 + 325 γ  G − 12,5γ  G2

59

En base a la Gravedad Específica

(81)  P SC 

= 677 + 15γ  G − 37,5γ  

2 G

b.- Calcular la temperatura y presión seudorreducida: En este caso queda: T SR

= T  / T SC  y

= P / P SC 

 P SR

(82)

c.- Determinar el Factor de Compresbilidad: Para la determinación de este factor se debe de considerar que el mismo es una función de la temperatura y presión seudorreducida. Aunque el factor puede ser cuantificado también utilizando la Correlación de Brill y Beggs, la cual se representa a través de la siguiente ecuación:  Z Gi

=  A +

(1 −  A)  B

e

En donde:  A = 1,39( T SR

 B

= (0,62 − 0,23T SR ) P SR + C  = (0,132

 D

= anti

+ CP SR D

(83)

− 0,92) 0,5 − 0,36T SR − 0,01 0,066 (T SR

− 0,86)

− 0,037 P  + 2 SR

(84 6 0,32 P SR

10

9 (T SR −1)

− 0,032 log T ST 

log( 0,3106

(85) (86)

− 0,49T ST  + 0,1824 T SR2 )

(87) El rango de aplicación de esta correlación es: 0 <  P SR

< 13 y

1,2 < T SR

< 2,4

Método Volumétrico para Yacimientos de Gas Seco . En este caso la reserva se determina por la fórmula: Reservas de Gas = GOES x FR

(88)

Donde (FR) es el factor de recobro que representa la fracción del GOES que puede extraerse (o que se ha extraído) de un yacimiento. Para yacimientos recién descubiertos, se usa un FR análogo de yacimientos similares a los descubiertos. Se recomienda: Yacimientos volumétricos (cerrados): FR = 0,8"0,9

(89)

Yacimientos con empuje moderado de agua: FR = 0,7"0,8 Yacimientos con empuje activo de agua: FR = 0,5"0,6

(90) (91)

59

60

Estos valores son debido a que el gas atrapado por el agua le resta efectividad al empuje hidráulico.

Método de Declinación de Presión (P/Z) Para Yacimientos de Gas Seco: En caso se tiene: G P   P     P i   ( 1 ) =    −  Z G   Z Gi     G (92) Donde: ( P 1 ) es la presión inicial del yacimiento en lpca; (P) es la presión del yacimiento luego de producir un volumen de gas ( G P  ) dado, en lpca; ( Z Gi ) Factor  de compresibilidad del gas a la presión inicial y temperatura de la formación, adimensional; ( Z G ) Factor de compresibilidad del gas a la presión (P) y temperatura de Formación; (G) equivale al GOES en (PCN); ( G P  ) es el gas Producido y acumulado a una presión (P) en (PCN).

 Yacimientos de Gas Húmedo: En la figura 5 se presenta un diagrama de fases Presión- Temperatura para un yacimiento de Gas Húmedo. Figura 5 Diagrama de Fases P-T para un Yacimiento de Gas Húmedo

En la figura 5 se puede observar que la temperatura del yacimiento es menor que la temperatura crítica, pero en el proceso de separación Gas- Petróleo, la

60

61

temperatura del fluido alcanza la región bifásica, luego es muy posible que parte de los hidrocarburos del gas se condensen a la fase líquida. Si, ocurre un cambio de la presión en condiciones isotérmicas, el fluido seguirá teniendo un comportamiento monofásico (temperatura inicial hasta temperatura de la formación, mientras que un cambio de temperatura en condiciones isobáricas, el fluido entrara en la región de dos fases. Pero si a partir de este punto hay un cambio de la presión en condiciones isotérmicas, el fluido regresa nuevamente a la región monofásica, lo que indica que nuevamente estaría en la fase de vapor  y/o líquida, según sean las condiciones operacionales del sistema, donde se este realizando el estudio, de fluido, que previamente ha sido caracterizado como gas húmedo o condensado, y por lo tanto con una cantidad bien definida de hidrocarburos líquidos o condensados., aunque en este último haya disminución por efecto retrógrado. Si se pretendiera utilizar las ecuaciones del yacimiento de gas seco, en la caracterización de los yacimientos del gas húmedo, necesariamente hay que utilizar el Factor de Compresibilidad denominado Factor de Compresibilidad de Gas Húmedo ( Z GHi ) , que viene a ser el Factor de Compresibilidad del gas húmedo original en sitio a la presión inicial y temperatura de la formación, para dar  cumplimiento a este factor se requiere determinar la gravedad específica del gas húmedo, la cual se obtiene por la ecuación siguiente:  NE 

∑  R  xγ   i

γ  GH 

=

Gi

+ 4584γ   L

i =1  NE 

(93)

∑  R

i

+ 132800γ   L / M  L

i =1

En donde: ( Ri ) es la relación gas –petróleo para el componente (i) en; ( γ  Gi ) es la gravedad específica del componente (i) al aire; ( γ   L ) es la gravedad específica del componente (i) en fase líquida y ( M  L ) es el peso molecular del componente (i) en fase líquida. El peso molecular del líquido se puede determinar a través de la correlación de Cragoe, con la cual se obtiene un resultado que puede ser  correlacionado: M  L

 API 

=

6084

 API  − 5,9

=

44,29γ   L

(94)

1,03 − γ   L

= 141 ,5 −131 ,5 γ     L

(95) T SC   P SC 

= 187 + 330 γ  GH  − 12,5γ  GH  2

2 = 706 + 51 .7γ  GH −11,1γ  GH 

61

(96) (97)

62

El Gas Húmedo Original en Sitio (GHOES), se determina por lo siguiente: GHOES 

=

43560 xAxh (1 − S wl  )  BGHi

, PCN

(98)

Si se extrajera todo el (GHOES) del yacimiento se obtendría un volumen de gas en el separador, (GOES) y un volumen de líquido en el tanque (LOES), lo cual quedaría de la siguiente forma: GOES 

 LOES 

  f  G

=

= GHOESxf  

G

= GOES 

(100)

 RGLi

 RGLi  RGLi

(99)

(101)

+ 132800γ   L / M  L

Donde: ( RGLi ) = relación Gas – Líquido inicial en (PCN/BN); (  f  G ) = Fracción Molar  de la fase gaseosa, en (fracción). Si se tiene información de las relaciones GasLíquido de cada una de las etapas del proceso de separación gas – petróleo, proceso que puede estar formada por una o más etapas; ( Ri ) , la ( RGLi ) se obtiene de la siguiente ecuación:  NE 

 RGLi

= ∑ Ri

(102)

i =1

Donde: (NE)= Número de Etapas de separación, que se realizan en la industria de tratamientos del gas natural, donde la separación es uno de los procesos que caracteriza al gas natural asociado.

Método Volumétrico para Yacimientos de Gas Húmedo: En este la reserva de gas es: Reservas de Gas = GOESxFR G (103) Reservas de Líquido = COESxFR L (104) Debido a que la composición del gas húmedo no cambia durante el agotamiento de presión, la (RGL) permanece constante y se cumple:  FRG

=  FR L =  FR

(105)

Donde (FR) tiene los mismos valores del caso de yacimientos de gas seco.

Declinación de Presión en un Yacimiento de gas Humero : En este caso, ecuación que se utiliza es:  P   Z GH 

=

 P i  Z GHi

62

1−

G PT  G

(106)

63

Procedimiento: Determinar  ( Z GH  ) y ( G PT  ) a las diferentes presiones disponibles Graficar ( P / Z GH  ) contra ( G PT  ) Interpolar una línea recta a través de los puntos. Extrapolar una línea recta hasta ( P / Z GH  ) = 0. El punto de corte sobre el eje horizontal representa el gas húmedo original en sitio (GHOES). Calcular  ( P ab / Z GHab ) fijando la presión de abandono para el yacimiento ( P ab ) Entrar con este valor y leer sobre el eje horizontal el valor de ( G PTab ) Determinar las reservas de gas y líquido a partir de ( G PTab ) : En cada yacimiento de gas, determinación que se hace con un alto grado de precisión y exactitud por lo tanto el resultado obtenido, se puede asegurar, que tiene un alto grado de veracidad, desde luego hay que cotejarlo con data real, para que los datos obtenidos tengan cierto grado de precisión y exactitud. G PTb

 N  L ab =

  γ   L     +  RAL  γ  w     18    M  L  

 RGL + 132800

(107)

Donde: Reservas de. Gas = ( GPab ) =  RGLxNLab

(108)

Para determinar la Reservas del Gas y Líquido se utiliza lo siguiente: Donde: (RGL) y (RAL) es la relación gas- líquido en (PCN/BN) y agua líquida en (BNA/BN), la cual permanece constante durante la explotación del yacimiento. El agua que produce un yacimiento volumétrico de gas se considera que provine de la condensación del vapor de agua que satura el gas en el yacimiento de gas húmedo estudiado.

 Yacimiento de Gas Condensado: En la figura 6 se presenta un diagrama de fases presión- temperatura (P-T), para un yacimiento de Gas Condensado. En diagrama de fases de la figura 6 indica que las líneas envolventes que se encuentran antes de alcanzar el punto crítico están conformada sola por la fase líquida (100% líquido). La condición inicial esta conformada por la fase de vapor, este punto si cambia en la presión a temperatura constante, el fluido sigue estando en la fase monofásica.

Método Volumétrico para Yacimientos de Gas Condensado En estos yacimientos al caer la presión por debajo de la presión de rocío ocurre condensación retrógrada, este condensado queda retenido en el medio poroso y por lo tanto el gas condensado producido se empobrece en componentes intermedios y pesados y aumenta la relación gas-condensado (RGC). Reservas de Gas = GOESxFR

Reservas de Condensado = COESxFR (110) 63

(109)

G

C 

64

Figura 6 Diagrama de Fases P-T para un yacimiento de Gas Condensado

Para una presión de abandono de 500 lpca se tiene a partir de las correlaciones de Eaton y Jacoby  FR G = 0,926 (111)  FR C   A = 2,60977

 B

− 0,90398

= −20 ,243 − 0,65314

ln RG Ci

ln  RG Ci

= e ( A−B )

+ 0,4894

(112)

ln P i − 0,30084 ln T  F 

+ 0,29243

+1,3921 ln P i + 2,7958 ln  API 

ln  API 

(113) (114)

Donde: ( RGCi ) = relación gas condensado inicial en PCN/BN; ( P i ) = Presión inicial en lpca, (T  F  ) = temperatura del yacimiento en F y (API) = Gravedad APi del condensado del tanque, parámetro que se puede utilizar para realizar los cálculos del proceso estudiado.

64

65

Declinación de la Presión en yacimiento de Gas Condensado: Para un yacimiento de gas condensado con condensación retrógrada en el yacimiento y sin intrusión de agua se tiene:  P   Z 2  f  

=

 P i  Z 2  fi

1−

G Pt 

(115)

G

Donde: (G)=GCOES= Gas Condensado original en sitio en PCN: G Pt 

=G  Psep +132800

γ  C  xN C 

M C 

+

γ  w xW  P 

(116)

M w

Factor de Compresibilidad Bifásico Este factor tiene en cuenta la compresibilidad de ambas fases considerando que la mezcla se comporta como un gas. La prueba PVT de gas condensado arroja estos valores. Si no se tiene una prueba PVT consistente, el valor de ( Z 2  f   ) se puede estimar de la correlación de Rayes, Piper y McCain:  Z 2  f  

=  Ao +  A1 P SR +

 A2 T SR

+  A3 xP SR2 +

 A4 2 SR

T 

+  A5

 P SR

(117)

T SR

Los valores de las constantes se presentan en el cuadro 2

Cuadro 2 Valores de las constante de la ecuación  Ao  A3

= 2,24353 = 0,000829231

= −0,0375281  A4 = 1,53428

 A2 =-3,56593

 A1

 A5

= 0,131987

Los rangos de validez de la ecuación (117) son: 0,7

<  P SR < 20 ,0 y

0,1 < T SR

< 2,1

Método de Declinación de Presión en un Yacimiento de Gas Condenado: Para un yacimiento de gas condensado con condensación retrógrada en el yacimiento y sin intrusión de agua se tiene:  P   Z 2  f  

=

 P i  Z 2  f  

1−

G PT  G

(118)

Procedimiento: Determinar ( Z 2 f   ( G PT  ) a las diferentes presiones disponibles. Interpolar una línea recta a través de los puntos. Extrapolar una línea recta hasta ( P / Z 2 f   = 0. El punto de corte sobre el eje horizontal representa el gas condensado original en sitio (GCOES) Fijar la presión de abandono ( P ab ) para el

65

66

yacimiento y calcular   P ab / Z  Entrar con este valor y leer sobre el eje horizontal el valor de ( G PTab ) .Determinar las reservas de gas y condensado, que son de importancia para definir el contenido de hidrocarburos del yacimiento en estudio, para ello se utiliza la siguiente ecuación, ecuación que esta fundamentada en el parámetro ( G PTab ) , según lo siguiente: 2  fab

 N Cab

=

G PTab G Psep /  N Cab

+ 132800 xγ  C  / M  C +W  P /  N  + γ  W  / 18

(119)

Cab

Cálculo de Petróleo Y gas Iniciales en Yacimiento de Condensado de Gas La cantidad de petróleo y gas iniciales en los yacimientos condensado de gas, como también en yacimientos retrógrados o no retrógrados puede determinarse a partir  de datos de campo o a través de ecuaciones matemáticas. Para el caso de los datos de campo se utiliza la recombinación de datos de petróleo y gas producidos. También puede emplearse el método para determinar el petróleo inicial y gas de la capa de gas, como lo es la relación gas- petróleo (RGP), que representa. La relación inicial gas- petróleo de producción en la superficie en pies cúbicos normales de gas seco/ los barriles de condensado, también en condiciones normales (PCN de gas seco/ barril de condensado) Para el caso de los yacimientos de gas condensando. La gravedad específica se representa como (γ  O), la cual representa la gravedad específica del petróleo fiscal en relación al agua, y se cumple la condición que ( γ  W=1,00) Para el caso del condensado de gas (MO) es el peso molecular del condensado fiscal expresado en (lb/lbmol) y ( γ  G) es la gravedad específica promedio del gas producido del separador en la superficie al aire Estas fórmulas serán deducidas sobre la base del Sistema Británico de Unidades, en donde (P=14,72 lpca; T=60 F o 520 R; V=379,63 PCN/lbmol), y si se toma como base un barril de petróleo fiscal, (R) representa al gas seco o gas del separador en (PCN), se tienen las siguientes ecuaciones: mW 

  Rx γ  G x 28,97     =   + 350  xγ  0 = 0,07636  xRx γ  G x + 350  xγ  0   379 ,63  

(120)

(mW) representa la masa total del fluido del pozo en libras (lb). Los moles totales de fluido en un barril de petróleo (n T=lbmol) son: nT 

=

 R 379,63

+

350 xγ  0 M 0

= 0,002636 R + 350

γ  0

M O

(121)

El gas inicial en el yacimiento en (PCN/acre- pie) de roca disponible para hidrocarburo en el yacimiento es:

66

67

G (inicial  ) =

379 ,63 x 43560  xP 

(122)

 ZxRxT 

En estos casos la fracción por volumen es igual a la fracción molar. Luego la fracción de gas producida en la superficie sobre la base de la producción total es:  X G

  n =  G  nG + n

0

    nG    nG   =    =      nT     0,002636 R + 350( γ  0 / M O ) 

(123)

El peso molecular del fluido del pozo (M W=lb/lbmol) es: M W 

 m     0,07636 xRxγ  G + 350 xγ  0     =  W     =      nt     0,002636 R + 350(γ  o / M 0 )  

(124)

La gravedad específica del fluido del pozo ( γ  W) es: γ  W 

=

 Rxγ  G

+ 4584 xγ  0

(125)

 R + 132 ,80 x (γ  0 / M 0 )

La gravedad específica del petróleo fiscal ( γ  O) es γ    O

=

141 ,5  API 

(126)

+131 ,5

El peso molecular del petróleo fiscal (M O) es: M 0

=

44,29 xγ  0 1,03 − γ  0

=

6084

 API  − 5,9

(127) V Gas

(379 ,63 x3900  x435060  x0,18 x0,77 )  =  = 1,27 MMPCN  (0,91 x10 ,73 x720 )  

/ acre

−  pie

Ejemplo; La producción diaria inicial de un yacimiento de condensado de gas es 225 barriles de condensado. La gravedad específica de este condensado es 51,2 API. También se producen 4,25 MM PCN de gas de alta presión o gas del separador, la gravedad específica de este gas tiene un valor al aire de 0,75. En el tanque se producen 125 M PCN (estas son condiciones estándares). La gravedad específica de este gas al aire es 1,30. La presión inicial del yacimiento tiene un valor 3900 lpca, mientras que la temperatura es 260F. La porosidad promedio del yacimiento es 18%, mientras que la saturación de agua connata es 23%. Sobre la base de los datos otorgados determinar, para las condiciones de yacimiento

67

68

establecidas lo siguiente, y que sirve de aclaratoria a todos lo indicado en forma de ecuaciones matemáticas. a.- La gravedad específica promedio de los gases producidos, para lo cual se tiene lo siguiente: 4250  x0,75 +125 x1,3 = 0,7657 ≅ 0,77 γ   PG = 4250 +125 b.- La razón Gas- Petróleo. Luego aquí queda:  RGP 

 PCN    = (4250 + 125 )1000 = 19444      225    BN   

c.- El peso molecular del condensado, aquí se obtiene lo siguiente: M o

γ  o

M W 

=

=

=

lb   = 134 ,30      51,2 − 5,9  lbmol    6084

141 ,5 (51,2 +131 ,5)

= 0,77

(0,07636  x19444  x0,77 ) + (350 x0,77 ) (0,002636  x19444

+ 350 x0,77 / 134 ,30

lb   = 26,53      lbmol   

d.- La gravedad específica del fluido producido del pozo, se puede determinar  utilizando lo siguiente: γ    W 

=

19444  x 0,77 19444

+ 4584  x 0,77 = 0,95

+132 ,8 x0,77 / 134 ,30

e.- El volumen de gas inicial en el yacimiento con

γ  G

= 0,77

T SC  415 R T SR

= 720 / 415 = 1,73

 P SC 

= 665 lpca

 P SR

= 3900

/ 665

= 5,86

Z=0,91

Este valor se obtuvo en forma gráfica, sustentado en los postulados de Standing y Katz, para lo que se utilizan las condiciones seudorreducidas. Los reservorios de gas condensado se han formado a altas presiones y altas temperaturas y por lo tanto se deben de encontrar a mayores profundidades que los reservorios típicos se petróleo y gas. Muchos reservorios de gas condensado son encontrados en el rango de 3000 a 8000 lpca y entre 200 y 400 F. Estos reservorios tienen un amplio rango de compasión en sus fluidos. Una vez que se ha iniciado la producción, la presión del reservorio empieza a reducirse y cuando

68

69

se alcanza la presión del punto de rocío, se genera la primera ocurrencia de líquido. A medida que la presión fluyente de fondo continúa disminuyendo hasta que se alcanza una temperatura constante. En este caso el porcentaje de condensado caído en el reservorio se incrementa hasta alcanzar un máximo. Este proceso es conocido como condensación retrograda. Posterior a este proceso la fracción de condensado empieza a disminuir, lo que ocurre a medida que la presión continúa reduciéndose, disminución que es una consecuencia de la revaporización de los fluidos. El fluido del reservorio en un condensado de gas se puede clasificar: a.- Gas seco. Esto ocurre cuando la temperatura del reservorio es mayor que la temperatura criocondentérmica y las condiciones de superficie se representan en un diagrama de fase, como un punto que se encuentra fuera de la región bifásica. b.- Gas húmedo, es cuando la temperatura del reservorio es menor que la cricondentérmica y mayor que la temperatura crítica. c.- Petróleo (volátil o negro) es cuando la temperatura del reservorio es menor que la temperatura crítica de la mezcla.

Uso Industrial del Término Condensado: En la industria del petróleo y del gas natural el término Condensado de gas tiene connotaciones de gran importancia, como son: (Gravedad específica del gas natural, Líquidos contenidos en el gas natural, Riqueza Líquida (GPM), la cual indica la cantidad de galones de hidrocarburos líquidos que se obtiene por cada mil pies cúbicos normales de gas Componentes pesados de la mezcla de hidrocarburos C 7+ , que representa a la fracción de heptanos y compuestos más pesados. Comportamiento de Yacimientos Volumétricos de Condensado Retrógrado de Gas El término condensación retrógrada se utiliza para describir el comportamiento anómalo de una mezcla que forma un líquido por la disminución isotérmica de la presión o por un aumento isobárico de la temperatura. Y, debido a que la región de condensado retrógrado, la tensión interfacial entre el gas y la fase condensada es muy pequeña, se espera que las fuerzas capilares, que son el factor principal que gobierna el comportamiento del flujo multifásico en el reservorio, desempeñe un papel tan importante como el de la gravedad y las fuerzas viscosas El comportamiento retrógrado esta relacionado con la formación de una fase de mayor densidad, la cual se forma al someter un sistema a una reducción isotérmica de la presión. La región retrógrada, se refiere a cualquier región en el diagrama de presión – temperatura (PT) donde ocurre condensación. Por debajo de la presión de rocío se condensa fluido en el yacimiento y este líquido condensado se adhiere al material sólido o paredes de los poros de la roca permaneciendo inmóvil, porque, generalmente no se llega a alcanzar la saturación

69

70

crítica del líquido. Por lo tanto, los hidrocarburos líquidos no lograr fluir hacia los pozos. En la figura 7 se presenta un diagrama de fases, para un yacimiento de condensado retrogrado.

Figura 7 Típica Envolvente de Fases para Condensado Retrógrado

En la figura 7 se observa, que la línea de la fracción molar líquida constante se unen en el punto crítico. Los fluidos que se encuentran a la derecha del punto crítico son los condensados retrógrados. La línea vertical representa la separación del líquido de la fase gaseosa, proceso que ocurre al declinar la presión del yacimiento. En todo caso este diagrama de fases, es un típico diagrama de los muchos yacimientos de condensado retrógrado, que numerosamente existen en la República Bolivariana de Venezuela, fundamentalmente en la Zona de Anaco, Estado Anzoátegui, por lo tanto tiene una total aplicación, para el estudio del comportamiento de dichos yacimientos, los cuales hay que tener muy en cuenta, para los futuros proyectos del gas a desarrollar en el país. Las decisiones económicas tomadas en las primeras etapas de un proyecto de exploración de hidrocarburos a menudo dependen de la caracterización del tipo de hidrocarburo presente en un yacimiento. Esta determinación resulta particularmente válida en áreas marinas, donde puede ser necesario el diseño costoso de infraestructura de plataforma o empalmes submarinos para manejar los fluidos del yacimiento, todo, lo cual tiene que responder una buena planificación. 70

71

La tipificación temprana de los hidrocarburos también se necesita en áreas remotas, donde la producción de campos satélites puede resultar antieconómica a menos que se construya una configuración de empalme o instalación adicionales para comercializar el gas. Las prácticas de producción seguras también requieren el conocimiento del comportamiento de las fases de los fluidos. Si la presión del yacimiento cae por debajo del punto de rocío, se deposita condensados líquidos en la formación. Si la saturación es baja, el líquido presente en los espacios porosos no es móvil y reduce la permeabilidad relativa al gas. El resultado son dos impactos económicos negativos, por lo tanto la productividad declina y quedan en el yacimiento valiosos hidrocarburos líquidos de condensados. Frecuentemente se necesita mantener la presión mediante la inyección de gas o agua, de tal forma que la presión se mantenga sobre el punto de rocío, o no ocurran procesos que declinen la producción de hidrocarburos.

Efecto dañino de la condensación retrógrada : El efecto dañino de permitir la condensación retrógrada tiene el agravante de que lo que se deposita son las fracciones más pesadas y por lo tanto no solo sé pierde la parte de mayor valor  en el yacimiento, sino que el fluido que sé continuo extrayendo se empobrece de tales fracciones. Por consiguiente el gas producido en superficie tendrá un contenido de líquidos menor aumentando la razón gas- petróleo de producción. Cuando la presión disminuye por debajo de la presión de rocío la fuerza de atracción entre las moléculas livianas y pesadas disminuye, debido a que las moléculas livianas se apartan mucho de las pesadas. Cuando esto ocurre la atracción entre las moléculas pesadas se hace más efectivo, produciendo su condensación. Mayor reducción de presión permite a las moléculas de los componentes más pesados su normal vaporización, por lo tanto las moléculas se convierten en moléculas de vapor, que puede tener una alta incidencia en los procesos.

Estudio de los Yacimientos Retrógrados: El método de estudio de los yacimientos retrógrado consiste en duplicar la depleción del mismo en condiciones de laboratorio. Para, ello se toma una muestra representativa del fluido monofásico inicial del yacimiento se coloca en un recipiente de alta presión a la temperatura y presión inicial del yacimiento. Durante la depleción, el volumen del recipiente se mantiene constante para duplicar un yacimiento volumétrico, hay que tener cuidado de remover solo los hidrocarburos gaseosos, en vista que, en la mayoría de las veces el líquido producido queda atrapado como fase líquida inmóvil dentro de los poros de la roca. En forma experimental se ha demostrado que en la mayoría de las rocas, la fase de petróleo permanece prácticamente inmóvil hasta que se alcance una saturación entre un 10 y 20% del espacio poros. Además, se sabe que los fluidos retrógrados muy rara vez exceden a un porcentaje mayor al 10%. Muchos yacimientos de condensado de gas producen bajo un empuje hidrostático parcial o total. Esto ocurre, cuando la presión del yacimiento se estabiliza, y la 71

72

recuperación del yacimiento será una función del valor de la presión de estabilización y de la eficiencia con que al agua desplace la fase gaseosa de la roca. Y, la recuperación del líquido será menor mientras mayor sea la condensación retrógrada, ya que el líquido retrógrado generalmente es inmóvil y queda atrapado junto con el gas detrás del frente de invasión de agua.

Contenido Líquido de los Yacimientos Condensados: El contenido líquido de muchos yacimientos de condensado constituye una parte Importante de la acumulación, y por la condensación retrógrada, un alto porcentaje de este líquido se queda en el yacimiento al tiempo de abandono. Y para evitar esta anomalía se han desarrollado las pruebas de reciclo, con lo cual el líquido condensado se remueve del gas húmedo producido. Por lo general, esto se realiza en plantas de gasolina, en donde el gas saliente o gas seco se devuelve al yacimiento a través del proceso de inyección, con lo cual se mantiene la presión del yacimiento y se retarda la condensación retrógrada. Y desplaza al gas húmedo hacia los pozos de producción, donde puede realizarse el tratamiento del fluido que esta saliendo del pozo, y se puede determinar que se realiza con el fluido producido y tratado, además de haber realizados los procedimientos adecuados, sea para cuantificar el caudal líquido o gaseoso. Balance de Materiales en yacimiento de Condensado Retrógrado. Este es un tópico de gran importancia, ya que permite determinar si hay pérdidas de materiales en cualquier proceso industrial. En este caso específico .Todas las pruebas de laboratorio con fluidos condensados retrógrados se fundamentan en el balance de materiales para su estudio. Por ejemplo si el yacimiento produce 12000 MM de PCN de fluido húmedo a condiciones de pozo cuando la presión promedio del yacimiento disminuye de 2960 a 2500 lpca. Si se determina que la recuperación a 2500 lpca, con una depleción volumétrica de 15%, esto significa que el gas húmedo en el yacimiento es: 12x103 GH = ------------=8x104 MM PCN (128) 0,15 Si la recuperación del pozo es de 80% hasta una presión de abandono de 500 lpca, luego el gas húmedo inicial recuperado es: GR =8x104 x0,8= 6,4x104 MM PCN Si ya habían sido recuperados 12x103 MM PCN, la reserva a 2500 lpca es: Reserva a 2500 lpca =(6,4 8x104 - 12x103)= 5,2x104 MM PCN En los yacimientos de gas condensado El gas inicial y el crudo (condensado) para un yacimiento de gas condensado (retrógrado y no) puede evaluarse generalmente de datos de campo por medio de la recombinación del gas producido y el petróleo en la relación correcta para determinar la gravedad

72

73

específica promedia del fluido el cual se asume que inicialmente produce de una fase del yacimiento. En los yacimientos de gas seco la mezcla de hidrocarburos permanece en fase gaseosa, efecto que se produce durante toda su vida productiva, y además ocurre a cualquier presión, y algo muy notorio, la temperatura de estos yacimientos es mayor que la temperatura cricondentérmica de la mezcla. Mientras que los Yacimientos de Gas Húmedo producen líquido en superficie al pasar la mezcla a través del sistema de separación, generando relaciones gas-líquido (RGL) mayores de 15000 pies cúbicos normales por barril normal de petróleo (PCN/BNP). Ahora, para los Yacimientos de Gas Condensado presentan condensación retrógrada en el yacimiento a presiones por debajo de la presión de rocío y temperaturas entre la crítica y la cricondentérmica de la mezcla. En este caso las relaciones gas-líquido son superiores a 3200 (PCN/BNP). A partir de la composición del gas natural, se determinan los parámetros para su clasificación, dentro de los cuales, el valor de la gravedad específica, es uno de los más importantes. El gas natural, en su representación más frecuente, tiene una gravedad específica que varía entre 0,6 y 0,7. Para el caso venezolano el gas comúnmente viene asociado con la producción de petróleo y, por lo tanto, es más pesado. En este caso se puede encontrar una gravedad, con valores 0,6 a 0,8. Si el fluido tiene una gravedad de 0,8, se debe considerar como un gas pesado, aunque también se puede clasificar como gas rico o de un contenido alto de hidrocarburos condensables, alta Riqueza Líquida (GPM), galones de hidrocarburos líquido obtenidos por cada mil de pies cúbicos normales de gas, que se simboliza como (GPM), que por lo general parte del propano. Aunque se debe de tener en cuenta lo siguiente:

a.- Un valor elevado de la gravedad específica no necesariamente implica la existencia de hidrocarburos de alto peso molecular. Además la presencia de Dióxido de Carbono ( C 0 2 ) , en cantidad apreciables, puede confundir. En vista que este componente tiene un peso molecular aproximadamente igual que del propano La confusión es que se podría pensar que el fluido un fluido con un alto contenido de Riqueza Líquida (GPM), sin embargo es una confusión, ya que el fluido lo que tiene es un alto contenido de Dióxido de Carbono. b.- Si la gravedad específica del fluido tiene un valor igual o mayor que 1,0 debe asumirse que, en la realidad, esta mezcla no es un gas, porque tendrá la tendencia a producir dos fases, lo cual debe conducir a pensar en la presencia de un gas y su respectivo líquido en equilibrio. Lo que indica que ese valor de gravedad es un promedio de las dos fases que estarían presentes en el sistema. El valor alto del GPM, tiene las mismas connotaciones. c.- Si se observara únicamente el valor de RGP a los efectos de la clasificación, y en donde la literatura técnica cataloga como condensado a un producto cuya relación gas petróleo varía entre 10.000 y 100.000 (PCN/BNP). Si se pretendiera

73

74

mejorar la definición de condensado se debería agregar, el valor de gravedad API del grupo (C 7+ ) , valor que debe de estar en un rango de entre, 45 y 55, y su peso molecular debe de ser menor de 150. De esta manera, si se dispone de la composición de una determinada mezcla, los parámetros que se han analizado pueden contribuir a clasificar el producto, indicando si se trata de un condensado, gas natural u otro fluido.

Uso de los Diagramas de Fases: Los diagrama de Fases es también otra herramienta que permite la clasificación de los yacimientos Condensados de Gas El diagrama de fases de una mezcla de hidrocarburos es la representación gráfica del comportamiento de dicha mezcla a determinadas condiciones de presión y temperatura. En la figura de referencia se podrá apreciar cómo se comportará gas a determinadas condiciones de presión y temperatura. El problema está en que, si bien es cierto que teóricamente, siempre es posible construir la envolvente de una determinada muestra, cuando el fluido está en la superficie no es posible saber con exactitud de qué parte del yacimiento procede, con lo cual las características del fluido que en la superficie se cataloga como “un condensado” no necesariamente procede de esa sección del yacimiento, los diagramas hay que aplicarlos con cuidado en los Yacimientos Condensado. En términos generales se puede señalar que en los yacimientos condensados, los hidrocarburos están en estado gaseoso, debido a características específicas de presión, temperatura y composición. El gas esta mezclado con otros hidrocarburos líquidos, se dice que se halla en estado saturado. Este tipo de gas se denomina gas húmedo. Durante la producción del yacimiento condensado de gas, la presión disminuye y permite que el gas se condense en petróleo líquido, el cual al unirse en forma de película a las paredes de los poros queda atrapado y no puede ser  extraído. Esto puede evitarse inyectando gas con el objetivo de mantener la presión del yacimiento. También existe un parámetro, como lo es: Relación Gas Condensado, el cual se divide en dos a.- Para un yacimiento de gas- condensado, esta es la relación de condensado al gas. En cuanto al petróleo puede medirse en (PCN/ barril) Alternativamente se utilizara la inversa y las unidades típicas son barriles / MM de PCN. b.- Para campos de gas seco se utiliza la inversa normalmente. Las unidades típicas son barriles / MM PCN, pero puede utilizarse gramos /m 3. La clasificación de los yacimientos de condensado de gas, se puede hacer con la localización de la temperatura y presión inicial del yacimiento con respecto a la región de dos fases (gas- petróleo). Para ello se utilizan los diagramas de fases que relacionan a la presión y temperatura (PT). Aunque los diagramas de fases son de carácter cualitativo, son de gran utilidad, ya que permiten analizar, la variación de los parámetros del fluido, en función de los cambios que tenga la temperatura y presión.

74

75

Clasificación de Yacimientos de Gas y Condensados El estudio de las pruebas PVT permite, por ejemplo identificar los reservorios de Gas y Condensados. La identificación que se realiza por la observación del fenómeno de condensación retrógrada Para realizar las clasificaciones, se consideran yacimientos de gas y condensado a aquellos que al comienzo de su explotación poseen una Relación Gas- petróleo (RGP) entre 19421 y 953370 (PCN/PCY) y una densidad de líquido de tanque entre 40 y 60 API .Pero, para determinar el comportamiento termodinámico real de un pozo de gas, se debe realizar un estudio PVT sobre una muestra representativa del fluido de reservorio. En los yacimientos de gas y condensado resulta adecuado obtener esta muestra en superficie bajo ciertas condiciones recomendadas para garantizar su representatividad, además hay que tener en cuenta que los yacimientos de gas condensado plantean desafíos especiales para la recolección de muestras de fluido Propiedades y Características del Estado Gaseoso: Estas propiedades están relacionadas, sobre la base de que, las partículas gaseosas tienen suficiente energía para vencer las fuerzas de interacción, de manera que los gases son Compresibles; no se pueden modelar con arreglos moleculares repetidos; cada partícula queda completamente separada de las otras; la densidad es pequeña, y las partículas gaseosas; llenan completamente el recipiente que las contiene El estado gaseoso presenta un movimiento libre y desordenado, esto significa choque e impulso. Tiende a expandirse debido a la fuerza repulsiva (tensión), que se genera debido al choque de moléculas del gas contra las paredes del recipiente que lo contiene, si el modelo es ideal no habrán cambios en las colisiones, pero si es real, desde luego habrán cambios. El término gas, describe el estado físico de una materia que no tiene forma ni volumen propios. Lo que significa que el gas se adapta a la forma y volumen del recipiente que lo contiene. Puesto que todas las substancias pueden adoptar el estado gaseoso, según la temperatura y presión que se les aplique, el término gas se emplea a las substancias que existen en estado gaseoso en condiciones llamadas normales o estándar, es decir, a temperaturas y presiones normales (CNPT). Estas condiciones en el Sistema Británico de Unidades corresponden a una presión de 14,73 libras por pulgadas al cuadrado (lpca) y una temperatura de 60 F o 520 R y, desde luego en esas condiciones una libramol del gas ocupara un volumen de 379,63 (PCN/lbmol)

Caracterización del Estado Gaseoso: La forma más simple de caracterizar el estado gaseoso es asumiendo que es un fluido homogéneo, de baja densidad y viscosidad sin volumen definido y ocupa cualquier espacio en el cual se coloca. Los gases que siguen este comportamiento son los gases ideales, mientras que los gases que no siguen este comportamiento son los gases reales Gas Ideal Se ha dado el nombre de gas ideal o gas perfecto a un gas teórico cuyas moléculas no ocupan espacio ni ejercen atracción alguna entre ellas, por lo que en él se cumplen todas las leyes que se aplican a los gases. Las leyes fundamentales que describen en términos matemáticos las relaciones de volumen, 75

76

presión y temperatura de los gases no son aplicables en la práctica con rigurosa exactitud, porque esas leyes no toman en cuenta el volumen propio de cada molécula tan variable como su constitución atómica ni las fuerzas electrostáticas de atracción intermolecular, las que varían según la naturaleza química de cada gas y según el grado de separación de sus moléculas. Por lo tanto, es bueno saber que todos los cálculos basados en ecuaciones derivadas de estas leyes no darán resultados matemáticamente exactos, sin embargo el estudio de los gases ideales se hace importante, en vista que permite estudiar el comportamiento de los gases reales, luego se puede señalar que las teorías utilizadas para estudiar los gases reales sirven de sustento para estudiar el comportamiento real de los gases, por lo que el estudio de los gases ideales representa una etapa importante dentro del estudio del comportamiento gaseosos. El modelo de un gas ideal se fundamenta en lo siguiente:

a- Un gas esta formado por partículas llamadas moléculas , y en cualquier  volumen finito del gas, habrá un número muy grande de moléculas (6,22 x10 23 ) .Esta cifra se Denomina Número de Avogadro Dependiendo del gas, cada molécula esta formada por un átomo o un grupo de átomos. Si el gas es un elemento o un compuesto en su estado estable, consideramos que todas sus moléculas son idénticas. b.- Un gas puro se compone de moléculas idénticas, y se consideran como esferas duras que se mueven en forma aleatoria en cualquier dirección. También las moléculas que tienen el movimiento aleatorio y obedecen las leyes de Newton del movimiento. Las moléculas se mueven en todas direcciones y a velocidades diferentes. Al calcular las propiedades del movimiento se supone que la mecánica newtoniana se puede aplicar en el nivel microscópico. Como para todas las suposiciones, esta mantendrá o desechara, dependiendo de sí los hechos experimentales indican o no que nuestras predicciones son correctas. c..-El número total de moléculas es grande . La dirección y la rapidez del movimiento de cualquiera de las moléculas pueden cambiar bruscamente en los choques con las paredes o con otras moléculas. Cualquiera de las moléculas en particular, seguirá una trayectoria de zigzag, debido a dichos choques. Sin embargo, como hay muchas moléculas, se supone que el gran número de choques resultante mantiene una distribución total de las velocidades moleculares con un movimiento promedio aleatorio, d.- La distancia entre moléculas es grande comparada con sus diámetros. e. - El volumen de las moléculas es una fracción pequeña del volumen ocupado por el gas, el cual puede ser despreciable. Aunque hay muchas moléculas que, son extremadamente pequeñas, luego se sabe que el volumen ocupado por un gas se puede cambiar en un margen muy amplio, con poca dificultad y que, cuando un gas se condensa, el volumen ocupado por él liquida

76

77

pueden ser miles de veces menor que la del gas se condensa. De aquí que la suposición sea posible.

f.- Las moléculas no ejercen ninguna interacción unas sobre otras, a menos que ocurran colisiones. Tampoco actúan fuerzas apreciables sobre las moléculas, excepto durante los choques. En el grado de que esto sea cierto, una molécula se moverá con velocidad uniformemente los choques. Como se han supuesto que las moléculas sean tan pequeñas, la distancia media entre ellas es grande en comparación con el tamaño de una de las moléculas. Es por ello que se supone que el alcance de las fuerzas moleculares es comparable al tamaño molecular. También las moléculas se moverán en caminos rectos cuyas direcciones cambian. Solo cuando chocan entre si o contra las paredes del recipiente. Esto es una de las principales contradicciones del comportamiento ideal y real de los sistemas gaseosos, ya que se sabe que las interacciones entre moléculas difícilmente pueden ser elásticas y que no vayan a alterar la energía de las moléculas. g.-Los choques son elásticos y de duración despreciable . En los choques entre las moléculas con las paredes del recipiente se conserva el ímpetu y la energía cinética. Debido a que el tiempo de choque es despreciable comparado con el tiempo que transcurre entre el choque de moléculas, la energía cinética que se convierte en energía potencial durante el choque, queda disponible de nuevo como energía cinética, después de un tiempo tan corto, que podemos ignorar este cambio por completo. h- Las colisiones contra otras moléculas o las paredes del recipiente son elásticas, es decir, que no disminuyen la energía cinética del sistema. También, las paredes del recipiente se pueden considerar como absolutamente lisas, por lo que no hay cambios en la velocidad tangencial de una molécula que choca contra ellas. En ausencia de fuerzas externas, las moléculas están distribuidas uniformemente en todo el recipiente. Las propiedades, que con mayor facilidad se pueden medir de una sustancia gaseosa son La presión (P); la temperatura (T) y el volumen (V). Las expresiones que expresan las relaciones entre presión, volumen, temperatura y número de moles (n) (P; T; V y n) se conocen como leyes de los gases:

Leyes de los Gases ideales. Siempre hay personas que buscan una definición, clara y precisa del concepto de gas ideal, sin embargo la definición puede ser bien simple. Un Gas Ideal es aquel que sigue las leyes de los gases ideales, mientras que un gas real es aquel que no sigue las leyes de los gases ideales, las leyes que definen a un gas ideal son: a.- Ley de Boyle- Mariotte: La tendencia expansiva permanente de las masas gaseosas hace que ellas ocupen complementa el recipiente que las contiene. Si por algún motivo este aumento de tamaño del gas lo acompañará, indicando que sus moléculas presionan sobre las caras internas de las paredes en todos los sentidos La ley establece que la presión de un gas en un recipiente cerrado es 77

78

inversamente proporcional al volumen del recipiente., si el volumen del contenedor  disminuye, la presión en su interior aumenta. Lo que indica que el volumen de una determinada masa de gas seco a temperatura constante, varía de modo inversamente proporcional a la presión a la cual se le somete, luego el producto del volumen por presión se mantiene siempre constante. La ley de Boyle – Mariotte permite explicar la ventilación pulmonar, proceso por el que se intercambian gases entre la atmósfera y los alvéolos pulmonares. El aire entra en los pulmones porque la presión interna de estos es inferior a la atmosférica y por lo tanto existe un gradiente de presión. Inversamente, el aire es expulsado de los pulmones cuando estos ejercen sobre el aire contenido una presión superior a la atmosférica esta ley se puede expresar de la siguiente manera, y con ello se deduce una ecuación que define el concepto de gas ideal:  P 1 xV 1

= P  xV  (T= constante) 2

2

(129)

En donde el número (1) en los parámetros representa las condiciones iniciales, mientras que número (2) representa las condiciones finales.

b.- Ley de Charles Esta ley, también se denomina Ley de Gay- Lussac Esta ley de gases ideales estudia la relación entre la temperatura y el volumen. El volumen de una cantidad fija de gas a presión constante se incrementa linealmente con la temperatura. Aunque lo lógico sería plantearla de la siguiente forma. El volumen de una cantidad fija de gas es directamente proporcional a su temperatura absoluta, manteniendo constante la presión del sistema. Esta ley se expresa en forma matemática se expresa de la siguiente manera: V 1 xT 2

V 2 xT 1 (P=

=

constante)

(130)

c.- Hipótesis de Avogadro La teoría de Dalton no explicaba por completo la ley de las proporciones múltiples y no distinguía entre átomos y moléculas, luego de esa forma no podía distinguir entre las posibles fórmulas del agua por ejemplo, no podía determinar si la fórmula del agua era ( 0 H ) o ( H 2 0 2 ) , ni podía explicar por  qué la densidad del vapor de agua, suponiendo que su fórmula fuera ( 0 H ) , era menor que la del oxígeno. El físico italiano Amadeo Avogadro encontró la solución a esos problemas en 1811. Sugirió que a una temperatura y presión dadas, el número de partículas en volúmenes iguales de gases era el mismo, e introdujo también la distinción entre átomos y moléculas. Cuando el oxígeno se combinaba con hidrógeno, un átomo doble de oxígeno se dividía, y luego cada átomo de oxígeno se combinaba con dos átomos de hidrógeno, dando la fórmula molecular para el agua era ( H 2 0 ) y ( 0 2 ) y ( H 2 ) para las moléculas de oxígeno e hidrógeno, respectivamente. Todo ha tenido una gran importancia en el desarrollo de las relaciones químicas, entre componentes, y ha permitido establecer balances claros y precisos, en la química.

78

79

d.- La ley de Avogadro Este científico estudio la relación entre la cantidad de gas y el volumen. El volumen de un gas depende también de la cantidad de sustancia. Esta es la ley de los volúmenes de combinación. A una temperatura y presión dadas, el volumen de los gases que reaccionan entre sí como cociente de números pequeños. Volúmenes iguales de gases a las mismas presión y temperatura tienen el mismo número de moléculas. Una libramol de cualquier gas tiene 6,02x1023 moléculas de gas a 14,7 lpca de presión y 60 F y ocupan aproximadamente 379,63 PCN de volumen. El volumen de un gas a presión y temperatura constante es directamente proporcional al número de moles. del gas. Matemáticamente la ley de Avogadro se puede expresar:  PxV  T 

= cons tan te

(131)

e.- Ley combinada de los gases ideales Esta ley se expresa en forma matemática de la siguiente forma:  P 1 xV 1 T 1

=  P 2 xV 2

(132)

T 2

En la ecuación (132) las condiciones iniciales se representan con el número (1), y las finales con el número (2) Para cada una de estas leyes, la naturaleza del gas es intrascendente. Luego, es de suponer que cada una de estas leyes sea un caso particular de otra ley más general, que es la ley de los gases ideales PxV= n RT

(133)

Donde: (R) es la constante universal de los gases, y sus valores dependerán del Sistema de Unidades, en el que se este trabajando. Luego un gas ideal es aquel cuyo comportamiento físico queda descrito correctamente por la ecuación (5), en donde (P y V) representan el volumen y la presión.

f.- Ley de Dalton de las presiones parciales Esta ley establece que en una mezcla de gases cada gas ejerce su presión como si los restantes gases no estuviesen presentes. La presión específica de un determinado gas en una mezcla se llama Presión Parcial. La presión total de una mezcla de gases ideales es igual a la suma de las presiones parciales, por ejemplo si un sistema gaseoso esta conformado por los siguientes gases (A; B; C y D), todos pertenecientes a los gases puros. Luego en términos matemáticos la ley se Dalton se expresa como sigue: PT = P(A) + P(B) +P(C) + P(D)

(133)

TT = T(A) + T(B) + T(C) + T(D)

(134)

VT = V(A ) + V( B) + V(C )+ V(D)

(135)

79

80

g.- Ley de Amagat: El volumen de una mezcla gaseosa es igual a la suma de los volúmenes de cada gas, medido a la misma presión y temperatura de la mezcla. Por ejemplo, para la mezcla de gases (A; B; C y D), el número de moles de cada componente en la mezcla es: A= 0,2575; B= 0,3146; C=0,1826 y D =0,2453, luego se tiene, por ejemplo que. % A = n Totales

moles ( A) x100 molestotal es

=

0,2575 x100 1

= 25,75%

(136)

= n A + n B +n C  +n D = 0,2575 + 0,3146 + 0,1826 + 0,2426 = 1,0000 (137)

El cociente entre la presión parcial de un componente y la presión total es la fracción molar (X). Luego la fracción molar de un componente es el número de moles del componente entre el número de moles total La fracción molar es un número adimensional, que expresa la proporción entre el número de moles de dicho componente respecto del total de moles de la muestra. Este parámetro se puede expresar también, en términos de composición porcentual.

h.- Ley de Graham Las velocidades de difusión de los gases son inversamente proporcionales a las raíces cuadradas de sus respectivas densidades: En forma matemática esta ley se expresa de la siguiente forma: υ d 1

=

υ d 2

 ρ 2

(138)

 ρ 1

La ley de Graham. da fundamento a los procesos de Difusión y Efusión de los gases:

a.- Difusión de los Gases . Se define como la dispersión de una sustancia a través del espacio, o a través de otra sustancia Es la mezcla aleatoria y espontánea de las moléculas de dos gases. Esto da como resultado, que dos gases separados tiendan a mezclarse entre sí una vez que dejan de tener las restricciones que los separan, lo que indica que la difusión es el proceso de expansión a través del espacio por parte del gas. La difusión es la mezcla gradual de las moléculas de un gas con las de otro en virtud de sus propiedades cinéticas. La difusión no ocurre instantáneamente. Además, se puede demostrar que la raíz cuadra de la velocidad cuadrática media de un gas es inversamente proporcional a la raíz cuadra del peso molecular del gas: 2

υ dif  

=

3 RxT   PM  2

(139)

En donde: (υ ) = Velocidad de difusión; (R) = Constante universal de los gases y (T) = Temperatura absoluta

80

81

Graham. Determinó que en las mismas condiciones de presión y temperatura, las velocidades de difusión de las sustancias gaseosas depende de la velocidad de sus moléculas, de tal forma que cuanto más alta es su velocidad, tanto más rápidamente se mezclan, y las velocidad de difusión son inversamente proporcionales a sus masas molares, lo que se representa a través de la fórmula: υ 1 υ 2

 PM 22

=

(140)

 PM 12

b.- Efusión. Se define como la velocidad de escape de un gas a través de un agujero pequeño. La única manera en que un gas pueda salirse de un recipiente por un agujero, es que una de sus partículas choque contra el agujero y escape. El número de choques crecerá conforme la velocidad de las moléculas crezca. La efusión es el proceso de pasaje a través de poros pequeños por parte del gas, por  efusión se entiende el proceso mediante el cual un gas bajo presión escapa de un compartimiento o pasa de un recipiente a otro a través de una pequeña abertura. Graham. encontró para la efusión, que el tiempo que tarda un volumen de un gas para pasar de un orificio, es inversamente proporcional a su velocidad de efusión, luego queda; t 2 t 1

=

 PM 2  PM 1

=

 ρ 2

(141)

 ρ 1

Donde: t1 y t2 es el tiempo de efusión; PM 1 y PM2 es el peso molecular de cada gas. A pesar de la distinta naturaleza de la difusión y efusión, ambas se representan por la misma expresión, aunque hay que considerar que la velocidad de efusión es inversamente proporcional al tiempo de efusión: t 2 t 1

=

υ 1 υ 2

=

 PM 22  PM 12

(142)

La ley de Graham. Se ha utilizado para determinar los pesos moleculares de los compuestos volátiles, pero en la actualidad se disponen de métodos más exactos, para la determinación de los pesos moleculares

Teoría Cinética Molecular : Esta teoría describe el comportamiento y las propiedades de la materia en base a cuatro postulados: a.- La materia está constituida por partículas que pueden ser átomos ó moléculas cuyo tamaño y forma característicos permanecen el estado sólido, líquido ó gas. b.-Estas partículas están en continuo movimiento aleatorio. En los sólidos y líquidos los movimientos están limitados por las fuerzas cohesivas, las cuales hay que vencer para fundir un sólido ó evaporar un líquido.

81

82

c.- La energía depende de la temperatura. A mayor temperatura más movimiento y mayor energía cinética. d.- Las colisiones entre partículas son elásticas. En una colisión la energía cinética de una partícula se transfiere a otra sin pérdidas de la energía global. Teoría Cinética de los Gases Ideales La termodinámica se ocupa solo de variables microscópicas, como la presión, la temperatura y el volumen. Sus leyes básicas, expresadas en términos de dichas cantidades, no se ocupan para nada de que la materia esta formada por átomos. Sin embargo, la mecánica estadística, que estudia las mismas áreas de la ciencia que la termodinámica, presupone la existencia de los átomos. Sus leyes básicas son las leyes de la mecánica, las que se aplican en los átomos que forman el sistema. La verdad es que no existe una computadora electrónica que pueda resolver el problema de aplicar las leyes de la mecánica individualmente a todos los átomos que se encuentran en un sistema. Aun si el problema pudiera resolverse, los resultados de estos cálculos serian demasiados voluminosos para ser útiles. Afortunadamente, no son importantes las historias individuales detalladas de los átomos que hay en un gas, si sólo se tratara de determinar el comportamiento microscópico del gas. Así, si se aplican las leyes de la mecánica, en forma estadística, se podría llegar a la conclusión que no es posible pode expresar todas las variables termodinámica como promedios adecuados de las propiedades atómicas, tanto para las moléculas, como los átomos de una materia en cualquier  estado físico. Por ejemplo, la presión ejercida por un gas sobre las paredes de un recipiente es la rapidez media, por unidad de área, a la que los átomos de gas transmiten ímpetu a la pared, mientras chocan con ella. En realidad el número de átomos en un sistema microscópico, casi siempre es tan grande, que estos promedios definen perfectamente las cantidades. Además, se sabe que se pueden aplicar las leyes de la mecánica en forma estadística a grupos de átomos en dos niveles diferentes. Al nivel llamado Teoría Cinética, en el que se procederá en una forma más física, usando para promediar técnicas matemáticas bastantes simples. En otro nivel se puede aplicar las leyes de la mecánica usando técnicas que son más formales y abstractas que las de la teoría cinética. La teoría Cinético Molecular (TCM). Esta teoría no viene a ser más que un modelo que trata de representar a los gases, con el objetivo de explicar su comportamiento, pero hay que tener en cuenta, que aunque hay gases que tienen un comportamiento bastante cercano a la (TCM), no todos se comportan de esta forma. Aquellos gases que de adaptan a la (TCM), se denominan gases ideales. Las leyes que caracterizan el estado gaseoso, en condiciones ideales se pueden explicar fácilmente utilizando la Teoría Cinético Molecular. La (TCM) de los gases puede enunciarse a través de los siguientes postulados: 82

83

a.- Los gases están formados por partículas esféricas, las cuales están separadas entre si por distancias muy grandes, esto es debido a la inexistencia de interacciones moleculares. b.- Las Moléculas tienen masa puntual: Lo que significa que tienen masa, pero no ocupan volumen. c.- Las moléculas se mueven con movimientos rectilíneo uniforme y aleatorio, chocando constantemente entre si y con las paredes del recipiente que las contiene La energía del conjunto se mantiene a pesar de los choques. d.- La Energía Cinético promedio de las moléculas es función de la temperatura: Dos gases (A y b) a la misma temperatura tendrán la misma energía cinético promedio, lo cual se representa, fórmula que permite cuantificar la energía cinética de los gases.  E C 

1 / 2mx υ 2

=

(143)

Donde ( E C  ) = Energía cinética promedio, (m): masa de las moléculas y (υ ) = Velocidad promedio de las moléculas La teoría cinética también permite relacionar la presión y el volumen, con parámetros moleculares como el peso molecular y la velocidad cuadrática media, de acuerdo a la siguiente expresión:  PxV 

(144)

= 1 / 3nxPMx υ 2

Para gases ideales se tiene: υ  =

3 RxT 

(145)

 PM 

Propiedades de los Gases Los gases tienen 3 propiedades características, y que conociéndolas se puede establecer una caracterización del gas: a.- Son fáciles de comprimir : Este es un proceso de gran importancia, ya que se pueden comprimir los gases, y para ellos se debe de incrementar la presión, con lo que se reduce el volumen del gas, facilitando con ello el transporte del gas a grandes distancias, donde puede ser utilizado. b.- Se expanden hasta llenar el contenedor , y (3) ocupan más espacio que los sólidos o líquidos que los conforman. El Modelo de un Gas Ideal se sustenta en las siguientes consideraciones. Estos modelos se sustentan en las siguientes consideraciones

83

84

a.- Cualquier volumen finito de gas esta compuesto de un número muy grande de moléculas (6,02x1023). Esta cifra se denomina Número de Avogadro y es de gran utilidad en los cálculos químicos. b.- Un gas puro se compone de moléculas idénticas y en el caso de gases ideales, las moléculas tienen una forma de esferas duras que se mueven aleatoriamente en cualquier dirección. c.- La energía translacional de las moléculas, se puede considerar como un continuo de energías. Es decir, que una molécula puede moverse a cualquier  velocidad. d.-En un gas, se supone además que la distancia entre las moléculas es grande comparada con sus diámetros. e.- las moléculas no ejercen ninguna interacción unas sobre otras, a menos que ocurran colisiones. f.- Las moléculas se moverán en caminos rectos cuyas direcciones cambiaran solo cuando chocan entre sí o contra las paredes del recipiente que las contiene. g.- Las colisiones contra otras moléculas o las paredes del recipiente que las contiene son perfectamente elásticas, es decir que no disminuyen la energía cinética del sistema. h.- Las paredes del recipiente se pueden considerar como absolutamente lisas, por lo que no hay cambios en la velocidad tangencial de una molécula que choca contra ellas. i.- En ausencia de fuerzas externas, las moléculas están distribuidas uniformemente en todo el recipiente.

Peligrosidad de la Materia en Estado Gaseoso La materia en estado gaseosa se considera de alta peligrosidad, en vista que los gases conllevan un riesgo específico en lo que concierne a su estado físico. El obligado transporte presurizado o refrigerado de un gas implica el riesgo de que, si se libera de su contenedor por accidente, multiplica cientos de veces su volumen El riesgo de sus condiciones químicas; inflamabilidad, reactividad, o toxicidad, se agravan cuando, por su condición de gas, se dispersan en la atmósfera y se hacen invisibles. Algunas veces el riesgo para la población es tan grande como la imposibilidad de su evacuación en los pocos minutos en los que se produce la dispersión de las moléculas gaseosas. Clasificación de las Sustancias Gaseosas, según sus propiedades químicas En lo que se refiere a los gases, las propiedades químicas son las más importantes, ya que estas son las que reflejan la capacidad de reaccionar químicamente con otras materias produciendo subproductos potencialmente peligrosos o grandes cantidades de calor. 84

85

a.- Gases Inflamables. Se considera gas inflamable, a cualquier gas que pueda arder en condiciones normales con el oxígeno del aire. La combustión de los gases inflamables en el aire está sujeta a las mismas condiciones que los vapores de los líquidos inflamables; es decir, cualquier gas inflamable, entrará en combustión sólo dentro de ciertos límites de composición de la mezcla de GasAire (limites de inflamabilidad o combustibilidad) y a una cierta temperatura necesaria para iniciar la reacción, que se denomina Temperatura de Ignición. Aunque los vapores de los líquidos inflamables y los gases inflamables muestran idénticas características de combustión, el término Punto de Inflamación, prácticamente no tiene significado en lo que se refiere a los gases. El Punto de inflamación es básicamente la temperatura en la que un líquido inflamable produce suficiente cantidad de vapores para que se produzca la combustión. Dicha temperatura, está siempre por debajo de su punto de ebullición normal. El gas inflamable se encuentra normalmente a una temperatura superior a la de su punto de ebullición normal, incluso cuando se transporta en estado líquido, y por lo tanto, está a una temperatura muy superior a la de su Punto de inflamación. Un ejemplo, serían, el Butano, Hidrógeno, Acetileno, etc., que son gases, que arden, no son respirables, y que pueden formar mezclas explosivas con el aire, mezclas que pueden ser de alta peligrosidad, de no ser correctamente controlado. Es, por ello que se deben de realizar controles adecuados y precisos, que permitan establecer un claro y preciso comportamiento de cada una de las sustancias que conforman ese fluido, y por lo tanto se pueden realizar las evaluaciones operacionales sin mayores problemas.

b.- Gases no Inflamables Son los que no arden en ninguna concentración de aire o de oxígeno. Sin embargo, muchos de estos gases sí pueden mantener la combustión de otras materias, o al contrario, otros tienden a sofocarla. Los que mantienen la combustión, se llaman generalmente oxidantes, y están formados por mezclas de oxígeno con otros gases como Helio, Argón, etc. Entre los gases que no mantienen la combustión y que generalmente se llaman gases inertes, los más comunes son el Nitrógeno, Argón, Helio, Bióxido de Carbono y Bióxido de Azufre. También es cierto, que algunos metales pueden reaccionar vigorosamente en atmósferas de Nitrógeno o Bióxido de Carbono. Uno de estos metales es el Magnesio. c.- Gases Reactivos Como la mayor parte de los gases pueden estar destinados a reaccionar químicamente con otras substancias bajo ciertas condiciones, el término gas reactivo se emplea para distinguir los gases que reaccionan con otras materias o consigo mismos, produciendo grandes cantidades de calor o productos de reacción potencialmente peligrosos, mediante una reacción distinta de la combustión y bajo condiciones de iniciación razonablemente previsibles (calor, impacto, etc.). Un ejemplo de gas altamente reactivo es el Flúor, que reacciona con prácticamente todas las substancias orgánicas e inorgánicas a temperaturas y presiones normales, y generalmente a suficiente velocidad como para producir 

85

86

llamas. Otro ejemplo es la reacción del Cloro (clasificado como gas no inflamable) con el Hidrógeno (gas inflamable), que también puede producir llamas. Varios gases pueden reaccionar químicamente con ellos mismos cuando se les somete a condiciones fácilmente previsibles de calor e impacto, incluida la exposición al fuego, con producción de grandes cantidades de calor, como son el Acetileno, el Metilacetileno, el Propano-Dieno y el Cloruro de Vinilo. Estos gases se encuentran generalmente en recipientes mezclados con otras substancias para su transporte y almacenamiento; a veces se conservan en recipientes especiales para estabilizarlos contra posibles iniciadores de reacción.

d.- Gases Tóxicos Ciertos gases pueden representar riesgo para las personas si se liberan en la atmósfera. En esta categoría se incluyen los que resultan venenosos o irritantes al inhalarlos o al entrar en contacto con la piel, tales como el Cloro (Cl2), el Sulfuro de Hidrógeno (H 2S) , Bióxido de Azufre (S0 2), Amoniaco (NH3) y el Monóxido de Carbono (C0). La presencia de estos gases complica en forma muy seria las medidas de lucha contra incendios si los bomberos están expuestos a su acción. El sulfuro de hidrógeno por ejemplo es un gas que hay que tener cuidado en su tratamiento. Clasificación de los Gases Según sus Propiedades Físicas Estas propiedades tienen una gran importancia para la protección y lucha contra incendios, puesto que afectan al comportamiento físico de los gases, tanto mientras permanecen en sus recipientes como cuando se liberan accidentalmente. Por su naturaleza, los gases deben estar totalmente encerrados en recipientes para su transporte, manipulación y almacenamiento hasta el momento de su empleo. Por cuestiones de economía práctica y facilidad de empleo, es necesario que los gases se envasen en recipientes que contengan la mayor cantidad posible de gas, lo cual tiene como resultado la adopción de medidas para aumentar la presión de los gases hasta el punto que el transporte sea licuado en muchas ocasiones, y pocas veces sea únicamente en fase gaseosa. Esta situación puede ser confusa para muchas personas, pero es necesario hacer  tal distinción para aplicar las prácticas de prevención y lucha contra incendios. La clasificación física es:

a.- Gases Comprimidos. Se le llama gas comprimido, al gas que a temperatura normal y bajo presión dentro de un recipiente conserva su estado gaseoso, y se mantiene de esa forma, mientras se conserva el valor de la presión alcanzada. El Metano es uno de los gases, que mejor ejerce la función de gas comprimido, ya que facilita su forma de transporte. La gasificación de las ciudades, y la utilización de gasoductos es en gran futuro de los gases comprimidos. b.- Gases Licuados Es el gas en que a temperaturas normales y bajo presión, se presenta en fase líquida y parcialmente en fase gaseosa. La presión depende fundamentalmente de la temperatura del líquido. Un ejemplo de este fluido es el gas licuado de petróleo (GLP), conformado fundamentalmente por propano 86

87

c.- Gases Criogénicos Estos gases para mantenerlos licuados en el interior de su envase se les debe proporcionar unas temperaturas muy por debajo de las temperaturas normales, generalmente por encima de su punto de ebullición a temperatura y presión normales, y a presiones proporcionalmente bajas o moderadas. La principal razón de esta diferencia respecto al gas licuado, es que el gas criogénico no puede mantenerse indefinidamente en el recipiente que lo contiene debido a que éste no puede impedir la penetración del calor de la atmósfera, que tiende continuamente a elevar su presión hasta un nivel que puede llegar a exceder la resistencia de cualquier tipo de recipiente, proceso que puede tener funestas consecuencias. Un ejemplo de este fluido es que lo que se denomina Gas Natural Licuado (GNL), que corresponde al Metano, que sale de los procesos criogénicos, ya que es la única forma que el Metano, pueda pasar a la fase líquida. El (GNL), se produce a muy bajas temperatura, ya que tiene que ocurrir a una temperatura menor que la temperatura crítica. El (GNL), puede facilitar enormemente la forma de transporte, ya que el gas puede ser transportado en forma líquida, y posteriormente recuperado, por lo que hace que la conversión del gas metano a líquido, sea una de gran importancia industria, ya que cuando el metano se convierte hacia el estado líquido, su volumen disminuye en 630 veces, por lo tanto se facilita su forma de transporte.

d.- Gases Disueltos a Presión Este sería el caso de transporte cuyo representante podría ser el Acetileno, ya que el acetileno, es un gas que no se puede presurizar si no está en unas condiciones muy especiales. Necesita de un envase relleno de una masa porosa, a la cual se le añade Acetona, y en el momento de realizar la carga de acetileno, éste se disuelve con la Acetona y se distribuye en los poros de la masa porosa interior. Lo característico de estos gases es que no se conservan en estado libre, sino que se disuelven en otro medio, en general a causa de su reactividad. Pero, desde luego el trabajar con estos gases, hay que tener un gran cuidado, ya pueden ser de alta peligrosidad. Propiedades que Caracterizan al Estado Gaseoso: Entre los principales parámetros se encuentra: Densidad de los Gases Si a la Ecuación (5) se le hacen los reemplazos pertinentes, se puede obtener una ecuación, que permite determinar la densidad de los gases y queda:  w   PxM=   RT  (146)  V    La expresión (w/V), que viene a ser la masa sobre el volumen, en la ecuación (146 esta relación representa la densidad (ρ ) del gas ρ

 w    PxM  =  V   =  RxT      87

(147)

88

En la ecuación (147) (w) representa la masa y (M) es el peso molecular o peso molecular aparente en caso que sea una mezcla. El concepto de densidad, el cual según la definición. Es la masa por unidad de volumen. El término es aplicable a mezclas y sustancias puras en el estado sólido, líquido y gaseoso. La densidad de las sustancias en estado sólido y líquido depende de la temperatura y, en el caso de los gases, de la temperatura y presión. Un método para determinar la densidad de un gas es vaciar por completo un recipiente ligero, pero resistente de tamaño adecuado, cuyo volumen inferior se conoce. Se pesa el recipiente que se ha vaciado, se llena con una muestra de gas y después se pesa una vez más. Se debe conocer los valores de presión y temperatura de la muestra de gas.

Gases Reales: Un gas ideal es aquel cuyas moléculas no ejercen fuerza alguna, ni de atracción ni de repulsión, entre ellas incluso el volumen de las mismas, es despreciablemente en comparación con el recipiente que lo contiene los gases reales no obedecen de modo exacto la ley de los gases ideales. Las desviaciones con respecto a esta ley son debidas a las fuerzas intermoleculares, es decir, a las atracciones y repulsiones entre las moléculas de gas. Estas interacciones se vuelven importantes cuando las presiones son altas, ya que entonces las moléculas están más cercas unas de otras. La prueba de las existencias de que hay fuerzas atractivas es la existencia de sólidos y líquidos, que están formados por moléculas unidas por dichas fuerzas atractivas. La prueba de que existen fuerzas repulsivas entre las moléculas que están muy cerca unas de otras es la dificultad que implica comprimir líquidos y sólidos. Esto indica que sus moléculas se resisten a formar una masa más compacta. En la figura 8 se presentan las fuerzas atractivas y repulsivas

Figura 8 Fuerzas Repulsivas y Atractivas para los Gases

En la figura 8 se muestra que los componentes de ordenadores por debajo del eje horizontal representan las fuerzas de atracción y los componentes de ordenadores por encima del eje horizontal representan las fuerzas repulsivas. Las fuerzas atractivas no tienen importancia cuando la distancia de separación entre las moléculas es equivalente a 10 diámetros moleculares, ya que entonces las moléculas están demasiado alejadas para influirse entre si. 88

89

Las fuerzas atractivas aumentan a medida que las moléculas se acercan entre sí y cada vez se ejercen una mayor influencia mutua. Sin embargo, cuando las moléculas entran en contacto, las fuerzas atractivas se ven superadas por las fuerzas repulsivas. Las fuerzas repulsivas aumentan de un modo marcado y pueden alcanza valores muy elevados si las moléculas llegan a interpenetrarse entre si. Otras desviaciones con respecto a la ley de los gases ideales, esta en que las moléculas poseen volúmenes, y cuando se producen los choques entre ellas, hay pérdida de energía.

Comportamiento Real de los Gases: Tal como el gas natural y los vapores de hidrocarburos no se comportan como gases ideales, sino que su comportamiento es de los gases reales. Luego, por consiguiente en la ecuación (5) debería introducirse un factor de corrección, que corrija la desviación de la idealidad, por  otro lado, la densidad del gas natural depende de su composición. Un gas pobre o seco, es decir sin hidrocarburos condensables, tendrá una densidad de valor bajo En cambio un gas rico al cual no se le han extraídos, los hidrocarburos pesados (en este caso se consideran componente pesado a los hidrocarburo del Propano, para adelante, además de la gasolina debe tener una densidad apreciablemente mayor. Tal, como la densidad es una función de la presión y temperatura, en la industria del gas se usa el concepto de densidad o gravedad relativa respecto del aire La gravedad relativa respecto del aire es la relación entre los pesos específicos del gas y del aire a la misma presión y temperatura. Por ser una relación carece de dimensión y solo se expresa por un número. Esto tiene, como significado que cuando la gravedad específica, tiene un valor, por ejemplo 0,7, debe entenderse que se trata de la gravedad específica respecto del aire, y que se refiere a la presión y temperatura en condiciones normales. La gravedad específica de un gas es la razón de su densidad a la densidad del aire a la temperatura y presión estándar. Para conocer y registrar la gravedad específica de una corriente de gas puede emplearse un gravitómetro, quizás la mayor importancia del parámetro gravedad, para los gases, sea que permite determinar si el gas es más o menos pesado que el aire, lo que es de gran importancia, porque se puede determinar si el gas en cuestión esta arriba o bajo el aire, lo que permite establecer la facilidad o complicación a la hora de su eliminación, ya que si por ejemplo el gas que se quiere eliminar es el Sulfuro de Hidrógeno, como este gas es más pesado que el aire, costara eliminarlo del sistema, ya que por ser más pesado que el aire se encontrara abajo. El problema es cuando tocan gases, donde su gravedad especifica es similar al aire. La densidad, medida respecto de la del aire tomada como unidad, oscila comúnmente entre 0,6 y 0,7 según sea el contenido de hidrocarburos condensables (propano y superiores), pudiendo aún ser mayor si fuese muy rico en estos últimos. El gas natural, luego de extraído, es sometido a los procesos de deshidratación y extracción de gasolina, consistente este último en la separación

89

90

de los componentes pesados que pueden mantenerse líquidos a temperatura y presión ambientes.

Mezclas de Gases El gas natural es una mezcla de hidrocarburos e impurezas .Luego el ingeniero trabaja, casi siempre con mezclas. Cuando la presión y temperatura de la mezcla es relativamente, baja estas condiciones. El peso molecular de la mezcla es el peso molecular aparente de la muestra. La composición de una mezcla de gas natural se expresa generalmente, en porcentaje por mol, según lo siguiente: %wi = Wi /

n

∑ wj x100

(147)

  j =1

Se sabe que (1 lbmol, 1 gmol o 1 kgmol) de cualquier gas en condiciones estándar  contiene el mismo número de moléculas. Esto significa que el porcentaje molar de un componente (i) en una mezcla de gas indicará el porcentaje de las moléculas del componente (i) presentes en la mezcla. El porcentaje o fracción por mol es igual al porcentaje o fracción por mol volumen. Esto se deduce de la ley de Avogadro. En vista que el volumen de cualquier componente en una mezcla será proporcional al número de moles de tal componente. Para convertir él % o fracción por peso a porcentaje o fracción por volumen o mol, o viceversa, es necesario tener en peso molecular de cada especie.

Peso Molecular Aparente (MA) Cuando se trabaja con mezclas de gases, se debe hablar de peso molecular aparente o peso molecular promedio molar. Y se define, en el Sistema Británico, como el peso de 379,63 PCN/lbmol de la mezcla gaseosa a 60F y 14,7 lpca. El (M A) se determina, según la siguiente fórmula: Ma =

n

∑ yiMi

(148)

i =1

Gravedad Específica de los Gases ( G) Cuando se habla de la gravedad específica de los gases se usa como referencia la relación de igual, mayor o menor peso que un gas pueda tener con respecto al peso molecular del aire, el cual en el Sistema Británico de Unidades tiene un valor de (28,97 lb/ lbmol).La relación molecular tiene la ventaja de que el peso molecular de los elementos no es afectado por la presión o por la temperatura, por lo tanto se puede utilizar, ya que su valor permanece relativamente constante. Para los crudos se introdujo la fórmula API o gravedad específica. ( γ  0). Para determinar si los crudos son más, igual o menos pesados que el agua En el caso de los gases la gravedad específica ( γ  G).,se determina como la relación entre el peso molecular de la especie entre el peso molecular del aire. Una definición de la gravedad específica del gas. La ( γ  G).,es la razón de la densidad del gas a la densidad de una sustancia base (aire), en las mismas condiciones de presión y

90

91

temperatura, permitiendo con ello hacer una caracterización del gas sin necesidad de determinar la densidad del gas, que si es una función de la presión y temperatura.   ρ  g    γ  G=   ρ        GA   P ,T  (149) Reemplazando en la ecuación (23), queda:

  ρ  g  γ  G=   ρ    GA

    M      M      =     =  M    28 , 97       P ,T     A    

(150)

La gravedad específica ( γ  G) determinada de esta forma es independiente de las condiciones de presión y temperatura Por ejemplo, si se quiere determinar la gravedad específica de la mezcla gaseosa mostrada en el cuadro 1: queda: γ 

 19 ,9427   =  28 ,98  = 0,69    

G

(151)

Ecuaciones de Estado Para los Gases. Una ecuación de estado es aquella que relaciona: Presión, Temperatura, Volumen y Composición. Si bien es cierto uno de los objetivos perseguidos en la formulación de una ecuación de estado es la de su validez general, el compromiso entre su sencillez analítica y su universalidad resulta difícil de satisfacer. También se hace necesario buscar una solución de compromiso respecto a la precisión en las diferentes zonas. La complejidad del comportamiento (PVT) de una sustancia pura sugiere la dificultad de su descripción mediante una Ecuación. Sin embargo, para al región gaseosa, a menudo se pueden utilizar ecuaciones sencillas. Una ecuación de Estado se puede escribir, en forma cúbica o cuadrática, para el caso de una ecuación cúbica: ˆ 3 V  

ˆ 2+B2 V   ˆ +B3 =0 + B1 V  

(152)

En donde: (B1 B2; y B3) dependen de la presión, temperatura, composición y de Las soluciones reales. La ecuación (152) se puede utilizar para determinar la constante de equilibrio líquido- vapor en hidrocarburos. lo que indica que sería necesario determinar el volumen molar del vapor y líquido. Luego. Al encontrar las raíces de la ecuación (152), el volumen mayor corresponde al vapor y el volumen menor al líquido; si existe una tercera solución simplemente se desprecia, ya que carece de significado físico. Para el caso de los sistemas líquidos y vapor, es lógico señalar que las ecuaciones de estado son de utilidad para correlacionar  datos PVT, también sirven para calcular diferentes propiedades físicas y termodinámicas de los sistemas de hidrocarburos en un amplio intervalo de valores de presión y temperatura. Si las mediciones de presión, volumen molar y temperatura de un gas no confirman, la ecuación válida para los gases ideales (PV 91

92

= nRT), dentro de la precisión de las mediciones, se dice que el gas se desvía de la idealidad o que exhibe un comportamiento real.

Caracterización del Gas Natural El gas natural es una mezcla homogénea, en proporciones variables de hidrocarburos parafínicos, denominados Alcanos, los cuales responden a la fórmula: ( C  N  H 2 N + N  ) (153) En donde (N) es un número positivo diferente de cero, y que representa el número de Carbono (C) en el hidrocarburo. Los Hidrocarburos alcanos también tienen por nombre Hidrocarburos Saturados, concepto que se relaciona con la hibridación  sp 3 . Lo que indica que tiene cuatro (4) orbitales híbridos. Este tipo de hibridación hace ver que debe de existir un enlace simple entre los carbonos, enlace difícil de romper, es por lo que reciben el nombre de saturados, a diferencia de los Alquenos y Alquinos, que también son parte de los hidrocarburos parafínicos, pero estos son hidrocarburos insaturados, ya que los Alquenos tienen hibridación ( sp 2 ) , luego son tres orbitales híbridos y debe de haber un doble enlace entre los carbonos, y los Alquinos tienen hibridación ( sp ) , luego debe de haber un triple enlace entre carbono-carbono, y por lo tanto los alquenos y los alquinos son insaturados. El gas natural se encuentra en los yacimientos acompañados de otros hidrocarburos, que se aprovechan y se obtienen en los procesos de extracción y/o fraccionamiento El primer hidrocarburo que conforma el gas natural es el Metano, cuya fórmula química es (CH 4), pero en forma práctica se simbolizara simplemente como (C1), simbología que se utilizará con todos los hidrocarburos que conforman la serie parafínica. Luego el siguiente Hidrocarburo es el Etano cuya fórmula química es (CH3CH2), será simplemente (C2). A continuación viene el Propano (CH3CH2CH4) (C3). Si el gas que sale del yacimiento contiene, también Butano (CH3CH2CH2CH3) (C 4) o fracciones más pesadas en cantidades suficiente, será un gas húmedo. Es de hacer notar que el término gas húmedo nada tiene que ver con el contenido de agua, ya que el término húmedo se utiliza para indicar  la capacidad que tiene el fluido para producir hidrocarburos líquidos, los cuales pueden ser recuperado con o sin Etano, aunque por su importancia en la petroquímica lo hacen tener en cuenta su recuperación. El gas natural tiene, también cantidades menores de gases inorgánicos, como el Nitrógeno ( N 2 ) , el Dióxido de Carbono ( C 0 2 ) ; Sulfuro de Hidrógeno ( H 2 S ) ; Monóxido de Carbono (C0), Oxígeno ( 0 2 ) , Vapor de Agua ( H 2 0 ) , etc. Todos estos componentes son considerados impurezas del gas natural., algunas de estas impurezas causan verdaderos problemas operacionales (corrosión en los equipos) El gas natural puede contener pequeñas cantidades de helio (He), el cual, por su incombustibilidad, es de mucha utilidad en la aeronáutica para llenar  globos aerostáticos En algunos yacimientos de gas natural se determina que

92

93

contiene pequeños porcentajes de hidrocarburos, pero contiene hasta un 90% de C02, gas que tiene una gran utilidad en la fabricación de bebidas gaseosas, en la industria química y en otras aplicaciones industriales, y se le denomina” hielo seco”. Pero, en términos generales se puede señalar que la composición del gas natural esta dominada por hidrocarburos de la serie parafínica. En la figura 9 se muestran los principales componentes del gas natural.

Figura 9 Principales Componentes de una Muestra de Gas natural Composición del Gas Natural (% Molar) 98,0

Me tano (55 - 98)

Etano (0,10 - 20)

Propano (0,05 - 12)

N-Butano (0,05 - 3)

Iso-Butano (0,02 - 2)

N-Pe ntano (0,01 - 0,80)

Iso-Pe ntano (0,01 - 0,80)

He xano (0,01 - 0,50)

He ptano (0,01 - 0,40)

Nitóge no (0,10 - 0,50)

O xige no (0,09 - 0,30)

Sulfuro de Hidróge no (Trazas - 28)

Dióxido de Carbono (0,20 - 30)

He lio (Traz as - 4)

En la figura 9 se presentan en la forma de composición molar todos los principales componentes que conforman el gas natural, en la gran mayoría de los yacimientos de gas. Es de hacer notar que la composición molar es simplemente la fracción molar multiplicada por 100, es por ello que se denomina composición porcentual, mientras que la fracción molar es el número de moles del componente. Se entiende por el número de moles a la relación del número de moles de cada componente entre el número de moles totales. En términos generales se puede señalar que el gas natural es una mezcla de hidrocarburos (principalmente metano) que existe en los yacimientos en fase gaseosa, o en solución con el petróleo, y que a condiciones atmosféricas permanece en fase gaseosa. Puede encontrarse mezclado con algunas impurezas o sustancias que no son hidrocarburos, tales como Ácido Sulfhídrico o Sulfuro de Hidrógeno, además de Nitrógeno y Dióxido de Carbono

Composición Básica del Gas Natural: La composición básica del gas natural indica que es una mezcla de hidrocarburos constituido principalmente por metano (CH4), que se encuentra en yacimientos en solución o en fase gaseosa con el petróleo crudo, que en este caso se denomina gas asociado, o bien, en yacimientos que no contienen petróleo. Se considera que el gas natural es uno de 93

94

los combustibles más limpios, que produce principalmente (C0 2) en forma de gas y vapor de agua y pequeñas cantidades de óxidos de nitrógeno cuando se quema. En el cuadro 3 se indica la composición y porcentajes molares que puede tener  una muestra de Gas natural

Cuadro 3: Composición y Porcentaje molar de una Mezcla de Gas Natural Componente Metano (C1) Etano (C2) Propano (C3) n-Butano (nC4) IsoButano (iC4) n-Pentano (nC5) i-Pentano (iC5) n-Hexano (nC6) n-Heptano (nC7) Nitrógeno Dióxido Carbónico Oxígeno Sulfuro de Hidrógeno Helio

Fórmula Química CH4 C2H6 C3H8 C4H10 C4H10 C5H12 C5H12 C6H14 C7H14 N2 C02 02 H2S He

Estado Físico Gaseoso Gaseoso Gaseoso Gaseoso Gaseoso Líquido Líquido Líquido Líquido Gaseoso Gaseoso Gaseoso Gaseoso Gaseoso

Composición % 55,00-98,00 0,10-20,00 0,05-12,00 0,01-0,80 0,01-0,80 0,01-0,80 0,01-0,80 0,01-0,50 0,01-0,40 0,10-5,00 0,20-30,00 0,09-30,00 Trazas-28,00 Trazas-4,00

En el cuadro 3 se puede observar que en el gas natural existen hidrocarburos, que pueden encontrarse en estado gaseoso y/o vapor, mientras que otros están totalmente en estado líquido.

Impurezas del Gas Natural Las principales impurezas del gas natural se presentan en el Cuadro 4: Cuadro 4 Impurezas del gas natural Impureza Sulfuro de Hidrógeno (H2S) Dióxido de Carbono (C02) Disulfuro de Carbono (CS2) Nitrógeno (N2) Oxígeno (02)

Impureza Monóxido de Carbono (C0) Sulfuro de Carbonilo (C0S) Mercaptanos (RSH) Agua (H20) Mercurio (Hg)

La Historia del Gas Natural en la República Bolivariana de Venezuela La historia de este fluido es la historia de un esfuerzo por lograr que este hidrocarburo sea de un uso racional. La producción de gas natural se viene registrando desde 1918, en ese año se produjo una cantidad promedio de 8500 (m 3/día), producción que ocurrió en la Jurisdicción de Maracaibo. Hasta 1932 todo el gas producido se arrojaba a la atmósfera, ya que no había justificación económica para su procesamiento y venta. Fue en 1932, cuando se comenzó a utilizar el gas, como materia prima de inyección en los yacimientos de Quiriquiri en el Estado Monagas. 94

95

En la actualidad el gas natural ha logrado insertarse en el mercado energético nacional, lo cual se debe fundamentalmente al impulso de las industrias para generar electricidad, y también el desarrollo de la industria petroquímica. Lo actual es que sé esta estableciendo en todo el país una red de mercadeo para lograr que el gas natural sea consumido en el ámbito doméstico. Recientemente se comenzó a promover el uso del gas. Natural como combustible para vehículos automotores, que se denomina gas natural para vehículos (GNV). Los principales centros de explotación de gas natural en Venezuela se encuentran distribuidos en tres Cuencas Sedimentarias, que son: Maracaibo- Falcón; Barinas- Apure y OrienteMargarita

Reservas de Gas Natural en la República Bolivariana de Venezuela: Las reservas de gas de Venezuela se han calculado como las séptimas en volumen a nivel mundial y con una duración teórica de más de cien años Actualmente, el gas natural tiene una participación del 46% en el mercado energético nacional, ahorrando grandes cantidades de petróleo. Las plantas de extracción y fraccionamiento de gas natural, existentes en el Área de Oriente, y en el Área de Occidente, mantiene una extracción total para Venezuela de 99.486 de miles de millones de metros cúbicos. Adicionalmente se realizan dos grandes proyectos gasíferos en la Plataforma Deltana, entre el Estado Delta Amácuro y la isla de Trinidad y el proyecto Mariscal Sucre, al norte de la península de Paria, costa afuera, lo que hará aumentar en una gran proporción la industria del gas natural, en Venezuela. Luego, se puede concluir que las reservas probadas se ubican en el país en 143.12x10 12 pies cúbicos normales de gas (PCN), además de las probables y posibles, que alcanzan la cifra de 32.x1012 (PCN). Requiriéndose, desde luego una inversión que oscila entre 800-1.000 millones de dólares, cifra de gran importancia para cualquier país. Se ha pensado que la mejor manera de resolver la situación de inversión es mediante una Ley Orgánica de Hidrocarburos, que ordene y regularice con una moderna visión, las materias comprendidas en la citada legislación. Su ámbito lo constituyen las actividades con los hidrocarburos gaseosos, líquidos o bituminosos En este sentido, se ha formulado el Proyecto de Decreto con Rango y Fuerza de Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos, lo cual se sustenta en lo siguiente: La creciente utilidad del gas natural, por su poder energético y en razón de ser un combustible más limpio que produce poca contaminación al medio ambiente, lo hace más apetecible para su consumo en las ciudades y zonas industriales ya sea como combustible doméstico, para generación de termoelectricidad o insumo de la industria petroquímica u otros importantes procesos industriales, inclusive para formular el metanol y etanol, sustitutos de la gasolina en la combustión interna. Esta comprobado que. Venezuela cuenta con ingentes reservas de gas asociado y libre, que para el año 1998, eran del orden de 142 BPC (Billones de Pies Cúbicos) equivalentes a 25 mil millones de barriles de petróleo y la sitúan entre los primeros 7 países del mundo, de las cuales el 90% está constituida por el gas asociado a la 95

96

producción de petróleo. Debe procederse a explotar dichas reservas para atender  primordialmente el mercado nacional doméstico, comercial e industrial y al mismo tiempo el de exportación como materia prima o combustible a otros países.

Presencia Estatal En esta Ley, las actividades con hidrocarburos gaseosos pueden ser realizadas directamente por el Estado a través de entes de su propiedad, o por privadas nacionales o extranjeras con o sin la participación del Estado. De esta manera, se abren más posibilidades a los inversionistas de actuar en este sector. Para ello, estarán sujetos a la obtención de una licencia, cuando se trate de la exploración para la búsqueda de yacimientos de gas libre y de la explotación de los mismos, o de un permiso si van a realizar actividades distintas a las señaladas, como son la recolección, procesamiento, industrialización, transporte, distribución y comercialización del gas natural, y sus subproductos. El régimen fiscal previsto en esta Ley se fundamenta en la participación del Estado, en su condición de propietario de los yacimientos, al exigirse una regalía de 20% sobre los volúmenes de hidrocarburos gaseosos producidos. Esta regalía puede ser recibida, a juicio del Ministerio de Energía y Minas, total o parcialmente, en especie o en dinero, equivalente al pago de dichos volúmenes. Además, las actividades reguladas por esta Ley quedan sujetas a los impuestos que les resulten aplicables conforme a lo dispuesto en otras leyes. Igualmente, se crea un ente con autonomía funcional denominado Ente Nacional del Gas para promover  el desarrollo del sector y la competencia en todas las fases de la industria de los hidrocarburos gaseosos relacionados con las actividades de transporte y distribución y para coadyuvar en la coordinación y salvaguarda de dichas actividades. El organismo estará adscrito al Ministerio de Energía y Minas y entre sus funciones tendrá la de elaborar propuestas de bases encaminadas a la fijación de tarifas justas y adecuadas para ser aplicadas a las mismas actividades, así como vigilar e informar al referido Despacho sobre posibles conductas monopólicas o no competitivas, y propiciar el equilibrio económico entre los participantes. El transporte y la distribución de hidrocarburos destinados al consumo colectivo son declarados servicios públicos y en consecuencia, quedan sujetos a las normas y controles característicos de estos servicios destinados a que sean prestados en forma eficiente. Los precios y tarifas deberán atender a los principios establecidos en la Ley dirigidos a facilitar la recuperación de las inversiones, a obtener una rentabilidad razonable, así como al mantenimiento adecuado de] servicio y asegurar a los consumidores el menor costo posible.

Proyectos de Gas El documento destaca como objetivo del Proyecto Gas (dentro de PDVSA) proponer para la aprobación del Ejecutivo un conjunto de estrategias y acciones orientadas hacia estos logros: Modernizar el marco legal y fiscal Intensificar el uso eficiente del gas natural . Asegurar el crecimiento del sector  dentro de un esquema de amplia participación y competencia Impulsar el desarrollo económico y social del país. El impulso al desarrollo del sector gas en 96

97

Venezuela es enfocado a través del análisis de las siguientes vertientes: Nueva Ley de Gas; Marco tributario; Política de precios y Portafolio de negocios La promulgación del decreto con cargo y fuerza de Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos presenta esta serie de rasgos: Participación directa del capital privado en toda la cadena del negocio; Creación del Ente Nacional de Gas; Desintegración vertical; Acceso abierto a instalaciones de transmisión y distribución, de gas, que de acuerdo a los proyecto son múltiples, ya que su utilidad esta ampliamente demostrada.

Procesamiento de Gas Natural El objetivo del procesamiento del gas natural es eliminar los contaminantes, incluyendo los componentes corrosivos (agua y gases ácidos, sobre todo el Sulfuro de Hidrógeno su carácter contaminante), los que reducen el poder calorífico, como Dióxido de Carbono y Nitrógeno) y los que forman depósitos sólidos a bajas temperaturas, como el agua y Dióxido de Carbono, para después separar los hidrocarburos más pesados que el metano, que constituyen materias primas básicas para la industria petroquímica. Las etapas normales en el procesamiento del gas natural son la deshidratación (eliminación de agua, usualmente con adsorbentes sólidos, como alúmina o mallas moleculares), el endulzamiento (eliminación del Sulfuro de Hidrógeno y Dióxido de Carbono con soluciones absorbentes, y la recuperación criogénica de etano e hidrocarburos más pesados (condensación de estos componentes a bajas temperaturas, del orden de 212F, y destilación fraccionada de los líquidos condensados). Otras etapas complementarias son el fraccionamiento de los hidrocarburos recuperados y la conversión del ácido sulfhídrico a azufre ( H 2 S ) a (S) en forma líquida o sólida, también la extracción de los líquidos del gas natural, es un proceso de gran importancia, como lo es también la compresión del gas, además del transporte y almacenamiento. La eficiencia de todos estos proceso esta totalmente relacionado con la eficiencia del proceso de separación gaspetróleo. En la figura 10 se presenta en forma esquemática los principales procesos de tratamiento del gas Natural:

Figura 10 Principales Procesos de Tratamiento del Gas Natural

97

98

En la figura 10 se observa, que si se trata de gas asociado, unos de los primeros procesos de tratamiento del gas natural, es el proceso de separación de los componentes del fluido, que sale del pozo, que son Gas- Líquido. Se supone que la fracción líquida esta conformada por el petróleo y el agua. La separación se realiza en los separadores, y se pueden utilizar separadores verticales o horizontales. La eficiencia del proceso de separación será de vital importancia para la eficiencia de todos los demás procesos. Después del proceso de separación y dependiendo de la composición del gas, se deben de realizar los procesos de deshidratación del gas, proceso de lleva a cabo fundamentalmente a través de proceso de absorción con solventes químicos, como el Glicol, por  ejemplo, aunque también se utiliza el proceso de adsorción con tamices moleculares, también el proceso de endulzamiento, extracción de y fraccionamientos de líquidos del gas natural son de importancia. En la figura 11 se presentan los principales destinos del natural:

Figura 11 Destinos del Natural

En la figura 11 se muestran los principales destinos de tratamientos a los que debe de ser sometido el gas natural, hasta su destino y distribución final. La gran mayoría de los tratamientos a los que debe de ser sometido el gas natural, están relacionados con la composición, ya que esta permite establecer las clasificaciones del gas natural, según los datos obtenidos, en dichos análisis. En general, los procesos a los que debe de ser sometido en gas natural están relacionados con los siguientes procesos, cada uno de ellos de vital importancia, ya que se trata de adecuar el gas, según las normas nacionales e internacionales, para su comercialización

a.- La obtención del Gas Natural . Este proceso se realiza en yacimientos, los cuales pueden ser no asociados (Yacimientos Gasíferos) y asociado (Yacimientos Petrolíferos). En estos yacimientos el gas se puede encontrar en tres formas. Separado del petróleo, ocupando la parte superior de la napa: Disuelto dentro del petróleo junto con los hidrocarburos livianos de petróleo, todos ellos en fase gaseosa o grandes presiones, produciéndose en la extracción la separación de las fases gaseosa y líquida por el fenómeno de condensación retrógrada., qu de alguna forma influye en la eficiencia económica del proyecto. 98

99

b.- Tratamiento El gas que se extrae del yacimiento, en la mayoría de los casos contiene componentes indeseables, los cuales deben de extraerse mediante tratamientos adecuados. Si el gas contiene gases ácidos, se debe someter al proceso de endulzamiento. La presencia de nitrógeno (N2) reduce el poder  calorífico y disminuye el rendimiento en los procesos de extracción de gasolina, luego se debe buscar la forma de eliminarlo. También si el gas contiene agua líquida o en forma de vapor, se debe someter el gas al proceso de deshidratación. En lo que respecta a los hidrocarburos condensables, se deben extraer en forma de gasolina y gas licuado, en plantas especiales que pueden utilizar diversos procesos, tales como compresión y enfriamiento, absorción con querosén, de tal forma de poder obtener el componente que se quiere obtener, con un alto grado de pureza, y de alta calidad, de tal forma que se puede comercializar dentro de las normas establecidas.

c.- Compresión Para hacer posible la conducción del gas a través de gasoductos es necesario aplicarle la presión necesaria para vencer la resistencia a la fricción. Los equipos que comunican presión al gas se denominan compresores, los cuales al comunicar presión reducen el volumen. La presión necesaria que habrá que aplicar al gas dependerá del uso que se le dará al gas. d.- Transporte de Gas El transporte del gas, por lo general se realiza a través de sistemas de gasoductos. En este caso la presión de trabajo debe de ser elevada en por lo menos un 20%. El transporte puede efectuarse a granel, en caso de gas licuado o comprimido en el caso del gas natural. e.- Almacenaje. Este proceso dependerá que el gas tenga alta o baja presión f.- Regulación de Presiones : En diversas etapas de la industria del gas existe la necesidad de mantener una presión constante, y esto debe ocurrir en forma independiente al caudal que circula. Esto, ocurre, por ejemplo en las redes de distribución de gas a baja presión, la cual debe ser prácticamente constante y de un valor para el cual están diseñados los quemadores de los artefactos. Si la red trabajase a una presión mayor, se hace estrictamente necesario regular la presión para cada usuario, mediante reguladores individuales. g.- La Distribución. Para, el caso del gas natural o manufacturado, la distribución se hace por redes, ahora si se trata de gas licuado, la distribución se realiza mediante envasado. La distribución por redes y gasoductos, debe de tomar una gran importancia, cuando se establezca el mercado del gas. h.- La Medición . En este caso la medición se realiza mediante interpolación de placa de orificio. También se utilizan medidores de desplazamiento. i.- Utilización: El gas natural tiene diversas aplicaciones en la industria, el comercio, la generación eléctrica, el sector residencial y el transporte de pasajeros. Ofrece grandes ventajas en procesos industriales donde se requiere de 99

100

ambientes limpios, procesos controlados y combustibles de alta confiabilidad y eficiencia. Adicionalmente, el gas natural es utilizado como materia prima en dive diverso rsoss proce procesos sos quími químico coss e indus industr tria iales les.. De mane manera ra relat relativ ivam amen ente te fáci fácill y económica puede ser convertido a hidrógeno, etileno, o metanol; los materiales bási básico coss para para dive divers rsos os tipo tiposs de plás plástitico coss y fert fertililiz izan ante tess .El .El desa desarr rrol ollo lo y perfeccionamiento de la tecnología del gas natural han contribuido decididamente en su utilización, tanto como fuente de energía o materia prima para industrias.

Estudio Composicional de una mezcla de gas natural La composición de una muestra de gases es, probablemente, el parámetro más importante de la misma. Esta característica es el resultado de la facilidad con que pueden estimarse las distintas propiedades de un gas a partir de su composición, ya sea mediante correlaciones, ecuaciones de estado o cálculo de propiedades aditivas. Cuando se conoce la composición una mezcla de gases es posible obtener los siguientes parámet parámetros ros con razonab razonable le exacti exactitud tud (Densid (Densidad; ad; Viscos Viscosida idad.; d.; Poder Poder Calorí Calorífic fico; o; Presión de Rocío. etc.). Por esta razón es muy importante que los sistemas de análisis de gases estén adecuadamente calibrados. En general la herramienta está estánd ndar ar para para dete determ rmin inar ar la comp compos osic ició ión n de una una mezc mezcla la gase gaseos osa a es la cromatografía de gases. Comportamiento volumétrico a composición constante El cromatograma de una una mezc mezcla la de gase gasess prop propor orci cion ona a la comp compos osic ició ión n indi indivi vidu dual al de todo todoss los los compon componen ente tess mayor mayorititar arios ios de la mezcl mezcla. a. Las Las propi propied edad ades es de los los gases gases son bási básicam cament ente e adit aditiv ivas. as. En otra otrass palabr palabras, as, las las propi propied edad ades es de la mezc mezcla la son son calculables a partir de las propiedades de los componentes individuales En el caso de mezclas líquidas de hidrocarburos, las dos condiciones mencionadas no se cumplen o sólo lo hacen parcialmente. Lo que significa, que no siempre los resul resulta tado doss obten obtenid idos os son son lo que se espe espera ra encon encontr trar, ar, según según lo indi indica can n los los estimados, estimados, determinados determinados por diversas diversas metodologías, metodologías, y que en algunos casos son de gran importancia. El sistem sistema a cromat cromatográ ográfic fico o convenc convencion ional al retien retiene e compone componente ntess "pesados "pesados"" tales tales como como para parafifina nass de elev elevado ado peso peso mole molecu cula lar, r, resin resinas, as, asfa asfaltlteno enos, s, etc. etc. Esto Estoss componentes, presentes en todos los Petróleos Negros, suelen representar una fracción particularmente importante en los petróleos con menos de 40 API Muchas de las propiedades de las mezclas líquidas (y en especial la viscosidad) no son propiedades aditivas. Es necesario hacer resaltar que los resultados del análisis cromatográfico se expresan como porcentaje molar y no como fracción en peso, que es la forma en que se recoge la información cromatográfica con el detector de + ) denomin llam llama a (DLL) (DLL) La frac fracci ción ón (C 20 denominada ada (Eicos (Eicosanos anos y Superio Superiores) res)inc incluy luye e componentes que no fueron analizados cromatográficamente. Siempre Siempre se debe de tener en cuenta que el análisis cromatográfic cromatográfico o arroja valores proporcionales a la masa de los componentes que integran la muestra. De este modo, al finalizar la cromatografía, la información básica disponible es una tabla con con cerc cerca a de 500 500 valo valore ress corr corres espo pond ndie ient ntes es a otro otross tant tantos os comp compon onen ente tess

100

101

individuales con su contribución a la mezcla bajo la forma de fracción o porcentaje en masa del total analizado.

Compor Comportam tamien iento to volumé volumétri trico co y compos composici iciona onall a volume volumen n Constan Constante te de reservorio y presión decreciente . Los valores que se registran en un proceso de depl deplet etac ació ión n sin sin prod produc ucci ción ón,, son son de util utilid idad ad para para perm permititir ir el ajus ajuste te de las las ecuaciones de estado que se utilizan en los simuladores. El comportamiento del sistema sistema en condiciones diferentes diferentes a las medidas experimentalmente experimentalmente El estudio estudio a Volumen Constante representa el comportamiento esperable para el fluido en estudio durante la depletación asociada a la producción del reservorio. En este caso el proceso es adecuadamente representativo pues, al igual que lo que se espera que ocurra en el reservorio, el líquido retrógrado no es producido, sino que permanece en la celda (PVT). Composició Composición n Real de un Yacimiento: La composición real de una determinada mezcla de gas natural se obtiene y aprecia por medio del análisis cualitativos y cuantitativos. Estos análisis enumeran los componentes presentes y el porcentaje de cada componen componente te en la compos composici ición ón total total Además Además de los hidrocarb hidrocarburos uros presentes, por análisis se detecta la presencia de otras sustancias que merecen aten atenci ción, ón, debi debido do a que que pued pueden en ocasi ocasiona onarr trast trastorn ornos os en las las opera operaci cion ones es de manejo, tratamiento y procesamiento industrial del gas natural Análisis del Gas Natural Se debe tener en cuenta que cuando se determina la composición del gas natural, no solo se cuantifican los hidrocarburos presentes, sino sino tamb tambié ién n las las impur impureza ezas, s, como como Agua Agua,, Dióx Dióxid ido o de Carbo Carbono no y Sulf Sulfuro uro de Hidrógeno. Es posible que también haya presencia de arenas, las cuales producen erosión. En las muestras pueden, haber también parafinas y asfáltenos, los cuales se depositan y crean problemas de taponamiento. Si el agua esta en forma líquida y hay presencia de gases ácidos, de seguro aumentará la corrosión. Además de la posible formación de hidratos, todo lo cual causa graves problemas operacionales, en el tratamiento del gas natural, de tal forma de acondicionarlo, para para la dist distri ribu buci ción ón y vent venta, a, para para lo cual cual debe debe de resp respon onde derr a las las norm normas as establecidas para ese fin, caso contrario el gas natural no cumplirá con las normas establecidas para su distribución y comercialización, en caso de hacerlo puede ser  penalizado y por lo tanto, se tiene que vender a menor costo, que en que si cumple con las normas establecidas. La toma de muestra debe hacerse por procedimientos que aseguren que la misma sea representativa del gas. Deberán purgarse convenientemente los recipientes. En caso de extraerse de cañerías a presión menor que la atmosférica, deberá hacerse desplazando el mercurio del recipiente para muestra. Si se trata de un gas gas licu licuado ado debe deberá rá cuida cuidarse rse que que al extr extrae aerr la muest muestra ra no se produz produzca ca una una dest destililac ació ión n fracc fraccio iona nada. da. Exist Existen en diver diversos sos proce procedim dimie ient ntos os de anál anális isis is para para esta establ blec ecer er los los porc porcen enta taje jess de los los dist distin into toss hidr hidroc ocar arbu buro ross y de los los demá demáss componentes en el gas natural y productos afines. Los métodos o aparatos comúnmente usados para la determinación de los hidrocarburos, son: 101

102

a.- Fraccionamiento a Baja Temperatura Este proceso, por lo general se realiza en el Aparato Podbielniak y sus similares es una columna de laboratorio rellena para la destilación destilación fraccionada fraccionada de gas natural, licuado por enfriamiento enfriamiento con aire y nitr nitróg ógen eno o líqu líquid idos os.. La base base de la colu column mna a puede puede cale calent ntar arse se medi mediant ante e una una resistencia eléctrica. En la primera parte de la destilación, la cabeza de la columna es enfriada con aire o nitr nitróg ógen eno o líqu líquid ido o para para regu regula larr la cant cantid idad ad de refl refluj ujo o (met (metan ano o líqu líquid ido, o, etc.). etc.).Cons Consecut ecutiva ivamen mente, te, destila destilan n metano, metano, etano, etano, propano propano,, etc, etc, los cuales cuales se obtiene en forma líquida Los puntos de separación entre dos hidrocarburos, o fracciones agrupados, se reconocen por el cambio repentino en los valores de la conductividad térmica de los vapores salientes; valores que son registrados en forma continua en un instrumento instrumento anexo. Todos estos componentes del gas, que no son hidrocarburos, hidrocarburos, no pueden ser determinados en el Aparato Podbielniak, luego habría que utilizar  otros métodos de análisis del gas, para tener una mayor precisión y exactitud de los los resu resultltad ados os obte obteni nido dos, s, y por por lo tant tanto o esta establ blec ecer er una una mejo mejorr y adec adecua uada da planificación, sobre la recolección y distribución de los hidrocarburos en estado gaseoso, y tener claramente establecidos los sitios de distribución.

b.b.- Espe Espectr ctróm ómet etro ro de Masa Masa Est Este métod étodo o se basa basa en la defl deflex exió ión n de su trayectoria que sufren las moléculas ionizadas de un gas muy diluido, en un campo magnético. La ionización se efectúa en una cámara de ionización. Las part partíc ícul ulas as ioniz ionizad adas as son son acele acelerad radas as por la acci acción ón de un volta voltaje je eleva elevado do y reflexionadas de su camino en el campo magnético, de acuerdo con su masa. c.- Espectrómetro de Absorción Infrarroja Este es un aparato similar a un espectrómetro común, pero utiliza rayos infrarrojos cuya refracción con gases y otros medios incoloros es más pronunciada y característica que la de los rayos de la luz visible. Los distintos componentes son identificados por comparación de sus aspectos con espectros patrones de productos puros, determinados en el mismo aparato o publicados en la literatura. La cantidad de componentes se determina sobre la base de la intensid intensidad ad de la absorción absorción registrada. registrada. La espectrometrí espectrometría a infrarroja infrarroja es particul particularm arment ente e útil útil para para distin distingui guirr entre entre molécul moléculas as satura saturadas das del grupo grupo (parafínico) y no saturadas (olefinas, etc.).

Cromatografía La palabra Cromatografía significa “Escribir en Colores” ya que cuand cuando o fue fue desarr desarrol olla lada da los los comp compon onen ente tess sepa separad rados os eran eran colo colora rant ntes es.. Los compon componen ente tess de una una mezc mezcla la pued pueden en prese present ntar ar una una dife difere rent nte e tend tenden enci cia a a permanecer en cualquiera de las fases involucradas. Mientras más veces los componentes viajen de una fase a la otra que se denomina partición se obtendrá una mejor separación separación Las técnicas técnicas cromatográfic cromatográficas as se sustentan sustentan en la aplicación de la mezcla en un punto, denominado Punto de Inyección o Aplicación seguido de la influencia de la fase móvil. 102

103

Clasificación de la Cromatografía La clasificación es: a.- Cromatografía en Columna En este caso se utilizan columnas de vidrio rellenas de Alúmina, Sílica u Oxido de Magnesio. b.- Cromatografía en Capa Fina En este tipo de cromatografía se utiliza una placa de vidrio recubierta con fase estacionaria manteniendo un pequeño espesor  constante a lo largo de la placa. Esta se coloca en una cuba cromatográfica, la cual debe encontrarse saturada con el eluente, que corresponde a la Fase Móvil Líquida. El eluente ascenderá por la placa y arrastrará los componentes a lo largo de ésta produciendo “manchas” de los componentes. Si los componentes no son coloreados se requerirán técnicas de revelado o visores ultravioleta. c.- Cromatografía en Papel El proceso es básicamente el mismo que la cromatografía en capa fina, solo que se usan tiras de papel cromatográfico en la cuba cromatográfica. d.- Cromatografía de Líquidos de Alta Eficiencia Es parecida a la Cromatografía en Columna, sólo que se aplica el flujo a presión, con valores de entre 1500 a 2200 lpca, el tamaño de partícula es entre 3 y 10 micras, la longitud de la columna es entre 5 y 25 cm y requiere de equipo sofisticado e.- Cromatografía de Gases: Keulemans ha definido la cromatografía como un método físico de separación en el cual los componentes a separar se distribuyen entre dos fases, una de las cuales constituye la fase estacionaria de gran área superficial, y la otra es un fluido (fase móvil) que pasa a través o a lo largo de la fase estacionaria. Esta fase puede ser un sólido o un líquido dispuesto sobre un sólido que actúa como soporte, de gran área superficial. La fase móvil es un fluido, el cual puede ser gas, líquido o fluido supercrítico, que se usa como soportador de la mezcla. En la cromatografía ocurren dos fenómenos muy importantes y que son prácticamente los rectores del proceso de separación. Estos procesos son la adsorción y la absorción. Estos procesos son de mucha importancia, y que los técnicos de gas deben de manejar en forma precisa, y con cierto grado e exactitud, que es de vital importancia para una clara planificación, recolección y distribución del gas natural. Análisis de Cromatografía de Gases La técnica más utilizada para el análisis del gas natural es la cromatografía en fase gaseosa. De acuerdo a esta técnica, la muestra se vaporiza y se distribuye entre las dos fases utilizadas para generar la Separación la fase móvil, o gas de arrastre, que transporta la muestra, y la fase estacionaria que retiene selectivamente las moléculas de los componentes que se separan. Esta fase es un sólido granular, mojado por un líquido, responsable de la separación, empacado dentro de un tubo denominado columna. El gas de arrastre debe ser inerte, para evitar reacciones con el empaque de la columna o con la muestra. Los gases más comúnmente utilizados son Helio, Nitrógeno e Hidrógeno, los cuales permiten realizar el análisis y con ello se permite hacer una serie de

103

104

clasificaciones para las sustancias gaseosas, y por ende para el gas natural y sus impurezas. La exactitud en el análisis cualitativo y cuantitativo de una muestra es un factor  fundamental; debido a que cualquier desviación en sus resultados, afecta directamente la determinación de las propiedades del fluido analizado y en consecuencia, conduce a errores graves cuando se trata de predecir su comportamiento dentro de límites satisfactorios. La cromatografía de gases es una técnica en la que la muestra se volatiliza y se inyecta en la cabeza de una columna cromatográfica. La elución se produce por el flujo de una fase móvil de gas inerte. A diferencia de otros tipos de cromatografía, la fase móvil no interacciona con las moléculas del analito; su única función es la de transportar el analito a través de la columna. Existen dos tipos de cromatografía de gases (CG)

a.- La Cromatografía Gas-Sólido (CGS).Aquí la fase estacionaria es sólida y la retención de los analitos en ella se produce mediante el proceso de adsorción. Precisamente este proceso de adsorción, que no es lineal, es el que ha provocado que este tipo de cromatografía tenga aplicación limitada, ya que la retención del Analito sobre la superficie es semipermanente y se obtienen picos de elución con colas. Su única aplicación es la separación de especies gaseosas de bajo peso molecular  b.- La cromatografía gas-líquido (CGL), siendo esta última la que se utiliza más ampliamente, y que se puede llamar simplemente cromatografía de gases (CG). La (CGL) utiliza como fase estacionaria moléculas de líquido inmovilizadas sobre la superficie de un sólido inerte. Instrumentación La (CG) se lleva a cabo en un cromatógrafo de gases. Éste consta de diversos componentes como el gas portador, el sistema de inyección de muestra, la columna (generalmente dentro de un horno), y el detector. En la figura 12 se presenta un diagrama de un cromatógrafo de gases, donde se presentan los diversos equipos y instrumentos que se utilizan, para realizar un análisis de cromatrografía. En la figura 12 se observan todos los componentes que se utilizan en un análisis cromatográfico Las presiones de entrada varían entre 10 y 25 lpca, lo que da lugar a caudales de 25 a 150 mililitros por minuto (mL/min) en columnas de relleno y de 1 a 25 mL/min en columnas capilares. Para comprobar el caudal se puede utilizar un rotámetro o un simple medidor de pompas de jabón, el cual da una medida muy exacta del caudal volumétrico que entra a la columna, y por lo tanto se tendrá un resultado con mayor precisión y exactitud, pudiendo fácilmente establecer los rangos de aplicación del análisis.

Gas portador  El gas portador debe ser un gas inerte, para prevenir su reacción con el analito o la columna. Generalmente se emplean gases como el Helio (He; Argón (Ar); Nitrógeno (N2), Hidrógeno (H2) o Dióxido de Carbono (C0 2), y la elección de este gas en ocasiones depende del tipo de detector empleado. 104

105

Figura 12 Diagrama de un Cromatógrafo de Gases

El almacenaje del gas puede ser en balas normales o empleando un generador, especialmente en el caso del Nitrógeno y del Hidrógeno, que son dos gases de gran utilidad en la cromatografía de gases. Luego se tiene un sistema de manómetros y reguladores de flujo para garantizar un flujo estable y un sistema de deshidratación del gas, como puede ser un tamiz molecular Generalmente la regulación de la presión se hace a dos niveles: un primer manómetro se sitúa a la salida de la bala o generador del gas y el otro a la entrada del cromatógrafo, donde se regula el flujo.

Sistema de Inyección de Muestra La inyección de muestra es un apartado crítico, ya que se debe inyectar una cantidad adecuada, y debe introducirse de tal forma (como un "tapón de vapor") que sea rápida para evitar el ensanchamiento de las bandas de salida; este efecto se da con cantidades elevadas de analito. El método más utilizado emplea una microjeringa (de capacidades de varios microlitros) para introducir el analito en una cámara de vaporización instantánea. Esta cámara está a 50C por encima del punto de ebullición del componente menos volátil, y está sellada por una junta de goma de silicona. Inyector de muestra para un CG. Si es necesaria una reproducibilidad del tamaño de muestra inyectado se puede usar una válvula de seis vías o válvula de inyección, donde la cantidad a inyectar es constante y determinada por el tamaño del bucle de dicha válvula, todo esto se realiza para la precisión y exactitud del proceso. Si la columna empleada es ordinaria, el volumen a inyectar será de unos 20  µ L , y  L Para en el caso de las columnas capilares dicha cantidad es menor, de 10 -3  µ  obtener estas cantidades, se utiliza un divisor de flujo a la entrada de la columna que desecha parte del analito introducido. En caso de muestras sólidas, simplemente se introducen en forma de disolución, ya que en la cámara de 105

106

vaporización instantánea el disolvente se pierde en la corriente de purga y no interfiere en la elusión, utilizado en la muestra para realizar el análisis cromatográfico, y su posterior aplicación en la determinación de la composición del fluido analizado. En la figura 13 se presenta un esquema de un proceso cromatográfico.

Figura 13: Proceso de Cromatografía de Gases :

Según las curvas de Van Demter (HEPT vs. Velocidad Lineal), el mejor gas a usar  en la corrida cromatográfica como portador de los analitos es el Hidrógeno, más sin embargo dada su peligrosidad, es más usado como gas de encendido en el detector FID, junto con el Aire.

Columnas y Sistemas de Control de Temperatura: En la (CG) se emplean dos tipos de columnas: las empaquetadas o de relleno y las tubulares abiertas o capilares. Estas últimas son más comunes en la actualidad debido a su mayor  rapidez y eficiencia. La longitud de estas columnas es variable, de 2 a 50 metros, y están construidas en acero inoxidable; vidrio, sílice fundida o teflón. Debido a su longitud y a la necesidad de ser introducidas en un horno, las columnas suelen enrollarse en una forma helicolidal con diámetros de 10 a 30 cm dependiendo del tamaño del horno. La temperatura es una variable importante, ya que de ella va a depender el grado de separación de los diferentes analitos. Para ello, debe ajustarse con una precisión de décimas de grado. Dicha temperatura depende del punto de ebullición del analito o analitos, y por lo general se ajusta a un valor igual o ligeramente 106

107

superior a él. Para estos valores, el tiempo de elución va a oscilar entre 2 y 30-40 minutos. Si se tiene varios componentes con diferentes puntos de ebullición, se ajusta la llamada rampa de temperatura con lo cual ésta va aumentando ya sea de forma continua o por etapas. En muchas ocasiones, el ajustar correctamente la rampa puede significar separar bien o no los diferentes analitos. Es recomendable utilizar temperaturas bajas para la elución, pero conforme la temperatura es mayor  la elución es más rápida, pero corriendo el riesgo de descomponer el analito.

Detectores. El detector es la parte del cromatógrafo que se encarga de determinar cuándo ha salido el analito por el final de la columna. Las características de un detector ideal son: a.- Sensibilidad: Es necesario que pueda determinar con precisión cuándo sale el analito y cuando sale sólo el gas portador. Tienen sensibilidades entre 10 -8 y 10 -15 g/s de analito. b.- Respuesta lineal al analito con un rango de varios órdenes de magnitud. c.- Tiempo de respuesta corto, independiente del caudal de salida. d.- Intervalo de temperatura de trabajo amplio , por ejemplo desde temperatura ambiente hasta unos 350-400C, temperaturas típicas trabajo. No debe destruir la muestra. e.- Estabilidad y reproducibilidad , es decir, a cantidades iguales de analito debe dar salidas de señal iguales. f.- Alta fiabilidad y manejo sencillo, o a prueba de operadores inexpertos. g.- Respuesta semejante para todos los analitos , o h.- Respuesta selectiva y altamente predecible para un reducido número de analitos. Algunos tipos de detectores: Entre los principales detectores se encuentran El detector de ionización de llama; Detector de conductividad térmica; Detector  termoiónico; detector de captura de electrones; Detector de emisión atómica Otros detectores minoritarios son el detector fotométrico de llama, empleado en compuestos como pesticidas e hidrocarburos que contengan Fósforo (P) o Azufre(S) En este detector se hace pasar el gas eluido por una llama hidrógeno/oxígeno donde parte del fósforo se convierte en una especie HPO, la cual emite a λ = 510 y 526 (nm), y simultáneamente el azufre se convierte en S 2, con emisión a λ = 394 (nm). Dicha radiación emitida se detecta con un fotómetro adecuado. Se han podido detectar otros elementos, como algunos Halógenos; Nitrógeno, Estaño, Germania y otros.

107

108

En el detector de fotoionización (PID), el gas eluido al final de la columna se somete a una radiación ultravioleta con energías entre 8,3 y 11,7 (ev), correspondiente a una λ = 106-149 nm. Mediante la aplicación de un potencial a la celda de ionización se genera una corriente de iones, la cual es amplificada y registrada.

Columnas y tipos de fases estacionarias, entre estas existe: a.-Columnas de relleno Las columnas de relleno consisten en unos tubos de vidrio, metal (inerte a ser posible como el acero inoxidable, cobre o aluminio) o teflón, de longitud de 2 a 3 metros y un diámetro interno de unos pocos milímetros, típicamente de 2 a 4. El interior se rellena con un material sólido, finamente dividido para tener una máxima superficie de interacción y recubierto con una capa de espesores entre 50 (nm) y 1 (μm). Para que puedan introducirse en el horno, se enrollan convenientemente. El material de relleno ideal consiste en pequeñas partículas, esféricas y uniformes, con una buena resistencia mecánica, para tener una máxima superficie donde interaccionar la fase estacionaria y el analito. La superficie específica mínima ha de ser de 1 m²/g. Como todos los componentes de columnas para (CG), debe ser  inerte a altas temperaturas, su valor es de aproximadamente (~400 C) y humectarse uniformemente con la fase líquida estacionaria durante el proceso de fabricación. El material preferido actualmente es la tierra de diatomeas natural, debido a su tamaño de poro natural. Estas especies, ya extinguidas, utilizaban un sistema de difusión molecular para tomar nutrimentos del medio y expulsar sus residuos, todo lo cual puede ser utilizado en la Cromatografía Gaseosa, sobre todo para establecer análisis tanto cualitativo, como cuantitativo. Por tanto, debido a que el sistema de adsorción superficial del analito y la fase estacionaria es parecido, son materiales especialmente útiles. El tamaño es crítico a la hora de darse el proceso de interacción del analito, y a menores tamaños la eficacia de la columna es mejor. Pero existe el problema de la presión necesaria para hacer circular un caudal estable de gas portador por la columna, ya que dicha presión es inversamente proporcional al cuadrado del diámetro de dichas partículas. Así, el tamaño mínimo para usar presiones máximas de 50 lpca es de 250 a 149 (μm).

b.- Columnas capilares Las columnas capilares son de dos tipos básicos: las de pared recubierta, que se simbolizan como (WCOT) y las de soporte recubierto, cuya simbología es (SCOT) Las (WCOT) son simplemente tubos capilares donde la pared interna se ha recubierto con una finísima capa de fase estacionaria. Las columnas (SCOT) tienen en su parte interna una fina capa de material adsorbente como el empleado en las columnas de relleno (tierra de diatomeas) donde se ha adherido la fase estacionaria. Las ventajas de las columnas (SCOT) frente a las columnas (WCOT) es la mayor  capacidad de carga de esta última, ya que en su fabricación se emplean mayores 108

109

cantidades de fase estacionaria, al ser la superficie de intercambio mayor. Por  orden de eficacia, en primer lugar están las columnas (WCOT) luego las columnas (SCOT) y por último las columnas de relleno. Las columnas (WCOT) se fabrican a partir de sílice fundida, conocidas como columnas tubulares abiertas de sílice fundida, en este caso la simbología es (FSOT) Estas columnas se fabrican a partir de sílice especialmente pura, sin apenas contenido de óxidos metálicos. Debido a la fragilidad inherente a este material, en el mismo proceso de obtención del tubo se recubre con una capa de poliimida, de esta forma la columna puede enrollarse con un diámetro de unos pocos centímetros. Estas columnas, con propiedades como baja reactividad, resistencia física y flexibilidad, han sustituido a las columnas (WCOT) clásicas. Las columnas (FSOT) tienen diámetros internos variables, entre 250 y 320 (μm) (para columnas normales) y 150-200 (μm) para columnas de alta resolución Estas últimas requieren menor cantidad de analito y un detector más sensible, al eluir  menor cantidad de gas. Existen asimismo columnas macrocapilares con diámetros de hasta 530 (μm), que admiten cantidades de analito comparables a las de relleno pero con mejores prestaciones. En estas columnas existe un problema debido a la adsorción del analito sobre la superficie de la sílice fundida, adsorción debida a la presencia de grupos silanol, cuya fórmula química es (Si-OH), los cuales interaccionan fuertemente con las moléculas polares de carácter orgánicas. Este inconveniente se suele solventar  inactivando la superficie por sililación con dimetilclorosilano (DMCS). La adsorción debida a los óxidos metálicos se ve paliada en gran parte por la elevada pureza de la sílice empleada, por lo que es recomendable conocer la pureza de estos componentes.

La fase estacionaria Las propiedades necesarias para una fase estacionaria líquida inmovilizada son: Características de reparto (factor de capacidad κ' y factor  de selectividad α) adecuados al analito. La baja volatilidad, el punto de ebullición de la fase estacionaria debe ser menos 100C mayor que la máxima temperatura alcanzada en el horno. De baja reactividad. Estabilidad térmica, para evitar su descomposición durante la elución. Existen como mucho una docena de disolventes con estas características. Para elegir uno, debe tenerse en cuenta la polaridad del analito, ya que a mayor polaridad del analito, mayor polaridad deberá tener la fase estacionaria. Algunas fases estacionarias utilizadas actualmente (2005) son: Polidimetilsiloxano, Esta fase es no polar de uso general para hidrocarburos aromáticos, polinucleares, drogas, esteroides etc. Poli(fenilmetidifenil)siloxano (10% fenilo), para ésteres metílicos de ácidos grasos, alcaloides, drogas y compuestos halogenados. 109

110

Poli(fenilmetil)siloxano (50% fenilo), para glicoles

drogas , esteroides, pesticidas y

Poli(trifluoropropildimetil)siloxano), el cual se utiliza, para aromáticos clorados, nitroaromáticos , bencenos alquilsustituidos. Polietilenglicol, para compuestos como glicoles, alcoholes, éteres aceites esenciales. Poli(dicianoalildimetil)siloxano, para ácidos grasos poliinsaturados, ácidos libres y alcoholes. Generalmente, en columnas comerciales, la fase estacionaria se presenta enlazada y entrecruzada para impedir su pérdida durante las operaciones de elución o lavado. De esta forma se obtiene una monocapa adherida químicamente a la superficie de la columna. La reacción implicada suele ser la adición de un peróxido al líquido a fijar, iniciándose una reacción por radicales libres que tenga como resultado la formación de un enlace carbono-carbono que además incrementa su estabilidad térmica. Otra forma es la irradiación con rayos gamma. Otro tipo de fase estacionaria son las quirales , lo cual permite resolver mezclas enantioméricas. Este tipo de fases suelen ser aminoácidos quirales o algún derivado adaptado al trabajo en columna. El grosor de la película varía entre 0,1 y 5 (μm); el grosor depende de la volatilidad del analito. Así, un analito muy volátil requerirá una capa gruesa para aumentar el tiempo de interacción y separar más efectivamente los diferentes componentes de la mezcla. Para columnas típicas (diámetros internos de 0,25 o 0,32 mm) se emplean grosores de 0,25 μm, y en las columnas macrocapilares el grosor sube hasta 1 μm. El grosor máximo suele ser  de 8 μm

Aplicaciones La (CG) tiene dos importantes campos de aplicación. Por una parte su capacidad para resolver (separar) mezclas orgánicas complejas, compuestos organometálicos y sistemas bioquímicos. Su otra aplicación es como método para determinar cuantitativa y cualitativamente los componentes de la muestra Para el análisis cualitativo se suele emplear el tiempo de retención, que es único para cada compuesto dadas unas determinadas condiciones (mismo gas portador, rampa de temperatura y flujo), o el volumen de retención. En aplicaciones cuantitativas, integrando las áreas de cada compuesto o midiendo su altura, con los calibrados adecuados, se obtiene la concentración o cantidad presente de cada analito.

Definición adsorción es la retención de una especie química en los sitios activos de la superficie de un sólido, quedando delimitado el fenómeno a la superficie que separa las fases o superficie interfacial. La retención superficial puede ser de carácter físico o químico, cuando es físico por lo general el proceso es reversible, mientras que si es químico el proceso de seguro es irreversible. La adsorción 110

111

depende de la naturaleza de la sustancia adsorbida, de la temperatura y estado de subdivisión del adsorbente, y de la concentración.

Definición absorción es la retención de una especie química por parte de una masa y depende de la tendencia, que tenga la masa a formar mezcla o reaccionar  químicamente con la misma. Los Métodos Métodos Cromatográfi Cromatográficos cos Estos se clasifican de múltiples maneras. Por  ejemplo ejemplo Gidding, Gidding, explica que se pueden clasificar clasificar por su variante en: Fase Móvil; Fase Estacionaria; Mecanismos de Retención (tipos de equilibrios implicados en la transferencia de los solutos entre las fases); Forma de Contacto entre las Fases (columna (columna o superfic superficie ie plana); plana); Dimensi Dimensionalida onalidad; d; Escala Escala Física y Gradiente. Gradiente. El proceso cromatográfico, aparentemente simple en la práctica, es en la realidad una una comp comple leja ja unió unión n de fenó fenóme meno nos, s, tale taless como como hidr hidrod odin inám ámic ica, a, ciné cinétitica ca,, termodinámic termodinámica, a, química química de superficie superficie y difusión En la figura 14 se muestra un esquema de la Cromatográfia de gases Figura 14 Ilustración de una Cromatografía Gaseosa

En la figura 14 se observa, como funciona el aparato que realiza el análisis croma cromato tográ gráfifico co,, en donde donde en el comput computad ador or se obti obtien enen en los los datos datos que que se necesitan de la muestra de gas directamente, lo que indica que estos aparatos realizan análisis cualitativo y cuantitativo a la vez, se indica la columna donde se encuentra encuentra el gas portador, gas inyector, y el detector, detector, donde se realiza realiza el análisis análisis para determinar la composición del fluido. Los métodos "cromatográficos" son de gran utilidad en la determinación cualitativa y cuantitativa de los gases, en vista que el análisis proporciona una serie de

111

112

parámetros y datos, que son necesarios para definir en forma clara y precisa, los caminos que debe de seguir el gas, en su tratamiento. Los métodos se basan en la diferente velocidad e intensidad con que distintos materiales son absorbidos y adsorbidos, por un adsorbente. Por ejemplo, si una solución que contiene varias sustancias es pasada lentamente a través de una columna de material absorbente, cada sustancia aparece en un nivel distinto de la columna. En los primeros tiempos de su desarrollo, este método se apli aplica caba ba espe especi cial alme ment nte e a sust sustan anci cias as colo colore read adas as que que form formab aban an zona zonass separadas de colores diferentes en la columna, y de ese hecho se deriva la denominación denominación "cromat "cromatografí ografía" a" (croma (croma = color). color). Hoy en día, y especialme especialmente nte en la cromatografía de gases, que mayormente son indoloros, ya no se utiliza el color  como propiedad característica de las zonas separadas, sino que se procede como sigue: La muestra del gas mezclado con un "gas portador",que puede ser helio o hidrógeno hidrógeno etc. ("fase móvil") móvil") es pasada pasada a través de una columna columna de un un sólido sólido inerte, poroso, granulado, tal como polvo de ladrillo refractario ("soporte"), cuya superficie está cubierta con una fina película de un líquido absorbente no volátil, tal como silicón o dioctil-ftalato. ("fase estacionaria"). En su pasaje a través de la columna, los distintos componentes del gas son absorbidos con distinta velocidad e intensidad sobre la fase estacionaria y después desorbidos gradualmente por la corriente del gas portador puro. Con dimensiones y velocidades apropiadas, se consigue una separación completa del gas en sus componentes. Con la salida de la columna, la conductividad térmica del saliente es registrada en función del tiempo. El compuesto es identificado por el tiempo que requiere para pasar a través de la columna, y su concentración concentración en el gas portador se encuentra relacionando el área debajo de su pico individual de conductividad térmica, con el área total bajo todos los picos en el gráfico. En los últimos años, la utilización de los métodos cromatográficos para el análisis de gases ha ido en auge, por la rapidez y relativa sencillez de los procedimientos. La técnica de mayor utilidad para determinar la composición del gas natural es el Análisis Cromatográfico Los cromatógrafos son equipos provistos de columnas construidas con acero inoxid inoxidabl able e o de plásti plástico, co, las cuales cuales están están rellen rellenas as de sustanc sustancias ias que atraen atraen individualmente a cada uno de los componentes en función de su composición, de tal forma que a medida que el gas avanza dentro de la celda de medición, cada componente componente se adhiere a la superficie superficie de la sustancia utilizada utilizada como relleno y se queda retenida por un determinada lapso. Eso permite que se vayan separando los diferentes componentes que componen la muestra. A la salida salida hay un detector que indica la presencia de un componente componente puro. En la figura 15 se presenta un diagrama diagrama de un análisis Cromatográfic Cromatográfico o para una muestra de gas natural, para determinar la composición de la mezcla, es decir  dete determ rmin inar ar los los comp compon onent entes es pres present entes es en la mezc mezcla la,, y en que que cant cantid idad ad se encuentra cada uno. 112

113

Figura 15 Análisis Cromatográfico Cromatográfico para una muestra de gas natural

En la figura 15 se observan los diferentes picos, los cuales corresponden a los diferentes componentes, por lo que esta constituida la mezcla analizada. Esos, pico picoss perm permitite e dete determ rmin inan an los los compo componen nente tes, s, que que confo conform rman an la muest muestra, ra, y la composición de cada uno de ellos, propiciando con ello una gran e importante información.

Análisi Análisiss Cromat Cromatogr ográfi áfico co y su Interp Interpret retaci ación ón: Los Los sigui siguient entes es térm términ inos os son utilizados en un cromatograma típico: Línea Línea Base; Pico Cromatográfico; Base del Pico; Área del Pico; Altura del Pico; Ancho del Pico; Ancho del Pico a la Mitad de la altura. a.- Medida de la altura o área del pico . La altura del pico es una medida que se efectúa, para cada pico de interés, desde la línea base hasta el máximo del pico. Los errores de malas mediciones se pueden atribuir a: Insuficiente Resolución; Variación en la Línea Base y Picos Extremadamente pequeño. La resolución tiene que ver con la calidad de la fase líquida líquida que se seleccione, y la resolución permite separar muestras complejas en sus diversos componentes, lo que facilita su análisis cualitativo y cuantitativo. Las desviaciones en la línea base se pueden compensar por interpolación de esta entre el principio y el final del pico. Existen varias técnicas para la determinación del área de un pico cromatográfico, como son por ejemplo: Integración manual; Métodos geométricos y Triangulación. Es esta última técnica se trazan líneas tangent tangentes es a cada lado lado del pico pico La altura altura se mide desde desde la línea línea base hasta hasta la Intersección de las dos tangentes. El ancho se mide tomando la intersección de 113

114

las dos líneas tangentes con la línea base, en la actualidad todo esto se facilita, con la utilización de las computadoras, que permite en forma fácil y precisa realizar en análisis y su interpretación. Luego se utiliza la fórmula, que permite realizar un análisis cualitativo y cuantitativo de la mezcla analizada, información de gran importancia para la caracterización del gas natural: A= 1/2x Altura del Picos Base del Pico

(154)

Las limitaciones de esta técnica están en el trazado de las líneas tangentes, un pequeño error al trazar las tangentes puede afectar la medida de la altura, y con ello afectar el resultado del análisis del fluido que se esta trabajando, y poder  planificar su distribución.

b.- Métodos Mecánicos: Planimétricos, Corte y Pesada. Esta técnica requiere recortar el pico del cromatograma, luego pesarlo en una balanza analítica. El recorte y pesada depende mucho de la habilidad del operador. Pueden introducirse errores por cambios en la humedad del papel, grasa de las manos del operador, homogeneidad del papel. Generalmente se recomienda utilizar una fotocopia del cromatograma para no destruir el original. Análisis Cualitatitvo Los procedimientos para la identificación de los picos cromatográficos se puede dividir en dos categorías: a.- Identificación Cromatográfica. Por datos de retención y series homólogas (Índice de Retención de Kovacs). b.- Identificación No Cromatoagráfica: Análisis clásico, identificación por adición de Estándar, Formación de Derivados, Sustracción de un componente, Identificable por técnicas auxiliares, que pueden detectar la presencia de otros elementos no identificados por el análisis. Análisis Cuantitativo Existen varios métodos para cuantificar un pico cromatográfico, como por ejemplo: Normalización del Área; Normalización de Área con Factores de Respuesta; Estandarización Externa y Estandarización Interna Los métodos cromatográficos se sustentan en la diferente velocidad e intensidad con que distintos materiales son absorbidos y adsorbidos, por un adsorbente dado. Esto significa que en su pasaje a través de la columna, los distintos componentes después desorbidos gradualmente por la corriente del gas portador puro. Con dimensiones y velocidades apropiadas, se consigue una separación completa del gas en sus componentes. Con la salida de la columna, la conductividad térmica del saliente es registrada en función del tiempo. El compuesto es identificado por el gas, el cual es absorbidos a distinta velocidad e intensidad sobre la fase estacionaria y tiempo que requiere para pasar a través de la columna, y su concentración en el gas portador se encuentra relacionando el área debajo de su pico individual de conductividad térmica, con el área total bajo todos los picos en el gráfico. 114

115

En los últimos años, la utilización de los métodos cromatográficos para el análisis de gases ha ido muy en auge, debido a la rapidez y relativa sencillez de los procedimientos. En forma global los yacimientos se pueden clasificar sobre la base de la mezcla de hidrocarburos que contienen, la cual se obtiene a través de los análisis cromatográficos, una vez obtenida la composición de la mezcla, se realiza la clasificación de los yacimientos En relación a ello, existen Yacimientos de Gas, los cuales a su vez se clasifican en (Gas Seco o Gas Pobre, Gas Húmedo o Gas Rico y Gas Condensado) Los términos gas pobre y gas rico se utilizan para indicar la cantidad de hidrocarburos líquidos que pueden producir. Luego se supone que un gas pobre, produce muy poco o nada de hidrocarburos líquidos, mientras que los yacimientos de gas rico producen mayores cantidades de hidrocarburos líquidos, y por lo tanto pueden ser explotados, para producir líquidos, que se consideran líquidos del gas natural (LGN), los cuales se obtienen en los proceso de extracción y/o fraccionamiento. Allí, en esas plantas se obtiene el gas residual, que esta conformado fundamentalmente por Metano, que puede ser enviado a las plantas de compresión, para ser distribuido, para su comercialización o transportado a las plantas criogénicas para la formación de gas natural licuado (GNL).

Configuración Cromatográfica: Existen diferentes configuraciones cromatográficas adecuadas para el análisis de muestras gaseosa, y que permiten realizar el análisis cualitativo y cuantitativo de la muestra gaseosa, y con ello estar  en condiciones de una buena planificación para los sitios de recolección y distribución del gas natural Los sistemas más simples tienen las siguientes características: a.- Inyección con jeringa de gases o válvulas de muestreo. b.- Una sola columna empacada (con material de relleno). c.- Horno a temperatura constante (sistema isotérmico). d.- Detector de Conductividad Térmica (DCT) e.- Válvula para agrupar los componentes pesados sin discriminar componentes con más de 6 átomos de carbono En cambio, los sistemas más complejos suelen trabajar con Válvulas de inyección automáticas y calefaccionadas f.- Varias columnas (empacadas y capilares) y juego de válvulas para división de flujos y resolución de componentes con mayor detalle que en los sistemas simples. Detectores de Conductividad (DCT) y de Ionización de Llama (IDL) en funcionamiento alternativo o simultáneo. g.- Temperatura programable, para permitir la determinación de componentes con 10 y más átomos de carbono, lo que lo convierte en un especie química, que solo se encuentra en estado líquido y podrá existir solo en forma de vapor a muy altas 115

116

temperaturas, por lo tanto su análisis tiene que ser realizado como un componente más pesado que el agua, que es el componente de referencia. Existen numerosas configuraciones alternativas, pero los dos grandes grupos (configuraciones simples y complejas) tienen las siguientes características globales.

a.- Características de las Configuraciones Simples: En general se trata de sistemas robustos, poco sensibles a los cambios de condiciones de trabajo, con factores de respuesta (calibración) poco variables en el tiempo, y presentan poca sensibilidad para los componentes minoritarios. Son configuraciones aptas para determinaciones rutinarias donde el objetivo principal es la determinación de las propiedades medias del gas. b.- Características de las Configuraciones Complejas: En este caso los sistemas son más delicados y resultan muy sensibles a los cambios de condiciones de trabajo. Los factores de respuesta (calibración) suelen variar en el tiempo, en la medida que las columnas sufren agotamiento o las válvulas alteran ligeramente la proporción de las distintas corrientes de flujo. Son configuraciones aptas para cuantificar componentes minoritarios, todo esto es de gran importancia de conocer para realizar el estudio del comportamiento adecuado, para establecer  un tratamiento del gas natural, además de una clasificación en función de la composición, y la cantidad de los conponentes. Selección de un Tipo de Configuración: La selección de un tipo de configuración o el otro depende del uso final del dato cromatográfico y de las condiciones operativas En todos los casos se recomienda calentar el botellón de muestreo (y agitarlo para homogeneizar su contenido) unos 20 C por encima de la temperatura de la corriente de gases muestreada. Esta práctica garantiza que no queden componentes condensables retenidos en el botellón durante la etapa de análisis. También deben calefaccionarse todas las partes del sistema de medición que sean contactadas por el gas a analizar  Muestreo de Gases. En general el muestreo de gases es muy simple. Sin embargo es conveniente tener en cuenta una serie de factores, como por ejemplo: a.- Limpieza de los botellones de muestreo: Hay dos tipos de impurezas que pueden afectar notoriamente la calidad de una muestra de gases: que son el aire y los Líquidos hidrocarbonados. El aire suele manifestarse como impureza por una purga ineficiente de los botellones. Una vía normal de eliminación de una posible contaminación con aire es la de purgar repetidamente el botellón luego de llenarlo con el mismo gas a muestrear. b.- La contaminación con aire es un problema de importancia cuando los sistemas de análisis no discriminan entre Nitrógeno y Oxígeno. Como los gases asociados a las mezclas naturales de hidrocarburos no contienen oxígeno libre, en la cromatografía estándar se asume que la señal generada por el oxígeno es parte 116

117

de la señal correspondiente al nitrógeno. Como resultado la presencia de aire en una muestra puede acarrear una sobreestimación del tenor de Nitrógeno en la misma Cuando se analizan por separado el oxígeno y el nitrógeno (mediante el empleo de tamices moleculares) es posible corregir la composición global, para ello se parte del base que el aire tiene en su composición una cantidad específica y conocida de Oxígeno y Nitrógeno ( 0 2 ) a ( N 2 ) guarda la relación 20:80, que indican que por cada libramol de Oxígeno hayan 3,71 libramol de Nitrógeno, por lo que recibe el nombre de aire ideal.

c.- Presencia de Líquidos Hidrocarbonados. Si el botellón de muestreo contiene líquidos hidrocarbonados (en general como resultado de muestreos previos y limpieza inadecuada) suelen presentarse dos problemas diferentes. Disolución de los componentes pesados del gas en el líquido retenido en el botellón. En este caso se observa una menor proporción de dichos componentes en el análisis de la muestra. d.- Temperatura de rocío superior a la de muestreo. En este caso debe suponerse que, por alguna razón, en el botellón existe una fracción líquida que incrementa la proporción de componentes pesados durante el calentamiento. La corrección de este inconveniente requiere un análisis detallado de la secuencia de muestreo y análisis, de tal forma que se pueda realizar sin inconveniente ninguna la corrección por este parámetro e.- Temperatura de rocío inferior a la de muestreo . Si el gas estaba en contacto con líquido a la temperatura de muestreo (caso típico de separadores gas-líquido) esta situación es anómala. En general indica una mala técnica de análisis (sistemas mal calibrados, no calentamiento de los botellones o líneas de conducción, etc.). f.- Presencia de componentes no reportados en el informe de laboratorio . Es el caso habitual con el Sulfuro de Hidrógeno (H 2S) y otros posibles contaminantes. En estos casos se debe recurrir a laboratorios que realicen los análisis correspondientes. Muchas veces se deben emplear otros detectores o técnicas complementarias. El contenido de agua más representativo suele obtenerse por  cálculo a partir de la medición de la temperatura de rocío de agua en el punto de muestreo. El contenido de agua en condiciones de reservorio conviene obtenerlo mediante cálculos de equilibrio termodinámico. Cuando se realizan muestreo en yacimientos de gas condensado, se plantean algunos desafíos que hay que tener en cuenta, para la recolección de la muestra del fluido. Es conocido que una herramienta de muestreo debe de aplicar una diferencial de presión para succionar fluido de la formación forzándolo a ingresare en sus cámaras de muestreo. Si esta caída de presión es demasiado grande, la presión puede caer por debajo del punto de rocío y la fase líquida separada puede

117

118

quedar atrapada en el yacimiento. Lo que indica que la muestra recolectada no será representativa. Aun en que la transición de fase se produzca fuera de la formación, lo que indicaría que el fluido se convierta en un proceso multifásico dentro de la probeta y los módulos de bombeo de la herramienta o en las líneas d flujo que conducen a la cámara, lo que provocaría que los datos obtenidos no sean del todos representativo, del análisis que se este realizando, ya que serían provocados. Las diferencias en la densidad y la viscosidad del fluido y la segregación de las fases dentro de la herramienta pueden dar como resultado una composición de la muestra no representativa del fluido del yacimiento. Este problema del fluido de yacimiento que se separa en dos fases es aún más severo cuando las muestras se obtienen en superficie durante una prueba de producción efectuada en agujero descubierto, que utiliza una mayor caída de presión que la utilizada por una herramienta de muestreo operada por cable.

Clasificación del Gas Natural En función de la Composición. La clasificación composional del gas natural permite establecer los diferentes destinos del gas natural, lo cual queda: a- Gas pobre o Gas seco.Este es un gas que no contiene hidrocarburos líquidos en forma comerciable. El gas seco, esta constituido fundamentalmente de metano y etano La composición fundamental alcanza valores de un 85-90% molar en metano. En los yacimientos de gas seco. La mezcla de hidrocarburos permanece en fase gaseosa a condiciones de yacimientos y de superficie. Este es el gas que después de haber sido tratado se envía a las plantas compresoras, para ser  utilizado como combustible doméstico o industrial, como también como natural vehicular (GNV), o ser utilizado como materia prima en los procesos petroquímico o convertido a gas natural licuado en los procesos criogénicos, el cual después de la regasificación se puede utilizar como gas metano, y que puede ser utilizado tanto en forma industrial como doméstica, es decir en todos los casos, donde sea utilizado el metano. Poder Calorífico del Gas Seco o Gas Pobre : El gas natural, por lo general no es comercializado y facturado en unidades volumétricas, es decir en pies cúbicos (pie3) o metros cúbicos (m3), sino más bien en energía (BTU); (cal o kcal). Los potenciales compradores del gas natural, por lo general están interesados en la energía calorífica que despliega la combustión del gas. Lo que indica que la energía calorífica dependerá de la proporción de los componentes del gas natural. Cuando se habla de gas seco o gas pobre, es que hay mayor presencia de metano y etano, ahora cuando hay mayor presencia de propano, butano y pentano se debe de hablar de gas húmedo o gas rico. La energía calorífica de una corriente de gas natural es medida en unidades de poder calorífico (UPC), lo que significa que cuando se quema el gas se desprende una cantidad de energía por la cantidad de volumen de gas. La unidad típica de energía calorífica son la (BTU), Joules (J) y kilocalorías (Kcal) 118

119

En el caso de quemar un volumen de un pie cúbico de gas natural o 28 litros se genera en promedio 1000 (BTU), sin embargo el intervalo de valores de energía se sitúa entre 500 y 1500 (BTU) dependiendo de los componentes del gas, es decir si es gas seco o gas húmedo. En el caso de los usuarios residenciales o comerciales cuando el gas es transportado entregado en las residencias se entrega y mide en volúmenes dada la tecnología aplicada a esos sistemas y luego se promedia el poder calorífico para obtener un costo por el servicio final. En estos casos las mediciones del gas se hacen a nivel volumétrico. La práctica internacional y el manejo de grandes volúmenes de gas natural, hace que los contratos, por lo general de exportación, establezcan los precios en relación a la energía que se entrega. Adicionalmente, se considera el concepto de condiciones de entrega para garantizar tanto a nivel de proveedor como de comprador un producto estándar de compra. La técnica más moderna utilizada para medir y determinar los componentes del gas es a través de la cromatografía del gas que es igual a la medición de la composición del gas. La comercialización del gas natural implica que este reúna unas características especiales que lo hacen apto para su transporte y consumo, tanto industrial como doméstico. Estas características están reguladas en el contrato que se establece en la venta del gas. Uno de estas características es el poder o valor calorífico. Se define el poder calorífico como la energía que se desprende en la combustión completa del hidrocarburo que conforma al gas seco o gas pobre la unidad de masa o de volumen del combustible. El poder o valor calorífico se divide en poder  calorífico Neto (PCN) y poder calorífico total (PCT) El valor calorífico del gas natural se considera una de las características de importancia para determinar su calidad como combustible y por ende su precio. Tal, como muchas negociaciones de venta de gas natural se fundamentan en su valor calorífico. El precio del gas dependerá de la capacidad del gas para generar energía El poder calorífico se cuantifica en los laboratorio por uno de los varios tipos de calorímetros disponibles En la industria del gas se usan diversos tipos de calorímetros registradores de funcionamiento continuo en la operación de gasoductos. El calorímetro funciona a presión constante. El poder calorífico de los gases se determina como: Aumento de la temperatura del agua x peso del gas Valor Calorífico = ---------------------------------------------------------------------- (155) Volumen del gas consumido y corregido La corrección aplica a la combustión del gas, ya que la presencia de agua en el gas será fuente de transferencia de calor adicional al agua que es sometida al incremento de temperatura en el calorímetro El poder calorífico, en el Sistema Británico de Unidades se expresa en (BTU/PCN), por lo general es calculado a una temperatura de 25 C y 1 atm de presión. Para cálculos a 0, 15 o 20 C, en función del peso del gas, las diferencias con los valores indicados a 25 C, no sobrepasan el margen de precisión de las determinaciones del poder calorífico. 119

120

Poder Calorífico Neto (PCN). Se denomina de esta forma al poder calorífico cuando el agua resultante de la combustión del hidrocarburo se supone en estado de vapor con los demás productos de la combustión, por lo tanto no genera energía, luego no se debería de incluir el poder calorífico, es por ello, que el poder  calorífico neto es que más se acerca a la realidad. Poder Calorífico Total (PCT): Se denomina de esta forma al poder calorífico cuando el agua resultante de la combustión se supone líquida (condensada) en los productos de combustión En los contratos de compra de gas suelen definir el poder calorífico neto (PCN) del gas que suele situarse en 950 (BTU/PCN). Dado que el nitrógeno no tiene un considerable poder calorífico, en algunos casos, cuando el gas no alcanza las mínimas exigencias en cuanto al poder calorífico, se procederá a la retirada de este nitrógeno del caudal de gas, este proceso se realizará mediante plantas de baja temperatura o con membranas permeables, especialmente adaptadas al proceso. Por tanto la diferencia entre (PCN y PCT) es igual por definición al calor de condensación del vapor de agua resultante de la combustión del combustible. La relación (PCN/PCT) depende de la proporción de los elementos carbono e hidrogeno presentes en gas combustible. Para los gases combustibles más usuales el valor de (PCN/PCT) ronda el valor de 0,9 Generalmente el valor del gas depende de su poder calorífico, de todas formas si existiera un mercado para el etano, propano, butano, etc., puede ser rentable comprimir estos componentes del gas aunque se disminuya su poder calorífico. En algunos casos, cuando el gas es suministrado como combustible residencial, los contratos de venta pueden pedir  restringir los contenidos de componentes altos del (BTU), por lo que habrá que tratar este gas para minimizar su contenido, en unidades energéticas, de tal forma que se pueda manejar mejor. Es evidente que en la utilización industrial de combustible, el concepto de poder  calorífico neto es el que más se acerca a la realidad, pues no existen instalaciones que aprovechen el calor de condensación del vapor de agua. No obstante se acostumbra a citar siempre el poder calorífico total, ya que éste es el que se mide en las determinaciones con calorímetros., las cuales se realizan en los laboratorios, según el procedimientos indicado, para tal fin. La determinación del poder calorífico neto (PCN), cuando se desea realizar, se hace por cálculos del calor de condensación, el cual se resta del (PCT) En caso de conocerse la composición del gas natural, puede determinarse el (PCT), conociendo el de los componentes en forma individual. Para ello se utiliza el cálculo algebraico de repartición proporcional, según la composición sea dada en fracciones de mol de peso o de volumen, y la ecuación es: VC  =

n

∑ yiVCi i =1

120

(156)

121

En la industria se habla también del Poder Calorífico de Combustión (PCC), en vista que el Poder calorífico del gas natural se fundamenta en los calores de combustión de sus componentes, luego se tiene que: En las reacciones exotérmicas las entalpías de combustión son siempre negativas, y como además en la práctica es más cómodo trabajar con cantidades positivas, por ello se utiliza el poder calorífico, término que designa al negativo de las entalpías de combustión

El poder calorífico a presión constante corresponde, por lo tanto al calor que es entregado al entorno cuando una unidad de combustible en condiciones de referencia se quema completamente, en estado de régimen permanente, de tal manera que los productos salen también en condiciones de referencia. En principio, el poder calorífico de cualquier combustible es calculable a partir de las entalpías de formación de sus componentes. No obstante, la mayoría de los combustibles empleados en la industria son mezclas complejas de diversos compuestos; algunos de los cuales pueden no aparecer en las tablas. En tal caso el poder calorífico debe determinarse en forma experimental, siguiendo procedimientos cuidadosamente normalizados, de tal forma que el valor  determinado sea preciso y exacto, esto es lo siguiente: El punto de rocío de los productos de una combustión, típicamente, superior a la temperatura de 25 C .Lo que significa que en un experimento calorífico a presión constante, los productos que se enfrían hasta esa temperatura, probablemente contendrán una cierta cantidad de agua líquida. La entalpía de la corriente de productos, y por lo tanto, el balance de energía del calorímetro, es función de la cantidad de condensado existente. En consecuencia, un mismo combustible puede presentar poderes caloríficos distintos, según sea el contenido o estado de la humedad de los productos. Esto significa que se pueden distinguir dos situaciones límites En la primera, el agua presente en los productos s encuentra completamente en estado gaseoso, sin haber entregado su calor latente (Poder Calorífico Total o Superior). En la segunda toda el agua se ha condensado, liberando calor al entorno. (Poder  Calorífico Neto o Inferior). Por definición, el poder calorífico neto o inferior a presión constante corresponde al calor entregado al entorno cuando una unidad de combustible en condiciones de referencia se quema completamente, de tal manera que los productos salen también condiciones de referencia y la totalidad del agua producida por la combustión del hidrógeno esta en estado de vapor. En condiciones de laboratorio, tanto el (PCT), como el (PCN) se pueden determinar en un calorímetro a presión o volumen constante. En el calorímetro a presión constante. La reacción de combustión se produce a 1 atm de presión y es refrigerada por agua, la que se puede regular, en función del caudal y temperatura de modo que los productos salgan a 25 C. Si los reactantes entran también a 25 C, y si se ignoran las pérdidas de calor al entorno, por definición el poder calorífico es igual al calor entregado al refrigerante. Esta energía se calcula como del producto de flujo másico del agua por su diferencia de entalpía. Aquí el parámetro

121

122

entalpía se considera que es una función solo de la temperatura, en vista que los gases se comportan como ideales (Z=1) a bajas presiones Por medio del poder calorífico del gas natural y de sus componentes. Además conociendo el poder calorífico de los crudos, es posible hacer cálculos para determinar que tantos (m3) del gas equivalen a (1 m 3) o barriles de petróleo. Este tipo de equivalencia es de uso común en la industria. Específicamente, el precio que se le asigna a un determinado gas natural esta relacionado con esta equivalencia. En muchos casos, debido a que los volúmenes de entrega son muy grandes se opta por hacer la equivalencia en miles o millares de de metros cúbicos (Mm3.o MMm3), desde luego en este caso es conveniente indicar si se esta trabajando en condiciones normales, que también llaman condiciones estándar o básicas o son condiciones operacionales.

Formas Válidas para Expresar el Poder Calorífico : Es de gran importancia tener en cuenta como se expresa el valor calorífico de un gas natural. Se debe de tener en cuenta que una de las características importantes de los gases combustibles es su poder calorífico, y se entiende por poder calorífico a la cantidad de calor desprendida en la combustión completa por unidad de volumen. El poder calorífico, dependiendo del sistema de unidades, en que se este trabajando. Por ejemplo si se esta trabajando en el Sistema Británico de Unidades, entonces el poder calorífico se expresa en (BTU/PCN). Pero, si se esta trabajando en el Sistema Internacional de Unidades, el calor se expresa, por lo general en calorías, que viene a ser la unidad de calor, que se define como la cantidad de calor  necesaria para elevar en un grado centígrado la temperatura de un gramo de agua, aunque en la práctica se utiliza la kilocaloría (Kcal), que desde luego es mil veces superior a la caloría, o también se puede utilizar la “Termía”, que es la cantidad de calor necesaria para elevar en un grado la temperatura de mil litros de agua, que viene a ser la masa de un metro cúbico de agua. Lo que indica que la termía es igual a mil kilocalorías, o sea un millón de calorías, pero hay que tener  bien claro que la termía es una unidad de calor, mientras que el metro cúbico es una unidad de volumen, dando origen a la relación energía- volumen. En el siguiente ejemplo se puede comprender en forma fácil la relación energíavolumen. Si, por ejemplo se dispone de 1000 pies cúbicos (Mpie3), por  equivalencia se tendrían 1 un millón de (BTU) de energía, es decir (MMBTU), luego con esta relación se podría indicar, por ejemplo si se toman 35 millones de pies cúbicos por día (35 MMpie 3/día), (que se acostumbra a simbolizar como millones de pies cúbicos normales por día (35 MMPCND)) o su equivalente en un millón de metros cúbicos por día (MMm 3/día), que también serían millones metros cúbicos normales por día (MMmcd)). Si esta energía tiene un precio, por ejemplo de 5 dólares USA por millones de BTU, se estaría facturando o definiendo un precio del gas natural, en función de la relación energía- volumen, parámetros que hay que tener claramente establecidos para la comercialización del gas natural, y

122

123

además poder en forma fácil hacer las conversiones de unidades de un sistema de unidad a otro.

Factores que Influyen en el Cálculo del Poder Calorífico son la presión y temperatura, además del vapor de agua, e impurezas: 1.- Influencia de la Presión:. Si la presión es diferente de 1 atm o su equivalente el nuevo valor calorífico será: ( PC ) C 

= ( PC ) SC  x

  BTU       14 ,7   PCN     P 

(157)

Donde: (P) representa la nueva presión

2.- Influencia del Contenido de Agua : Si, por ejemplo se tiene un gas con un contenido de de1 lbmol de agua /MMPCN, luego el nuevo valor calorífico será:

 106 − 379 ,6     ( PC ) SC  =  6  = ( PC )C    10  

(158)

Donde ( PC ) C  = poder calorífico corregido

3.- Saturación por Agua: Si el (PC) del gas se determina en una muestra saturada de vapor de agua. Por ejemplo, a T=60 F y P= 20 lpca. Se sabe que a esa temperatura la presión de vapor de agua es 0,26 lpca. Luego el nuevo valor  calorífico será: ( PC ) C 

20 (lpca )    ( 20 − 0,26 )    BTU    = ( PC ) SC       x        PCN      14 ,7     20

(159)

Utilidad Industrial del Gas Seco o Pobre : Este gas después de haber sido endulzado, deshidratado y acondicionado, se convirtió en gas natural comprimido (GNC), y a partir de aquí puede ser utilizado como combustible para usos doméstico, industriales y para la generación de energía termoeléctrica. En el área industrial es la materia prima para el sector de la petroquímica. En términos generales se puede asegurar que la utilidad del gas seco es múltiple, no solo como materia prima para la petroquímica, luego la principal utilidad industrial del gas seco o pobre se puede resumir en: a.- Fabricación de Cerámicas. Aquí la utilización del gas se sustenta, en que el gas tiene un menor contenido de contaminantes. Además su poder calorífico hace que sea posible efectuar el calentamiento directo al producto, lo que permite obtener un grado de combustión elevado y construir hornos más pequeños, para llevar a cabo el proceso. El uso del gas natural en esta industria es muy ventajoso debido a que se consigue un ahorro económico y permite la obtención de productos de mejor calidad. Cabe indicar que los productos acabados de esta

123

124

industria requieren de mucha limpieza y con el gas natural se consigue esta exigencia.

b.- Industria del Vidrio : Las operaciones térmicas de la industria del vidrio se clasifican en dos grupos de naturaleza esencialmente distinta, uno de ellos es la utilización del .gas, utilización que se realiza fundamentalmente en la creación de energía térmica, lo que le confiere una gran utilidad al gas, ya que esta utilizando una energía limpia y de alto poder calorífico y bajo impacto ambiental. Las propiedades físico-químicas del gas natural han hecho posible la construcción de quemadores que permiten una llama que brinda la luminosidad y la radiación necesarias para conseguir una óptima transmisión de la energía calórica en la masa de cristal. Asimismo es importante mencionar que con el gas natural el producto final (vidrio) sale limpio. c.- Industria de los Alimentos: En la producción de alimentos el gas natural se utiliza en los procesos de cocimiento y secado. El gas natural es el combustible que permite cumplir las exigencias de calidad ISO, que son requerimientos para ciertos productos de exportación. d.- Industria Textil: Se utiliza al gas para el acabado de las fibras, este proceso requiere mantener una presión constante del gas El gas natural permite el calentamiento directo por convección en sustitución del tradicional sistema de calentamiento mediante fluidos intermedios, con el consiguiente ahorro energético (entre el 20 y el 30%). e.- Industria de la Cerámica El uso del gas natural en esta industria es muy ventajoso debido a que se consigue un ahorro económico y permite la obtención de productos de mejor calidad. Cabe indicar que los productos acabados de esta industria requieren de mucha limpieza y con el gas natural se consigue esta exigencia. f.- Industria del Cemento: Se consume una considerable cantidad de energía térmica en el proceso de producción del cemento, la cual puede ser satisfecha por  el gas seco o pobre Los hornos de las cementeras que utilizan gas natural son más eficientes y tienen mayor vida útil; no requieren de mantenimiento continuo y los gases de combustión no contaminan el ambiente como los demás combustibles. g.- Fundición de Metales: El gas natural ofrece a la industria metalúrgica variadas aplicaciones. Sus características lo hacen apto para todos los procesos de calentamiento de metales, tanto en la fusión como en el recalentamiento y tratamientos térmicos. h.- Generación de Electricidad; El gas natural es el combustible más económico para la generación de electricidad y el que produce menor impacto ambiental. Estas ventajas pueden conseguirse tanto en grandes como en pequeñas centrales

124

125

termoeléctricas. La generación de electricidad con gas natural mediante turbinas.

es posible

Cogeneración de Energía Eléctrica: Se denomina Cogeneración a la producción conjunta de Energía Eléctrica y Energía Calorífica aprovechable, en forma de gases calientes. La Cogeneración es una forma eficiente de cubrir las necesidades energéticas de las instalaciones industriales en prácticamente todos los sectores de la actividad (calefacción, calentamiento de agua, etc.). El uso de turbinas de gas para mejorar centrales existentes y en nuevas centrales de ciclo combinado permite alcanzar ahorros de energía de entre el 15 y el 40%. La investigación y desarrollo de nuevas tecnologías está abriendo continuamente nuevas fronteras con rendimientos todavía mayores y por consiguiente menos contaminación. Las ventajas de utilizar al gas, en estos casos han coincidido con la creciente preocupación sobre el daño ocasionado por la lluvia ácida causada por las emisiones de (SO 2 y NOx) y por el papel de las emisiones de CO 2 provocadas por el hombre sobre el creciente efecto invernadero. Proceso de alto riesgo para el medio ambiente, proceso que se considera de vital importancia en el control del impacto ambiental, que es algo que necesariamente se tiene que tener  en cuenta en los procesos industriales. Las pilas de combustible a gas constituyen una alternativa prometedora a la generación de energía mecánica basada en la combustión. Las pilas de combustible generan energía eléctrica y calor a partir de gas seco mediante un proceso electroquímico. Se están dedicando recursos de investigación en todo el mundo para el desarrollo de pilas de combustible. Las pilas de combustible que trabajan con gas natural aportan rendimientos más elevados en generación de energía eléctrica y emisiones muy inferiores a las que se dan en los sistemas convencionales de generación de energía eléctrica.

i.- Materia prima para procesos petroquímicos . El gas seco o pobre puede ir a las plantas petroquímicas para ser convertido en una variedad de productos semielaborados o finales. De igual manera puede ser enviado a las refinerías, donde sus moléculas son desintegradas térmicamente y, a través de extracciones adicionales derivadas de los crudos allí refinados, son enviados a las plantas petroquímicas. A su vez, las plantas petroquímicas pueden enviar productos a las refinerías. En conclusión se puede señalar que los usos del gas seco o pobre son múltiples, su industrialización debe estar acorde con una política clara y precisa de parte del gobierno, de tal forma que se puedan utilizar toda la materia prima, que se tienen y pueden servir para el desarrollo de la industria nacional. La cadena del gas se inicia con el proceso de reformación con vapor por medio del cual el metano reacciona en forma catalítica con agua para producir el llamado gas de síntesis, que consiste en una mezcla de hidrógeno y óxidos de carbono. El descubrimiento de este proceso permitió la producción a gran escala de hidrógeno, haciendo factible la producción posterior de amoníaco por su reacción con nitrógeno, separado del aire. 125

126

El amoníaco es la base en la producción de fertilizantes. También a partir de los componentes del gas de síntesis se produce metanol, materia prima en la producción de metil-terbutil-éter y teramil-metil-éter, componentes de la gasolina; otra aplicación es su uso como solvente en la industria de pinturas, por lo que se le confieren propiedades industriales de mucha importancia, a este solvente, solo hay que tener unan serie de precauciones al actual con el componente.

Productos Derivados del Metano: El metano principal constituyente del gas seco es el hidrocarburo parafínico que contiene más átomos de hidrógeno por átomo de carbono. Esta propiedad se aprovecha para obtener el hidrógeno necesario en la fabricación de Amoniaco ( NH 3 ) y Metanol ( CH 3 0 H ) . En estos casos el hidrógeno se obtiene catalíticamente, quemando parcialmente el metano en presencia de oxígeno y de vapor de agua, con lo cual se forma una mezcla llamada Gas de Síntesis, que es de gran importancia en la producción de fertilizante. Este gas esta compuesto principalmente por Monóxido de carbono (C 0 ) , Dióxido de Carbono ( C 0 2 ) e Hidrógeno ( H 2 ) Las principales reacciones que intervienen son las siguientes: CH 4

+  H 2 0 ⇒ C 0 + 3H 2

C 0 +  H 2 0 ⇒ C 0 2

+ 2 H 2

(160) (161)

En la figura 16 se describe a través de un diagrama el proceso para producir gas de síntesis.

Figura 16 Diagrama para Producir Gas de Síntesis

En la figura 16 se representan todos los procesos a lo que debe de ser sometido el gas metano, hasta que produzca amoniaco, que como se sabe es una de las principales material primas para la producción de fertilizantes nitrogenado, de gran utilidad en la producción de alimentos. Es de hacer notar que también se suele usar el Etano, el Propano, como también el Butano como materias primas para la producción del gas de síntesis, aunque éstos tienen en sus moléculas menos átomos de hidrógeno por átomo de carbono 126

127

que el metano. La obtención del amoniaco y metanol a través del gas de síntesis se sustenta en las siguientes etapas: a.- Destilación del aire, para obtener el Nitrógeno ( N 2 ) b.- Oxidación parcial del Metano con Oxígeno c.- Eliminación del Carbono d.- Conversión del (C0) con vapor de agua e.- Eliminación del (C0 2) formado f.- Eliminación del (C0) por medio del Nitrógeno líquido g.- Formación de la mezcla de Nitrógeno e Hidrógeno conformada por una parte de (N2) y tres partes de (H2), para dar origen a la reacción:  N 2

+ 3 H 2 ⇒ 2 NH 3

(162)

Uno de las principales utilidad de amoniaco es la producir de fertilizantes nitrogenados, especialmente la Urea ( ( NH ) 2 C 0) , fertilizante que contiene 46% de nitrógeno.

El- Gas Natural para Vehículos (GNV) Este compuesto es el mismo gas que se distribuye en forma directa a través de redes, de transporte y distribución de gas existentes en las principales ciudades y zonas industriales del país. Lo que indica que es el mismo Gas Seco o Gas Pobre, que también se podría denominar  Gas Natural Comprimido (GNC). En la actualidad en la República Bolivariana de. Venezuela se ha implementado por medio de PDVSA la instalación de gas natural para vehículos y se prevén excelentes resultados. Además es necesario tener en cuenta que este es un gas limpio sin químicos ni aditivos protege y prolonga la vida del motor de su vehículo y protege el ambiente ya que no tiene ningún tipo de contaminante. El gas natural vehicular (GNV) o gas natural comprimido (GNC) esta conformado fundamentalmente por metano (C 1), y tal como este gas es difícilmente licuable se le comprime en cilindros de acero a una presión de 2845 (lpca), manteniendo su estado gaseoso El Gas Natural Comprimido (GNC), resulta en la actualidad el combustible ecológico de más alta pureza. El (GNC) no contiene aditivos, no se producen depósitos carbonosos en las cámaras de combustión, ni tampoco se produce el proceso de corrosión. La mezcla con el aire resulta perfecta a todos los niveles de temperatura y la combustión es total, por lo tanto no hay acumulación de residuos que no participen en el proceso de combustión, lo que indica que no hay posibilidades de acumulación de impurezas en los equipos de combustión. 127

128

La alta presión a la que actúa el (GNV) es necesaria para dotar a los vehículos que utilizan como combustible a este fluido de una autonomía conveniente. Todos los vehículos que funcionan a gasolina se pueden convertir a (GNV), a tal fin debe instalarse en los vehículos, uno o varios cilindros de acero como tanques contenedores de combustible, capaces de soportar la presión del (GNV). Estos combinados con una serie de otros componentes, denominados comercialmente en su conjunto “Kits de Conversión”, permiten efectuar la adaptación para utilizar  GNV como combustible Las características y propiedades del aceite del motor se mantienen por más tiempo, y esto aporta mayores beneficios a la vida útil del motor. La utilización del GNV, tiene también una serie de ventajas ecológicas, ya que si se compara con la gasolina, la emisión de monóxido de carbono (C0) disminuye en un 95%, mientras que la emisión de hidrocarburos tiene una disminución de 80%. También la emisión de óxidos de nitrógeno (N0 x) es disminuida en un 30%. La emisión de gases que contribuyen al cambio climático global, tales como el Dióxido de Carbono (C02) se reducen en un 15%. Se puede asegurar que la producción de gas natural es mucho más "limpia" que transportar y refinar petróleo y luego generar electricidad. Los tanques de gas natural y las estaciones de carga son sistemas cerrados. El uso de la gasolina implica que una cierta cantidad de la misma se evapora del tanque de combustible, contribuyendo con casi la mitad de la contaminación por  hidrocarburos asociado con el uso de vehículos que funcionan con gasolina. La existencia de gasoductos evita la necesidad del transporte peligroso de gasolina por barco o camión, que pueden tener graves problemas en caso de derrame El GNV esta constituido principalmente por metano (CH 4), luego los principales productos del proceso de combustión son el Dióxido de Carbono (C0 2) y vapor de agua (H20), que resultan totalmente inofensivos al ser humano. La República Bolivariana de. Venezuela es un país rico en reservas de gas natural principal fuente del (GNV). Este gas una vez tratado y acondicionado es conducido por los gasoductos a las grandes ciudades, donde será utilizado. Si se aprovechan nuevas redes de distribución por gasoductos se pueden instalar estaciones de suministro de (GNV) para ser usado como combustible alternativo en los vehículos automotores que utilizan actualmente gasolina y diesel. EL gas natural, como principal fuente del (GNV) tiene que ser deshidratado y endulzado, además de haberle extraído los líquidos, para poder ser enviado a las plantas compresoras, donde se le aplicara la presión necesaria, para ser enviado a los sitios de distribución, donde se tendrá que tener claramente establecido que es lo que se va a realizar con ese fluido. El impacto en la reducción de las emisiones contaminantes para un número estimado de vehículos en hidrocarburos no quemado-, producción de monóxido de carbono (CO) gas que se forma en los motores por falta de oxígeno en los motores .La emisión de óxidos de nitrógeno (NO X), gases que se forman por altas 128

129

temperaturas de combustión en el motor. Todo ello conlleva a pensar, que si más de 500 mil vehículos usarán como combustible (GNV), probablemente la contaminación no sería tan alta, ni tampoco habría contingencias ambientales como las ya registradas en la actualidad. El costo del gas natural vehicular, es también bastante más bajo que la gasolina, luego el uso del (GNV) disminuye el costo por combustible. Con lo que se ahorra usando (GNV) en lugar de gasolina, se puede amortizar en unos pocos meses el costo de instalación del equipo, para el uso de (GNV), en lugar de gasolina. Tampoco existe la posibilidad que haya un pronto agotamiento del (GNV), ya que se estima que las reservar mundiales de gas natural exceden a las de petróleo en un 22%. Las estadísticas indican también que los vehículos impulsados con GNV son más seguros que los que utilizan gasolina, en Estados Unidos, por ejemplo existen referencia, que en 450 millones de kilómetros viajados, no han habidos muertes atribuibles al uso del GNV, comparado con 2,2 muertes por cada 160 millones de kilómetros viajados con vehículos impulsados con gasolina. Nunca ha habido muertes por la explosión de un cilindro en 40.000 millones de kilómetros viajados con GNV. La temperatura de ignición para el GNV es de 700 C, en lugar de 400 C, para la gasolina, y si hay una pérdida de gas natural, se dispersa rápidamente en la atmósfera, por ser más liviano que el aire, tal como este gas natural es principalmente metano.

Ventajas de la utilización del (GNV): La utilización del Gas Natural Vehicular  como combustible para los automóviles proporciona economía en dos niveles. a.- Primero, tomando la base equivalente de un litro de gasolina, el (GNV) cuesta en Venezuela el 90%% menos que la gasolina, 75% menos que diesel. b.-. Segundo, el GNV es un combustible que se quema limpiamente, reduciendo notablemente las necesidades de mantenimiento respecto a la gasolina o el diesel lo que repercute en gastos por compra de bujías, filtros y cambios de aceite. Muchos usuarios aseguran que el (GNV) mantiene limpio el lubricante hasta por  períodos de entre 15 a 30 mil kilómetros y las bujías hasta por 120 mil Km. El (GNV) contiene menos carbono por unidades de energía que cualquier  combustible fósil, por lo que produce menos emisiones de (C0 2), por kilómetro recorrido. A pesar de que los vehículos a (GNV) emiten metano, cualquiera de esas emisiones es compensada por la reducción substancial de emisiones de (C02) en comparación con otros combustibles. Seguridad del (GNV): Los vehículos propulsados a (GNV) son mucho más seguros que los que operan con combustibles tradicionales como la gasolina. En muchos países con tradición en el uso del (GNV). Como, por ejemplo, los gerentes de flotas de transportes escolares, optan por consumir (GNV) circular en áreas urbanizadas o en los vecindarios de las escuelas, a fin de proteger a las comunidades 129

130

El (GNV), al contrario de los combustibles líquidos como el (GLP), por ejemplo, se disipa en la atmósfera en caso de accidentes, evitando riesgo de incendio creado por derrames de la gasolina o diesel. En Estados Unidos se efectuaron conteos sobre más de 8.000 vehículos que circularon 450 millones de Km. entre 1987 y 1990, encontrándose que la tasa de accidentes de estas flotas era 37% inferior a toda la registrada por la población de vehículos a gasolina. Sobre esta data se incluyó que ninguno de los autos a (GNV) estuvo involucrado en accidentes fatales, con muertes, en el mismo período. En contraste las muertes asociadas con flotas de vehículos a gasolina muestras índice de 128 muertes por cada 100 millones de Km. La seguridad de los vehículos que funcionan a (GNV), se deben a la integridad del sistema de combustible del gas y a sus cualidades físicas. Los cilindros de almacenamiento de combustible de los vehículos a (GNV) son mucho más fuertes que los tanques de gasolina o diesel. La concepción de los cilindros de (GNV) está sujeta a una normativa internacional que incluye severos exámenes respecto al calor, disparos de armas de guerra, colisiones e incendios. Los cilindros de (GNV) están construidos por materiales de avanzada tecnológica que garantizas su integridad en caso de daños físicos o condiciones extremas. Debido a esta condición los cilindros nunca deben ser manipulados por personas inexpertas o no que no autorizadas o que estén fuera de los talleres de conversión. La experiencia indica que rupturas en cilindros siempre fueron originadas por alguna forma de ataque químico o daño físico violento o por un período de tiempo extendido contra el material compuesto que lo recubre, y que desde luego hará que material no sea afectado. Por problemas operacionales. Los sistemas de combustible están siempre sellados de manera que se garantiza por fugas o pérdidas por evaporación. En caso de que así ocurriera el gas natural se disipará en la atmósfera, por ser más liviano que el aire, y estar a una densidad relativa de 0,5 atmósferas. El (GNV) tiene una temperatura de ignición bastante superior a la gasolina y el diesel, por lo que necesita menores concentraciones de gas para el inicio de la combustión. El (GNV) no es tóxico, corrosivo ni contamina aisladamente.

Diferencia Entre Un Vehículo a (GNV) y Gasolina : La única gran diferencia entre un vehículo a gasolina y otro a (GNV), es el sistema de combustible, y se puede resumir en lo siguiente: a.- El (GNV) esta comprimido a unas 3.200 (lpca) (GNV) entra en el vehículo a través de un receptáculo que lo conduce a los cilindros de almacenamiento. b.- Los cilindros contienen el gas almacenado que a medida que es consumido va registrando un descenso en su presión, hasta que es necesario reabastecer tal como lo indica el manómetro en el interior de la cabina. c.- Es posible, que hayan vehículos que posean un conmutador en el interior de la cabina, generalmente al lado del volante, a fin de facilitar a su conductor la operación de reabastecimiento. 130

131

d.- El gas circular por las tuberías de alta presión desde los cilindros de almacenamiento hasta llegar al compartimiento del motor que alimentará. e.- El gas llega al regulador de presión, que es un dispositivo que reduce la presión hasta alcanzar valores que permiten vencer las pérdidas de carga y la admisión del motor a una presión cercana a la atmosférica. f.- A la salida del regulador de presión, el gas accede al sistema de inyección o carburación y se controla con una Electroválvula. Esta válvula puede suspender el suministro de gas a la orden del conductor. g. La mezcla de gas natural y aire penetra al carburador o al sistema de inyección, alcanzando las cámaras de combustión dando inicio al arranque del vehículo. El (GNV) está avanzando conforme lo hace la industria automovilística, que ha adoptado tecnologías de vanguardia en relación a la eficiencia de los combustibles La industria, esta desde hace años, inmersa en investigaciones y desarrollos de las áreas de la infraestructura y la tecnología del vehículo automotor, que les lleven hacia una cierta reducción de las emisiones contaminantes y en ello el (GNV) es un adelanto concreto, como lo es en relación con la implementación del hidrógeno para los autos del futuro .Las conversiones mecánicas de hoy son compatibles con los motores de inyección multipunto y las de lazo cerrado son compatibles con las computadoras de abordo, por lo que hay un amplio espectro de comercialización para dar satisfacción al usuario final. Esto es una garantía de que el desempeño de los autos será un éxito en la operación comercial de la flota y el logro de resultados anticontaminantes y beneficiosos para la salud pública. En la República Bolivariana de Venezuela, la utilización del gas natural vehicular, será manejada a través de empresas de producción social, luego será de gran importancia en la disminución del desempleo. Los vehículos a (GNV) son ideales para operaciones comerciales de flotas de transporte de pasajeros o de carga liviana y pesada. Actualmente la industria del (GNV) está concentrada en satisfacer los requerimientos de flotas comerciales con elevado consumo de combustible, tales como transportadoras de alimentos, de pasajeros, transportes desde y hacia aeropuertos y camiones de empresas de servicios públicos. Vehículos a GNV en todos los tipos disponibles son indicación de que la industria del (GNV) evoluciona favorablemente hacia la expansión y comercialización de todas sus aplicaciones. Muchas naciones están interpretando a la industria de los combustibles alternativos como una oportunidad de desarrollo de sus economías, mientras se aplican combinadamente incentivos y regulaciones para emisiones. En la República Bolivariana de Venezuela se da continuidad al programa de (GNV) incrementando el número de vehículos de combustible alterno mediante el otorgamiento de un subsidio de un bolívar por cada litro de gasolina y diesel que se venda en el país. Este dinero sirve de base para la constitución de un fideicomiso que sufraga las conversiones de vehículos de transporte público, los 131

132

programas de inspección y seguridad, el desarrollo de las actividades correspondientes a la evaluación y aplicación de nuevas tecnologías y programas destinados a la concientización pública sobre el uso del combustible (GNV), en el parque automotor venezolano. La resolución, en la práctica, permite que el estado costee el 80% del costo de las conversiones de autos destinados al servicio público de transporte. Venezuela: Resolución 096. Ministerio de Industria y Comercio. Mediante esta resolución publicada en Gaceta Oficial el 28 de agosto de 1997, todo vehículo destinado a prestar el servicio de transporte público de personas en la modalidad taxi, debe cumplir, entre otras características, con poseer el sistema de combustible dual gasolina-GNV. En la actualidad la mayor importancia del desarrollo de los vehículos de (GNV) es que toda esta técnica se realizará a través de Empresas de Producción Social (EPS), lo que hará disminuir en desempleo en grandes cifras, ya que las empresa deben de ocuparse de la compresión y distribución del (GNV), por lo tanto el proyecto es ampliamente aceptado por l población. PDVSA también reiteró que a los efectos de garantizar a los venezolanos un sistema alterno de combustible económicamente atractivo, menos contaminante y apegado a los estándares de protección medioambiental vigentes en el mundo, se reactivó recientemente el programa de (GNV), enmarcado en las políticas públicas energéticas del Gobierno Bolivariano. La activación del programa incluye la instalación de equipos de conversión a gas natural a 500 mil unidades del transporte público pesado y liviano, en una primera etapa, además de la flota de vehículos del Estado. De esta manera, Venezuela continuará avanzando en la conversión del parque automotor venezolano a (GNV), con la importación de compresores, surtidores inteligentes, cilindros y equipos de conversión con tecnología de punta. A través de la aplicación de esta iniciativa se producirá un ahorro de unos 53 mil barriles diarios de combustible que se exportarán a los mercados internacionales, generando ingresos de divisas a la nación de aproximadamente 1,2 millardos de dólares al año. Sólo para el año 2007 se estima añadir unos 150 nuevos puntos de expendio, adicionales a los 148 con los que completará el año 2006. Como aspecto principal del plan están en vías de formación las Empresas de Producción Social que se encargarán de tres actividades fundamentales: la fabricación de equipos especializados en el país, la conversión de vehículos y el mantenimiento de las estaciones de servicio, considerando los aspectos particulares asociados a sus surtidores y compresores. Esta estrategia persigue cambiar la cultura de consumo de combustibles líquidos y dirigirla hacia el (GNV) Adicionalmente, el proyecto tiene como principal propósito transferir tecnología y contribuir a la industrialización y la creación de empleos sustentables en nuestro país El (GNV) representa un sustancial ahorro frente a la utilización de gasolina y/o gasoil; no requiere costosos procesos de refinación, lo que garantiza precios 132

133

favorables a los consumidores; reduce costos de operación y de mantenimiento por su eficiencia; prolonga la vida del motor y mejora el desempeño de los vehículos, debido a la alta tecnología de los equipos de conversión; y disminuye la contaminación ambiental. El (GNV) tiene una equivalencia a gasolina de 130 octanos. Las ventajas de utilización del GNV son: a.- Es (GNV) es más económico que los combustibles tradicionales, es limpio. No produce hollín ni mugre. Por lo tanto, los equipos en que se usa como combustible no requieren mantenimiento especial, además que tiene un alto poder calorífico, lo que le permite competir con otros combustibles. b.- Protege el medio ambiente y puede manejarse a presiones deseadas de entrega en los sitios de consumo. c.- Para la producción del (GNV) se pueden aprovechar la infraestructura del gasoducto, así como las estaciones de servicio de gasolina, por lo que representa una gran economía en infraestructura. d.- El poder calorífico y combustión del (GNV) son altamente satisfactorios. Y el suministro al usuario puede ser continuo en el sitio donde se vaya a consumir, solo se requiere utilizar los controles y reguladores indicados, no se requiere sitios de almacenaje especial, en vista que la entrega puede ser hecha al detal. e.-Las características volumétricas del (GNV) lo hacen muy difícil de alterar y es muy susceptible a la compresión o expansión, en función a la relación presióntemperatura que se le desee imponer. Puede ser transportado por sistemas de tuberías, especialmente diseñados, que permiten mantener rangos de volúmenes a presiones deseadas, que faciliten la recolección y distribución del gas que será empleado como combustible. f.- El (GNV) por su eficiencia y rendimiento calórico su costo por volumen es muy económico y, para el país representa la generación de ingresos adicionales de divisas, que pueden permitir el desarrollo en otras áreas, de la futura industrialización de país. Y permitiría, también crear fuentes de trabajo adicional. g.- La reversibilidad gas- líquido – gas del (GNV) lo hacen apto para el envasado en pequeños y seguros recipientes fáciles de manejar, transportar e instalar para suplir combustibles en sitios no servidos por la red de tuberías de distribución. El (GNV) se puede también transportarse en barcos, desde áreas remotas de producción y procesamiento a grandes terminales de almacenamiento que surten a industrias y a miles de clientes particulares, todo ello facilita la producción y venta del gas natural. En todos los sectores del mercado energético y en casi todos los usos finales, el gas seco o pobre compite con otros combustibles y formas de energía. En la 133

134

actualidad, el gas natural representa el 20% de la demanda de energía primaria de la Unión Europea siendo estos porcentajes del 19% en el caso del carbón y del 45% del petróleo. Las reservas probadas de gas natural son abundantes y han crecido acompasadamente en las últimas décadas. A pesar de haberse más que doblado el consumo de gas natural, sus reservas probadas han crecido considerablemente más rápido que su consumo, ya que se efectúan nuevos hallazgos continuamente y se elevan las reservas de los yacimientos existentes por las mejoras en las técnicas de producción. Las reservas totales probadas de gas natural en el mundo cubrirían la demanda de más de 60 años a los niveles actuales de consumo. Los expertos estiman que las reservas totales de gas natural son varias veces mayores que las probadas, lo que prolonga el tiempo de vida previsto para sus reservas y asegura que el gas natural puede actuar como una energía puente hacia otro sistema energético en un futuro lejano. Se puede asegurar que el gas seco o pobre tiene una serie de ventajas sobre otros combustibles, debido fundamentalmente a su seguridad y baja contaminación ambiental, en vista que el gas tiene un rango de inflamabilidad muy limitado, en concentraciones en el aire por debajo del 4 por ciento y por arriba de aproximadamente el 14 % no se encenderá Además la temperatura de ignición es alta y el rango de inflamabilidad limitado reduce la posibilidad de un incendio o explosión accidental, debido a que el gas seco es más ligero que el aire se disipa rápidamente en la atmósfera. Considerando las propiedades físico-químicas del gas, las ventajas más importantes en cuanto a su uso son las siguientes: a.- Es un combustible relativamente barato; b.- presenta una combustión completa y limpia, la cual prácticamente no emite bióxido de azufre; c.- tiene una alta seguridad en la operación, debido a que en caso de fugas, al ser  más ligero que el aire, se disipa rápidamente en la atmósfera. Para, ello solo es necesario una buena ventilación, y d.- promueve una mayor eficiencia térmica en plantas de ciclo combinado para la generación de electricidad La combustión del gas seco prácticamente no genera emisiones de Bióxido de Azufre ( S 0 ) , el cual causa la lluvia ácida o partículas que son carcinogénicas de la misma forma, el gas emite cantidades muchos menores de Monóxido de Carbono, hidrocarburos reactivos, óxidos de nitrógeno y Bióxido de Carbono, que otros combustibles fósiles 2

Una manera en la que el gas puede contribuir significativamente al mejoramiento de la calidad del aire es en el transporte. Por ejemplo, los vehículos que funcionan con gas natural pueden reducir las emisiones de monóxido de carbono e

134

135

hidrocarburos reactivos hasta en un 90 por ciento, en comparación con los vehículos que utilizan gasolina. Otra manera de mejorar el medio ambiente es usar  más gas para la generación de electricidad reemplazando al carbón o petróleo. Producto, que por lo general son de alto riesgo del punto de vista ambiental. En la mayor parte de los casos, en que se utiliza al gas seco, como materia prima, tiene como objetivo de reducir la emisión de contaminantes de los diferentes usos energéticos y procesos van de la mano con el ahorro de energía La promoción del uso racional de la energía y la reducción de la contaminación son considerados de máxima prioridad por las compañías de gas. Los ahorros de energía que se obtienen por aplicación de técnicas que utilizan preferentemente el gas dan lugar a menor consumo y por consiguiente menor contaminación La tecnología de la combustión del gas ofrece numerosas ventajas medioambientales.

b.- Gas Rico o Gas Húmedo . Este es un gas del cual se pueden obtener una riqueza líquida de hasta 3 GPM (galones por mil pies cúbicos normales de gas) No existe ninguna relación con el contenido de vapor de agua que pueda contener el gas. En los yacimientos de gas húmedo existe mayor porcentaje de componentes intermedios y pesados que en los yacimientos de gas seco. La mezcla de hidrocarburos permanece en estado gaseoso en el yacimiento, pero al salir a la superficie cae en la región de dos fases formándose una cantidad de hidrocarburos líquido del orden de 10 a 20 Barriles Normales de Hidrocarburos Líquidos por cada millón de pies cúbicos normales de gas (10-20 BNHL/ MMPCN). Este parámetro llamado riqueza líquida es de gran importancia, para la comercialización del gas natural, ya que los líquidos producidos son de alto poder de comercialización Contenido Líquido de un Gas o Riqueza de un Gas" (GPM) Este parámetro se refiere al número de galones de líquido que pueden extraerse de cada mil pies cúbicos de gas natural en condiciones estándares. La Riqueza Líquida, es diferente a la producción de líquido a través del Proceso Criogénico. La Riqueza Líquida es la producción de hidrocarburos líquidos que se condensan, para dar  paso a la fracción líquida y se extrae en los proceso de extracción y/o fraccionamiento de los Líquidos del Gas Natural (LGN), los cuales tienen una gran utilidad, en vista que la gran mayoría de ellos tienen un alta demanda, además de un buen precio, tanto en los mercados nacionales, como internacionales, es por  ello la importancia de la recuperación de los líquidos del gas natural. La recuperación de los (LGN) se puede realizar a partir de Etano (C 2+ ) ., luego sería recuperación de los líquidos del gas natural con etano y compuestos más pesados, como también puede ser sin etano ( C 3+ ) Propano y compuestos más pesados La riqueza líquida o los (GPM), se calculan por lo general a partir del propano, ya que es más común recuperar en estado líquido, únicamente al propano y compuestos más pesados, para ello se utiliza el término (C 3+), aunque en las plantas de extracción de líquidos del gas natural están diseñadas para recuperar también el etano líquido. Los componentes del (C 3+), se extraen de la 135

136

mezcla de gas natural, para formar el Gas Licuado (GL), que es lo mismo que el Gas licuado de Petróleo (GLP) y también se recupera la gasolina blanca, la cual tiene múltiples usos de carácter industrial Pero, se debe de tener siempre en cuenta, que es de mucha importancia conocer el (GPM) de una mezcla de gas natural, ya que el precio de la mezcla estará en función de los (GPM), que tenga, ya que mientras mayor sea los GPM, mayor serán los líquidos recuperados.

Para la cuantificación de los GPM de una mezcla de gas natural, es necesario determinar el número de pies cúbicos normales (PCN) de un componente dado en estado gaseoso que se necesita para producir un galón de líquido. Para eso se necesita el valor de la densidad líquida ( ρ  L ) y el peso molecular ( PM  ) de cada componente, luego para determinar la riqueza líquida se utiliza la siguiente fórmula:  gal  (líquido ) 7,4805  xPM  = 1000 ( PCN  )

379 ,6 x ρ  L

(163) Por ejemplo, si se sabe que la densidad del propano (C 3H8) líquido a 14,7 lpca y 60 F es 31,64 (lb /  pie 3 ) y el peso molecular es 44,097 (lb/lbmol) Con estos datos determinar el (GPM) para el propano: GPM  (C 3 )

=

1 x10 3 ( PCN  )( lbmol  ) x 44 ,097 (lb )( pie 3 ) x 7,4805 ( gal  ) 379 ,6( PCN  ) / lbmol  ) x31,64 (lb )(  pie 3 )

= 27 ,46

Lo que indica que 1000 (PCN) de gas producen 27,46 (GPM) Los cálculos se pueden realizar a través de la siguiente ecuación: GPM  =

∑  (1000379) xY ,6 xρ      n

i

i

(164)

i =3

En donde: Y1) = fracción molar; ( ρ 1) = densidad molar (gal / lbmol ). Si la densidad del líquido se expresa en (lb/pie 3), para hacer la conversión a la unidad de galones por libramos (gal/lbmol)), lo cual se realiza con cierta facilidad utilizando los factores de conversión. La utilidad de los factores de conversión, es que el cambio de puede realizar a cualquier sistema de unidad. La conversión se hará tomando en cuenta el valor de la densidad líquida del componente heptano y compuestos más pesados se tiene lo siguiente: 3  gal    ( pie ) x215 ,35 (lb) x7,4805 ( gal  )  gal      = 30 ,89    ρ  L   =    3 52 ,15 (lb) x(lbmol  ) x( pie )  lbmol     lbmol   

Fundamentado en la fórmula (142) determinar los GPM de la siguiente mezcla gaseosa: C1=0,6000; C2=0,1269; C3=0,1089;iC4=0,0125;nC4=0,0496;iC5=0,0076;

136

137

nC5=0,0105 ; C 600,0100 y C 7 =0,1255 Asumir para el (C 7+ ) un peso molecular de 215,35 (lb/lbmol) y una densidad de 52,15 (lb/pie 3). Los resultados se muestran en el Cuadro 5: +

Cuadro 5 Resultado del Cálculo de los GPM Componente C1 C2 C3 iC4 nC4 iC5 nC5 C6 +

C 7

Total

Y  i

0,5485 0,1269 0,1089 0,0125 0,0496 0,0076 0,0105 0,0100 0,1255 1,0000

M(lb/lbmol) 16,043 30,070 44,097 58,123 58,123 72,150 72,150 86,177 215,350

 ρ  L ( gal  / lbmol  )

6,01 7,67 10,43 12,38 11,93 13,85 13,72 15,58 30,86

GPM 2,99 0,41 1,56 0,28 0,38 0,41 10,20 16,23

La respuesta es que se producen 16,23 galones de hidrocarburos líquidos por  cada mil pies cúbicos normales de la mezcla gaseosa, cantidad es considera alta, por lo tanto habrá una recuperación de hidrocarburos líquidos

Líquidos del Gas Natural (LGN) Estos hidrocarburos bien sea por la alta presión o baja temperatura, pueden ser mantenidos en estado líquido. Esta característica permite que sean almacenados y transportados de manera fácil y eficiente. Asimismo su capacidad como fuente de energía o de insumo como materia prima para la obtención de hidrocarburos más complejos hace que los Líquidos del Gas Natural (LGN) tengan una alta cotización del mercado nacional e internacional. Se consideran que en los (LGN), se encuentran presentes los compuestas Etano: (C2), Propano (C3) y Butanos (C4), los cuales son gas en condiciones atmosféricas También se encuentran presente el Pentano (C 5), Gasolina Natural, Residual y el Pentano y compuestos más pesados (C5+), el cual es un líquido en condiciones atmosféricas, por lo que permite su transporte en forma líquida, y ser utilizado en su forma gaseosa, uno de los productos es: Los (LGN) Representan el producto principal de las plantas de extracción de líquidos del gas natural Si la mezcla de hidrocarburos líquidos esta conformada por etano y compuestos más pesados se simbolizan como (C 2+ ) Si la recuperación de los líquidos del gas natural es sin etano, se simboliza como C 3+ y es Propano y compuestos más pesados Si se incluye o no el etano depende del modo de operación de las plantas de extracción. Los Líquidos del Gas Natural (LGN) bien sea por la alta presión o baja temperatura, pueden ser mantenidos en estado líquido. Esta característica permite 137

138

que sean almacenados y transportados de manera fácil y eficiente. Asimismo su capacidad como fuente de energía o de insumo como materia prima para la obtención de hidrocarburos más complejos hace que los Líquidos del Gas Natural (LGN) tengan una alta cotización del mercado nacional e internacional Los líquidos del gas natural, son mezclas de hidrocarburos de peso molecular mayor que el del Metano Los (LGN) son hidrocarburos con una valiosa fuente de componentes que pueden ser utilizados como combustibles en la industria petroquímica o simplemente ser utilizados como materia prima para la petroquímica. Los (LGN) son separados del gas natural en las plantas de procesamiento de campo, empleando bajas temperaturas en los procesos llamados de Refrigeración, En algunos casos, el estado actual de la tecnología integra estos procesos con la finalidad de maximizar la separación de los (LGN). Los líquidos del gas natural deben ser fraccionados para convertirse en cargas de plantas petroquímicas, refinerías o en productos combustibles finales Los (LGN) representa el producto principal de las plantas de extracción de líquidos del gas natural. En la República Bolivariana de Venezuela el (LGN) es el producto intermedio del procesamiento del gas, ya que luego el (LGN) es fraccionado o separado en sus componentes individuales y gasolina natural, una vez realizada la separación es utilizado en la industria petroquímica, en la fabricación de componentes de alto octanaje para gasolinas, y como combustible de uso industrial y comercial, en este caso se obtienen una serie de ventajas al compararlo con otro combustible fósil, sobre en el terreno del impacto ambiental, ya que la utilización del (LGN), no afecta el medio ambiente, o por lo menos se puede establecer un manejo adecuado de los mismos, para evitar que haya un fuerte y brusco impacto ambiental. En la República Bolivariana de Venezuela el (LGN) Es utilizado en la industria petroquímica, en la fabricación de componentes de alto octanaje para gasolinas, y como combustible de uso industrial y comercial. La infraestructura, permite en la República Bolivariana de Venezuela Realizar un tratamiento de de gas natural de 2.660 MMPCND, en la actualidad se cuenta con: a.- Tres Plantas de Fraccionamiento (Jose, Ulé y Bajo Río Grande) b.- Tres Plantas de Extracción (San Joaquín, Santa Bárbara y Jusepín c.- Tres Muelles de embarque (José, La Salina y Bajo Grande)

Utilización de los Líquidos del Gas Natural Los Líquidos del Gas Natural (LGN) pueden ser utilizados como fuente de energía o como combustible para ser  utilizado en las cocinas de los hogares, en procesos comerciales, industriales o en los vehículos automotores. También pueden ser utilizados como aditivo para ciertos procesos industriales o como materia prima para la obtención de otros hidrocarburos. En Venezuela los (LGN) son comercializados tanto en el mercado nacional como en el internacional, muchos de ellos se utilizan como combustible 138

139

vehicular o como materia prima para la industria petroquímica, como también otras utilizaciones. En el mercado internacional PDVSA- Gas cotiza mayormente el (C 3); (nC4) y (iC4), gasolina natural y (C5). Mientras que en el mercado interno, la comercialización de los (LGN) esta dividida en función del uso final que se le da a los mismos. Este uso puede ser como fuente energética / Combustible, como aditivo de procesos industriales, y también como materia prima para algunos .procesos industriales de gran importancia, del punto de vista económico y social.

a.- Etano ( C 2 ) El etano es un hidrocarburo alcano, que en condiciones normales de presión y temperatura es un gas, y que se recupera como líquido en los procesos de extracción y fraccionamiento. El etano es un excelente combustible su punto de ebullición se alcanza a los (-88C). Es un componente explosivo, en donde las mezclas gas /aire son explosivas. En caso de incendio debe de mantenerse frío. En su forma líquida puede ser materia prima para los procesos petroquímicos, y se utiliza para la producción de olefinas, todo esto hace establecer la necesidad de recuperar al etano en forma líquida, en vista de la gran utilidad del mismo. Utilidad del Etano (C2H6) La cadena del etileno se inicia a partir del etano recuperado del gas natural en las plantas de extracción y/o fraccionamiento, como también en las plantas criogénicas. El etano es sometido a un proceso de descomposición térmica para producir principalmente etileno, aunque también se forma hidrógeno, propano, propileno, butano, butilenos, butadieno y gasolina pirolítica. Del etileno se producen un gran número de derivados, como las diferentes clases de polietilenos cuyas características dependen del proceso de polimerización; su aplicación se encuentra en la producción de plásticos, recubrimientos, moldes, etc. Por otro lado, el etileno puede reaccionar con cloro para producir dicloroetano y posteriormente monómero de cloruro de vinilo, un componente fundamental en la industria del plástico, y otros componentes clorados de uso industrial. La oxidación del etileno produce oxido de etileno y glicoles, componentes básicos para la producción de poliéster, así como de otros componentes de gran importancia para la industria química, incluyendo las resinas PET (poli etilén tereftalato), actualmente usadas en la fabricación de botellas para refresco, medicinas, etc. El monómero de estireno, componente fundamental de la industria del plástico y el hule sintético, se produce también a partir del etileno, cuando éste se somete, primero a su reacción con benceno para producir etilbenceno y después a la deshidrogenación de este compuesto. El acetaldehído, componente básico en la producción de ácido acético y otros productos químicos, también se produce a partir del etileno

b.- Propano ( C 3 ) . El propano es el Gas Licuado de petróleo (GLP) consiste principalmente en propano, en varias mezclas. Sin embargo, para uso domestico, 139

140

comercial y vehicular, la mezcla es principalmente propano. Se produce como un derivado del gas natural, procesando este o por medio de la refinación del petróleo. Los componentes de (GLP) son gaseosos a presión y temperatura norma, estos son los combustibles que se utilizan en la actualidad en la República Bolivariana de Venezuela, como combustible doméstico.

Utilidad del Propano Este hidrocarburos es utilizado ampliamente en la producción de olefina, como por ejemplo el propileno, que se produce ya sea por  deshidrogenación del propano contenido en el (GLP), o se obtiene como subproducto en las Plantas de Etileno o en las Plantas de Descomposición Catalítica Fluida (PDCF) de refinerías, es la base para la producción de polipropileno a través de plantas de polimerización. Otro producto derivado del propileno y del amoníaco es el acrilonitrilo, de importancia fundamental en la industria de las fibras sintéticas. Del propileno se puede producir alcohol isopropílico de gran aplicación en la industria de solventes y pinturas, así como el óxido de propileno; otros derivados del propileno son el ácido acrílico, la acroleína, compuestos importantes en la industria del plástico. c.- Butano ( C 4 ) El Butano al igual que el propano son dos combustibles gaseosos que se obtienen en las refinerías de petróleo. El butano se comercializa licuado y envasado en recipientes metálicos de diferentes tamaños, desechables, que pueden ser pequeños y recargables. El butano, al igual que el propano se suministra licuado, en botellas, para lo cual los depósitos deben de estar situados,  junto a las industrias o viviendas, con el gas transportado por un camión cisterna. Como se ha indicado, el propano y el butano son gaseosos a la presión atmosférica pero, a la presión de envasado, se encuentran en estado líquido. Cuando el usuario abre la llave de salida del recipiente, disminuye la presión en el interior, se produce la vaporización de estos combustibles y fluyen por el tubo de salida. Para mantener constante la presión de salida de estos gases se intercala una válvula de regulación de presión que lleva incorporada la llave de paso. En el interior de los locales donde se utilizan estos gases hay que tomar medidas de seguridad parecidas a las adoptadas para el gas natural. La principal aplicación del butano es como combustible en hogares para la cocina y agua caliente, y en los mecheros de gas. No suele consumirse en grandes cantidades debido a sus limitaciones de transporte y almacenaje. Es casi imposible transportarlo por gasoductos, ya que por su alta temperatura de licuefacción se podría condensar en las condiciones, es por ello que se recomienda eliminar los restos de propano y butano del gas natural previo a su transporte por gasoductos, por su transporte se realiza en bombonas. El butano, actúa también en la producción de los butenos, que se producen por  deshidrogenación. Los butenos se obtienen también como subproductos en el proceso de fabricación del etileno. También se obtiene el 1,3 butadieno, que es materia prima fundamental en la industria de los elastómeros, y llantas todas clases de vehículos

140

141

Gas Licuado de Petróleo (GLP). Esta es una mezcla de hidrocarburos livianos constituidos principalmente por propano (C 3) y sus derivados, y butano (C 4) y compuestos derivados de estos, en proporciones variables y que en condiciones normales es gaseosa y al comprimirla pasa al estado líquida. Puede producirse en plantas de procesamiento de gas natural o en refinerías especialmente en plantas de ruptura catalítica. Esta mezcla también llamada Gas Licuado de Petróleo (GLP) puede ser almacenada y transportada en forma líquida bajo presión en bombonas, de uso muy variado: doméstico, industrial, químico como combustible doméstico o industrial. Se considera como materia prima para la petroquímica, con la composición indicada, o compuesta predominantemente de propileno o butilenos Con esta mezcla hay que tener ciertos cuidados, ya que este producto en estado gaseoso puede causar asfixia simple y deprimir el sistema nervioso central En estado líquido puede provocar quemaduras provocadas por congelamiento e irritación de la piel. También por contener compuestos de azufre, como mercaptanos, el cual se le adiciona como odorizante para identificar escapes, se deben tener ciertas precauciones ya que el azufre puede también ser tóxico. El Gas Licuado de Petróleo (GLP) Es un gas inflamable a temperatura ambiente y presión atmosférica, por lo tanto deben aplicarse los estándares establecidos para el diseño de todas las instalaciones para su uso y manejo tales como tanques de almacenamiento; tuberías y llenaderos. Es importante tener en cuenta que el (GLP) genera vapores desde una temperatura de (–42C), los cuales al mezclarse con el aire en proporciones entre 1,.9 y 9,.5 % en volumen, forman mezclas inflamables y explosivas, y como tiene una densidad aproximadamente de 1,8 veces mayor que la del aire, un escape puede ser muy peligroso debido a que sus vapores tiende a concentrarse en las zonas bajas y donde hay mayor riesgo de encontrar puntos de ignición tales como interruptores eléctricos, pilotos de estufas de gas, tomas de corriente eléctrica, lámparas y puntos calientes. La utilización de este componente es múltiple y variada. Al evaporarse, el (GLP) ocupa en forma gaseosa un volumen aproximado de 250 veces su volumen en forma líquida. Para el diseño de las instalaciones para el transporte y manejo de gas deben aplicarse las normas; y las reglamentaciones expedidas por los ministerios de Minas y Energía y del Medio Ambiente y demás autoridades competentes .Merecen especial y fuerte vigilancia las válvulas, conexiones y accesorios de tanques, cisternas y cilindros que se utilicen para almacenar este producto, debido a que son los puntos de mayor riesgo de escape. Así mismo, el sitio donde se ubiquen los recipientes y las instalaciones que conduzcan este producto debe tener suficiente ventilación para evitar  concentración de vapores explosivos en caso de algún escape, y que puede llegar  a ser peligroso. En general el (GLP) es una mezcla de hidrocarburos líquido, y que permanecen en estado líquido a presiones moderadas y temperatura ambiente, y puede en cuanto a su uso subdividirse en: 141

142

1.- GLP Doméstico. Este es comercializado tanto a granel como en bombonas y su precio esta sujeto al marco regulado, y. Puede utilizarse en forma doméstica para la cocción de alimentos o calentamiento de agua 2.- GLP Comercial/Industrial. Este es una mezcla, que se utiliza como fuente de energía, la cual es comercializado a granel y su precio es determinado por la libre competencia. Su uso industrial es como combustible en hornos, secadores y calderas de diferentes tipos de industrias. También en motores de combustión interna y en turbinas de gas para generación de energía eléctrica. 3.- GLP Automotor . Aquí el (GLP) es comercializado a granel y su precio de venta esta referenciado al precio de la gasolina de 87 octanos. Este es uno de los combustibles que hay que tratar de comercializar en muchos países, ya que se evita la contaminación ambiental. El propano y butano, junto con otros gases, también se producen durante la refinación de petróleo. El propano se usa tanto en vehículos livianos como pesados. El Propano ha sido usado como un combustible automotor por más de 60 años. Los vehículos impulsados con propano emiten en la combustión menos carbón al compararlos con los que utilizan diesel y gasolina.

Poder Calorífico del (GLP) Para el caso de los (GLP), el poder calorífico se expresa en peso en kilogramos o libras, según sea el sistema de unidades, en el cual se este trabajando, el cual debe de ser ampliamente definido, para evitar  errores, debido al mal uso de la unidades, de un determinado sistema, aunque los factores de conversión permite cambiar de un sistema a otros sin mayores dificultades, haciendo más fácil la interpretación de los datos, tal como el poder o valor calorífico es de suma importancia, en vista que este parámetro es el que se utiliza para vender los fluidos, ya que con el valor calorífico se sabe la capacidad del gas del fluido en términos de energía térmica. En el caso de encontrarse asociados al gas natural, los (GLP), y por tratarse de componentes con menor presión de vapor y puntos de ebullición más altos, tienen el riesgo de que permanezcan en fase líquida en las redes de distribución. Por lo tanto, antes de trasportar el gas natural, se realiza un proceso de destilación fraccionada, para separar el metano del resto de hidrocarburos que llevan asociados, y que fundamentalmente van desde el etano y pentanos. El (GLP) comercial tiene un 80% de propano y un máximo del 20% de butano. Por su parte, lo que se vende bajo la denominación de butano es un líquido que consta de un mínimo del 80% en butano y un máximo del 20% propano. Las proporciones pueden variar en función de la aplicación a vaya ser expuesto el fluido. A presión de 1 atm y temperatura de 20 C el (GLP) se encuentra en estado gaseoso. Para obtener líquido a presión atmosférica, la temperatura del butano debe ser inferior a (-0,5C) y la del propano a (-42,2)C). En cambio, para obtener  líquido a temperatura ambiente, se debe someter al (GLP) a presión. Para el butano, la presión debe ser de más de 2 atmósferas. Para el propano, la presión 142

143

debe ser de más de 8 atmósferas, cantidad que es equivalente en e sistema británico a 118 (lpca) Un litro de líquido se transforma en 272,6 litros de gas para el propano y 237,8 litros de gas para el butano. En su estado puro, tanto el butano como el propano son inodoros, es por ello para hacerlos más detectable se le añade mercaptanos, para detectar una fuga, por ejemplo. Para el caso del propano comercial el poder  calorífico neto (PCN) alcanza un valor de 11.082 (Kcal/kg), mientras que el total (PCT) tiene un valor de 12.052 (Kcal/kg). Para el Butano comercial el (PCN) es 10.938 (Kcal/kg), mientras que el (PCT) alcanza un valor de 11.867 (Kcal/kg).. En forma aproximada 1 kg de propano proporciona una energía similar a la otorgada por 1,24 (m2) de gas natural. El poder calorífico, para el propano se sustenta en la siguiente reacción: C3H8(g) + 502(g)+18,55  N 2 ⇒3C02(g) + 4H2 0(g) +18,55 (165)

 N 2

La reacción se fundamenta en que la combustión se realiza com aire ideal, donde uma libra mol de Oxigeno equivale a 3,71 libramol de Nitrógeno, y la reacción de combustión del propano indica que una lbmol de (C 3H8) producen 3 lbmol de (C0 2) y 4 lbmol de (H 20). La reacción de combustión del butano es: C 4 H 10

+ 6,50 2 + 24 ,12 N 2 ⇒ 4C 0 2 + 5 H 2 0 + 24 ,12 N 2

(166)

Luego una libramos de butano produce 4 libramol de dióxido de carbono y 5 libramol de agua, además que ambos lados de la reacción hay 24,12 libramol de Nitrógeno. El poder calorífico expresado en (Kcal /kg) se puede expresar en: ( PCN  )(C 3 )

=

( PCN  )( C 3 )

=

11082 ( Kcal  ) x1( BTU  ) x1(kg ) (kg ) x0,252 ( Kcal  ) x 2,205 (lb)

 BTU    = 19944        lb  

22000 ( Kcal  ) x( BTU  ) x(m 3 ) 3

3

(m ) x0,252 ( Kcal  ) x35 ,315 ( pie )

  = 2472  BTU 3   pie

(167)

       

(168) Tanto el propano como el butano no son tóxicos, aunque al ser mas pesados que el aire tienden a desplazarlo y pueden provocar la muerte por asfixia al impedir  que el aire llegue a los pulmones y oxigene la sangre. El (GLP) en muchos países es un combustible integrado por una mezcla esencialmente de propano ( C 3 ) , cuya composición es de alrededor de 39 a 61% V/V. Las fuentes de obtención son en las refinerías y plantas de proceso del gas natural. Hay que hacer notar, que hay países, como por ejemplo Estados Unidos de Norteamérica y Canadá, que llaman Gas Licuado de Petróleo al combustible constituido con casi un 100% de propano, combustible que se considera de alto valor, por lo que es separado de la corriente de líquidos y se emplean como materia prima para sintetizar 

143

144

componentes de alto octanaje, que se utilizan en la formulación de la gasolina comercial, que debe de tener los componente, según lo indica la norma. d.- Gasolina Natural. Es una mezcla de hidrocarburos formados básicamente por  Pentano ( C 5 H 12 ) , Hexano ( C 6 H 14 ) y Heptano ( C 7 H 14 ) . La gasolina natural se utiliza para mezclar la gasolina que se produce en las refinerías o con el petróleo para mejorar la densidad de este producto aumentando su valor comercial. La gasolina natural constituye el producto resultante del fraccionamiento del de los líquidos del gas natural. Se sabe que la gasolina natural proveniente de la destilación primaria no llena las especificaciones de octanaje requeridas por los automóviles, por lo que es un reto aumentar el índice de octano en la gasolina La gasolina natural (GN) es un producto de bajo peso específico, separado del gas húmedo en forma de vapor; condensado. La gasolina natural se obtiene por  absorción con carbón vegetal, compresión y absorción en un aceite mineral se puede llegar a recuperar 700 litros de gasolina natural, por cada 1000 metros cúbicos de gas natural procesados (700 L/1000 m 3). La (GN) es en general un compuesto constituido por una mezcla de hidrocarburos de composición desde el Pentano (C5) hasta el Heptanos y compuestos más pesados (C7+), estos permanecen en estado líquido a presión y temperatura atmosférica. En general se puede señalar que la gasolina natural es una mezcla de hidrocarburos líquidos conformada por compuesto que contienen entre cinco y nueve carbonos, se produce a través de varios procesos de destilación fraccionada del petróleo, la condensación o la adsorción de gas natural, la descomposición térmica o catalítica del petróleo o sus fracciones, la hidrogenación del gasógeno o carbón, o a través de la polimerización de hidrocarburos de bajo peso molecular. Algunos gases naturales contienen un porcentaje de gasolina natural que puede recuperarse mediante condensación y adsorción. El proceso más habitual para la extracción de este componente consiste en hacer pasar el gas extraído del pozo a través de una serie de torres que contienen un aceite ligero denominado aceite de paja. El aceite absorbe la gasolina, que se destila posteriormente. Otros procesos implican la adsorción de la gasolina con alúmina activada, carbono activado o gel de sílice. La gasolina es una, mezcla de los hidrocarburos líquidos ligeros que se usa como combustible en motores de combustión interna. Se produce a través de varios procesos: la destilación fraccionada del petróleo, la condensación o la adsorción de gas natural, la descomposición térmica o catalítica del petróleo o sus fracciones, la hidrogenación de gasógeno o carbón, o a través de la polimerización de hidrocarburos de bajo peso molecular. La gasolina natural constituye el producto resultante del fraccionamiento del gas, se considera una mezcla altamente volátil de hidrocarburos de Propano y más pesados ( C 3+ ) , que forman parte de los líquidos del gas natural. La gasolina natural es una buena fuente de materia prima para la petroquímica, ya que se utiliza en la producción de 144

145

Isobutano e Isopentano que son materias primas para el proceso de alquilación, también puede ser utilizada en otros procesos industriales, además de su utilización como combustible.

e.- Gasolina de Destilación Cuando la gasolina se produce a través de la destilación directa del petróleo bruto, se habla de gasolina de destilación. Ésta se destila normalmente de forma continua en una torre de fraccionamiento, que separa las partes del petróleo que se mezclan para fabricar gasolina. Las fracciones del petróleo que tienen puntos de fusión más altos se utilizan para fabricar otros productos, como el queroseno, el gasóleo, el aceite lubricante y las grasas. Las partes del petróleo utilizadas en la gasolina hierven y destilan en una gama de temperaturas entre los 38 y los 205C Según el tipo de petróleo, la cantidad producida de gasolina durante este proceso puede ser de un 1 a un 50%. La gasolina de destilación constituye hoy una pequeña parte de los derivados del petróleo, dado que se obtienen mejores resultados con los procesos de craqueo Si la gasolina obtenida en la destilación atmosférica se usara como tal, estaría desajustada con las necesidades de los automotores, por lo tanto no se puede utilizar en forma directa. Nafta Las naftas son una mezcla de hidrocarburos que se encuentran refinados parcialmente, se obtienen en la parte superior de la torre de destilación atmosférica. Por lo general, las refinerías producen tipos de naftas: liviana y pesada, en las cuales ambas se diferencian por el rango de destilación el cual después es utilizado para la producción de diferentes tipos de gasolinas. Las naftas son altamente inflamables por lo cual su manejo y su almacenamiento requieren de un proceso extremadamente cuidadoso y especial. Las naftas también son utilizadas en los espacios agrícolas como solventes, tienen uso en la industria de pinturas y en la producción de solventes específicos, lo que hace que su utilidad sea muy variada. En algunos países, como por ejemplo Argentina y Uruguay la gasolina se conoce como nafta, la cual es una mezcla de hidrocarburos derivados del petróleo, y se utiliza como combustible en motores de combustión interna y, por lo general se obtiene del petróleo en una refinería, mientras que la gasolina se obtiene a partir  de la nafta de destilación directa, que es la fracción líquida más ligera del petróleo La nafta también se obtiene a partir de la conversión de fracciones pesadas del petróleo (gasoil de vacío) en unidades de proceso denominadas (FCC) (craqueo catalítico fluidizado) o hidrocráquer. Normalmente se considera nafta a la fracción del petróleo cuyo punto de ebullición se encuentra aproximadamente entre 28 y 175 C (umbral que varía en función de las necesidades comerciales de la refinería). A su vez, este subproducto se subdivide en nafta ligera (hasta unos 100 C) y nafta pesada (el resto)

La Nafta Ligera: La nafta ligera es uno de los componentes de la gasolina, con unos números de octano en torno a 70.

145

146

La Nafta Pesada. La nafta pesada no tiene la calidad suficiente como para ser  utilizada para ese fin, y su destino es la transformación mediante reformador  catalítico, proceso químico por el cual se obtiene también hidrógeno, a la vez que se aumenta el octanaje de dicha nafta. La gasolina de alto grado: Esta gasolina se consigue mediante un proceso conocido como hidrofinado, es decir, la hidrogenación de petróleo refinado a alta presión y con un catalizador, como por ejemplo el óxido de molibdeno. El hidrofinado no sólo convierte el petróleo de bajo valor en gasolina de mayor valor, sino que al mismo tiempo purifica químicamente el producto eliminando elementos no deseados, como el azufre. El gasógeno, el carbón y el alquitrán de hulla pueden también hidrogenarse para producir gasolina. Es recomendable utilizar en los motores de alta compresión una gasolina que se queme de manera uniforme y total para prevenir las detonaciones, que son los sonidos y los daños causados por la ignición prematura de una parte del combustible y del aire en la cámara de combustión. Las propiedades antidetonantes de este combustible están relacionadas directamente con su eficiencia y dependen del índice de octano. Gasolina Comercial: La gasolina que se compra en las gasolineras se hace mezclando gasolina natural con diferentes porcentajes de gasolina proveniente de los procesos de polimerización, alquilación, isomerización, reformación y desintegración. A estas mezclas se les determina su octanaje, y se les agrega una serie de aditivos antes de venderlas al público. En la actualidad se pueden hacer  mezclas de gasolinas con índices de octano de hasta de 110. Esto se logra agregando a la mezcla de gasolina un compuesto llamado antidetonantes. El compuesto de este tipo más común es el Tetraetilo de Plomo (TEP), el cual impide que la gasolina "explote" dentro de los cilindros del motor con demasiada rapidez. Además permite usar en las mezclas mayor cantidad de gasolina de menor  calidad, como es la gasolina natural (40-60 octanos), y alcanzar de todos modos los octanajes requeridos por las gasolinas comerciales, por lo tanto su utilidad tiene una gran grama. Conclusión sobre los Tipos de Gasolinas : En términos generales se puede establecer una especie de conclusión de los siguientes puntos: a.- Las gasolinas son los primeros combustibles líquidos que se obtienen del fraccionamiento del petróleo b.- En vista que la gasolina esta compuesta por una gran diversidad de componentes y con muchas ramificaciones, que son los que aumentan el octanaje, por ejemplo: De C 5 a C9 predominan las 2 metilisómero (CH 3) como sustituyentes. Como cicloparafinas; y en cuanto a los compuestos ciclobencénicos, están el tolueno, dimetil benceno, xilenos. c.- Según la procedencia del crudo de petróleo, las fracciones de gasolina pueden variar la composición (ramificación de los compuestos). Existen, sin embargo, una serie de reglas generales. Dentro de una fracción gasolina, los 5 tipos de 146

147

componentes que pueden estar presentes son: Parafinas normales o ramificadas Ciclopentano; Ciclohexano; Benceno y sus derivados. Dentro de una clase de gasolinas, la cantidad relativa de los compuestos individuales son de la misma magnitud La relación entre el contenido en parafinas normales y ramificadas suele tener un valor constante d.- Clasificación Respecto a su procedencia: Existen 3 clases de gasolinas: 1.- Gasolinas Naturales, que son aquellas que se produce por separación del gas natural o gas de cabeza de pozo. La composición de esta gasolina varía con respecto al gas natural que lo acompaña. El contenido en hidrocarburos es más bajo que la gasolina de destilación 2.- Gasolinas de Destilación Directa Es la fracción que se obtiene al destilar el crudo de petróleo a presión atmosférica. No contiene hidrocarbonados no saturados de moléculas complejas aromático-nafténicas, puesto que presentan puntos de ebullición más altos que el límite superior del intervalo de ebullición de la gasolina 3.- Gasolina de Refinado Esta sale a partir de una fracción de corte alto que se somete a otro proceso de refinado, el que se rompen las moléculas más grandes en otras más pequeñas, obteniendo así moléculas que entran dentro de la fracción gasolina. La composición ya no va a ser tan homogénea con en las dos anteriores, y va a depender de la composición inicial y del proceso utilizado e.- Clasificación Respecto a su utilización: Según su utilización las gasolinas se dividen en: 1.- Gasolina de Automoción. Estas se emplean en los motores de automóviles 2.- Gasolina de Aviación La gasolina empleada debe poseer dos características muy importantes: combustibilidad en el aire y volatilidad Para asegurar la volatilidad hay que tener  en cuenta las propiedades y composición del combustible, diseño del motor y materiales con los que está fabricado. La eficaz utilización de un combustible en un motor depende del diseño del motor (para que haya un mayor rendimiento), de la preparación del combustible para que el motor tenga mayor potencia y rendimiento. Para que esto se cumpla la gasolina que sale directamente de la destilación no tiene estos requisitos, por lo que necesita un tratamiento posterior  para que se cumplan esos objetivos. Se deben añadir aditivos y otros elementos. La combustión de una gasolina es como la de cualquier combustible líquido, en la cual se va a generar calor y desprender gran cantidad de energía.

147

148

La volatilidad se estudia de acuerdo a la curva de destilación La volatilidad de una gasolina se defina como la tendencia a pasar a fase vapor en una condiciones determinadas. Para una gasolina concreta interesa conocer. El Punto Inicial de Ebullición (PIE), y el Punto Final de Ebullición (PFE): Al inicio la obtención de gasolina de calidad era cuestión de suerte. La naturaleza proporcionaba los ingredientes necesarios, los cuales casi siempre eran parafinas conformados por hidrocarburos lineales y cíclicos), pero diluidos con otros componentes contenidos en el petróleo crudo. En la actualidad la gasolina es un producto hecho por el hombre, o sea que es sintética. Las principales razones son: 1.- Los crudos tienen un máximo de 25 a 30% de gasolina natural y los índices de octanos alcanzan valores de entre 40 y 60, por lo tanto demasiados bajos para ser  utilizados en los motores de combustión interna modernos, desde luego esto es una causal de la estructura molecular de los hidrocarburos que la conforman, que la hacen tener ese comportamiento. 2.-La cantidad de gasolina natural contenida en los crudos es insuficiente, para satisfacer la gran demanda provocada por los cientos de millones de vehículos, que circulan diariamente por las carreteras y calles del mundo Estas razones crearon el reto para los científicos, que era ¿Cómo remodelar las moléculas para producir más y mejores gasolinas? Pero había algo importante, a medida que se hacían mejores gasolinas, simultáneamente los diseñadores de automóviles aumentaban la compresión de los motores elevando así su potencia, por lo que era necesario producir una gasolina con un alto octanaje. Lo que la gasolina natural proveniente de la destilación primaria no llena las especificaciones de octanaje requeridas para la combustión interna de los motores de automóviles. Entonces la pregunta es ¿Que hacer para aumentar el índice de octano en la gasolina? Si se sabe que la fracción que contiene de cinco a nueve átomos de carbono en el petróleo crudo es insuficiente para satisfacer las demandas de gasolina

El Índice de Octanos: Este índice indica el rendimiento de un combustible cualquiera comparándolo con el de un combustible que contiene un porcentaje determinado de isooctano (2,2,4-trimetilpentano) y heptano. Cuanto mayor sea este índice, menor es la probabilidad de que el combustible produzca detonaciones. La gasolina obtenida mediante craqueo tiene mejores propiedades antidetonantes que la de destilación, y cualquier gasolina puede mejorarse mediante la adición de sustancias como el tetraetilplomo. Sin embargo, desde que se descubrió que las emisiones de plomo de muchas gasolinas son peligrosas (entre otros efectos, producen el incremento de la presión sanguínea) se ha intensificado la investigación de nuevas formas de reducir su detonación Determinación del Octanaje de la Gasolina El significado del octanaje en una gasolina se remonta hasta hace más de 50 años atrás, cuando se descubrió que,

148

149

de todos los compuestos que forman la gasolina, como el Heptano Normal ( nC 7 ) es el que provoca la peor detonación. Por lo tanto se le asignó un valor de cero en la escala correspondiente. Luego se determinó que el compuesto que detonaba menos era de ocho átomos de carbono, formando una cadena ramificada llamada Isooctano ( iC 8 ) , a este compuesto se le dio un valor de 100, y así nacieron los índices de octano u octanajes de las gasolinas. La determinación de los octanajes en forma práctica de las gasolinas, se realizan con unos aparatos especiales para medir las detonaciones que provocan, las gasolinas utilizadas como combustible El resultado se compara con mezclas de Heptano e Isooctano hasta encontrar  aquella mezcla que produzca un efecto semejante. Por ejemplo si una gasolina tiene características detonantes parecidas a las de una mezcla conformada por un 90% de Isooctano y 10% de Heptano normal, entonces se le asigna a esa mezcla un índice de octano de 90.

El Octanaje Es la medida de la tendencia de la gasolina a la detonación (sonido metálico que se percibe acompañado de recalentamiento, pérdida de potencia). El octanaje sirve para clasificar  las gasolinas. Para medirlo se usa un motor de dimensiones especificadas, monocilíndrico, en el que se puede variar su relación de compresión. La escala empleada para la medida del octanaje es totalmente arbitraria pero con dos puntos de referencia: Comportamiento del hepteno: índice o Comportamiento del iso-octano: índice 100, y con ello se determina el índice de octanos de cualquier compuestos Hay que decir que el número de octano no está en proporción con el funcionamiento del motor. El número de octano que va a presentar una gasolina dependerá de la naturaleza y del tipo de cadena que tengan los hidrocarburos. Conviene hidrocarburos con cadenas ramificadas, porque dan mejor número de octano. Mejoramiento de la Gasolina . La obtención de gasolina de calidad era cuestión de suerte. La naturaleza proporcionaba los ingredientes, casi siempre parafinas (hidrocarburos lineales y cíclicos), pero diluidos con otros componentes contenidos en el petróleo crudo. La gran cantidad de crudos petroleros, que se obtienen en los yacimientos, y a partir de los cuales por destilación fraccionada se obtiene la gasolina, sus componentes tienen entre cinco (5) y nueve (9) átomos de Carbono (C). Es posible que hayan en el crudo compuestos que tengan esta misma cantidad de átomos de carbono, pero sus moléculas están en forma lineal en vez de ramificada. Los crudos tienen un máximo de 25-30% de gasolina natural con índice de octanos de 40 a 60, por lo que son demasiados bajos para ser utilizados en los motores modernos de combustión interna. El bajo octanaje, se debe fundamentalmente a la estructura molecular de los hidrocarburos que conforman los crudos. Además que la gasolina primaria o natural contenida en los crudos es insuficiente para satisfacer la gran demanda provocada por el desmedido incrementos de los vehículos motorizados. Las razones mencionadas crearon el reto para los científicos: cómo remodelar las moléculas para producir más y mejores gasolinas, pero desde luego esto no es

149

150

nada fácil, ya que se necesitaba un índice de octanos mayor, si se supone, por  ejemplo que de un barril de 159 litros de petróleo crudo se logra separar 50 litros de gasolina cuyos componentes tienen de cinco a nueve átomos de carbono, e donde los 109 litros restantes de crudo existen algunos hidrocarburos que no son apropiados para usarlos como gasolina, sea porque su composición no cuenta con suficientes átomos de carbono por molécula, tienen demasiados, como también pueden haber moléculas que cumplan con los átomos de carbono requeridos ,pero sus moléculas están en forma lineal en vez de ramificada, por lo tanto no son adecuadas para la producción de gasolina. Se puede pensar que si hay moléculas con más átomos de carbono de los que se necesita, hay que romper las cadenas que unen los átomos de carbono para obtener moléculas con menos átomos de carbono, cuyo número de carbono sea de cinco a nueve. Ahora si las moléculas tienen menos átomos de carbono de los que lo requerido, entonces es necesario unir dos, tres o más de ellas entre sí, para agrandarlas hasta conseguir el tamaño deseado. Para lograr esto, los científicos debieron de trabajar conjuntamente para desarrollar las tecnologías requeridas, lo cual por lo general se hace en las refinerías. Para hacer más y mejor gasolina, se cuenta con los procesos de Desintegración Térmica y Desintegración Catalítica La primera de estas técnicas utiliza básicamente temperatura y presión alta para romper las moléculas. Los hidrocarburos que produce se caracterizan por tener dobles enlaces CarbonoCarbono en sus moléculas, a las cuales se les llama olefinas y son muy reactivas. Cuando tienen de cinco a nueve átomos de carbono y se incorporan a las gasolinas ayudan a subir el índice de octano, pero las olefinas, tienen el inconveniente de ser muy reactivas; al polimerizarse, forman gomas que perjudican los motores. Por lo tanto en las mezclas de gasolinas en donde se usan fracciones con alto contenido de olefinas es necesario agregar aditivos que inhiban la formación de gomas. Los procesos de desintegración térmica se usan principalmente para hacer  olefinas ligeras. Es decir con dos carbonos (Etileno), tres carbonos (Propileno) y cuatro carbonos (Butenos), esto cuando en la molécula existe un solo doble enlace y cuando existen dos dobles enlaces, y cuatro carbonos, en este caso el compuesto se denomina Butadieno, ahora cuando tiene un dobles enlaces y cinco carbonos se obtiene el centeno, y si tiene dos dobles enlaces y cinco carbono se obtiene se denomina isopreno. Las fracciones del petróleo que sirven de materia prima pueden ser desde gasolinas pesadas hasta gasóleos pesados. En estos casos siempre se obtienen as llamadas gasolinas de desintegración. Los procesos de desintegración catalítica, también usan temperaturas y presión para romper las moléculas, pero son menores que en el caso anterior, ya que aquí entran en función los catalizadores. Los catalizadores, también actúan como "directores" haciendo que las moléculas se rompan de cierta manera; los pedazos se unen y forman un determinado tipo de hidrocarburos. Por, ejemplo, a través de este técnica se 150

151

permite que el Hexadecano ( C 16 H 34 ) puede romperse para formar un par de moléculas con 8 átomos de carbono cada una ( C 8 H 18 + C 8 H 16 ) Es decir Octano + Octeno) El Octeno es un hidrocarburo 0lefínico, es decir, que tiene dos átomos de hidrógeno menos que el octano, que es un hidrocarburo parafínico, por el hecho de tener menos hidrógeno tiene diferentes propiedades físicas y químicas. Los procesos de desintegración catalítica para obtener las gasolinas de alto octano usan como carga los gasóleos, o sea la fracción que contienen de 14 a 20 átomos de carbono en sus moléculas. Las gasolinas obtenidas por desintegración catalítica, y en particular las fracciones ligeras, contienen hidrocarburos altamente ramificados, tanto parafínicos como olefínicos Estas ramificaciones en las moléculas contenidas en la fracción de la gasolina le imparten un alto índice de octano Además de la gasolina también se produce bastante gas, como el isobutano (cuatro átomos de carbono ramificados), y una elevada cantidad de etileno, propileno y butenos. Otros combustibles que se forman son el diesel, la Querosina y otros productos más pesados, que también son de utilidad para la industria y sus derivados. Las olefinas gaseosas antes mencionadas forman la materia prima para hacer  más gasolina. Como tienen dos, tres y cuatro átomos de carbono, está claro que para obtener productos de cinco a nueve carbonos será necesario unir las moléculas. En las refinerías existen dos tipos de procesos para llevar a cabo este tipo de reacciones. Uno es la polimerización. Este proceso también usa catalizadores para la obtención de gasolina. Al combustible que resulta se le llama gasolina polimerizada. El otro proceso de síntesis que usa los gases de las desintegradoras es el llamado proceso de alquilación. Es una reacción química de una olefina con una parafina ramificada, en presencia de un catalizador. El producto resultante tendrá también ramificaciones; es decir, los carbonos no estarán en una sola línea. En este proceso se hacen reaccionar las olefinas como el etileno, el propileno y los butenos, con el isobutano, que es un hidrocarburo parafínico ramificado con cuatro carbonos en su molécula. Al producto obtenido en el proceso anterior se le llama gasolina alquilada. Su alto índice de octano se debe principalmente a las múltiples ramificaciones de los hidrocarburos que lo forman. Por lo general esta gasolina también se usa para hacer gasavión, que es el combustible que emplean las avionetas que tienen motores de pistón.

Procesos para mejorar la gasolina natural . Esta está compuesta por el número adecuado de carbonos, pero la forma en que están colocados dentro de la molécula no le confiere un buen octanaje. Para mejorar la calidad de esta gasolina existen dos tipos de procesos en las refinerías a.- La isomerización Aquí los hidrocarburos lineales de los que está compuesta la gasolina natural se ramifican, lo que permite que se incremente su octanaje. Así 151

152

sucede, por ejemplo, con el Heptano Normal, que tiene siete átomos de carbono formando una cadena lineal, y su índice de octano es de cero. Pero si se isomera, se hace altamente ramificado y se obtiene el Isoheptano, que tiene 110 de octano. La isomerización requiere del uso de catalizadores, para llevar a cabo el proceso.

b.- La reformación. En este proceso no sólo favorece la ramificación de los hidrocarburos como en el caso de isomerización, sino que también les permite ciclizarse, formando anillos de seis átomos de carbono, y después perder átomos de hidrógeno dando los hidrocarburos cíclicos llamados aromáticos. Estos hidrocarburos aromáticos le imparten un alto índice de octano a la gasolina reformada. La reformación requiere del uso de catalizadores para realizar en forma completa el proceso. Gasolina Comercial: La gasolina que se compra en las gasolineras se hace mezclando gasolina natural con diferentes porcentajes de gasolina proveniente de los procesos de polimerización, alquilación, isomerización, reformación y desintegración. A estas mezclas se les determina su octanaje, y se les agrega una serie de aditivos antes de venderlas al público. En la actualidad se pueden hacer  mezclas de gasolinas con índices de octano de hasta de 110. Esto se logra agregando a la mezcla de gasolina un compuesto llamado antidetonantes. El compuesto de este tipo más común es el Tetraetilo de Plomo (TEP), el cual impide que la gasolina "explote" dentro de los cilindros del motor con demasiada rapidez. Además permite usar en las mezclas mayor cantidad de gasolina de menor  calidad, como es la gasolina natural (40-60 octanos), y alcanzar de todos modos los octanajes requeridos por las gasolinas comerciales. La cantidad óptima de (TEP) que se usa en las mezclas de gasolinas es de tres mililitros por cada galón .EL (TEP) sube más el octanaje de las mezclas cuando éstas contienen mayor cantidad de hidrocarburos ramificados, por ejemplo las gasolinas de la isomerizadora y los de la alquiladora. Sin embargo, cuando las mezclas tienen un alto contenido de olefinas, como las de la polimerizadora, o tienen demasiados compuestos de azufre, la susceptibilidad al (TEP) disminuye. Las gasolinas con plomo, como se les llama a aquellas que contienen (TEP), resultan más baratas que las que no lo llevan. Esto se debe a que el contenido de gasolina natural es mayor en este caso. Además, tres mililitros por galón de TEP consiguen en algunos casos elevar el octanaje de las gasolinas hasta en 20 octanos. Por ejemplo si una mezcla de gasolina con un índice de octano de 60, al agregarle el (TEP) puede llegar a tener un octanaje de 80. Si la mezcla original tenía 90 de octano, con el aditivo puede subir hasta 110. El principal problema que se presenta con el uso del (TEP) como antidetonante estriba en el hecho de que el plomo se elimina con los gases de combustión que salen de los automóviles, causando un problema grave de contaminación ambiental debido a su toxicidad. Según el país, se dispone por lo general de dos o tres tipos diferentes de gasolina comercial para cubrir las distintas especificaciones de los vehículos. La calidad de

152

153

la gasolina se determina a través de la presión de vapor Reid, esta es una presión de vapor que se determina a 100F. Presión de Vapor Reid: Es una medida de la tendencia de los componentes más volátiles a evaporarse. El valor máximo consta de 80 Kpa y evita la formación de bolsas de vapor en el sistema que transporta el combustible impidiendo su flujo normal.

Tapón de Vapor : Es la tendencia que tiene una gasolina de aviación para evaporarse en exceso en las tuberías del sistema de combustible. La formación de burbujas de gas en la gasolina dificultad o hace imposible el funcionamiento normal del motor. Las burbujas ocupan en el sistema de carburación mayor  volumen que en estado líquido disminuyendo la cantidad de combustible que pasa al cilindro. La tendencia de un combustible a formar tapones de vapor se relaciona mediante el la Presión de Vapor Reid (PVR). En aviación no solo se controla el valor máximo de vapor reid, sino, también en mínimo. El valor mínimo es 0,38 (kg/cm2) a una presión de 5,5 lpca, y se controla para facilitar la puesta en marcha del motor y un periodo de calentamiento corto. Pero más importante aún es el hecho de asegurar que la presión de vapor mínima sea superior a la que pueda existir un vuelo en los depósitos y las tuberías del avión. En el momento en que la presión en los depósitos sea inferior a la (PVR) la gasolina empieza a evaporarse, con el riesgo de obstaculizar las canalizaciones del sistema de combustible. Una situación de este tipo produce al aumentar la altura de vuelo, por el descenso de la presión atmosférica. Si el techo de servicio del avión es alto es necesario presurizar los depósitos de combustible. El valor máximo de la (PVR) para la gasolina de aviación es 0,5 kg/cm 2, que equivale a 7 lpca, para controlar el exceso de volatilidad en las tuberías de combustible. Conviene tener en cuenta lo siguiente: Aunque la gasolina para aviación se suministra con un valor de PVR mínima en torno a 0,4 kg/cm 2, es cierto que la presión de vapor real puede ser menor cuando se transfiere a los depósitos del avión. Basta, para ello que las cisternas que contienen la gasolina hayan estado expuestas al sol, en verano, o que el avión haya permanecido estacionado durante bastante tiempo, con los depósitos vacíos La PVR de la gasolina disminuye cuando el avión con los depósitos llenos, se expone al sol por algún tiempo. Un exceso muy rápido puede vaporizar una gran cantidad de combustible en los depósitos.

La Volatilidad: Es la tendencia que tiene una sustancia para vaporizarse. Puesta que la gasolina es una mezcla de distintas fracciones de hidrocarburos, no se puede hablar de un valor único de volatilidad, sino de porcentajes de gasolina que Se evapora a temperaturas distintas, en términos generales se puede señalar que la volatilidad es la propiedad más importantes de las gasolinas de aviación, es por  ello que la puesta en marcha del motor y aceleración dependen de la volatilidad de la gasolina. Los ensayos permiten relacionar el comportamiento del motor con la temperatura de evaporación de la gasolina. Las relaciones más importantes se 153

154

establecen a través de las curvas de destilación del combustible, la cual señala el porcentaje de combustible que se evapora a temperaturas determinadas. En este sentido son importantes tres valores numéricos. La volatilidad de la gasolina se determina en forma gráfica, donde se tiene los siguientes puntos:

Punto 10%. Se llama así a la zona de la curva de destilación situada entre 0 y el 10%. El porcentaje de gasolina que se evapora a temperatura ambiente es este tramo determina las características de puesta en marcha del motor. Para que el motor tenga fácil arranque y buen proceso inicial de calentamiento s necesario que exista una cantidad suficiente de gasolina vaporizada a temperaturas relativamente bajas, por lo que deben haber componentes en la gasolina que pasen a la forma de vapor a temperatura ambiente Punto 50%: Este punto intermedio relaciona la característica de aceleración del motor a la temperatura normal de trabajo. La buena aceleración del motor precisa suficiente cantidad de gasolina en forma de vapor, pero además es necesario también que la distribución de la misma en el cilindro sea lo más uniforme posible. Esta circunstancia es muy difícil de lograr si la masa principal de la gasolina se evapora tardíamente. La razón es que habría núcleos de combustible en estado líquido, de gran inercia y desigual distribución en la cámara. Punto 90%. Este punto viene a determinar que la totalidad de la gasolina ha pasado a la fase gaseosa en el cilindro, a una temperatura moderada. Las Curvas de Destilación se relacionan con la composición de la gasolina, su volatilidad y su presión de vapor. La curva indica la temperatura a la cual se evapora un porcentaje determinado de gasolina, tomando una muestra de referencia. Presión de Vapor: Esta es la presión a la cual un líquido hierve. Además para poder entender muchos fenómenos que suceden en la vida diaria hay que conocer  lo que es la presión de vapor. Todos los líquidos están constituidos por moléculas, las cuales están en constante movimiento al azar en todas las direcciones. Este movimiento errático, provoca choques entre las moléculas, len estos choques intercambian energía. Este constante choque e intercambio de energía, hace que algunas moléculas puedan alcanzar velocidades, que si están cerca de la superficie puedan saltar del líquido al espacio cerrado exterior como gases. A este proceso se le llama evaporación, de tal forma que a medida que hayan más moléculas que pasen al estado gaseoso, la presión dentro del espacio cerrado sobre el líquido aumente, este aumento no es definido, y hay un valor de presión para el cual por cada moléculas que lo logra escapar del líquido necesariamente regresa una de las moléculas de las gaseosas, por lo que se establece un equilibrio y la presión no sigue subiendo. Esta presión se conoce como Presión de Vapor Saturado, la cual de pende de dos factores: Naturaleza del líquido y la temperatura

154

155

Influencia de la Naturaleza del Líquido El valor de la presión de vapor saturado de un líquido, da una idea clara de su volatilidad, los líquidos mas volátiles tienen una presión de vapor saturado mas alta, por lo que este tipo de líquidos, confinados en un recipiente cerrado, mantendrán a la misma temperatura, un presión mayor que otros menos volátiles. Eso explica porqué, a temperatura ambiente en verano, cuando se destapa un recipiente con gasolina, se nota que hay una presión considerable en el interior, mientras que si el líquido es por  ejemplo; agua, cuya presión de vapor saturado es más baja, apenas lo notamos cuando se destapa el recipiente. Influencia de la temperatura: La presión de vapor de saturación crece con el aumento de la temperatura, de esta forma si se coloca un líquido poco volátil como el agua en un recipiente y se calienta, se obtendrá el mismo efecto del punto anterior, es decir una presión notable al destaparlo. La relación entre la temperatura y la presión de vapor saturado de las sustancias, no es una línea recta, en otras palabras, si se duplica la temperatura, no necesariamente se duplicará la presión, pero si se cumplirá siempre, que para cada valor de temperatura, habrá un valor fijo de presión de vapor saturado para cada líquido. La explicación de este fenómeno puede se basa en el aumento de energía de la moléculas al calentarse. Cuando un líquido se calienta, estamos suministrándole energía. Esta energía se traduce en aumento de velocidad de las moléculas que lo componen, lo que a su vez significa, que los choques entre ellas serán más frecuentes y violentos, luego la cantidad de moléculas que alcanzan velocidad para pasar a la fase gaseosa será mucho mayor, y será mayor con la presión. El efecto de la presión de vapor permite también explicar el punto de ebullición, ya que si para cada valor de temperatura se establece un equilibrio líquido – vapor  entre las moléculas que abandonan el líquido desde su superficie como gases y Regresan a el para dar un valor de presión, se cumple de igual modo aunque la naturaleza del gas que esta estableciendo la presión sea otro diferente a los vapores del propio líquido. Si se supone que se tiene un líquido confinado aun recipiente abierto, en este caso sobre el líquido actúa el aire a la presión de la atmósfera , si esta presión es mayor que la presión de vapor saturado del líquido a esa temperatura, la evaporación será muy lenta, y se deberá básicamente, a que siempre en el incesante choque entre las moléculas, de alguna manera esporádica, alcanzará la energía suficiente para pasar al estado gaseoso con la posibilidad de abandonar el recipiente, especialmente si hay alguna corriente de gases que la arrastre. Si se comienza a incrementar la temperatura del sistema, cada vez será mayor la cantidad de moléculas que lo abandonan y se irá incrementando gradualmente la evaporación. Cuando se alcance una temperatura tal, para la cual, el valor de la presión de vapor saturado del líquido en cuestión, se igual al valor de la presión atmosférica, la evaporación se producirá en toda la masa del líquido, se dice entonces que el líquido entra en ebullición (hierve). El valor de la temperatura para la cual la presión de vapor saturado de un líquido cualquiera alcanza la presión a 155

156

que esta sometido, se puede deducir fácilmente que el punto de ebullición de un líquido dependerá de la presión a que este sometido y será más baja, para bajas presiones y más alto para el caso contrario. Este fenómeno se aprovecha en forma práctica para muchas aplicaciones., tales como la olla a presión, grandes calderas de vapor, máquinas refrigeradoras, como también la producción de aire líquido. Todo esto se explica en lo que se denomina equilibrio de fases, líquido- vapor, en la figura 17 se presenta una típica situación de un equilibrio de las fases (Líquido - Vapor) de un sistema monocomponente puro

Figura 17 Diagrama de Fase para un Equilibrio Líquido- Vapor 

En la figura 17 se tienen varias situaciones, que son típicas paea un proceo de equilibrio líquido- vapor y e destaca lo siguiente:

a.- La curva que termina en el punto (1). Aquí se unen los puntos de presión y temperatura, y es el punto donde pueden coexistir la fase líquida y la fase gaseosa. El punto corresponde al punto crítico del sistema Es decir, el punto de máxima temperatura y presión, en donde coexisten en equilibrio el gas y líquido, más arriba del punto crítico solo hay gas.. b.-La zona de la gráfica identificada como (L), representa el área, donde el componente se encuentra en la fase líquida. Mientras que (G) representa el área, donde el componente se encuentra en fase gaseosa. Tanto en la parte de la gráfica, donde encuentran los puntos (L) y (G). La línea representa una región bifásica en equilibrio. Dentro de la región bifásica, la presión y la temperatura no son independientes, por lo que no puede cambiar sin cambiar la otra también. En la regiones bifásicas el estado del sistema no se puede fijar por la temperatura ˆ ) y la presión o la y presión, sino que queda fijado con el volumen específico ( V   temperatura Un estado en que comienza a termina un cambio de fase se denomina Estado de Saturación. El término Temperatura de Saturación designa la temperatura a la que el cambio de fase tiene lugar para una presión determinada, llamada presión de saturación a dicha temperatura. Como resulta evidente en un diagrama de fase, para cada presión de saturación hay una única temperatura de saturación, y viceversa.

156

157

La curva que termina en punto (1) de la figura representa también la presión de vapor, curva envolvente de los puntos de rocío, curva de saturación y de temperatura de ebullición, curva envolvente de los puntos de burbujeo. En la figura 15 se observa que la presión de vapor aumenta con la temperatura en una forma no lineal. En la literatura de petróleo se habla del gráfico de Cox para obtener la linealidad de la presión de vapor  Existen gráficos, para la presión de vapor de hidrocarburos livianos e hidrocarburos pesados a altas y bajas temperatura. Aunque la presión de vapor, también se puede determinara través de las ecuaciones de. Clausius- Clapeyron y Antoine, que permiten determinar la presión de vapor en forma matemática, ecuación que permite cuantificar la presión de vapor con un cierto grado de precisión y exactitud:

Determinación de la Presión de Vapor : La presión de vapor como parámetro perteneciente a las propiedades coligativas, se puede determinar directamente en forma gráfica o a través de ecuaciones matemáticas, como por ejemplo: Ecuación de Clausius- Clapeyron. Estos investigadores dedujeron que el logaritmo de la presión de vapor es una función lineal del inverso de temperatura absoluta, esto se expresa a través de la siguiente ecuación:

  P V    ∆ H m   1 1   ln   P    =  R  T  − T       V        0

(169)

1

1

Donde: ( P V 0 ) ) es la presión de Vapor a (T y P) absoluta (Sistema Internacional (P = 1 atm y T=298 K) y (P V1) es la presión de vapor a la temperatura (T 1) absoluta, (∆ HM) es el calor de vaporización molar, (R) es la constante universal de los gases. Para que la ecuación tenga validez se tienen que cumplir las siguientes suposiciones: El vapor se debe comportar como un gas ideal, mientras que el volumen molar del líquido es un valor despreciable en comparación con el volumen molar del vapor, el valor del calor de vaporización molar se considera constante e independiente de la temperatura. Existen una serie de métodos válidos para determinar el calor de vaporización, que pueden ser utilizados aquí.

Ecuación de Antoine. La determinación de la presión de vapor a través de la correlación de Antoine es de gran utilidad, y se fundamenta en la ecuación: ln P V 

(170)

=

 A − B T  + C 

Una de las ventajas de la ecuación es que los valores de las constantes (A, B y C) pueden obtenerse con facilidad para un número grande de especies químicas.

157

158

Aparición de la Gasolina sin Plomo : La gasolina sin plomo aparece a principios de la década de 1970, y aparece como resultado de la contaminación ambiental, provocada por la gasolina con plomo. Para disminuir la contaminación ambiental se comenzó a utilizar en algunos países, un catalizador que reducían las emisiones contaminantes, pero el plomo perjudicaba al catalizador, y es por ello que se comenzó a utilizar gasolina sin plomo, la cual causa un menor impacto ambiental, por lo tanto al dejar de utilizar la gasolina sin plomo, desde luego debe de disminuir la contaminación ambiental. Gasolina sin Plomo Fórmula PDV Autolimpiante Plus: Este es un nuevo producto creado especialmente para cumplir satisfactoriamente las exigentes condiciones de las nuevas tecnologías automotrices. Procede de un proceso de refinación donde se utilizan componentes especialmente seleccionados para cumplir las especificaciones en cuanto a máxima resistencia al pistoneo y además se le incorpora un paquete de aditivos de tecnología de punta para mantener  limpio y protegido contra la oxidación el sistema de combustible (carburador/inyectores, válvulas, bomba, tanque de gasolina), favoreciendo una combustión más suave lo que se traduce en un excelente rendimiento del motor. Satisface los requerimientos de la norma venezolana COVENIN 3457:1999. Esta gasolina es para ser usada en motores de combustión interna a gasolina, de vehículos modelo año 2000 en adelante, equipados con convertidores catalíticos Se recomienda verificar la recomendación del fabricante en el manual del propietario. Generalidades de los Combustibles Líquidos Los combustibles líquidos, desde el punto de vista industrial, son aquellos productos que provienen del petróleo bruto o del alquitrán de hulla, y se clasifican según su viscosidad. Los principales combustibles líquidos son: a.- Gasolinas, estos componentes: Abarcan compuestos hidrocarbonados que van desde (C4 a C10) b.- Querosenos, estos: contiene compuestos de (C 10 a C14) c.- Turborreactores, que contienen compuestos de

C 10

a

C 18

d.- Gasóleos, con compuestos de ( C 15 − C 18 ) Las principales características de un combustible líquido son: poder calorífico, densidad específica, viscosidad, volatilidad, punto de inflamación, punto de enturbamiento y congelación, contenido de azufre, punto de anilina y presión vapor Reid. Todos estos parámetros hay que tenerlos bien en cuenta para evaluar  la eficiencia del combustible líquido.

158

159

a.- Densidad Específica o Relativa: Esta fue la escala que se utilizó para catalogar los combustibles líquidos. Los combustibles se comercializan en volumen, por ello es importante saber la densidad que tienen a temperatura ambiente. La escala más comúnmente utilizada es la escala en grado API a 15C. API definió sus densímetros perfectamente, estableciendo sus características y dimensiones en las especificaciones Las densidad específicas o relativas de los combustibles líquidos varían, pero los más ligeros serán los que tengan menor contenido en átomos de carbono. De este modo, las gasolinas serán las que tengan menor densidad específica Es importante conocer la densidad específica y la temperatura a la que se midió, porque los combustibles líquidos, se comercializan midiendo su volumen, el cual va a variar con la temperatura a la cual se esta realizando la medición, de tal forma que en caso que sea necesario una conversión a otro sistema de unidades, se pueda realizar el cambio utilizando los factores de conversión. b.- Viscosidad. Este parámetro mide la resistencia interna que presenta un fluido al desplazamiento de sus moléculas. Esta resistencia viene del rozamiento de unas moléculas con otras. Puede ser absoluta o dinámica , o bien relativa o cinemática. La fluidez. Es inversamente proporcional a la viscosidad. Por ello la medida de la viscosidad es importante porque dará una idea de la fluidez del combustible; permite apreciar la posibilidad del bombeo de un producto en una canalización y de este modo permite saber si se puede tener un suministro regular  del fluido en estudio Luego es de gran importancia tener claramente establecidos los valores de la viscosidad. Para medir la viscosidad en combustibles líquidos se emplean viscosímetro de vidrio. Es muy importante decir la temperatura a la cual se ha evaluado la viscosidad, en diferentes sistemas de unidades, y en todas ha resultado con una buena precisión y exactitud. Existen diversas escalas para expresar la viscosidad de un producto petrolífero y existen también ecuaciones de correlación entre ellas. El hecho de que un combustible (o un líquido en general) tenga la viscosidad muy alta quiere decir que es poco fluido, luego debe de tener un alto valor de viscosidad, y por lo tanto debe de tener problemas de desplazamiento.

c.- Volatilidad. La volatilidad se determina con la curva de destilación. Un combustible líquido es una fracción de la destilación del crudo de petróleo. Se tendrá una u otra cosa dependiendo de donde se corte en la destilación, es decir, de las temperaturas donde se recoja en el intervalo de destilación, no se tendrá una temperatura única, sino que a medida que el volumen recogido va aumentando va variando la temperatura. La temperatura va a ascendiendo porque se tienen otros compuestos con más átomos de carbono en la cadena que se van evaporando poco a poco. Después de condensan al ponerse en contacto con las paredes frías y se recogen. Así, cuanto mayor sea la temperatura, se evaporarán los más pesados, los de mayor número de átomos de carbono en la cadena. La volatilidad se representa en forma gráfica, y es de gran importancia para determinar los tapones de vapor.

159

160

d.- Punto de Inflamación esta se define como la mínima temperatura a la cual los vapores originados en el calentamiento a una cierta velocidad de una muestra de combustible se inflaman cuando se ponen en contacto con una llama piloto de una forma determinada. Esto en lo que se refiere a un combustible líquido. El Punto de Inflamación da una idea de la cantidad de compuestos volátiles o muy volátiles que puede tener un combustible. Teniendo en cuenta el punto de inflamación se puede estimar cuales van a ser las condiciones de almacenamiento de ese combustible e.- Punto de Enturbiamiento y Congelación : Todas las características que se han mencionado se refieren al número de átomos de carbono en las cadenas. E Punto de Enturbiamiento sólo se aplica a los gasóleos, y es la temperatura mínima a la que sometiendo el combustible a un enfriamiento controlado se forman en el seno del mismo los primeros cristales de parafina (de cadenas carbonadas lineales, alcanos. Son los de mayor punto de congelación y los más pesados. Los componentes más pesados son los que cristalizan y solidifican antes, son los de más alto punto de congelación Esto va a dificultar el fluir del combustible. Esta característica se suele sustituir hoy en día por el punto de obstrucción. f.- Punto de congelación: La diferencia con el punto de enturbiamiento está en el termómetro utilizado En el punto de enturbiamiento el termómetro toca el fondo del tubo de ensayo; en la prueba del punto de congelación, no se toca el fondo del tubo de ensayo, ya que aquí se mide la temperatura a la cual se ha solidificado toda la muestra. En el de enturbiamiento se observa cuando solidifican los primeros cristales. En el de congelación ya ha solidificado toda la muestra g.- Contenido de Azufre: El azufre que se encuentra en un combustible líquido deriva del crudo de petróleo del que procede el combustible y a veces puede derivar de algún proceso al que ha sido sometido en el fraccionamiento, interesa que el contenido en azufre sea el menor posible, ya que la legislación marca unos límites. Los problemas que puede provocar e contenido de azufre en un combustible líquido son: Corrosiones en los equipos en los que se quema el combustible, en equipos auxiliares; Influye sobre el poder calorífico del combustible h.- Punto de Anilina: El punto de anilina es la temperatura mínima a la cual una mezcla de anilina y muestra al 50% en volumen son miscibles. Se trata pues de la temperatura de solubilidad de la anilina y la muestra. Este punto caracteriza muy bien a los productos petrolíferos, pues tanto éstos como la anilina son compuestos aromáticos, y como lo semejante disuelve a lo semejante, resulta que si el punto de anilina es bajo, el contenido de aromáticos es mayor, y si es alto, el contenido de parafinas será entonces mayor. De este modo podemos determinar si un petróleo tiene un carácter más parafínico o más aromático. i.- Presión de Vapor Reid (PVR) Aunque esta no sea una medida exacta de la volatilidad, mide la tendencia que presenta el combustible a pasar a fase vapor. Para determinarla se mide la presión de vapor formado en el calentamiento de una 160

161

muestra de un combustible líquido a 100F Esta puebla se emplea para saber qué ocurrirá en el almacenamiento de los productos en la refinería. Este ensayo no es una medida de la presión de vapor real, porque el aire que contiene la cámara va a estar en contacto con los vapores que se producen en el ensayo. Los sí es una medida indirecta de elementos ligeros o muy volátiles que contiene el combustible a ensayar. De esto deduciremos las conclusiones necesarias de cara al almacenamiento y transporte del combustible.

Gas Natural Licuado (GNL). Es gas metano en estado líquido. Para licuar este hidrocarburo se requieren temperaturas bajas, ya que el proceso tiene que ocurrir  a una temperatura menor que la temperatura crítica, para el caso de la conversión a metano líquido el proceso ocurre a una temperatura aproximada de unos (-320 F). El transporte del (GNL) Se efectúa en buques llamados metaneros, los cuales son acondicionados para mantener esta temperatura. El (GNL) es recibido en estado líquido en los centros de consumo, donde se gasifica para nuevamente distribuirlo en tuberías hacia los centros de consumo industrial, comercial y doméstico, ya que este fluido puede tener múltiples usos y utilidades, sobre todo después de su regasificación, donde se puede convertir nuevamente a la forma de gas Historia del Gas Natural Licuado (GNL): Los orígenes de la tecnología de la licuefacción del (GNL) aparece alrededor de 1920 cuando las primeras técnicas de la licuefacción del aire fueron desarrolladas. El primer uso de (GNL) fue para recuperar Helio (He) de corrientes del gas natural. El proceso se baso en la licuefacción de los hidrocarburos que tenían helio dejándolo en la fase gaseosa; después de que la extracción del helio el (GNL) era vaporizado y vendido como combustible. Las operaciones de (GNL) están ampliándose rápidamente en todo el mundo, y cada vez hay más plantas en construcción o en vías de desarrollo. En la actualidad se consumen 104 millones de toneladas anuales de (GNL) en el mundo. Las proyecciones varían pero se espera para 2010 que la producción se pueda duplicar. Principales Razones para Licuar el Gas Natural : El gas natural se transporta generalmente utilizando gasoductos pero, para grandes distancias, resulta más económico usar buques. Para transportarlo así es necesario licuarlo, dado que a la temperatura ambiente y a la presión atmosférica ocupa un volumen considerable. El proceso de licuefacción reduce el volumen del gas natural 600 veces con respecto a su volumen original. Aproximadamente la mitad de las reservas de hidrocarburos conocidas hoy son yacimientos de gas natural. Con frecuencia se encuentran ubicadas en regiones con poca demanda de gas. Sin embargo, al licuarlo, puede transportarse con total seguridad hasta su mercado de destino utilizando buques. El gas natural que se obtiene en los separadores esta constituido principalmente por Metano, con proporciones variables de otros hidrocarburos y de contaminantes diversos. El proceso de conversión del (GNL) se logra a una temperatura de (– 260F). Bajo estas condiciones el Metano ocupa un volumen 600 veces menor que 161

162

el que ocuparía en estado gaseoso, lo cual permite su transporte en barcos especialmente acondicionados denominados “metaneros” Dado lo variable de la magnitud de las inversiones requeridas en el campo del (GNL) y de las diferentes tecnologías de producción de subproducto. La gama de oportunidades para la producción de Gas Natural Licuado es amplia y ofrece indudables atractivos El (GNL) es la mejor alternativa para monetizar reservas en sitios apartados, donde no es económico llevar el gas al mercado en forma directa por gasoducto. El gas natural licuado (GNL) es transportado como líquido a presión atmosférica y una temperatura de (–260F) donde la licuefacción reduce en 600 veces el volumen de gas transportado. El (GNL) tiene el impacto ambiental más bajo dentro de todos los combustibles por su alto contenido de hidrógeno. Los derrames de (GNL) se disipan en el aire y no contaminan el suelo o el agua. Como combustible vehicular  reduce emisiones de Oxido de Nitrógeno (NO x) en 70%, no produce compuestos de Azufre, además las emisiones de dióxido de azufre, (SO 2), son virtualmente eliminadas, mientras que las de dióxido de carbono, (CO 2), son reducidas en 40%.Todos los sistemas de producción y transporte, así como la planta de proceso están diseñados para evitar fugas y prevenir incendios. Esto es cierto para los sistemas de Transferencia de GNL de y hacia los barcos, envío o revaporización de (GNL). Hay algunas diferencias del diseño con plantas de gas pero las consideraciones ambientales, de seguridad y de salud son las mismas o más estrictas. Los riesgos más altos son su baja temperatura (criogénica) y su combustibilidad. El (GNL) es la mejor alternativa para monetizar reservas en sitios apartados, donde no es económico llevar el gas al mercado directamente por medios convencionales ya sea por gasoducto o por generación de electricidad. El gas natural se transporta generalmente utilizando gasoductos, pero para grandes distancias resulta más económico usar buques. Para transportarlo así es necesario licuarlo, dado que a la temperatura ambiente y a la presión atmosférica ocupa un volumen considerable. El proceso de licuefacción reduce el volumen del gas natural 600 veces con respecto a su volumen original. Aproximadamente la mitad de las reservas de hidrocarburos conocidas hoy son yacimientos de gas natural. Con frecuencia se encuentran ubicadas en regiones con poca demanda de gas. Sin embargo, al licuarlo, puede transportarse con total seguridad hasta su mercado de destino utilizando buques, de manera similar al petróleo crudo. Los orígenes de la tecnología de la licuefacción del (GNL) aparecen alrededor de 1920 cuando las primeras técnicas de la licuefacción del aire fueron desarrolladas. El primer uso de (GNL) fue para recuperar Helio (He) de corrientes del gas natural. El proceso se basado en la licuefacción de los hidrocarburos que tenían helio dejándolo en la fase gaseosa; después de que la extracción del helio el GNL era vaporizado y vendido como combustible. En la actualidad las operaciones de (GN)L están ampliándose rápidamente en todo el mundo, y cada vez hay más plantas en construcción o en vías de desarrollo. Un proyecto de GNL es altamente complejo tanto desde el punto de 162

163

vista técnico así como del comercial. El proyecto debe de tener en cuenta todos los aspectos de la cadena de producción desde el yacimiento, el tratamiento preliminar en los pozos, el transporte por tubería a la planta de liquefacción, el llenado de barcos, el transporte a las unidades de revaporización, y finalmente la venta y distribución del gas ya sea como gas natural o en la forma de electricidad. Para convertir el gas natural en líquido, se enfría el gas tratado hasta aproximadamente (-258F), que es la temperatura a la cual el Metano se convierte a forma líquida. El proceso de licuefacción (criogénico) es similar al de refrigeración común: se reduce la presión de los refrigerantes líquidos fríos, tales como Etano, Propano; Nitrógeno, que luego se evaporan a medida que intercambian calor con la corriente de gas natural De este modo, el gas natural se enfría hasta el punto en que se convierte en líquido. Una vez que el gas ha sido licuado se somete a un proceso de Joule Thompson o expansión con extracción de trabajo para poderlo almacenar a presión atmosférica. El (GNL) producido se almacena en tanques especiales para ser  luego transferido a naves especiales transportado. El diseño de estas plantas está gobernado por normas estrictas de seguridad. El (GNL) se almacena a (-258 F) y a presión atmosférica en tanques criogénicos especiales para baja temperatura. El típico tanque de (GNL) tiene doble pared: una pared externa de cemento armado, recubierto con acero al carbono, y una pared interna de acero niquelado al 9%. La seguridad y la resistencia son las consideraciones de diseño primarias al construir estos tanques, los cuales se diseñan para soportar terremotos y fuertes vientos. El (GNL) se transporta a presión atmosférica en buques especialmente construidos con casco doble, los cuales reciben el nombre de Barcos Metaneros. El sistema de contención de carga se diseña y construye utilizando materiales especiales para el aislamiento y tanque, para asegurar el transporte seguro de esta carga criogénica. El (GNL) en los tanques de carga del buque se mantiene a su temperatura de saturación (-258 F) a lo largo de toda la navegación, pero se permite que una pequeña cantidad de vapor se disipe por ebullición, en un proceso que se denomina "autorrefrigeración".. El gas evaporado se utiliza para impulsar los motores del buque. Aproximadamente 40% de los buques de (GNL) actualmente en servicio cuentan con sistemas de contención de carga del tipo de membrana, de modo que tienen un aspecto muy similar al de otros cargueros. El resto de los buques tienen un sistema de contención de carga más particular, que incluye cuatro o más tanques esféricos grandes. Ambos tipos de sistema de contención poseen antecedentes de operación extremadamente seguros y confiables. Una vez que el buque-tanque de (GNL) llega a su destino en la zona de mercado, el (GNL) es bombeado desde la nave hasta los tanques de almacenamiento. Los tanques de (GNL) son similares a los utilizados en las plantas de licuefacción. Generalmente, la descarga de un buque requiere unas 12 horas. Luego, el (GNL) 163

164

vuelve a su estado gaseoso original. Para ello, se bombea desde los tanques de almacenamiento y es calentado con vaporizadores hasta las condiciones de entrega especificadas por las empresas de gasoductos y los usuarios finales, ubicados corriente abajo de la tubería. Posteriormente, el gas se distribuye a los usuarios mediante un gasoducto convencional. Toda la cadena de producción y distribución de (GNL) esta diseñada para evitar  fugas y prevenir incendios. Los riesgos más altos son su baja temperatura y su combustibilidad. Cualquier derrame de (GNL) se evapora rápidamente donde la condensación del vapor de agua en el aire crea una neblina. El (GNL) no se prende fácilmente, la llama no es muy fuerte, no humea y ésta no se extiende. El combate de un fuego de (GNL) es muy similar a uno de gasolina, no hay peligro de explosión en lugares abiertos. El (GNL) tiene el impacto más bajo en el ambiente dentro de todos los combustibles por su alto contenido de Hidrógeno. Los derrames de (GNL) se disipan en el aire y no contaminan el suelo o el agua. Como combustible vehicular  reduce las emisiones de Óxidos de Nitrógeno ( N 0 X  ) en 70%, no produce compuestos de Azufre o partículas. Para generación eléctrica las emisiones de Dióxido de Azufre ( S 0 2 ) , son virtualmente eliminadas, y las emisiones de Dióxido de Carbono ( C 0 2 ) son reducidas en 40%, todo se obtiene, debido a que el metano es el hidrocarburo que tiene la más alta relación hidrógeno/carbono. Todos los sistemas de producción y transporte, así como la planta de proceso, están diseñados para evitar fugas y prevenir incendios. Esto es cierto para los sistemas de Transferencia de (GNL) de y hacia los barcos, envío o revaporización (o regasificación) de (GNL). Hay algunas diferencias del diseño con plantas de gas pero las consideraciones ambientales, de seguridad y de salud son las mismas o más estrictas. Los riesgos más altos son su baja temperatura (criogénica) y su combustibilidad.

Cadena de Procesamiento del (GNL): Un proyecto de (GNL) es altamente complejo tanto desde el punto de vista técnico así como del comercial. El proyecto debe de tener en cuenta todos los aspectos de la cadena de producción desde el yacimiento, el tratamiento preliminar en los pozos, el transporte por tuberías a la planta de licuefacción, el llenado de barcos, el transporte a las unidades de revaporización y, finalmente, la venta y distribución del gas Los proyectos de (GNL) son proyectos que representan varios miles de millones de dólares de inversión. Proceso de Licuefacción del (GNL) Cuando el gas natural es extraído de los yacimientos contiene impurezas que deben ser eliminados antes de que pueda ser  licuado, impurezas como el sulfuro de hidrógeno u otros compuestos de azufre, el dióxido de carbono y mercurio que son altamente corrosivos para los equipos e instalaciones, el agua que se congelaría, provocando con ello bloqueo en los equipos. También los hidrocarburos más pesados y el dióxido de carbono, si no son eliminados pueden congelarse al igual que el agua y producir bloqueos del

164

165

equipo y problemas en la combustión del gas El proceso de licuefacción es similar  al de refrigeración común: se reduce la presión de los gases refrigerantes produciendo líquidos fríos, tales como propano, etano/etileno, metano, nitrógeno o mezclas de ellos, que luego se evaporan a medida que intercambian calor con la corriente de gas natural. En el proceso de licuefacción el gas natural se enfría hasta el punto en que se convierte en líquido. Una vez que el gas ha sido licuado se somete a un proceso de Joule Thompson o expansión con extracción de trabajo para poderlo almacenarlo a presión atmosférica. El (GNL) producido se almacena en tanques especiales para ser luego transferido a buques tanques especiales de transporte. El diseño de las plantas de licuefacción está gobernado por normas estrictas

Almacenamiento del Gas Natural Licuado (GNL): El (GNL) se almacena a (258F) y a presión atmosférica en tanques criogénicos especiales para baja temperatura. El típico tanque de (GNL) tiene doble pared: una pared externa de hormigón armado, recubierto con acero al carbono, y una pared interna de acero niquelado al 9%. La seguridad y la resistencia son las consideraciones de diseño primarias al construir estos tanques, los cuales se diseñan para soportar  terremotos y fuertes vientos, de tal manera de evitar cualquier problema, que podría ocasionar graves problemas operacionales y ambientales. Transporte del Gas Natural Licuado (GNL): El (GNL) se transporta a presión atmosférica en buques especialmente construidos con casco doble. El sistema de contención de carga se diseña y construye utilizando materiales especiales para el aislamiento y tanque, para asegurar el transporte seguro de esta carga criogénica. El (GNL) en los tanques de carga del buque se mantiene a su temperatura de saturación (-258F) a lo largo de toda la navegación, pero se permite que una pequeña cantidad de vapor se disipe por ebullición, en un proceso que se denomina "autorrefrigeración" El gas evaporado se utiliza para impulsar los motores del buque. Aproximadamente 40% de los buques de (GNL) actualmente en servicio cuentan con sistemas de contención de carga del tipo de membrana, de modo que tienen un aspecto muy similar al de otros cargueros. El resto de los buques tienen un sistema de contención de carga más particular, que incluye cuatro o más tanques esféricos grandes. Ambos tipos de sistema de contención poseen antecedentes de operación extremadamente seguros y confiables, luego muy fácilmente pueden haber problemas operacionales.

Regasificación del Gas Natural Licuado (GNL): Una vez que el buque-tanque de (GNL) llega a destino es bombeado desde la nave hasta los tanques de almacenamiento. Los tanques de (GNL) son similares a los utilizados en la terminar de licuefacción. Generalmente, la descarga de un buque requiere unas 12 horas. Luego, el (GNL) vuelve a su estado gaseoso original. Para ello, se bombea desde los tanques de almacenamiento y es calentado con vaporizadores hasta las condiciones de entrega especificadas por las empresas de gasoductos y los

165

166

usuarios finales, ubicados corriente abajo de la tubería. Posteriormente, el gas se distribuye a los usuarios mediante un gasoducto convencional.

Gas Transformado a Líquido (GTL) Esta transformación, es una de las vías de exportación de gas que ha incrementado sus oportunidades con el tiempo, debido a las mejoras tecnológicas asociadas a estos procesos y a la alta valorización de los líquidos que general, los cuales cumplen con las cada vez más exigentes especificaciones ambientales internacionales. Actualmente PDVSA- Gas esta analizando las condiciones técnicas y económicas requeridas para un proyecto de (GTL) en el Oriente Venezolano, que consiste en una planta que produciría de quince mil barriles por día de productos (15 MBNPD) Una de las alternativas que se presentan para la utilización y monetización de las reservas de gas natural es un sistema de transformación del gas en líquidos, es decir en diesel y gasolinas altamente refinados y con un nivel de pureza superior a los derivados del petróleo .La transformación de gases en líquidos se remonta a principios del siglo 20 cuando los alemanes Franz Fischer y Hans Tropsch transformaron algunos gases. Después de muchos años y con los cambios tecnológicos, además de la proliferación de las reservas de gas, el sistema se aplica a través del nombre de Gas Transformado a Líquido (GTL). Seguramente con el tiempo deben de establecerse muchas plantas de este tipo . Actualmente hay algunos proyectos de prueba en el mundo y no se realizan aún en gran escala porque en todos los países donde se pretende implementar, el costo del líquido final para el consumidor es muy elevado, debido a la inversión que se necesita para lograr el proceso. Si bien la idea tecnológica data de 20 años atrás, hasta hoy son contados los proyectos que están en marcha y funcionando a escalas económicamente rentables. El costo de un proyecto se evalúa de acuerdo a la cantidad de barriles que se procesen diariamente y de acuerdo al tamaño de la planta. Un proyecto GTL tiene tres etapas en el proceso de transformación del gas en líquidos combustibles

a.- Primera etapa: Gas natural (metano) es mezclado con oxígeno y da como resultado gas sintético. b.- Segunda etapa: Al gas sintético se le hace una reacción Fisher/Tropsch, científicos alemanes pioneros en transformar gas en líquidos y se obtiene petróleo sintético c.- Tercera etapa: Al petróleo sintético se lo somete a refinación Standard y se obtiene, finalmente, diesel de alta calidad y ecológico, gasolinas de alto nivel de parafina, y otros líquidos menores. En la figura 18 se presenta un esquema del proceso de (GTL). Las Plantas de (GTL) permiten la transformación del gas natural en diesel y gasolinas. La inversión aproximada para las plantas se puede estimar en base a una escala de producción. Se creo que para producir unos 100.000 barriles por  166

167

día, el costo debe de ser unos 30. 000 dólares .Para que este tipo de iniciativas, destinadas a la industrialización de gas, se materialicen, es necesario tener  políticas industriales y de comercio exterior de largo plazo donde se considere el desarrollo de mercados internos y de exportación como base para viabilizar la industrialización del país a través de la inversión y la aplicación de tecnología de punta. Figura 18 Tecnología (GTL) Proceso de Fisher- Tropsch

En esta política, el gas natural tiene un papel muy importante para mejorar la eficiencia de la estructura productiva, en razón de su amplia utilización en toda la cadena industrial, pudiendo ser utilizado como combustible y/o materia prima en los procesos industriales. Estos procesos deberían generar un mayor valor  agregado, permitiendo mayores ingresos que la exportación de gas natural como materia prima. Pero como contraparte y dado el gran esfuerzo de inversión de recursos financieros y técnicos, las políticas y condiciones económicas de base deben ser ciertas y de largo plazo. Dependiendo de las políticas de cada país y de la orientación de los recursos disponibles de los mismos, las actividades de riesgo o de alta tecnología usualmente fomentan la participación del sector privado en las inversiones de la industrialización del gas Los proyectos de (GTL) son manejados por compañías internacionales dedicadas a este objetivo. En el mundo existen pocos proyectos y los que se están realizando son ejecutados por diferentes empresas, las que, a su vez, utilizan diferentes métodos para llegar al mismo objetivo cual es el obtener líquidos combustibles. Es decir, las empresas patentaron cada una su forma de obtener el resultado final. De los resultados obtenidos en el proceso de transformación de gas a líquidos, cada uno de los productos resultantes de cada etapa también es comercialmente prometedor. El petróleo sintético sería un producto altamente puro aunque su precio es mucho más elevado que un producto derivado del crudo, lo cual, lo hace aún poco competitivo en el mercado actual. El diesel salido de una planta (GTL) es muy poco contaminante y aceptado por las más estrictas normas

167

168

ambientalistas. El diesel será utilizado por muchos años más como principal combustible para el transporte.

Gas Natural Comprimido (GNC). Este es un gas natural conformado fundamentalmente por Metano ( CH 4 ) Fue descubierto por Alessandro Volta en el año 1776. Se extrae del subsuelo y representa hoy en día, gracias a la falta de impurezas y residuos de combustión, el combustible ecológico por antonomasia. El gas natural para vehículos automotores se comprime dentro de cilindros de acero especial a una presión de 200 kg/cm 2 El (GNC) no contiene aditivos, no se producen depósitos carbonosos en las cámaras de combustión, ni fenómenos de corrosión. La mezcla con el aire resulta perfecta a todos los niveles de temperatura y la combustión es total. Las características del aceite del motor se mantienen por más tiempo, y esto aporta mayores beneficios a la vida útil del motor. El (GNC) puede ser de gran utilidad cuando se es difícil el transporte del gas, ya que se puede comprimir y transportar sin mayores dificultades, en vista que su volumen se reduce varias veces . La emisión de gases que contribuyen al cambio climático global, tales como el dióxido de carbono, se reducen en casi un 15%, comparado con la gasolina La producción de gas natural es mucho más "limpia" que transportar y refinar petróleo y luego generar electricidad. Los tanques de gas natural y las estaciones de carga son sistemas cerrados. El uso de gasolina implica que una cierta cantidad de la misma se evapora del tanque de combustible, contribuyendo con casi la mitad de la contaminación por hidrocarburos asociado con el uso de vehículos que funcionan con gasolina. La existencia de gasoductos evita la necesidad del transporte peligroso de gasolina por barco o camión La temperatura de ignición para el gas natural es de 700 C, en lugar de 400 C para la gasolina; y si hay una pérdida de gas natural, se dispersa rápidamente en la atmósfera. c.- Gas Acido: Este es un gas que tiene un contenido de Sulfuro de Hidrógeno (H2S) y/o Dióxido de Carbono (C02), en cantidades tales se que les clasifica como Gases Acido. Estos gases están presentes en el gas natural o pueden ser  extraídos de otras corrientes gaseosas. En algunos sitios es el residuo resultante de despojar el gas natural de los componentes ácidos. Los gases ácidos, por lo normal están formado por dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno y vapor de agua A los gases ácidos, también se le llama gas de cola. Para varios autores es aquel que contiene una cantidad apreciable de sulfuro de hidrógeno o de Mercaptanos (RHS). El término de gas ácido, se usa para calificar la presencia de dióxido de carbono en el gas conjuntamente con el sulfuro de hidrógeno. Las normas CSA, específicamente la 2.184 para tuberías, definen un gas ácido como aquel con más de un grano de (H 2S/100) pies cúbicos de gas, lo cual es igual a 16 ppm, V. (1 gramo = 15,43 granos) La GPSA, define a un gas ácido como aquel que posee más de 1,0 grano/100 PCN o 16 ppm,V de Sulfuro de Hidrógeno (H 2S).Si el gas esta destinado para ser  utilizado como combustible para rehervidores, calentadores de fuego directo o

168

169

para motores de compresores puede aceptarse hasta 10 granos de H 2S/100 PCN. La norma 2.184 válida para tuberías de gas, define a un gas ácido como aquel que contiene más de 1 grano de H 2S/100 PCN de gas, lo cual equivale a 16 ppm,V de (H2S).

Otros Gases de Reacción Ácida: Existen también otros gases de naturaleza ácida, como son por ejemplo: 1.- El Sulfuro de Carbonilo (C0S). Este es un compuesto inestable, corrosivo y tóxico, que se descompone en (H2S +C02) 2.- Los Mercaptanos, los cuales se pueden representar a través de la siguiente fórmula (RSH), son compuestos inestables y de alto grado de corrosión, en muchos casos reaccionan con algunos solventes, descomponiéndolos. Estos componentes son de gran utilidad, ya que se aplican al gas natural como odorizador, para detectar fugas, del gas natural, en vista que este no tiene olor, y por lo tanto no se puede detectar una fuga. 3.- Disulfuro de Carbono (CS2). Este componente sin tomar en cuenta que participa en las reacciones de corrosión es también altamente tóxico para los. seres humanos, como es también altamente nocivo para el medio ambiente, por lo que hay extremar las precauciones cuando se trabaja con este componente, ya que puede causar graves problemas de salud, y/o ambiental. En términos generales, se considera que un gas es apto para ser transportado por  tuberías, cuando contiene ≤ 4 ppm,V de, H 2S; ≤ de 3% de C02.y ≤ 6 a 7 lb de agua por millones de pies cúbicos normales de gas (MM de PCN de gas). Si el gas es clasificado como ácido independientemente, cual se su destino debe de ser  enviado a las plantas de endulzamiento, de tal forma de eliminar los gases ácidos, en vista que de no hacerlo puede traer graves problemas de corrosión, tanto para los gasoductos, como la estructura metálicas de los equipos de tratamiento del gas natural. Existen una gran cantidad de métodos, que se pueden utilizar para la eliminación de los gases ácidos. Pero, uno de los más utilizados es la absorción de los gases ácidos, con alcanolaminas, que se caracterizan por reaccionar  químicamente con los gases ácidos formado compuestos inestables, que pueden ser separados con cierta facilidad aplicando calor.

d.- Gas Dulce Este es un gas que contiene cantidades de Sulfuro de Hidrógeno (H2S), menores a cuatro (4) partes por millón en base a volumen (4 ppm, V) y menos de 3% en base molar de Dióxido de Carbono (C0 2). e.- Gas Hidratado, Este no es un término que se utiliza en la actualidad, pero podría ser utilizado para indicar al gas natural, que contiene por lo menos siete libras de vapor de agua por cada millón de pies cúbicos normales de gas natural (7 lb de agua/MMPCN). Si el gas natural contiene esta cantidad de agua, debe de ser sometido al proceso de deshidratación. En caso, de no hacerlo se corre el riesgo que se formen hidratos, que son compuestos formados entre los hidrocarburos volátiles y el agua, con graves problemas operacionales. Uno de los 169

170

principales métodos que se utilizan para deshidratar el gas natural, es la absorción con glicoles.

f.- Gas Anhidro: Este no es un término que se utilice en la actualidad para caracterizar al gas natural que tiene menor de (7 lb de agua/MMPCN). Pero, que podría ser utilizado para evitar hablar del gas seco (sin agua) o has húmedo (con agua), que tiende a confundir, ya que estos son términos que se utilizan para señalar otras propiedades del gas natural. G.- Gas condensado: Este gas se puede definir con un gas con líquido disuelto. El contenido de metano es de (C 1)> a 60% y el de Heptanos y compuestos más pesados (C7+) alcanza valores mayores a 12,5% (< 12,5%). La mezcla de hidrocarburos a las condiciones iniciales de presión y temperatura se encuentra en fase gaseosa o en el punto de rocío. El gas presenta condensación retrógrada durante el agotamiento isotérmico de la presión, proceso que en la mayoría de los casos puede representar algún problema en la comercialización de estos yacimientos. En vista que los primeros hidrocarburos que se quedan, son los más pesados. Lo que significa que el fluido que alcanza la superficie lo hace sin, una gran cantidad de los elementos pesados. Además, por el hecho que los hidrocarburos pesados se acumulen en la formación obstaculizan el libre desplazamiento del fluido, en su viaje hacia la superficie, y además recibiendo un fluido pobre en los componentes más pesados. En su camino al tanque de almacenamiento, el gas condensado sufre una fuerte reducción de presión y temperatura penetrando rápidamente en la región de dos fases para llegar a la superficie con características bien específicas, las cuales permiten en tratamiento del fluido. Existir lugares en la República Bolivariana de Venezuela, como es el Caso de Anaco, donde existen una gran cantidad de estos yacimientos. Los reservorios de gas condensado presentan un comportamiento complejo en cual no esta comprendido en su totalidad debido a la existencia de un sistema de fluido de dos fases cerca del pozo, sobretodo cuando la presión de esta zona cae por debajo de la presión del punto de rocío. Cuando un reservorio de gas condensado produce con una presión por debajo del punto de rocío, teóricamente se producen tres problemas, que son reducción irreversible de la productividad del pozo; menor cantidad de gas disponible para la comercialización y producción de condensado que bloquean la producción del pozo. Al momento de descubrir el yacimiento de gas condensado, se considera que la presión del reservorio se encuentra por encima o cercana a la presión del punto de rocío, por lo que solo existirá en gas en fase simple. Sin embargo, a medida que se lleve a cabo la producción, ocurre una declinación de la presión, bajo condiciones isotérmicas, y se forma una fase de hidrocarburos líquida cuando la presión fluyente de fondo cae por debajo del punto de rocío.

170

171

La formación de condensado retrogrado da lugar a la acumulación de una fase líquida alrededor del pozo, generando una reducción de la permeabilidad efectiva al gas en la vecindad del pozo. La pérdida de la productividad asociada a la acumulación de condensado puede ser importante a tal punto que las productividades de los pozos podrían reducirse por un factor de dos a cuatro, como resultado de la acumulación de condensados. Los reservorios de gas condensados se han formado a altas presiones y altas temperaturas y por lo tanto se deberían de encontrar a mayores profundidades que los reservorios típicos de petróleo y gas. Muchos reservorios de gas condensado son encontrados en el rango de presión de 3000 a 8000 lpca y temperaturas de 200 a 400F, por lo general estos reservorios tienen un amplio rango de composición en sus fluidos.

171

172

Bibliografía Consultada y Recomendada CORPOVEN,S.A.EASTERN CRYOGENIC COMPLEX EXPASIÓN, ACCRO PROJET. “Fractionation Plant, Manual de Operaciones.” (1993). Puerto La Cruz – Venezuela. FISHER. CONTROLCOMPANY. “Catalog Sizing 10 and Selection Data”.(1990). U.S.A. Gruber, G. “Pruebas de Capacidad de los Tratadores de Propano de los Trenes A/B/C de la Planta de Fraccionamiento Jose”. Tesis de Grado. Universidad Simón Bolívar.(1998). Sartenejas – Venezuela. Hernandez, S. “Metodología de la Investigación”. (1998). Mc.Graw – Hill Interamericana Editores. México. López, J y Otros. “Sistema de Recuperación del Propano Retenido en los Tamices Moleculares”. (1997). PDVSA-INTEVEP. Rodríguez, O y Díaz, A. “ Proceso de Deshidratación (Adsorción-Regeneración) del Propano Producto con el Uso de Tamices Moleculares en la Planta de Fraccionamiento de Accroven S.R.L., Complejo Petroquímico Jose”. Tesis de Grado. Instituto Universitario de Tecnología de Administración Industrial. (2002) Puerto La Cruz – Venezuela. Martínez, M. “Ingeniería de Gas, Principios y Aplicaciones. Deshidratación del Gas Natural”. (1995). Consultores S.R.L. Maracaibo – Venezuela. Rodríguez, P. “Transporte y Almacenaje de Gases”. (2002). Programa de Especialización en Ingeniería de Gas. III Cohort. UDO. Barcelona – Venezuela. Rondón, C. “Evaluación y Cuantificación de Mermas, en la Planta de Fraccionamiento y Despacho Jose”. (2002). Tesis de Grado. Universidad Simón Bolivar. Sartenejas – Venezuela. Saizarbitoria, Z. “Selección y Optimización de los Procesos de Extracción de Líquido del Gas Natural, en las Futuras Instalaciones de Jusepin y/o el Tejero”. (2002). Tesis de Grado. Universidad Simón Bolivar. Sartenejas – Venezuela. GAS PROCESSORS SUPPLIERS ASSOCIATION. “Engineering Data Book. Volume I/II”. (1987). Tenth Edition. Tulsa – Oklahoma. 172