Clasificación de los Yacimientos Yacimientos según el Diagrama de fases de los fluidos La mejor forma de estudiar el comportamiento cualitativo de sistemas de hidrocarburos es a través de diagramas de fases. Por medio de estos diagramas, puede conocerse conocerse el estado del fluido a determinadas condiciones de presión y temperatura, es decir, si existe 1,2 o fases !gas, l"#uido y sólido$ en e#uilibrio a las condiciones impuestas. %l término fase designa cual#uier cual#uier porción homogénea homogénea de un sistema separada separada de otra por una superficie f"sica #ue pueda estar presente. Por ejemplo& el hielo, el agua l"#uida y el vapor de agua son tres fases. 'e hecho cada una es f"sicamente diferente y homogénea, homogénea, y existen l"mites definidos entre el hielo y el agua, entre el hielo y el vapor de agua y entre el agua l"#uida y el agua como vapor. Por eso se puede decir #ue se trata de un sistema de tres fases & sólido, l"#uido y gas. (hora bien, en un yacimiento, un fluido puede presentarse entres fases distintas& como
líquido, como gas o como sólido , dependiendo de la composición de la me)cla de hidrocarburos, de la presión y temperatura inicial del yacimiento, y de la presión y temperatura #ue existen en las condiciones de producción en la superficie. %n la situación de e#uilibrio, las fases reciben la denominación de l"#uido saturado y vapor saturado$, el etano, #ue a presiones bajas se encontraba en una fase gaseosa comen)ar* a formarse como l"#uido. si este experimento se repite varias veces pero a diferentes temperaturas se obtendr* lo #ue se llama Diagrama de Fases dePresión+
Temperatura (Diagramas P-T)como el #ue se muestra en la igura el cual permite conocer los diferentes cambios de fases #ue puede experimentar el etano con los cambios de presión y temperatura.
Diagramas de Fases! a) "tano puro# $) %eptano Puro# c) &' de "tano puro &' de %eptano puro "n este diagrama se o$ser*a lo siguiente! 1. %n la parte !a$, la l"nea #ue define las presiones a las cuales ocurre la transición de gas a l"#uido, a diferentes temperaturas, se conoce como l"nea de presión de vapor. inali)a en el Punto -r"tico -, donde es imposible distinguir si el fluido es un l"#uido o un gas. %l Punto -r"tico se puede definir como a#uella condición de presión y temperatura en donde las propiedades intensivas de la fase l"#uida y gaseosa de un sistema son idénticas. Por encima de la l"nea de presión de vapor, el fluido es enteramente l"#uido, mientras #ue por debajo est* la fase gaseosa. 2. i el experimento anterior se repite para un componente m*s pesado de la serie paraf"nica como el heptano, los resultados ser*n como el mostrado en la parte !b$. (l comparar !a$ y !b$ se observa claramente #ue a bajas temperaturas y presiones existe una gran tendencia del componente m*s pesado a permanecer en fase l"#uida. . Para un sistema de dos componentes, por ejemplo una me)cla donde exista un /0 de etano y /0 de heptano, el diagrama de fase ser* similar al mostrado en la parte !c$ de la igura . %n este caso, mientras existen regiones donde la me)cla de fluidos es enteramente gas o l"#uido, existe también una región bien definida región de dos fases o bif*sica, donde los estados l"#uidos y gas coexisten. La forma de la envolvente #ue define las dos fases depende de la composición de la me)cla, estando m*s inclinada verticalmente si el etano es el componente predominante y m*s hori)ontalmente en el caso #ue lo fuera el heptano.
(hora bien, aun#ue los hidrocarburos naturales son mucho m*s complejos #ue el mostrado en la igura anterior , debido a #ue contienen m*s miembros de la serie paraf"nica y muchas veces con algunas impure)as, el diagrama de fase se construye en forma similar como puede verse en la igura !a$ para un gas natural.
Diagramas de fases para sistemas multicomponentes! a) +as atural# $) Petróleo Las lineas #ue definen la región de dos fases se denominan as"& l"nea de puntos de burbujeo, la #ue separa el l"#uido de la región de dos fases, y l"nea de puntos de roc"o, la #ue separa el gas de la región de dos fases. Por consiguiente, al cru)ar la l"nea de puntos de burbujeo desde el l"#uido hacia la región de dos fases, aparecer* la primera burbuja de gas3 mientras #ue si se cru)a la l"nea de puntos de roc"o desde el gas, aparecer* la primera gota de l"#uido. Las l"neas dentro de la región de dos fases representan las condiciones de presión y temperatura en donde existe el mismo porcentaje de la fase l"#uida o de gas a estas l"neas se les llaman l"neas de isocalidad.
Los puntos interiores a la curva envolvente representan el sistema formado por dos fases, es decir, la región de l"#uido m*s vapor. La m*xima temperatura a la cual las dos fases coexisten y no puede formarse l"#uido independientemente de la presión, se denomina4emperatura -ricondentérmica y se denota por 4cdt. %n contra parte, La m*xima presión a la cual las dos fases coexisten y no puede formarse l"#uido y gas juntos
independientemente
de
la
temperatura,
se
denomina Presión
-ricondemb*rica !Pcdb$. i la presión y temperatura inicial del yacimiento son tales #ue coinciden con el punto ( en la igura !a$, entonces, si el yacimiento se agota isotérmicamente, lo cual es lo #ue se asume generalmente, la presión declina desde ( hasta el punto 5, y la linea de puntos de roc"o nunca se atravesar*. %sto significa #ue sólo existir* en el yacimiento una fase gaseosa a cual#uier presión. (l producir el gas hacia la superficie, tanto la presión como la temperatura disminuir*n y el estado final sera alg6n punto 7 dentro de la región de dos fases o bien pudiese #uedar fuera de la región bif*sica lo cu*l depender* de las condiciones de separación en superficie y de la forma del diagrama de fase. i la presión y temperatura inicial del yacimiento son tales #ue el gas se encuentra en el punto - dela igura 89 10 !a$, entonces durante el agotamiento isotérmico se comen)ar* a condensar l"#uido en el yacimiento cuando la presión cae por debajo del punto de roc"o '. La saturación de l"#uido m*xima #ue se forma en el yacimiento, cuando la presión esta entre los puntos ' y % en la región bif*sica, es generalmente pe#ue:a y est* con frecuencia por debajo de la saturación cr"tica, por lo cual deber* ser excedida para #ue el l"#uido llegue a ser móvil. 'e lo contrario, los hidrocarburos l"#uidos depositados en el yacimiento, denominados condensados l"#uidos retrógrados, no se recuperan y, puesto #ue los componentes m*s pesados tienden a condensarse primero, esto representa una pérdida en la parte m*s valiosa de la me)cla de los hidrocarburos. i contin6a el agotamiento de la presión por debajo del punto de condensación %, el condensado l"#uido se revapori)ar*. in embargo, esto no ocurre en el yacimiento, por#ue una ve) #ue la presión cae por debajo del punto ', el peso molecular total de los hidrocarburos restantes en el yacimiento aumenta, puesto #ue algunas de las
parafinas m*s pesadas se #uedan re)agadas en el espacio poroso como condensado retrógrado. Por lo tanto, los compuestos de la fase envolvente para los fluidos del yacimiento tienden a moverse hacia abajo y a la derecha, lo #ue inhibe as" la revapori)ación. %n base a lo anteriormente explicado los yacimientos de hidrocarburos se pueden clasificar de acuerdo al diagrama de fase en los siguientes tipos&
Yacimientos de +as o de na .ola Fase +aseosa& si la temperatura del yacimiento es mayor #ue la temperatura cricondentérmica de la me)cla de hidrocarburos. -onsidérese, por ejemplo, un yacimiento con un fluido compuesto por una determinada me)cla de hidrocarburos y con una temperatura inicial de 00 9 y presión inicial de ;00 lpca !punto ( en la igura 89 11$ -omo el punto ( se encuentra fuera de la región de dos fases, a al derecha del punto cricondentérmico, se halla en estado gaseoso y solo existir* gas seco o gas h6medo en el yacimiento a cual#uier presión. Los términos gas seco o gas h6medo se utili)an para diferenciar entre dos t"pos de gases.
Clasificación de los Yacimientos según el Diagrama de Presión-Temperatura Y/C010"T2. D" PT2 D" 32C42 2 D" C2D"./D2 3"T35+3/D2! si la temperatura del yacimiento es mayor #ue la temperatura cr"tica y menor #ue la temperatura cricondentérmica. -onsidérese de nuevo el yacimiento con el mismo fluido, pero a una temperatura de 1<0 9 y presión inicial de 00 lpca. %ste punto corresponde al punto 5 en la figura, a la derecha del punto cr"tico y a la i)#uierda de la punto cricondentérmico, donde el fluido se encuentra en estado gaseoso. -uando la presión disminuye, debido a la producción, ocurre el proceso de condensación retrógrada #ue se desarrolla de la
manera siguiente& el gas comien)a a condensarse en el punto de roc"o, 51 !2/=/ lpca$ y si contin6a la disminución en la presión, se produce una mayor condensación de l"#uido del fluido del yacimiento en forma de roc"o. 'ebido a esto, la fase gaseosa disminuye su contenido l"#uido y el l"#uido condensado se adhiere al material sólido de la roca y permanecer* inmóvil. Por consiguiente, el gas producido en la superficie tendr* un contenido l"#uido menor aumentando la ra)ón gas+petróleo de producción. %ste proceso, denominado condensación retrógrada, contin6a hasta llegar a un valor m*ximo de la relación l"#uido vapor en el punto 52 !22/0 lpca$. %s importante se:alar #ue el término retrógrado se emplea por#ue generalmente durante una dilatación isotérmica ocurre vapori)ación en lugar de condensación. %n realidad, cuando se alcan)a el punto de roc"o, debido a #ue la composición del fluido producido var"a, la composición del fluido remanente en el yacimiento también cambia y la curva envolvente comien)a a desviarse.
Y/C010"T2. D" PT2 D" 6367"2, .6./T3/D2. 2 D" +/. D0."8T2& i la temperatura del yacimiento es menor #ue la temperatura cr"tica de la me)cla de hidrocarburos. -uando el fluido se encuentra inicialmente en el punto - !000 lpca y ;/ 9$, a la i)#uierda de la temperatura cr"tica y encima de la curva del punto de burbujeo. ( medida #ue la producción tiene lugar, la presión en el yacimiento disminuye hasta #ue se comien)a a formar vapor en el punto de burbujeo, -1 !22/0 lpca$, origin*ndose entonces 2 fases& vapor y l"#uido. Por debajo del punto de burbujeo aparecen burbujas o una fase de gas libre. i contin6a la disminución de la presión, contin6a también la vapori)ación del l"#uido, con lo cual aumenta la cantidad de vapor y disminuye la de l"#uido.
Y/C010"T2. C2 C/P/ D" +/. 2 Y/C010"T2. ./T3/D2.! si la me)cla de hidrocarburos se encuentra dentro de la envolvente en la región de dos fases.
i la me)cla de hidrocarburos se encuentra inicialmente a 2/00 lpca y 1/0 9, punto ' dentro de la envolvente de los puntos de roc"o y de burbujeo, se trata de un yacimiento de dos fases #ue contiene una )ona de l"#uido o de petróleo con una capa de gas en la parte superior. -uando la presión disminuye, por efecto de la producción, la ra)ón gas l"#uido aumenta.
Clasificación de los Yacimientos de %idrocar$uros según el tipo de %idrocar$uros Para designar los fluidos de yacimientos, los ingenieros de petróleo a menudo utili)an términos de uso corriente como 5itumen, Petróleo pesado, Petróleo 8egro, Petróleo >ol*til, ?as -ondensado, ?ases @6medo y ?ases ecos. in embargo, estos términos no tienen l"mites precisos de aplicación, y, por lo tanto, resulta dif"cil emplearlos en las *reas de transición entre petróleo vol*til y gas condensado o entre petróleo vol*til y petróleo negro. Por esta ra)ón, en la industria petrolera la Aa)ón ?as+Petróleo !A?P$ junto con la gravedad del petróleo en condiciones de tan#ue, constituyen las propiedades m*s importantes de los yacimientos de hidrocarburos para clasificar los yacimientos de petróleo y de gas. Los yacimientos de petróleo contienen de cero a unos pocos de miles de pies c6bicos de gas disuelto por barril de crudo. Los de gas pueden contener desde /000 hasta m*s de 100000 pies c6bicos por cada 5arril de petróleo
vapori)ado
en
el
yacimiento
Bna me)cla de hidrocarburos #ue se encuentra en estado l"#uido, en condiciones de yacimiento, com6nmente se conoce como petróleo crudo. %ste a su ve), se subclasifica en dos tipos seg6n el l"#uido producido en la superficie& Petróleo -rudo de 5aja Cerma o Petróleo
8egro y Petróleo
>ol*til o de
(lta
Cerma,
también
llamados
-uasicr"ticos.
P"T358"2 C3D2 D" 6/7/ 1"31/ 2 P"T358"2 "+32 Bn petróleo crudo de baja merma o petróleo negro generalmente produce en la superficie una ra)ón gas+petróleo de 2000 P-8D58 o menos. La palabra EnegroE no es #ui)as la m*s apropiada, ya #ue el petróleo producido no siempre es negro, sino #ue
var"a en la gama de negro, gris y pardu)co. en general de colores oscuros, con una gravedad menor de =/ 9(PF. %l factor volumétrico del petróleo inicial en la formación es de 2 5GD58 o menor. La composición determinada en el laboratorio muestra la presencia de componentes mayores #ue el heptano en un 0, lo cual indica la gran cantidad de hidrocarburos pesados en este tipo de petróleos. %l diagrama de fase de un petróleo negro se presenta en la igura 89 12, en la cual se observa lo siguiente& + La temperatura cr"tica del crudo es mayor #ue la temperatura del yacimiento. + La l"nea vertical (- es la reducción isotérmica de la presión del yacimiento a medida #ue el petróleo es producido. + %n el punto ( el petróleo no est* saturado con gas, es decir, el fluido en el yacimiento se encuentra en estado l"#uido. Los yacimientos en esta región !cuando la presión del yacimiento es mayor #ue la presión de burbujeo del crudo$ se denominan Gacimientos ubsaturados o 8o aturados.
- 8a región de dos fases cu$re un amplio inter*alo de presión 9 temperatura + 'ebido a la baja compresibilidad de los l"#uidos del yacimiento, la presión disminuye r*pidamente con la producción, alcan)*ndose el punto de burbujeo (H en el cual el petróleo est* saturado con gas, es decir, aparece la primera burbuja de gas y contiene gas disuelto. i las condiciones iniciales de presión y temperatura corresponden al punto de burbuja, el yacimiento se llama Gacimiento aturado. La palabra saturado se usa para indicar #ue el petróleo contiene tan alta cantidad de gas disuelto como el pueda contener y una reducción en la presión originar* la formación de una fase gaseosa. + ( medida #ue continua la reducción de la presión ! hacia el punto 5$ se forma la fase de gas y, entonces, coexisten en el yacimiento las dos fases & l"#uida y gas.
Diagrama de fase típico de un Petróleo egro o de 6a:a 1erma P"T358"2 C3D2 D" /8T/ 1"31/ 2 ;28
Los petróleos vol*tiles o de alta merma contienen menos moléculas pesadas #ue los de baja merma, y son crudos de colores verdosos hasta anaranjados oscuros, con gravedad (PF de =/9 o mayores, y ra)ones gas+petróleo entre 2000+<000 P-8D58
Diagrama de fase típico de un Petróleo ;ol=til o de /lta 1erma
Yacimientos de +as Bna me)cla de hidrocarburos #ue se encuentra en estado gaseoso en el yacimiento se clasifica en ?as -ondensado o Aetrógrado, ?as @6medo y ?as eco, dependiendo de sus diagramas de fases y condiciones del yacimiento.
+/. C2D"./D2 2 3"T35+3/D2 Los yacimientos de gas condensado producen l"#uidos de color claro o sin color en la superficie, con gravedades (PF por encima de los /09 y A?P de <000 a ;0000 P-8D58.
%l gas condensado contiene m*s componentes pesados #ue el gas h6medo y usualmente se encuentra a profundidades mayores de /000 pies. Bn diagrama de fases t"pico de gas condensado se presenta en la igura 89 1=, en la cual las condiciones del yacimiento se indican con la l"nea (%. ( medida #ue el petróleo se remueve desde el yacimiento, la presión y la temperatura del fluido decrecen gradualmente hasta alcan)ar las condiciones del separador en la superficie, lo cual se representa siguiendo la l"nea (H+eparador. i estas condiciones son bastante cercanas a la curva de burbujeo aproximadamente el
es
producido
como
gas.
Diagrama de fase típico de un +as Condensado o 3etrógrado i las condiciones originales de presión y temperatura del yacimiento se encuentran dentro de la envolvente !punto ', por ejemplo$, como se muestra en la igura 89 1/, se habla de un yacimiento con capa de gas. %n éstos, originalmente existe l"#uido !petróleo$ en e#uilibrio con una capa primaria de gas en la parte superior o alta de la
estructura geológica del yacimiento. %l gas se encuentra en el punto de roc"o y el petróleo
en
el
punto
de
burbujeo.
Diagrama de fase típico de un 9acimiento con una >ona de petróleo 9 una capa de gas
%n esta figura se observa lo siguiente& la temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura cr"tica y la temperatura cricondentérmica del sistema, y la presión inicialmente est* por encima de la presión de roc"o correspondiente a la temperatura del yacimiento. %l gas denso en un yacimiento de condensado contiene l"#uido disuelto en cantidades #ue dependen de las condiciones de deposición y de la presión y temperatura
del
yacimiento.
-uando este se encuentra en el punto (, solo existe una fase gaseosa. ( medida #ue la presión del yacimiento declina durante el proceso de explotación, Icurre la condensación retrógrada. -uando alcan)a el punto 5 en la -urva de Puntos de Aoc"o,
comien)a a formarse l"#uido y su cantidad se incrementar* a medida #ue la presión del yacimiento disminuye del punto 5 a '. Los componentes m*s pesados son los #ue comien)an a condensarse cuando la presión declina isotérmicamente a lo largo de la l"nea 5+'. %l l"#uido condensado moja la formación y no puede extraerse con el gas producido. %n consecuencia, es recomendable mantener las condiciones iniciales de presión de un yacimiento de gas condensado para #ue las fracciones de l"#uido permane)can como gas hasta #ue ellas alcancen la superficie. -uando se produce la transición a las condiciones del separador en la superficie se producir* entonces m*s hidrocarburos
l"#uidos
'ebido a una posterior reducción de la presión, el l"#uido retrógrado se puede revapori)ar. %sta me)cla contendr* m*s hidrocarburos livianos y menos hidrocarburos pesados en comparación con el petróleo vol*til. ( medida #ue el yacimiento contin6a en producción, la relación gas+petróleo !A?P$ tiende a aumentar por la pérdida de algunos componentes pesados del l"#uido formado en el yacimiento.
+/. %?1"D2 Bn gas h6medo normalmente contiene componentes de hidrocarburos mas pesados #ue los gases secos. %n la igura 89 1J se muestra un diagrama de fase t"pico donde se observa lo siguiente& la región de las dos fases !*rea interior a la curva envolvente$ es algo m*s extensa #ue la correspondiente al gas seco y el punto cr"tico se encuentra a
una
temperatura
mucho
mayor.
La temperatura del yacimiento !en condiciones iniciales , el punto ($ excede al punto cricondentérmico, de modo #ue en este caso, durante la explotación !reducción de presión siguiendo la l"nea isotérmica (5$, el fluido en el yacimiento siempre permanecer* en estado de gas como una sola fase. Las condiciones de presión y temperatura en la superficie !separador$ se encuentra en la región de las dos fases, de modo #ue una fase l"#uida se formar* o condensar* a medida #ue el fluido es transportado hasta el separador, siguiendo el comportamiento se:alado
con
la
l"nea
(+
eparador.
La palabra h6medo en la expresión gas h6medo no significa #ue el gas es mojado por agua, sino #ue el gas contiene algunas moléculas de hidrocarburos m*s pesados #ue, en condiciones de superficie, forman una fase l"#uida. %ntre los productos l"#uidos producidos
en
esta
separación
se
tienen
el
butano
y
el
propano.
Los gases h6medos se caracteri)an por A?P en la superficie entre J0000+100000 P-8D58, asociados con petróleos usualmente con gravedad mayor a J0 9 (PF.
Diagrama de fase típico de un +as %úmedo.
+/. ."C2 -uando se produce con una relación gas+petróleo mucho mayor #ue 100000 P-8D58, al fluido se le denomina, com6nmente, gas seco o gas natural. %ste consiste,
fundamentalmente de metano con poca cantidad de etano y posiblemente, muy pe#ue:os porcentajes de otros componentes de hidrocarburos m*s pesados. 4ambién puede contener vapor de agua, #ue se condensar* cuando las condiciones lo determinen. Bn diagrama de fase t"pico de gas seco se presenta en la igura 89 1;. %n esta figura se observa& + 4anto en condiciones de yacimiento durante la etapa de explotación !l"nea isotérmica (5$ como en condiciones de superficie, en el separador el sistema se encuentra en estado gaseoso, fuera de la l"nea envolvente + La temperatura del yacimiento es mayor #ue la temperatura cricondentérmica al igual #ue la temperatura de superficie en el separador, por lo #ue no se condensar*n hidrocarburos l"#uidos en este sistema, ni en el yacimiento ni en la superficie
. Diagrama de fase típico de un +as .eco
