COMPORTAMIENTO DE FASES DE FLUIDOS CERCANOS AL PUNTO CRÍTICO

COMPORTAMIENTO DE FASES DE FLUIDOS CERCANOS AL PUNTO CRÍTICO

ESTUDIANTES: OSCAR MAURICIO MANRIQUE DÍAZ JAIRO BRAYAN PORRAS RODRÍGUEZ LEDER YESID SANTOYO DÍAZ GRUPO L1

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULTA DE INGENIERÍA FÍSICOQUIMICAS ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS BUCARAMANGA 2013



PROFESOR: ING. JULIO CESAR PÉREZ PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE YACIMIENTOS




PROFESOR: ING. JULIO CESAR PÉREZ PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE YACIMIENTOS


TABLA DE CONTENIDO

Pág. OBJETIVOS INTRODUCCIÓN COMPORTAMIENTO DE FASE

6

1. SUSTANCIAS PURAS

7

1.1. Diagrama De Fase Para Una Sustancia Pura

7

1.2. Presión De Vapor De Una Sustancia Pura

10

1.3. Punto de burbuja

10

1.4. Punto de rocío

11

1.5. El punto crítico

11

1.6. El Punto Triple

11

2. SISTEMA DE DOS COMPONENTES 2.1. Diagramas De Fase De Mezclas De Dos Componentes

12 12

2.2. Diagrama Presión-Volumen Para Una Mezcla De Dos Componentes 14 2.3. Diagramas De Composición 3. SISTEMA DE MULTI-COMPONENTES

15 18

4. CLASIFICACIÓN DE LOS RESERVORIOS Y EL DEPÓSITO DE FLUIDO 20 4.1. Crudo de reservorio

20

4.1.1. Aceite negro ordinario

21

4.1.2. Aceite de baja contracción

21

4.1.3. Crudo volátil

22

4.1.4. Crudo cercano al punto crítico

23

4.2. Gas de reservorio

24

4.2.1. Yacimiento de gas condensado retrógrado

24

4.2.2. Gas condensado cerca al punto crítico

25

4.2.3. Gas húmedo

26

4.2.4. Gas seco

27

CONCLUSIONES BIBLIOGRÍA

OBJETIVOS

OBJETIVO GENERAL

OBJETIVOS ESPECÍFICOS

INTRODUCCIÓN

La gran importancia de la industria petrolera, como generadora de energía y fuente de

ingresos obliga al aprovechamiento máximo de cada yacimiento.

Actualmente una parte

importante de los yacimientos en explotación a nivel

mundial se encuentran en etapa

madura, por lo que procurar su óptima

explotación es prioritario.

En general, el petróleo y el gas son mezclas de hidrocarburos de una composición química compleja, que se encuentran en un yacimiento a determinadas condiciones de presión y temperatura.

El estado de una mezcla de hidrocarburos a condiciones de superficie depende de la composición de la misma en el depósito del subsuelo. A su vez, la composición del fluido que permanece en el yacimiento, sufre cambios debido a los hidrocarburos producidos; además, la reducción de presión en el yacimiento, trae como consecuencia la variación en las proporciones de gas y líquido existentes en el mismo. El conocimiento de las propiedades físicas de tales mezclas de hidrocarburos, es indispensable para evaluar, en términos de volúmenes de líquido y gas, en condiciones normales, lo que produce una unidad de fluido del yacimiento.

El objetivo del estudio de fases, es llegar a predecir, cuando se conoce la composición y las cantidades de las fases en equilibrio del sistema, a cualquier presión y temperatura.

5

El comportamiento de las fases de los fluidos es de gran importancia en la descripción y determinación de las propiedades de los fluidos, el punto de burbujeo; es el punto donde existe una fase liquida con una parte muy pequeña de gas, el punto de roció; es el punto donde existe una fase gaseosa con una parte muy pequeña de líquido, Presión cricondenbárica; es la presión donde coexisten la fase liquida y la fase gaseosa, temperatura cricondentérmica; es la temperatura donde coexisten la fase liquida y la fase gaseosa, Condensación Retrógrada; es la condensación del líquido durante el calentamiento del gas y el punto crítico; que es donde se encuentran las curvas de rocío y burbujeo.

6

COMPORTAMIENTO DE FASES

En la Industria Petrolera, el estudio del comportamiento de fases de fluidos es importante a la hora de la descripción y determinación de las propiedades de los mismos. Pero antes de sumergirse completamente en temas como tipos de pruebas realizadas para estudiar dichos comportamientos es necesario conocer algunos fundamentos básicos.

Fase: define a alguna parte homogénea y físicamente distinta de un sistema, la cual es separada de las otras partes del sistema por algún límite definido. Otra definición puede ser, los distintos estados homogéneos en los que se presenta una sustancia al ir cambiando su estado termodinámico (temperatura, presión o concentración). Los tres estados fásicos de la materia son: sólido, líquido y gaseoso. Por ejemplo, el hielo, el agua líquida y el vapor de agua son tres fases. Cada una está físicamente bien definida y es homogénea, y existen límites definidos entre el hielo y el agua, entre el hielo y el vapor de agua y entre el agua líquida y el vapor de agua. Así, podemos decir que tenemos un sistema de tres fases: solido, líquido y gas.

Fig.1 Fases de una sustancia

Gas

Fusión 7

Sólido

Liquido Solidificación

Las propiedades físicas: pueden ser llamadas intensivas o extensivas. Propiedades intensivas son independientes de la cantidad de material presente. Densidad, volumen específico y factores de compresibilidad. Las propiedades extensivas sus valores son determinados del total de la cantidad de materia presente, tales como volumen, masa e inercia.

8

1. SUSTANCIAS PURAS

Tiene una composición química fija, invariable y homogénea. Puede existir en más de una fase, siempre la composición química sea la misma en todas las fases. Sustancia que no se puede descomponer en otras más elementales por procedimientos físicos sencillos.

En particular, se interesa el comportamiento de las fases, esto es, las condiciones de temperatura y presión para las cuales las diferentes fases pueden existir. Las tres variables de interés son: presión, temperatura y volumen. La presión y temperatura son impuestas sobre el sistema y determinan la fase o fases que pueden existir. Las fases que existen son identificas por sus volúmenes específicos o densidades.

1.1.

Diagramas De Fases Para Una Sustancia Pura

Es una representación gráfica de las fronteras entre diferentes estados de la materia de un sistema, en función de variables elegidas para facilitar el estudio del mismo. Los diagramas de fase más sencillos son los de presión - temperatura de una sustancia pura, como puede ser el del agua. En el eje de ordenadas se coloca la presión y en el de abscisas la temperatura, mostrando las condiciones bajo las cuales estarán presentes las variadas fases de una sustancia.

A partir de estos diagramas podemos obtener rápidamente informaciones como: las diferentes fases posibles para un sistema y las condiciones que debemos aplicar si queremos obtener una de ellas, las temperaturas a las que se producirán 9

las fusiones o solidificaciones, etc. También podremos deducir de los diagramas de fase las condiciones que conducen a la coexistencia de fases en equilibrio (se presenta cuando las propiedades permanecen uniformes y constantes), aunque es importante destacar que estos diagrama no informan sobre el tiempo necesario para alcanzar esos equilibrios.

Estos diagramas son tres: el diagrama Temperatura vs. Volumen específico (T-v), el diagrama Presión vs. Volumen específico (P-v) y el diagrama Presión vs. Temperatura (P-T).

Fig.1-1 Diagrama de fase T-v

1- Punto de Burbuja 2- Punto de Rocío 1

2

Unefa-termodinamica.blogspot.com

En este diagrama se pueden apreciar inicialmente tres regiones: la región de líquido comprimido, que es la región a la izquierda del domo, la región de vapor sobrecalentado que es región a la derecha del domo y la región de Líquido + Vapor saturados que es aquella que se halla dentro del domo. 10

Líquido comprimido o subenfriado: es un líquido que no esta a punto de evaporarce.

Vapor sobrecalentado: es el vapor que no está a punto de condensase.

Región de líquido + vapor o mezcla saturada: es aquella en la cual las fases coexisten en equilibrio en los estados (Líq-Gas)

Temperatura de saturación: a presión dada, es la temperatura a la que una sutancia cambia de fase

Fig.1-2 Diagrama de fase P-v 1- Punto de Burbuja 2- Punto de Rocío

1

2

Unefa-termodinamica.blogspot.com

11

En comparación con el diagrama T-v, este diagrama tiene dos grandes diferencias. La primera es que la línea que era de presión constante (isóbara) pasa a ser una línea de temperatura constante (isoterma), y la segunda, que dicha línea desciende de izquierda a derecha en lugar de ascender.

Líquido saturado: líquido en equilibrio con vapor a una presión y una temperatura dada.

Vapor saturado: vapor en equilibrio con un líquido a presión y temperatura dada.

Presión de saturación: a temperatura dada, es la presión a la que una sustancia pura cambia de fase.

Fig.1-3 Diagrama de fase P-T

A temperatura constante: P > Pv fase líquida P = Pv Comienza a liberar gas P > Pv fase gaseosa

es.wikipedia.org

12

Este diagrama también se conoce como diagrama de fase porque es posible identificarlas al estar separadas por tres líneas. La línea de sublimación (color rojo), es la que separa la fase sólida de la fase vapor, la de vaporización (colora azul) separa la fase líquida de la fase vapor y la línea de fusión (color verde) separa la fase sólida de la fase líquida.

1.2.

Presión De Vapor De Una Sustancia Pura

Es la presión para una temperatura dada, en la que la fase líquida y el vapor se encuentran en equilibrio termodinámico.

1.3.

Punto de burbuja

Se refiere a la presión o la temperatura a la cual la primera burbuja de vapor aparece cuando el líquido se calienta a temperatura o presión constante. Líquido a punto de evaporase. Estado de un sistema (P y T) completamente líquido que está en equilibrio con una cantidad infinitesimal de gas.

1.4.

Punto rocío

Se refiere a la temperatura o la presión a la cual la primera gota de rocío aparece cuando el vapor se comprime o se enfría a temperatura o presión constante. Vapor a punto de condensarse. Estado de un sistema completamente gaseoso que esta en equilibrio con una cantidad infinitesimal de líquido. 13

1.5.

Punto crítico

Presión y temperatura en la cual el gas y el líquido tienen propiedades idénticas. Agua a 218atm, 374°C.

1.6.

Punto Triple

Es el punto donde coexisten los tres estados líquido-sólido-gas. Agua T= 0,0098°C P=0,006atm.

14

2. SISTEMA DE DOS COMPONENTES

Para el sistema de dos componentes tomaremos el comportamiento de las fases de una mezcla de dos componentes. Los sistemas de dos componentes no son trabajados normalmente por el ingeniero de petróleos; normalmente las mezclas consisten de muchos componentes. Sin embargo, es importante observar las diferencias en el comportamiento de fases entre las mezclas de dos componentes y las sustancias puras, esas diferencias se pueden ampliar a mezclas de multicomponentes.

Los diagramas de fase de las mezclas binarias sirven para ilustrar el comportamiento de los fluidos multi-componentes a diferentes presiones, temperaturas y composiciones.

2.1. Diagramas De Fase De Mezclas De Dos Componentes

El comportamiento de una mezcla de dos componentes no es tan simple como el comportamiento de una sustancia pura. En lugar de una línea simple representando la curva de presión de vapor, hay una gran región donde las dos fases coexisten.

Está región es llamada región de dos fases. La Figura 2-1 muestra la forma típica del diagrama de fases para una mezcla de dos componentes. La región de dos fases del diagrama de fases, está unida por un lado por la línea del punto de burbuja y por el otro lado por la línea del punto de rocío. Las dos líneas se unen en el punto crítico. 15

Fig 2-1 Diagrama de fase típico de una mezcla de dos componentes

es.scribd.com

Envolvente de fases (BCA): Región en la que coexisten las dos fases. Línea de puntos de burbuja (AC): Separa la región liquida de la región de dos fases.

Línea de puntos de rocío (BC): Separa la región gaseosa de la región de dos fases.

Líneas de calidad: Representan porcentajes iguales de volumen de líquido. Punto crítico (C): Punto en el cual todas las propiedades intensivas del líquido y el gas son iguales.

Temperatura Cricondentérmica ( ): Máxima temperatura a partir de la cual no se puede formar liquido pese a que se reduzca la presión. Máxima temperatura a la que pueden coexistir dos fases. 16

Presión Cricondembárica (): Máxima presión a partir de la cual no se puede formar gas pese a que se reduzca la temperatura. Máxima presión a la que pueden coexistir dos fases.

2.2. Diagrama Presión-Volumen Para Una Mezcla De Dos Componentes.

La Figura 2-2 muestra una isoterma simple sobre un diagrama de presión – volumen para una mezcla de dos componentes con una composición constante en conjunto. La característica que distingue este diagrama desde un diagrama presión - volumen de una sustancia pura, es que la presión disminuye cuando el proceso pasa del punto de burbuja al punto de rocío.

La línea del punto de burbuja al punto de rocío (isoterma dentro del domo de saturación) no es horizontal y no es necesariamente recta. La disminución en la presión es causada por cambios en las composiciones del líquido y el gas mientras el proceso pasa por la región de dos fases.

En el punto de burbuja, la composición del líquido es esencialmente igual a la composición global de la mezcla, pero la cantidad infinitesimal de gas es más rica en componentes más volátiles. De la misma manera, en el punto de rocío la composición del vapor es esencialmente a la composición general del sistema y la cantidad infinitesimal de líquido es más rica en componentes menos volátiles.

17

Los cambios en la pendiente de la isoterma en el punto de burbuja y punto de rocío no son tan abruptos como para una sustancia pura.

Fig

2-2

Diagrama

de

presión-volumen

para

una

mezcla

The Properties of Petroleum Fluids - W ILLIAM D. McCain - 2th Ed.

2.3. Diagramas De Composición

Una serie de experimentos de laboratorio con una sustancia pura tendrá como resultados datos para presión, temperatura y volumen. Una serie similar de experimentos con sistemas de dos componentes arroja datos para variables adicionales como son La composición general de la mezcla, la composición del equilibrio líquido y la composición del gas en equilibrio las cuales son todas importantes. Por lo tanto, en adición a graficar combinaciones de temperatura, presión y volumen, gráficos adicionales con estas variables dibujadas contra composición son posibles.

18

Diagramas de presión – composición para mezclas de dos componentes

La Figura 2-3 da un diagrama típico presión – composición para una mezcla de dos componentes a una temperatura simple. Combinaciones de composición y presión que dibujan sobre la envolvente indicando condiciones a las cuales la mezcla es completamente líquida. Combinaciones de composición y presión que son dibujadas bajo de la envolvente indican condiciones a las cuales la mezcla es gas. Toda combinación de presión y composición que se encuentre dentro de la envolvente indica que la mezcla se encuentra en dos fases, liquida y gaseosa. La línea de punto de burbuja es además la localización de composiciones del líquido cuando dos fases están presentes. La línea de punto de rocío es la localización de composiciones de gas cuando el gas y el líquido están en equilibrio. La línea que une la composición del líquido con la composición del gas en equilibrio es conocida como línea enlazante de equilibrio. Las líneas enlazantes son siempre horizontales para mezclas de dos componentes.

Fig. 2-3 Diagrama típico presión-composición para una mezcla de dos componentes

es.scribd.com 19

La composición del líquido en equilibrio es indicada por el punto 2 y la composición del gas en equilibrio está dada por el punto por el punto 3. La línea enlazante puede ser utilizada para determinar las cantidades de líquido y gas presentes en el punto 1.

FIG 2-4 Diagrama presión-composición para una mezcla de dos componentes

es.scribd.com

Relación de moles gas a moles totales de muestra (Figura 2-4)    

Relación de moles líquido a moles totales de muestra (Figura 2-4)    

20

3. SISTEMA DE MULTI-COMPONENTES

Mientras el número y complejidad de las moléculas en una mezcla aumenta, la distancia entre las líneas de punto de rocío y burbuja en un diagrama de fases se hace cada vez más grande.

Los diagramas de fases de los yacimientos de hidrocarburos (figura 3), son diferentes dependiendo de las sustancias presentes en cada uno de ellos. Se presentan variedad de presiones y temperaturas críticas, y las distintas posiciones que toma el punto crítico en las envolventes de saturación, además se puede observar gran separación entre la temperatura crítica y la cricondentérmica en todos los casos y la separación entre la cricondembárica y la presión crítica para las mezclas de hidrocarburos más livianos.

FIG 3-1 Diagrama de fases de yacimientos de hidrocarburos

es.scribd.com 21

Es muy importante conocer detalladamente que compone y el significado de las curvas y puntos que forman parte de este diagrama. La envolvente de fase se forma de unir las curvas de punto de rocío y punto de burbuja, las curvas de 100% del punto de burbuja y la de 0% de punto de rocío convergen en el punto crítico, la zona del punto de crítico hacia la izquierda está en fase liquida y del punto crítico a la derecha se encuentra en fase gaseosa, un punto en el medio de la envolvente como lo es el punto D se dice que el fluido es bifásico. Para cada yacimiento existe una envolvente diferente, los yacimientos que se encuentran debajo de la temperatura critica, ejemplo el punto C, el yacimiento se encuentra en estado monofásico, Para este caso en fase liquida a este yacimiento se le denomina yacimiento de punto de burbuja.

Un yacimiento que se encuentra fuera de las fases (liquida-vapor), y este exceda la temperatura cricondentérmica, este fluido se encontrara en una sola fase durante toda su vida del yacimiento esta fase es gaseosa; a estos yacimientos se les denomina yacimientos de gas.

Para yacimientos donde la temperatura mayor a la temperatura crítica, el fluido se encuentra en fase gaseosa, A medida que la presión disminuye la composición del fluido permanecerá constante, hasta alcanzar la presión del punto de rocío por debajo de esta presión se condensa el líquido del fluido del yacimiento en forma de rocío, a ese yacimiento se le denomina yacimiento de punto de rocío.

Lo que ocurre en un yacimiento de punto de rocío es una condensación retrograda, cuando la presión está por debajo de la presión de punto de rocío. Debido a esta condensación la fase gaseosa disminuirá su contenido liquido; como el líquido condensado se adhiere al material solido o paredes de los poros 22

de la roca permanecerá inmóvil, por consiguiente el gas promedio en la superficie tendrá un contenido liquido menor encontrando la razón gas-petróleo de producción esto ocurre hasta alcanzar el punto de máximo volumen de líquido.

Se dice retrograda porque generalmente una dilatación isotérmica ocurre vaporización en lugar de condensación.

La vaporización del líquido formado por condensación retrograda. Liquido retrogrado presenta a partir del punto de presión de rocío hasta la presión de abandono; Esta re vaporización ayuda a la recuperación liquida y se hace evidente por la disminución en las razones gas-petróleo en la superficie.

23

4. CLASIFICACIÓN DE LOS RESERVORIOS Y EL DEPÓSITO DE FLUIDOS Una clasificación adecuada de un depósito requiere el conocimiento del comportamiento termodinámico de las fases presentes en el depósito y las fuerzas responsables para el mecanismo de producción. En general, los depósitos están clasificados convenientemente sobre la base de la ubicación del punto que representa el depósito de presión inicial



y temperatura T con respecto al

diagrama P-T del reservorio líquido. En consecuencia, los reservorios se pueden clasificar esencialmente en dos tipos:



Yacimientos de Petróleo: Si la temperatura T del yacimiento es inferior a la temperatura crítica Tc del yacimiento de líquido, el yacimiento se clasifica como un reservorio de aceite.



Yacimientos de Gas: Si la temperatura del yacimiento es mayor que la temperatura crítica del fluido de hidrocarburo, el depósito se considera un reservorio de gas.

4.1. Reservorio de Crudo Dependiendo de la presión inicial



del yacimiento, Los reservorios de aceite se

pueden subdividir en las siguientes categorías:

Reservorio subsaturado de aceite: si la presión inicial mayor que la presión del punto de burbuja



del yacimiento, es

del depósito de líquido, el depósito

se considera un reservorio subsaturado de aceite.

24



Reservorio de aceite saturado: cuando la presión inicial del depósito es igual a la presión del punto de burbuja del depósito de líquido, se llama un reservorio de aceite saturado.

Reservorio de tapón-gas: si la presión inicial del yacimiento está por debajo de la presión de punto de burbuja en el depósito de líquido, el depósito de se denomina un reservorio de tapón-gas. Los crudos cubren una amplia gama de propiedades físicas y composiciones químicas, y con frecuencia es importante agruparlos en categorías amplias de aceites relacionados. En general, los crudos se suelen clasificar en los siguientes tipos:

4.1.1. Aceite Negro Ordinario Un diagrama típico de fase P-T para un aceite negro ordinario se muestra en la figura 4-1, éste diagrama de fases se caracteriza por líneas de calidad que son aproximadamente equidistantes, siguiendo el camino de reducción de presión como por la línea vertical EF en la figura 4-1.

Fig. 4-1 Diagrama P-T para un aceite negro ordinario

25

Hydrocarbon Phase Behavior - TAREK AHMED

Cuando se produce aceites negros comunes, generalmente se producen relaciones de gas-aceite entre 200-700 scf/STB y gravedades de aceite de 15 a 40 °API. El aceite de tanque es generalmente de color marrón o verde oscuro.

4.1.2. Aceite de baja merma Un diagrama de fase típico P-T de un aceite de baja merma se muestra en la figura 4-2. El diagrama se caracteriza por líneas de calidad que están estrechamente espaciadas cerca de la curva del punto de rocío.

26

Fig 4-2 Diagrama de fase para un aceite de baja merma


Las otras propiedades asociados a este tipo de crudo son:



Relación gas-aceite menos de 200 scf/STB



La gravedad del aceite menos de 15 °API



Negro o de color muy oscuro



Recuperación de líquido sustancial en las condiciones de separación como se indica en el punto G en la línea de la calidad del 85% de la figura 4-2.

4.1.3. Crudo Volátil El diagrama de fases de un crudo volátil (de contracción) se muestra en la figura 4-3. Se puede observar que las líneas de calidad están muy juntas cerca del punto de burbuja y que a presiones más bajas están más espaciadas. 27

Fig 4-3 Diagrama P-T para un crudo volátil


Las otras propiedades características de este aceite incluyen: - Relaciones gas-petróleo entre 2000-3500 scf/STB - Gravedades del petróleo entre 45-55 ° API - Menor recuperación de líquido en las condiciones de separación como se indica en el punto G en la figura 4-3 - Color verdoso a naranja

4.1.4. Crudo cercano al punto crítico Si la temperatura T del reservorio es cercana a la temperatura crítica



del

sistema de hidrocarburos, como se muestra en la figura 4-4, la mezcla de hidrocarburos se identifica como un crudo casi crítico, debido a que todas las líneas de calidad convergen en el punto crítico, una caída de presión isotérmica (como se muestra en la línea vertical EF en la figura 4-4) puede reducir el tamaño 28

del petróleo de 100% del volumen de poros de hidrocarburos en el punto de burbuja a 55% o menos a una presión de 10 a 50 psi por debajo del punto de burbuja.

Fig 4-4 Esquema de un diagrama de fases para el crudo cercano al punto crítico


4.2.

Gas de reservorio

Son aquellos en los cuales la mezcla de hidrocarburos se encuentra inicialmente en fase gaseosa en el subsuelo. 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.

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4.2.1. Yacimiento de gas condensado retrógrado Estos yacimientos producen condensación retrograda en el yacimiento a presiones por debajo de la presión de rocío y temperaturas entre la crítica y la cricondentérmica. El gas al disminuir la presión se condensa. Estos tipos de yacimientos también pueden ubicarse de acuerdo con la localización de la temperatura y presión iniciales del mismo con respecto a la región de dos fases (gas y petróleo) en los diagramas de fases que relacionan estas dos variables. Cuando la presión y la 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 o como un yacimiento retrogrado de gas. Las características físicas asociadas de esta categoría son: 

Relaciones de gasoil entre 8,000 a 70,000 scf / STB. Generalmente, la relación de aceite de gas para un sistema de condensado aumenta con el tiempo debido a la caída de salida de líquido y la pérdida de componentes pesados en el líquido



La gravedad de condensado por encima de 50 API



Líquido Stock-tanque es generalmente agua-blanco o ligeramente coloreado

Fig. 4-5 Diagrama de fase de una Gas Retrógrado

30


4.2.2. Gas condensado cerca al punto crítico

Si la temperatura del yacimiento está cerca de la temperatura crítica, la mezcla de hidrocarburos se clasifica como gas condensado cerca al punto crítico. Debido a que todas las líneas de calidad convergen al punto crítico, una rápida concentración se crea inmediatamente declina la presión por debajo del punto de rocío cruzando rápidamente diversas líneas de calidad. En el punto donde el líquido deja de aumentar y comienza a disminuir, el yacimiento pasa de la región de vaporización normal.

Fig. 4-6 Gas condesado cercano al punto crítico

31

Lacomunidadpetrolera.com

4.2.3. Gas húmedo

La temperatura del reservorio es mayor que la cricondetérmica de la mezcla, por tal razón nunca se integran las dos fases en el reservorio, únicamente existe la fase gaseosa en el reservorio.

El gas producido fluye hacia la superficie, y por ende, la presión y la temperatura de gas declinará. El gas entra en la región de dos fases, en la tubería de producción debido a los cambios de presión y temperatura y a la separación en la superficie. Esto es causado por una disminución suficiente en la energía cinética de moléculas pesadas con la caída de temperatura y su cambio subsiguiente para líquido a través de fuerzas atractivas entre moléculas. Yacimientos de gas húmedo se caracterizan por las siguientes propiedades: 

Las relaciones de gas y petróleo entre 60,000-10,000 scf / STB



La gravedad de petróleo Stock-tanque por encima de 60 API



El líquido es el agua de color blanco

32



Las condiciones de separador, es decir, la presión y la temperatura del separador, se encuentran dentro de la región de dos fases.

Fig. 4-7 Diagrama de fase de Gas Húmedo


4.2.4. Gas seco

En éstos el gas es el producto principal. Son yacimientos que contienen hidrocarburos en su fase gaseosa, pero al producirlos no se forman líquidos por los cambios de presión y temperatura. Estos reservorios contienen principalmente metano, con pequeñas cantidades de etano, propano, y más pesados, el fluido de este reservorio entran en la región de dos fases a condiciones de superficie, durante la explotación del reservorio. Teóricamente los reservorios de gas seco no producen líquido en la superficie, por ende, la diferencia entre un gas seco y un gas húmedo es arbitraria y generalmente en sistemas de hidrocarburos que produzcan con relaciones gas petróleo mayores de 120000 scf / STB considera gas seco. 33

se

Fig. 4-7 Diagrama de fase de un Gas Seco

The Properties of Petroleum Fluids - W ILLIAM D. McCAIN - 2th Ed.

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CONCLUSIONES

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COMPORTAMIENTO DE FASES DE FLUIDOS CERCANOS AL PUNTO CRÍTICO

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