Diagrama de fases de yacimientos de hidrocarburos
Es muy importante conocer detalladamente que compone y el significado de las curvas y puntos que forman parte de este diagrama aqui esta una breve pero muy detallada informacion de cada uno de sus componentes La envolvente de fase se forma de unir las curvas de punto de rocio y punto de burbuja Las curvas de 100% del punto de burbuja y la de 0% de punto de rocio convergen en el punto critico La zona del punto de critico hacia la izquierda esta en fase liquida y del punto critico 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 bifasico 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 monofasico Para este caso en tase liquida a esta yacimiento se le denomina yacimiento de punto de burbuja. Un yacimiento que se encuentra fuera de las fases (liquida-vapor), y este exeda la temperatura cricondentermica, 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 critica, el fluido se encuentra en fase gaseosa, A medida que la presion disminuye la composicion del fluido permanecera constante. hasta alcanzar la presion del punto de rocio por debajo de esta presion se condensa el liquido del fluido del yacimiento en forma de rocio, a ese yacimiento se le denomina yacimiento de punto de rocio. Lo que acurre en un yacimiento de punto de rocio es una condensacion retrograda, cuando la presion esta por debajo de la presion de punto de rocio. debido a esta condensacion la fase gaseosa disminuira su contenido liquido; como e l liquido condensado se adhiere al material solido o paredes de los poros de la roca permanecera inmovil. por consiguite el gas promedio en la superficie tendra un contenido liquido menor encontrando la razon gas petroleo de produccion esto ocurre hasta alcanzar el punto de amximo volumen de liquido. Se dice retrograda porque genaralmente una dilatacion isotermica ocurre vaporizacion en lugar de condensacion La vaporizacion del liquido formado por condensacion retrograda. liquido retrogrado presenta a partir del punto de presion de rocio hasta la presion de abandono; Esta revaporizacion ayuda a la recuperacion liquida y se hace evidente por la disminucion en las razones gas-petroleo en la superficie. En el punto critico las propiedades intensivas del gas y liquido son identicas Temperatura cricondertermica:Es la maxime temperatura donde existe un eq uilibrio entre el vapor y el liquido, temperatura superior a esta el sistema se encuentra en fase gaseosa. Presion criconderbarica:Es la maxima presion donde ex isten en equilibrio el vapor y el liquido La posicion relativa de los puntos criconderbaricos y c ricondertermicos van a depender de la composicion del sistema. Se puede obserbar que a medida que la mezcla es mas liviana y volatil las presiones de burbuja y rocio son mayores. Publicado por jean moreno en 23:39 0 comentarios:
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Blog: Yacimientos de Gas
18 enero 2009 Diagrama de fases para yacimientos de hidrocarburos La mayoría de los campos petrolíferos descubiertos a nivel mundial corresponden mayormente a gas condensado/petróleo volátil asociados a altas presiones y temperaturas. De allí la importancia de estudiar estos yacimienots aplicando las mejores técnicas de ingeniería para optimizar la recuperación de este recurso no renovable. El paso siguiente al descubrimiento de un yacimiento de hidrocarburos es determinar el estado (gas y/o líquido) en que se encuentra la mezcla en el yacimiento y clasificarlo utilizando criterios termodinámicos de fases y parámetros de caracterización fundamentales como la relación gas-líquido (petróleo o condensado), gravedad API y otros. Cabe destacar que en términos generales, a mayor profundidad de los yacimientos las mezclas de hidrocarburos se encuentran en fase líquida cerca del punto crítico (crudos volátiles de alto encogimiento) o en fase gaseosa (gas condensado, gas húmedo o seco). Los fluidos obtenidos en superficie de estos yacimientos, son el resultado de cambios termodinámicos que sufre la mezcla original de hidrocarburos en su trayectoria desde el yacimiento hasta el sistema de separación en la superficie. Cuatro factores físicos controlan el comporamiento de fases de mezclas de hidrocarburos: 1. 2. 3. 4.
Presión. Atracción molecular. Energía cinética (movimiento molecular asociado con temperatura). Repulsión molecular.
La presión y la atracción molecular tienden a mantener las moléculas juntas, de esta manera, mientras mayor sean estas fuerzas mayor es la tendencia de los hidrocarburos a aumentar su densidad. Las fuerzas de atracción molecular son directamente proporcionales a la masa de las moléculas e inversamente proporcionales a la distancia entre las mismas. La energía cinética y la repulsión molecular tiend en a dispersar las moléculas. A elevadas temperaturas aumenta el movimiento de las moléculas y por ende, mayor es su tendencia a separarse, produciendo de esta manera una disminución en la densidad. El comportamiento regular de los hidrocarburos es el d e pasar de fase gaseosa a líquida por aumento de presión y/o disminución de temperatura y el de pasar de fase líquida a gaseosa por disminución de presión y/o aumento de temperatura. Diagrama presión-temperatura de mezclas de hidrocarburos
La mejor forma de observar los cambios de fase de las mezclas de hidrocarburos que se presentan naturalmente en yacimientos de petróleo y gas (o condensado) es a través de un diagrama Presión-Temperatura (P-T) como el diagrama que se observa a continuación
Figura 1. Diagrama de fases Presión-Temperatura para yacimiento de hidrocarburos
En este se observa la envolvente de fases que resulta de unir las curvas de puntos de burbujeo y puntos de rocío. En los puntos de burbujeo el sistema (mezcla de hidrocarburos) se encuentra en fase líquida en equilibrio con una cantidad infinitesimal (burbuja) de gas. En los puntos de rocío el sistema se encuentra en fase gaseosa en equilibrio con una cantidad infinitesimal (gota) de líquido. Al punto donde se unen las curvas de burbujeo y rocío, se denomina punto crítico. A las condiciones del punto crítico, las propiedades intensivas (aquellas que no dependen de la masa: densidad, viscosidad, etc.) del gas y líquido son idénticas. La envolvente de fases divide el diagrama en tres regiones: La del líquido que está situada fuera de la envolvente y a la izquierda de la temperatura crítica; la del gas que también está fuera de la envolvente pero a la derecha de la temperatura crítica y la de dos fases que se encuentra dentro de la envolvente y donde se hallan en equilibrio el gas y el líquido. En esta región se observan las líneas de isocalidad que son líneas que unen puntos de igual porcentaje volúmetrico de líquido en la mezcla líquido-gas. De esta forma, las curvas de burbujeo y rocío son líneas de 100% y 0% de líquido, respectivamente. Todas estas curvas de isocalidad también convergen en el punto crítico. Otro punto observado en el diagrama de fase es el punto de temperatura cricondentérmica(Tcdt) que es la máxima temperatura a la cual existe equilibrio entre vapor y líquido (a T>Tcdt y a cualquier presión, el sistema está en fase gaseosa). También se observa el punto de presión cricondembárica (Pcdb) que se define como la máxima presión a la cual existe equilibrio entre vapor y líquido. La posición relativa de los puntos cricondentérmico y cricondembárico con respecto al punto crítico, depende de la composición del sistema. Para crudos, el punto cricondembá rico está a la izquierda del punto crítico, en cambio, para gases naturales y gases condensados está a la derecha. Cada mezcla de hidrocarburos encontrada en un yacimiento tiene un diagrama de fases característico, el cual permanece constante, mientras se mantenga constante la proporción de componentes en la mezcla; sufriendo modificaciones cuando se altera esta proporción
debido a la extracción preferencial de fluidos o a la inyección de alguno o algunos de ellos (gas natural, CO2, N2, etc.). Se puede observar que a medida que la mezcla es más liviana y volátil las presiones de burbujeo y rocío son mayores. Fuente: B. Craft
Publicado por Dayne Vásquez en 18:15 0 comentarios:
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Yacimientos de Gas Condensado
Yacimientos de Gas Condensado. Los yacimientos de gas condensado son aquellos que están formados, o contienen un gas condensado. Un gas condensado es un fluido monofásico en condiciones de yacimiento originales. Está compuesto principalmente de metano [C1] y de otros hidrocarburos de cadena corta, pero también contiene hidrocarburos de cadena larga, denominados fracciones pesadas. Bajo ciertas condiciones de temperatura y presión, este fluido se separará en dos fases, una gaseosa y otra líquida, lo que se conoce como condensado retrógrado.
Durante el proceso de producción del yacimiento, la temperatura de formación normalmente no cambia, pero la presión se reduce. Las mayores caídas de presión tienen lugar cerca de los pozos productores. Cuando la presión de un yacimiento de gas condensado se reduce hasta un cierto punto de rocío, una fase líquida rica en fracciones pesadas se separa de la solución; la fase gaseosa muestra una leve disminución de las fracciones pesadas. La reducción continua de la presión incrementa la fase líquida hasta que alcanza un volumen máximo; luego el volumen de líquido se reduce. Este comportamiento se puede mostrar en un diagrama de la relación PVT.
(Diagrama de fases de un sistema de gas condensado. Esta gráfica de la relación PVT indica el comportamiento monofásico fuera de la región bifásica, que está limitada por las líneas correspondientes al punto de burbujeo y al punto de rocío. Todas las líneas de saturación de fase constante (líneas de guiones) convergen en el punto crítico. Los números indican la saturación de la fase de vapor. En un yacimiento de gas condensado, la condición inicial del yacimiento se encuentra en el área monofásica, a la derecha del punto
crítico. Conforme declina la presión del yacimiento, el fluido atraviesa el punto de rocío y una fase líquida se separa del gas. El por centaje de vapor disminuye, pero puede aumentar nuevamente con la declinación continua de la presión. La cricondeterma es la temperatura máxima a la cual pueden coexistir dos fases. Los separadores de superficie habitualmente operan en condiciones de baja presión y baja temperatura.)
El volumen de la fase líquida presente depende no sólo de la presión y la temperatura, sino también de la composición del fluido. Un gas seco, tiene insuficientes componentes pesados como para generar líquidos en el yacimiento aunque se produzca una gran caída de presión cerca del pozo. Un gas condensado pobre genera un volumen pequ eño de fase líquida - menos de 561 m3 [100 bbl por millón de pies3] - y un gas condensado rico genera un volumen de líquido más grande, generalmente superior a 842 m3 por millón de m3 [150 bbl por millón de pies3]. No existen límites establecidos en las definiciones de pobre y rico, y descripciones adicionales - tales como muy pobre - también se aplican, de modo que estas cifras deben tomarse como meros indicadores de rangos
Diagrama de Fases de un yacimiento de gas condensado pobre( derecha) y uno rico (izquierda)
La determinación de las propiedades de los fluidos puede ser importante e cualquier yacimiento, pero desempeña un rol particularmente vital en los yacimientos e gas condensado. Por ejemplo, la relación gas/condensado juega un papel importante en lo que respecta a la estimación del potencial de ventas tanto de gas como de líquido, necesarias para dimensionar las instalaciones de procesamiento de superficie. La cantidad de líquido que puede encontrarse inmovilizado en un campo, también es un aspecto económico esencial. Estas y otras consideraciones, tales como la n ecesidad de contar con tecnologías de levantamiento artificial y estimulación de pozos, dependen de la extracción precisa de muestras de fluido. Los errores pequeños producidos en el proceso de toma de muestras, tales como la recolección de un volumen de líquido incorrecto, pueden traducirse en errores significativos en el comportamiento medido, de modo que la extracción de muestras debe hacerse con sumo cuidado. Referencias Bibliográficas "Revisión de los yacimientos de gas condensado " [artículo en línea] http://www.slb.com/media/services/resources/oilfieldreview/spanish06/spr06/p16_29.pdf (C onsulta, Mayo 2009)
Publicado por OrlandoRMEZA en 22:41 0 comentarios:
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Yacimientos de Gas
Una gran parte de la energía usada en el mundo proviene de los hidrocarburos y sus derivados. Una de estas fuentes de energía es el gas natural, el cual se da bajo condiciones de presión y temperaturas en el yacimiento, de manera que ya no existe hidrocarburo líquido o existe en muy baja proporción. Hay dos preguntas claves que deben ser respondidas tempranamente cuando se trata del inicio de la explotación de un yacimiento de gas y de la estrategia que se aplicará durante su vida económica productiva. La primera pregunta debe responder al volumen de gas originalmente en sitio y, la segunda, al volumen remanente de gas a cualquiera que s ea la presión escogida para abandonar el yacimiento. Para obtener el volumen de gas inicial en sitio (Gi) se requiere información obtenida de los pozos perforados. La estimación volumétrica será de la misma veracidad que tengan los valores ponderados utilizados para producirlas. Sin embargo, los resultados volumétricos obtenidos para Gi no indican qué tipo de mecanismo de producción tiene el yacimiento de gas. Por tanto, para valores iguales de Gi se puede pensar en un yacimiento volumétrico de gas, sin intrusión de agua, que produce exclusivamente por expansión del gas, o se podría tener un yacimiento con intrusión de agua además de la energía disponible mediante la expansión del gas. Estos datos pueden ser obtenidos por diferentes mecanismos. Uno es empleando la Ecuación de Balance de Materiales, la cual se ha desarrollado en base al balance del volumen original, balance del volumen de poros disponibles y balance molecular para diferentes tipos de yacimientos. Al igual que en yacimientos de petróleo, en pozos de gas se llevan a cabo pruebas de declinación y restauración de presión, las cuales son muy importantes para determinar el comportamiento del yacimiento durante su vida productiva. A continuación se presentan las diferentes pruebas y análisis aplicadas en yacimientos de gas con el objetivo de calcular el gas original en sitio, reservas y pruebas de presión, incluyendo las diferentes técnicas que se emplean para darle solución a las ecuaciones que caracterizan el flujo de un gas real aplicado a condiciones del yacimiento.
También se encuentran las limitaciones y errores que se deben tener presentes a la hora de llevar a cabo análisis en este tipo de pozos. Yacimientos de Gas son aquellos en los cuales la mezcla de hidrocarburos se encuentra inicialmente en fase gaseosa en el subsuelo. Se clasifican en yacimientos de:
Gas seco
Gas húmedo
Gas condensado En los yacimientos de gas seco la mezcla de hidrocarburos permanece en fase gaseosa, tanto en el subsuelo como en superficie, durante su vida productiva (a cualquier presión). Además, la temperatura de estos yacimientos es mayor que la temperatura cricondentérmica de la mezcla.
En cambio, 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 PCN/BN. A diferencia de los anteriores, 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 gaslíquido son superiores a 3200 PCN/BN.
CLASIFICACIÓN DE LOS TIPOS DE YACIMIENTOS DE ACUERDO CON LOS DIAGRAMAS DE FASES (COMPOSICIÓN) Desde un punto de vista más 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. La figura 2 es uno de estos diagramas "diagrama de fases PT" para un determinado fluido de un yacimiento. El á rea cerrada por las curvas del punto de burbujeo y del punt o de rocío hacia el lado izquierdo inferior, es la región de combinaciones de presión y temperatura en donde existen dos fases: líquida y gaseosa. 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. Inicialmente, toda acumulación de hidrocarburos tiene su propio diagrama de fases que depende sólo de la composición de la acumulación.
Consideremos un yacimiento con el fluido de la figura, a una temperatura de 300 °F y una presión inicial de 3700 lpca, punto A. Como dicho punto se encuentra fuera de la región de dos fases, el fluido se hallará inicialmente en estado de una sola fase (monofásico), comúnmente
llamado 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 (una sola fase) a medida que la presión disminuya a lo largo de la trayectoria A"A1. Más aún, 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, o sea, 250 °F para el ejemplo considerado. 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 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, 50 °F, sólo existirá gas en las superficies a las temperaturas normales de ambiente, y la producción se denominará de 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. Consideremos de nuevo un yacimiento con el mismo fluido de la figura , pero a una temperatura de 180 °F y presión inicial de 3300 lpca, punto B. aquí la temperatura del yacimiento excede la temperatura crítica y, como antes, el fluido se encuentra en estado monofásico denominado fase gaseosa o simplemente gas. A medida que la presión disminuye debido a la producción, la composición del fluido producido será la misma que la del fluido del yacimiento A, y permanecerá constante hasta alcanzar la presión del punto de rocío, a 2545 lpca, 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 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 menor, aumentando la relación gas-petróleo de producción. Este proceso, denominado condensación retrógrada, continúa hasta alcanzar un punto de máximo volumen líquido, 10% 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 representa una mezcla y sólo una mezcla de hidrocarburos. Lamentablemente, para recuperación máxima de líquido, 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 ignoramos 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 de B2 hasta la presión de abandono 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: o
Menores temperaturas en el yacimiento
o
Mayores presiones de abandono
o
Mayor desviación del diagrama de fases hacia la derecha lo cual es, naturalmente, una propiedad del sistema de hidrocarburos. En cualquier tiempo, el líquido producido por condensación retrógrada 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 o curre a 3000 lpca y 75 °F, punto C, el fluido del yacimiento se encuentra en estado 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, ya que a medida que la presión disminuye se alcanzará el punto de burbujeo, en este caso 2550 lpca, punto C1. Por debajo del punto de burbujeo aparecen burbujas, o una fase de gas libre. Eventualmente, el gas libre comienza a fluir hacia el pozo, aumentando continuamente. Inversamente, el petróleo fluye cada vez en cantidades menores, y cuando el yacimiento se agota queda aún mucho petróleo por recuperar. Otros nombres empleados para este tipo de yacimiento de líquido (petróleo) son: yacimiento de depleción, de gas disuelto, de empuje por gas en solución, de dilatación o expansión y de empuje por gas interno. Finalmente, si la misma mezcla de hidrocarburos ocurre a 2000 lpca y 150 °F, punto D, 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 superior. Como las composiciones de las zonas de gas y de petróleo son completamente diferentes entre sí, pueden representarse separadamente por diagramas de fases 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 producirá como un yacimiento de punto de burbujeo, modificado por la presencia de capa de gas. Las condiciones de la capa de gas serán las del punto de rocío y puede ser retrógrada o no retrógrada, como se ilustra en las figuras 3(a) y 3(b), respectivamente. En base a lo discutido en los párrafos anteriores y desde un punto de vista más técnico, los yacimientos de hidrocarburos se encuentran inicialmente ya sea en estado monofásico (A, B y C) o en estado 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: o
o
o
Como yacimientos simples o normales de gas (A), donde la temperatura del yacimiento excede el cricondentérmico. 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 yacimientos de gas disuelto (de punto de burbujeo) (C), donde la temperatura del yacimiento está por debajo de la temperatura crítica. 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 (A) o como un yacimiento retrogrado de gas (B).
