Propiedades de fluidos-1.pdf

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

JULIO CESAR PEREZ ANGULO


CONTENIDO INTRODUCCIÓN………………………………………………………………………………………………… INTRODUCCIÓN………………………………………………………………………………………………… 10 1. QUIMICA ORGANICA……………………………………………………………………………………… ORGANICA……………………………………………………………………………………… 12 1.1

GENERALIDADES…………………………………………………………………………………… GENERALIDADES…………………………………………………………………………………… 12

1.1.1 Teoría estructural…………………………………………………………………………………… estructural…………………………………………………………………………………… 12 12 1.1.2 Energías de enlace………………………………………………………………………………… enlace………………………………………………………………………………… 13 1.1.3 Grupos funcionales………………………………………………………………………………… funcionales………………………………………………………………………………… 13 1.2

CLASIFICACIÓN DE LOS HIDROCARBUROS………………………………………… HIDROCARBUROS………………………………………… 14

1.2.1 Alcanos (Parafinas)………………………………………………………………………………… (Parafinas)………………………………………………………………………………… 16 16 1.2.2 Isomería………………………………………………………………………………………………… Isomería………………………………………………………………………………………………… 17 1.2.3 Alquenos………………………………………………………………………………………………… Alquenos………………………………………………………………………………………………… 18 1.2.4 Alquinos…………………………………………………………………………………………………… Alquinos……………………………………………………………………………………………………18 18 1.2.5 Ciclo Parafinas………………………………………………………………………………………… Parafinas………………………………………………………………………………………… 18 1.2.6 Hidrocarburos aromáticos……………………………………………………………………… aromáticos……………………………………………………………………… 19 19 1.2.7 Resinas…………………………………………………………………………………………………… Resinas…………………………………………………………………………………………………… 21 1.2.8 Depósitos orgánicos……………………………………………………………………………… orgánicos……………………………………………………………………………… 21 1.2.9 Ceras Parafinicas…………………………………………………………………………………… Parafinicas…………………………………………………………………………………… 22 1.2.10 Ceras Micro Cristalinas…………………………………………………………………………… Cristalinas…………………………………………………………………………… 22 2. COMPORTAMIENTO DE FASES……………………………………………………………………… FASES……………………………………………………………………… 23 23 2.1

SUSTANCIAS PURAS

23


CONTENIDO INTRODUCCIÓN………………………………………………………………………………………………… INTRODUCCIÓN………………………………………………………………………………………………… 10 1. QUIMICA ORGANICA……………………………………………………………………………………… ORGANICA……………………………………………………………………………………… 12 1.1

GENERALIDADES…………………………………………………………………………………… GENERALIDADES…………………………………………………………………………………… 12

1.1.1 Teoría estructural…………………………………………………………………………………… estructural…………………………………………………………………………………… 12 12 1.1.2 Energías de enlace………………………………………………………………………………… enlace………………………………………………………………………………… 13 1.1.3 Grupos funcionales………………………………………………………………………………… funcionales………………………………………………………………………………… 13 1.2

CLASIFICACIÓN DE LOS HIDROCARBUROS………………………………………… HIDROCARBUROS………………………………………… 14

1.2.1 Alcanos (Parafinas)………………………………………………………………………………… (Parafinas)………………………………………………………………………………… 16 16 1.2.2 Isomería………………………………………………………………………………………………… Isomería………………………………………………………………………………………………… 17 1.2.3 Alquenos………………………………………………………………………………………………… Alquenos………………………………………………………………………………………………… 18 1.2.4 Alquinos…………………………………………………………………………………………………… Alquinos……………………………………………………………………………………………………18 18 1.2.5 Ciclo Parafinas………………………………………………………………………………………… Parafinas………………………………………………………………………………………… 18 1.2.6 Hidrocarburos aromáticos……………………………………………………………………… aromáticos……………………………………………………………………… 19 19 1.2.7 Resinas…………………………………………………………………………………………………… Resinas…………………………………………………………………………………………………… 21 1.2.8 Depósitos orgánicos……………………………………………………………………………… orgánicos……………………………………………………………………………… 21 1.2.9 Ceras Parafinicas…………………………………………………………………………………… Parafinicas…………………………………………………………………………………… 22 1.2.10 Ceras Micro Cristalinas…………………………………………………………………………… Cristalinas…………………………………………………………………………… 22 2. COMPORTAMIENTO DE FASES……………………………………………………………………… FASES……………………………………………………………………… 23 23 2.1

SUSTANCIAS PURAS

23


2.3.2 Diagrama de composición……………………………………………………………………… composición……………………………………………………………………… 47 47 3. ECUACIONES DE ESTADO…………………………………………………………………………… ESTADO…………………………………………………………………………… 51 3.1

RESEÑA HISTÓRICA……………………………………………………………………………… HISTÓRICA……………………………………………………………………………… 51

3.2

GASES IDEALES……………………………………………………………………………………… IDEALES……………………………………………………………………………………… 53

3.2.1 Propiedades de las mezclas de gases ideales……………………………………… ideales……………………………………… 56 3.3

GASES REALES……………………………………………………………………………………… REALES……………………………………………………………………………………… 56

3.3.1 Factor de compresibilidad……………………………………………………………………… compresibilidad……………………………………………………………………… 57 57 3.3.2 Ley de los estados correspondientes…………………………………………………… correspondientes …………………………………………………… 59 3.3.3 Ecuación de Van der Walls……………………………………………………………………… Walls ………………………………………………………………………61 61 3.3.4 Ecuación de Redlich-Kwong (RK)…………………………………………………………… (RK)…………………………………………………………… 64 3.3.5 El factor acéntrico…………………………………………………………………………………… acéntrico…………………………………………………………………………………… 65 3.3.6 Ecuación de Soave-Redlich-Kwong (SRK)……………………………………………… (SRK) ………………………………………………65 65 3.3.7 Ecuación de Peng-Robinson…………………………………………………………………… Peng-Robinson …………………………………………………………………… 66 66 4. FLUIDOS DEL YACIMIENTO…………………………………………………………………………… YACIMIENTO…………………………………………………………………………… 68 4.1

CLASIFICACIÓN……………………………………………………………………………………… CLASIFICACIÓN……………………………………………………………………………………… 69 69

4.1.1 Yacimientos de Aceite Negro………………………………………………………………… Negro………………………………………………………………… 69 4.1.2 Yacimiento de Aceite Volátil…………………………………………………………………… Volátil …………………………………………………………………… 70 4.1.3 Propiedades de los Aceites Negros y Volátiles……………………………………… Volátiles ……………………………………… 71 71 4.1.4 Yacimiento de Gas Condensado o Gas Retrogrado……………………………… Retrogrado……………………………… 81 4.1.5 Yacimiento de Gas Húmedo…………………………………………………………………… Húmedo …………………………………………………………………… 82 82


6. EQUILIBRIO GAS-LÍQUIDO Y RELACIÓN DE EQUILIBRIO………………………… 109 6.1

SOLUCIONES IDEALES…………………………………………………………………………… 110

6.1.1 Ecuación de Raoult………………………………………………………………………………… 110 6.1.2 Ecuación de Dalton………………………………………………………………………………… 111 6.1.3 Composiciones y cantidades de las fases gas y líquido en equilibrio de una solución ideal………………………………………………………… 111 6.1.4 Cálculo de la Presión del Punto de Burbuja de una solución Líquida Ideal…………………………………………………………………………… 115 6.1.5 Cálculo de la Presión del Punto de Rocío de una solución de Gas Ideal……………………………………………………………………………… 117 6.2

SOLUCIONES NO IDEALES…………………………………………………………………… 117

6.2.1 Composiciones y cantidades de las Fases Gas y Líquida en equilibrio de una solución real ………………………………………… 118 6.2.2 Cálculo de la presión del Punto de Burbuja de un Líquido Real…………………………………………………………………………………………… 124 6.2.3 Cálculo de a presión del Punto de Rocío de un Gas Real…………………… 128 7. AGUA DE FORMACIÓN…………………………………………………………………………………… 130 7.1

GENERALIDADES DEL AGUA………………………………………………………………… 130

7.1.1 Definición de molécula…………………………………………………………………………… 130 7.1.2 Propiedades físicas del Agua………………………………………………………………… 134


7.8

ÍNDICES DE SATURACIÓN……………………………………………………………………… 151

7.8.1 Índice de saturación de Langelier………………………………………………………… 151 7.8.2 Stiff y Davis extensión del método de Langelier ………………………………… 154 7.9

EXPRESIÓN GRÁFICA DE LOS DATOS DE ANÁLISIS DEL AGUA………… 154

7.10

TRATAMIENTO DEL AGUA…………………………………………………………………………155

7.10.1 Neutralización……………………………………………………………………………………………155 7.10.2 Desgasificación……………………………………………………………………………………… 156 7.10.3 Separación mediante una membrana…………………………………………………… 157 7.10.4 Aireación………………………………………………………………………………………………… 158 7.10.5 Absorción………………………………………………………………………………………………… 159 7.10.6 Evaporación…………………………………………………………………………………………… 159 8.

DEPOSITACIÓN DE ORGÁNICOS…………………………………………………………… 161

8.1

PARAFINAS……………………………………………………………………………………………… 161

8.1.1 Propiedades de las parafinas………………………………………………………………… 162 8.1.2 Punto de nube y punto de cristalización ………………………………………………… 163 8.1.3 Precipitación de parafinas……………………………………………………………………… 164 8.1.4 Factores que afectan la precipitación de las parafinas………………………… 164 8.1.5 Mecanismos de depositación de parafinas…………………………………………… 167 8.1.6 Consecuencias de la depositación de parafinas………………………………………168 8.1.7 Métodos de prevención y control de depositación de


LISTA DE FIGURAS Figura 1. Tipos de enlaces Figura 2. Representación de las distintas clases de hidrocarburos existentes Figura 3. Representación de tres moléculas de alcanos Figura 4. Representación de dos isómeros Figura 5. Representación de un compuesto aromático Figura 6. Representación de una resina Figura 7. Diagrama de fases (P-T) para una sustancia pura. Figura 8. Vaporización de una sustancia pura a temperatura constante. Figura 9. Diagrama de fase típico de una sustancia pura, con dos líneas de expansión isotérmica: 123 debajo de T c, 45 Figura 10. Diagrama típico presión volumen de una sustancia pura mostrando dos isotermas: 13 por debajo de T c , 45 por encima de T c Figura 11. Diagrama Presión vs. Volumen para el metano. Figura 12. Diagrama P-T para un sistema binario. Figura 13. Diagrama de fase típico de una mezcla de dos componentes, con sus respectivas líneas de presión de vapor. Figura 14. Diagrama de fases de mezclas de Metano y Etano. Figura 15. Diagrama de fases típico de una mezcla con dos componentes y su


Figura 23. Diagrama de fases a Dos Temperaturas Diferentes, donde T a es mayor que Tb. Figura 24. Diagrama del sistema Metano – Propano – Pentano a 160ºF: a) 500 psia; b) 1000 psia; c)1500 psia. Figura 25. Ilustración de la expresión matemática deducida por Boyle Figura 26. Ilustración de la expresión matemática deducida por Charles Figura 27. Diferencia entre un gas ideal y un gas real Figura 28. Forma típica del factor de corrección Z Figura 29. Factor de compresibilidad para mezclas de gases Figura 30. Comportamiento de un gas según las ecuaciones cúbicas de estado Figura 31. Clasificación de los fluidos de yacimiento. Figura 32. Diagrama de fase de un aceite negro típico. Figura 33. Diagrama de fases de un aceite volátil. Figura 34. Comportamiento del Bo contra la presión del yacimiento. Figura 35. Variación del Rs con respecto a la presión del yacimiento. Figura 36. Representación del factor volumétrico de formación total. Figura 37. Comportamiento del Bt con respecto a la presión del yacimiento. Figura 38. Comportamiento del Co con respecto a la presión del yacimiento. Figura 39. Comportamiento de la viscosidad del fluido contra la presión del yacimiento.


Figura 51. Ilustración del agotamiento a volumen constante. Figura 52. Sistema de separación multi-etapa. Figura 53. Comportamiento de la ecuación 6.17 con valores de prueba de ñg incorrectos y cálculos a presiones o temperaturas por encima de la región de dos fases. Figura 54. Comportamiento de la ecuación 4.18 con valores de prueba de ñL incorrectos y cálculos a presiones o temperaturas por encima de la región de dos fases. Figura 55.  z j K j vs. Valores de prueba de presión de punto de burbuja (parte de la solución del ejemplo 4.5). Figura 56. Molécula de agua. Figura 57. Molécula de agua como disolvente universal. Figura 58. Cambios en el volumen del agua desde condiciones del yacimiento hasta condiciones estándar. Figura 59. ∆Vwт como una función de la temperatura del yacimiento. Figura 60. ∆Vwр como una función de la temperatura y presión del yacimiento. Figura 61. Efectos de la salinidad sobre la densidad de la salmuera. Figura 62. Variación del coeficiente de compresibilidad isotérmica en función de la temperatura. Figura 63. Efecto de la salinidad en el coeficiente de compresibilidad isotérmica


LISTA DE TABLAS Tabla 1. Grupos funcionales principales. Tabla 2. Representación de algunos ciclo parafinas. Tabla 3. Principales compuestos aromáticos. Tabla 4. Parámetros a y b para distintos gases. Tabla 5. Clasificación del crudo según su gravedad API. Tabla 6. Composición de los fluidos del yacimiento. Tabla 7. Criterios diferenciar los fluidos. Tabla 8. Composición del gas que sale del sistema de separación. Tabla 9. Resultados del ejemplo 4.4.1. Tabla 10. Composición en las corrientes del separador. Tabla 11. Resultados del ejercicio 4.4.2. Tabla 12. Ejemplo CCE. Tabla 13. Solución del ejemplo 5.1.2. Tabla 14. Ejemplo de liberación diferencial. Tabla 15. Liberación diferencial a 220ºF. Tabla 16. Composición molar del gas en equilibrio ejemplo 6.1. Tabla 17. Resultados del ejercicio 6.1. Tabla 18. Resultados del ejemplo 6.2.


LISTA DE ANEXOS Anexo 1. Relaciones de equilibrio líquido – vapor para los componentes del metano al heptano, con una presión de convergencia de 5000 psi . Anexo 2. Tablas de propiedades físicas. Anexo 3. Gráfico P-H del propano.


INTRODUCCIÓN La ingeniería de petróleos debe enfatizar en el estudio de los fluidos del yacimiento, ya que a medida que se incremente el conocimiento que se tiene sobre los mismos, podrán hacerse conjeturas y suposiciones válidas del mismo, lo que permitirá de manera ineludible predecir un modelo tanto estático como dinámico que permite hacerse la idea completa de la funcionalidad del yacimiento. La evaluación de reservas de aceite y gas, el flujo de fluido por el medio poroso, el diseño del equipo tanto en superficie como en subsuelo y el sistema de optimización depende en gran medida del conocimiento de las propiedades de los fluidos de yacimiento. El petróleo y en si los hidrocarburos no tienen las mismas características. Hay diferentes tipos de crudo y sus propiedades físicas son diferentes. Esto implica que dependiendo del tipo de crudo que se tenga en el yacimiento (es decir, no es lo mismo producir un aceite negro que un aceite volátil), se necesitaran diferentes equipos

para extraerlo y por lo tanto facilidades de producción

especificas. Es muy importante tener en cuanta esto, ya que estas propiedades


viscosidad. En el sexto capítulo, Equilibrio gas-liquido y relación de equilibrio, se hace una recopilación de las diferentes ecuaciones para el cálculo de presiones y composiciones en las fases gas y líquido, en el capítulo quinto se cubren todos los aspectos del agua de formación, tales como, generalidades, calidad, dureza, densidad, entre otras. Por último, en el capítulo final se habla de las parafinas y los asfáltenos y los problemas que estos traen al yacimiento.


1. QUÍMICA ORGÁNICA Es la rama de la química en la que se estudian el carbono, sus compuestos y reacciones. Existe una amplia gama de sustancias (medicamentos, vitaminas, plásticos, fibras sintéticas y naturales, hidratos de carbono, proteínas y grasas) formadas por moléculas orgánicas. Los químicos orgánicos determinan la estructura de las moléculas orgánicas, estudian sus reacciones y desarrollan procedimientos para sintetizar compuestos orgánicos.

1.1 GENERALIDADES 1.1.1 Teoría Estructural Cual sea la complejidad de la molécula orgánica, cada átomo de carbono tiene siempre la valencia normal de cuatro que es evidente en las fórmulas moleculares sencillas. La fórmula molecular de un compuesto indica el número y el tipo de átomos contenidos en una molécula de esa sustancia. Las fuerzas que mantienen unidos a los átomos en una molécula son los enlaces químicos. La capacidad del carbono para formar enlaces covalentes con otros átomos de


1.1.2 Energías de enlace Otra característica importante asociada a los enlaces individuales es su fortaleza. La fortaleza del enlace o energía de enlace se define como la cantidad de energía requerida para romper un enlace de una molécula homólicamente, esto es, en fragmentos sin cargas:

A : B +

energía

-------------- A°

+

B°

Obsérvese que cada fragmento de la ruptura se lleva consigo uno de los electrones que originalmente formaban el enlace. El proceso inverso libera la misma cantidad de energía que se conoce como calor de formación del enlace. Las energías de enlace varían con los distintos tipos de enlace, así como con la situación estructural de los mismos, es decir, con la naturaleza de los grupos que rodean al mencionado enlace. Se pueden determinar por la medida cuantitativa de los calores de las reacciones químicas (calorimetría) y por métodos espectroscópicos. Tales datos son muy útiles para la interpretación y predicción del curso de las reacciones orgánicas.


Tabla 1. Grupos funcionales principales

1.2

CLASIFICACIÓN DE LOS HIDROCARBUROS


Figura 2. Representación de las distintas clases de hidrocarburos existentes

Dentro de la serie alifática las clases son: 

Alcanos (parafinas).



Alquenos (olefinas).



Alquinos (acetilenos).


1.2.1 Alcanos (Parafinas) Las parafinas constituyen la clase más simple de los compuestos orgánicos. Son una mezcla de hidrocarburos alifáticos saturados. La composición de todos los miembros del grupo responde a la fórmula CnH2n+2, donde n es el número de átomos de carbono de la molécula. Las parafinas pueden ser de: 

Cadena lineal (parafina normal).



Ramificada (iso-parafina).



Cadena cíclica (cicloalcanos o naftenos).

Todos los miembros alcanos son inertes, es decir, no reaccionan fácilmente a temperaturas ordinarias con reactivos como los ácidos, los álcalis o los oxidantes. Los primeros cuatro miembros del grupo son gases a presión y temperatura ambiente; los miembros intermedios son líquidos, y los miembros más pesados son semisólidos o sólidos. Los comprendidos entre: 

C1-C4 son gases.


Figura 3. Representación de tres moléculas de alcanos

1.2.2 Isomería Cuando dos o más compuestos tienen

fórmulas moleculares idénticas, pero

diferentes fórmulas estructurales, se dice que cada uno de ellos es isómero de los demás, y al fenómeno de su coexistencia se le denomina isomería. Los isómeros son fácilmente distinguibles unos de otros, por ser individuos químicamente distintos. Existe un ejemplo claro de isómeros mostrado en la figura 4. Figura 4. Representación de dos isómeros


1.2.3 Alquenos El grupo de los alquenos u olefinas está formado por hidrocarburos de cadena abierta en los que existe un doble enlace entre dos átomos de carbono. La fórmula general del grupo es CnH2n, donde n es el número de átomos de carbono. Estos compuestos se llaman también etilenos (el miembro más sencillo de la serie), olefinas y compuestos insaturados. Los compuestos del grupo de los alquenos son más reactivos químicamente que los compuestos saturados. No se encuentran en los productos naturales, pero se obtienen en la destilación destructiva de sustancias naturales complejas, como el carbón, y en grandes cantidades en las refinerías de petróleo, especialmente en el proceso de craqueo.

1.2.4 Alquinos Los miembros del grupo de los alquinos contienen un triple enlace entre dos átomos de carbono de la molécula. Son muy activos químicamente y no se presentan libres en la naturaleza. Forman un grupo análogo al de los alquenos. El


También se denominan naftenos y se encuentran en todas las fracciones del crudo excepto en las más ligeras. Predominan los naftenos de un solo anillo (parafinas monocíclicas) con 5 y 6 átomos de carbono, encontrándose los naftenos de dos anillos (parafinas dicíclicas) en los componentes más pesados de la nafta. Los más frecuentes son el metilciclohexano y metilciclopentano. Son buenos combustibles. Tabla 2. Representación de algunas ciclo parafinas.


Figura 5. Representación de un compuesto aromático.

De acuerdo a su solubilidad los asfáltenos se definen como la fracción de crudo soluble en aromáticos tales como benceno, tolueno y xileno, pero insolubles en alcanos o parafinas de bajo peso molecular desde el n-decano. La siguiente tabla (Tabla 3) muestra las estructuras de los principales compuestos aromáticos. Tabla 3. Principales compuestos aromáticos.


1.2.7 Resinas Las resinas tienen una estrecha relación con los asfáltenos debido a que el comportamiento de los asfáltenos depende mucho de su presencia. Las resinas comprenden aquella fracción del crudo no soluble en etil acetato, pero soluble en n-heptano y solventes aromáticos a temperatura ambiente. Figura 6. Representación de una resina.

Son muy similares a los asfáltenos pero con menor peso molecular. Las resinas son oscuras, semisólidas y muy pegajosas, de alto peso molecular. Son moléculas con alta polaridad, lo que permite ser fácilmente absorbidas por los asfáltenos.


El material asfáltico es una sustancia pegajosa, amorfa, semisólida y de color oscuro. Su proporción en los depósitos orgánicos puede variar entre el 10% y el 56%, este término se da a la combinación de asfáltenos y resinas debido a las propiedades físicas de sus componentes. Son compuestos heterogéneos y constituyen la fracción más polar del crudo. Las parafinas generalmente se encuentran mezclados con otros compuestos orgánicos e inorgánicos. Los depósitos parafínicos no son solubles en muchos crudos y son inertes al ataque de ácidos, bases y agentes oxidantes. Dependiendo del número de carbonos y de la configuración de la estructura molecular las parafinas se dividen en ceras parafínicas y cera microcristalinas las cuales presentan un mecanismo de daño diferente debido al tamaño de los cristales, si llegan a depositar en la formación. 1.2.9 Ceras parafínicas Constituyen el 40 y 60% de los depósitos, se consideran compuestos de cadena


2. COMPORTAMIENTO DE FASES El término 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. Por ejemplo: hielo, agua líquida y vapor de agua son tres fases. Cada una es homogénea y físicamente distinta y hay 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. De esta manera se puede decir que se tiene un sistema de tres fases: sólido, líquido y gas. Una fase en particular no necesita ser continua. Los sistemas hidrocarburos muestran comportamiento multifásico sobre amplios rangos de presiones y temperaturas. Las fases más importantes que ocurren en los yacimientos de hidrocarburos son: 

Fase líquida: crudos o condensados.



Fase gaseosa: gases naturales.

Las condiciones bajo las cuales existen estas fases es una materia de considerable importancia práctica. Las determinaciones experimentales o matemáticas de estas condiciones se expresan convenientemente en diferentes


El lector estará relacionado con tres variables: presión, temperatura y volumen. La presión y la temperatura son impuestas sobre el sistema y determinan la fase o fases, a las cuales existen. Las fases que existen son identificadas por sus volúmenes específicos o por sus densidades. 2.1.1 Diagrama de fases para una sustancia pura. Un diagrama de fase es un gráfico de la presión contra la temperatura que muestra las condiciones bajo las cuales las distintas fases de una sustancia pueden estar presentes. La figura 7 muestra un diagrama de fases para un sistema de un componente. Los diagramas de fase a menudo son llamados diagramas presión - temperatura. 

La línea de presión de vapor.

La línea TC de la figura 7 es llamada línea de presión de vapor. Esta línea separa las condiciones de presión - temperatura para las cuales una sustancia es líquida, de las condiciones para las cuales es un gas.

Los puntos de presión -

temperatura que está sobre esta línea, indican las condiciones para las cuales la


presión por encima de la cual el líquido y el gas no pueden coexistir a pesar de la temperatura. Figura 7. Diagrama de fases (P-T) para una sustancia pura.



Línea de presión de sublimación.


Figura 8. Vaporización de una sustancia pura a temperatura constante.


pueden escapar del líquido y formar el gas. Debido a que el mercurio se remueve en forma continua, el volumen del gas se incrementa y el volumen de líquido disminuye. Sin embargo, la presión se mantiene constante en un valor de P V. Una vez el líquido desaparece, la continua remoción de mercurio causa un decrecimiento en la presión, permitiendo así la expansión

del gas.

Eventualmente, la presión alcanza el punto P 3. La descripción es solo aplicada para una sustancia pura. Después, se estudiará cómo este proceso trabaja para una mezcla. Si el mismo proceso es mostrado para una temperatura mayor que la temperatura crítica, por ejemplo la línea 45 de la figura 9, la remoción de mercurio causa que la presión disminuya. Sin embargo, no habrá un cambio brusco en la densidad de la sustancia. La línea presión de vapor no será atravesada y no se observará un cambio abrupto de fase. Note que los términos gas y líquido simplemente designan, la fase menos densa y la más densa respectivamente. Estas fases se unen y pierden sus identidades en el punto crítico. Figura 9. Diagrama de fase típico de una sustancia pura, con dos líneas de expansión isotérmica: 123 debajo de T c , 45 por encima de Tc.


1.1.3 Diagrama de presión - volumen para una sustancia pura El resultado del proceso descrito en la figura 8 puede ser representado en forma de un diagrama presión - volumen. La figura 10 muestra dos isotermas de un típico diagrama presión - volumen para una sustancia pura. Los procesos 1-3 y 4-5 corresponden a los procesos mostrados en la figura 9. Figura 10. Diagrama típico presión volumen de una sustancia pura mostrando dos isotermas: 13 por debajo de T c, 45 por encima de T c


Cuando la presión es reducida, a la presión de vapor P V , el gas se comienza a formar, y mayores incrementos en volumen causan la vaporización del líquido. El proceso continúa a presión constante hasta que el líquido se evapora completamente. El punto 2 en la figura 9, está representado por una línea recta horizontal en la figura 10. Esto muestra que la presión permanece constante cuando el gas y el líquido coexisten a temperatura constante. Después que todo el líquido es evaporado, el continuo incremento en el volumen causará la expansión del gas y la reducción de la presión a P 3.

Puesto que el gas es

altamente compresible, la pendiente de la isoterma es mucho menos abrupta en la región gas que en la región del líquido. La línea 4-5 en la figura 10, ilustra el mismo proceso a una temperatura por encima de la temperatura crítica de la sustancia. La figura muestra que simplemente hay una expansión de la sustancia y que no ocurre un cambio abrupto de fase. 

Punto de burbuja y punto de rocío.

De nuevo, considere la expansión a temperatura constante ilustrada por la línea 1-3 de la figura 10. El punto en el cual las primeras moléculas dejan el líquido y


La línea del punto de burbuja y la línea del punto de rocío coinciden en el punto crítico. Nótese que la isoterma en la temperatura crítica muestra un punto de inflexión horizontal como si ésta pasara a través de la presión crítica. Figura 11. Diagrama Presión vs. Volumen para el metano.


para mezclas de multicomponentes. También se estudiará un concepto importante llamado condensación retrógrada. Luego el diagrama presión volumen será discutido, y las diferencias entre una sustancia pura y mezclas de dos componentes en la región de dos fases serán ilustradas. Finalmente, los efectos de la presión y la temperatura en las composiciones del líquido y del gas cuando estos coexisten son ilustrados. 2.2.1 Diagramas de fase para mezclas de dos componentes. El comportamiento de una mezcla de dos componentes no es tan simple como el de una sustancia pura. En lugar de una línea sencilla que representa la curva de presión de vapor, hay una amplia región en la cual las 2 fases coexisten. Esta región es llamada "el envolvente de saturación" o región de dos fases. La figura 12 muestra la forma típica de un diagrama de dos fases para una mezcla de dos componentes. La región de dos fases, está limitada en un lado por la línea de punto de burbuja y en el otro lado por la línea de punto de rocío. Las dos líneas se unen en el punto crítico. 

Punto de burbuja y punto de rocío.


Figura 12. Diagrama P-T para un sistema binario.



El punto crítico.

La definición de punto crítico como se usa para una sustancia pura, no se puede


Figura 13. Diagrama de fase típico de una mezcla de dos componentes, con sus respectivas líneas de presión de vapor.

La figura 13 muestra las líneas de presión de vapor de los 2 componentes de una mezcla sobre puestas en el diagrama de fases de la mezcla. El domo de


Figura 14. Diagrama de fases de mezclas de Metano y Etano.



Cricondentérmica y cricondembárica.


Figura 15. Diagrama de fases típico de una mezcla con dos componentes y su definición de cricondembárica y cricondentérmica.

Sin embargo, en el descenso isotérmico de la presión ilustrado por la línea 123 en la figura 16, puede observarse que, a medida que la presión es disminuida desde el punto 1, la línea de punto de rocío es cruzada y el líquido empieza a


Figura 16. Diagrama de fases típico de una mezcla de dos componentes con la línea de expansión isotérmica 123 en la región retrógrada.

2.2.2 Diagrama componentes

presión

vs

volumen

para

una

mezcla

de

dos


Figura 17. Diagrama típico de una mezcla de dos componentes.

En el punto de burbuja, la composición del líquido es esencialmente igual a toda la composición de la mezcla, pero la cantidad infinitesimal de gas es más rica en el componente más volátil. Igualmente, en el punto de rocío la composición del vapor es esencialmente igual a toda la composición del sistema y la cantidad infinitesimal de líquido es más rica en el componente menos volátil. 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.


Figura 18. Diagrama de presión volumen para una mezcla de 47.6 de porcentaje en peso de n-pentano y 52.4 de porcentaje en peso de n-heptano.

2.2.3 Diagramas composicionales


composición y presión las cuales caen encima de la línea de punto de burbuja indican condiciones para las cuales la mezcla es completamente líquida. Cuando estos caen por debajo de la línea de punto de rocío indican condiciones a las cuales la mezcla es gaseosa. Cualquier combinación de presión y composición que caiga dentro de las líneas de punto de burbuja y punto de rocío, indica que la mezcla existe en dos fases, gas y líquido.

El punto de burbuja y el punto punto de rocío tienen las mismas

definiciones anteriores. La línea de punto de burbuja es también la localización de composiciones del del líquido cuando las dos fases están presentes. La línea de punto de rocío es la localización de las composiciones de gas cuando gas y líquido están en equilibrio. Figura 19. Diagrama típico presión composición para una mezcla de dos componentes con una línea enlazante 123.


punto 1. La longitud de la línea 1-2 dividida por la longitud longitud de la línea enlazante enlazante 2-3, es la relación de moles moles de gas a moles totales de mezcla. La longitud de la línea 1-3 dividida por la línea 2-3, es la relación de moles de líquido a moles totales de mezcla. La figura 20, muestra un diagrama de presión, composición para mezclas de metano y etano. Hay cuatro domos de saturación correspondientes a cuatro temperaturas diferentes.

El borde del diagrama de 100% molar de metano representa la

presión de vapor del metano. El borde del diagrama diagrama marcado con cero por ciento molar de metano nos da la presión de vapor del etano. Cuando la temperatura excede la temperatura crítica de uno de los componentes, el sobre de saturación no ocupa todo el diagrama; además, las líneas de punto de rocío y punto de burbuja se unen unen en el punto punto crítico. Por ejemplo, cuando la temperatura crítica de una mezcla de metano y etano es menos de 100 F, la presión crítica es 750 psia, y la composición de la mezcla crítica es 95% molar de metano y 5% molar de etano. Observe que la localización de los puntos críticos conecta la presión crítica del etano, 708 psia, con la presión crítica del metano, 668 psia.

Cuando la temperatura temperatura excede la temperatura crítica de ambos


Figura 20. Diagrama de presión composición, para mezclas de Metano y Etano.


2.2.3.2

Diagrama Temperatura vs. Composición para mezclas de dos

componentes Diagramas Temperatura vs. Composición para mezclas de dos componentes (metano y etano), están dados en la figura 21, seis domos de saturación correspondientes a seis presiones diferentes se muestran. La línea más baja del domo de saturación es la línea de punto de burbuja y la más alta es la línea de punto de rocío.

Las condiciones de temperatura y

composición, que caen por debajo del domo de saturación indican que la mezcla es completamente líquida. Cuando la presión es menor que las presiones críticas de ambos componentes las líneas de punto de burbuja y de punto de rocío se juntan en las presiones de vapor de los componentes puros a cada lado del diagrama. Cuando la presión excede la presión crítica de uno de los componentes, la línea de punto de burbuja y punto de rocío se unen en el punto crítico. Por ejemplo una mezcla de 98% molar de metano y 2% molar de etano tiene una temperatura crítica de menos de 110F a una presión crítica de 700 psia. Cuando la presión de interés excede


Figura 21. Diagrama Temperatura vs. Composición isobárico, para mezclas de Metano y Etano.


2.3 SISTEMAS TERNARIOS La representación del comportamiento de fases para un sistema de tres componentes como función de la composición hace principalmente el uso de los diagramas triangulares. Solo se considerarán sistemas de hidrocarburos con otros líquidos y sistemas de otros hidrocarburos entre sí. Diagramas de este tipo son de considerable importancia en procesos de desplazamiento miscibles de petróleo tanto por inyección de líquido y de gas. 2.3.1 Diagrama Triangular Para representar el comportamiento de fases, los sistemas de tres componentes emplean generalmente un triángulo equilátero, también se pueden emplear triángulos rectángulos o inclusive coordenadas rectangulares. Para el triángulo equilátero, puede demostrarse por geometría, que la suma de las distancias de las tres perpendiculares, desde un punto cualquiera en el interior del triángulo, a los tres lados del mismo, es igual a la altura del triángulo. Por lo tanto, si las perpendiculares de cada vértice a los lados opuestos, se dividen en 100 partes iguales, o se toma como la unidad, la composición puede


dos puntos dentro del triángulo, E y F en el diagrama de la figura 22, representan composiciones de sistemas definidos de mezclas de los componentes puros A, B y C y a su vez, si tales sistemas se mezclan entre sí, la composición de la mezcla resultante estará representada por un punto que cae sobre la línea recta que une estos dos puntos E y F. Existen infinidad de diagramas de sistemas formados por mezclas de tres componentes puros, que dependen principalmente de los componentes entre sí, como de las condiciones de presión y temperatura del sistema. Los diagramas de fases triangulares se pueden clasificar en cuatro tipos: 

TIPO I: Los tres componentes son completamente miscibles entre sí en todas proporciones. En este caso solo habrá una sola fase en el sistema. Por ejemplo: agua-alcohol metílico-alcohol etílico.



TIPO II: Uno de los componentes es totalmente miscibles con los otros dos, pero éstos son parcialmente miscibles entre sí. Por ejemplo: aguaalcohol isopropílico-propano líquido, el agua y el propano líquido son parcialmente miscibles.



TIPO III: Un par es totalmente miscible entre sí y los otros dos pares son parcialmente miscibles. Ejemplo: aguaalcohol butílico-propano líquido.


Figura 22. Características de Diagramas Triangulares A–B y A–C completamente miscibles, B–C parcialmente miscibles.

El punto D representa un sistema compuesto por B y C solamente, y representa dos fases (parcialmente miscibles) cuyas composiciones están representadas por


puede ser similar al indicado en la figura 23-a, donde A-B y A-C son parcialmente miscibles. Si se disminuye la temperatura, tal que la solubilidad entre sí también disminuya, las áreas bajo las dos curvas binoidales aumentarán y finalmente se unen formando un diagrama como el de la figura 23-b. Figura 23. Diagrama de fases a dos temperaturas diferentes, donde T a es mayor que Tb.


Figura 24. Diagrama del sistema Metano – Propano – Pentano a 160ºF: a) 500 psia; b) 1000 psia; c)1500 psia.

(a)


(c)

v La figura 24 ilustra tres diagramas de composición para el sistema Metano-


especial, sus escalas no pueden ser modificadas y no permite ampliaciones, necesarias muchas veces para determinar más exactamente determinado intervalo de concentraciones. Por estas razones, se utilizan otro tipo de escalas, que pueden construirse en papel gráfico común y cuyas escalas se pueden tomar individualmente a voluntad. Un método muy usado consiste en utilizar un triángulo rectángulo en lugar del equilátero, lo que equivale a transformar uno de los vértices de éste, en un ángulo recto. Las composiciones de dos de los componentes se representan sobre los ejes vertical y horizontal y el tercer componente se calcula por diferencia.


3. ECUACIONES DE ESTADO Las ecuaciones de estado son comúnmente usadas para predecir el comportamiento y la fase de un gas condensado en un yacimiento, aunque solo algunas se ajustan y exhiben resultados muy buenos para la hora de estimar cantidades de fluido recuperables bajo un esquema dado de producción. Cabe resaltar que las EOS no representan con exactitud el comportamiento de los fluidos con propiedades cercanas al punto crítico y por tal razón es necesario ajustar las ecuaciones de la mejor forma. Las ecuaciones de estado son expresiones matemáticas que relacionan variables termodinámicas como la energía interna, temperatura, presión, volumen, entre otras. En caso de mezclas de sustancias las ecuaciones de estado relacionan la composición de la mezcla. El objetivo de una ecuación de estado es predecir el estado termodinámico de gases y líquidos, es decir, determinar el valor de las propiedades termodinámicas del sistema, tales como, entropía, entalpía o energía interna, ya que estas variables no se pueden medir directamente en la práctica. En la actualidad existen muchas ecuaciones de estado, cada una de las cuales funciona correctamente a unas condiciones especificas de temperatura y presión.


1801 JOHN DALTON. Realizó investigaciones en mezclas de gases dando como resultado la ley de presiones parciales en una mezcla. Determinó que en una mezcla, el gas se comporta como si el solo ocupara el volumen entero. 1802 LOUIS JOSEPH GAY-LUSSAC. Con sus estudios logró cuantificar el efecto de la temperatura hallando una relación lineal V = Vo(1+KT). 1823 MICHAEL FARADAY. Concentró su atención entre el vapor, fases y liquidas. 1834 BENOIT EMILE CLAPEYRON. Fue el primero en dar una declaración de la ley de gas ideal PV = R (T +267). Más tarde se mostró que le número debe ser 273.2 cuando la temperatura está dada en grados centígrados (°C). 1863 ANDREWS. Realizó estudios compresivos de los fenómenos críticos de las sustancias puras y mezclas. 1873 VAN DER WAALS. Disertación en la continuidad del gas y estados líquidos. La ecuación de estado y el concepto de estados correspondientes.


3.2 GASES IDEALES Sus propiedades son: 

El volumen ocupado por las moléculas es despreciable.



No hay fuerzas de atracción o repulsión entre las moléculas ni entre las moléculas y las paredes del recipiente.



Las colisiones de las moléculas son perfectamente elásticas. Ec. Boyle PV = Constante Ec. Charles  V/T = Constante Ley de Avogadro

 VMA=VMB

PV  nRT Durante muchos años distintas personas, con una característica en común “amantes de la ciencia ” dedicaron sus vidas a la realización de arduos estudios que les permitieron establecer deducciones que aún hoy en día se conservan, un ejemplo específico de esto es la ley de Boyle (ilustrada en la figura 25).

Figura 25. Ilustración de la expresión matemática deducida por Boyle


En continuación con el trabajo que inició Robert Boyle se llevaron a cabo las experiencias por parte de Charles, quien enunció su ley a través de la siguiente expresión matemática (figura 26): Figura 26. Ilustración de la expresión matemática deducida por Charles.

T 2  V 1  V2  T 1

Ley de Avogadro


Ley de Dalton Con la cual se deduce que la presión total de un sistema debe ser igual a la sumatoria de las presiones individuales ejercidas por cada gas, es decir:

P  P A  P B  PC  ..... P j  Y j P Ley de Amagat Con la cual se deduce que el volumen total está representado mediante la siguiente expresión: V A  n A

RT P

, V B  n B

RT P

V  V A  V B  V C  ......

,...

Por lo tanto: Razón por la cual la representación del volumen parcial de cada componente queda expresada de la siguiente forma:

V A  n A

RT P

 V B  n B

RT P

 ...

V 

RT P

n

j



RT P

n




 g



GRAVEDAD ESPECIFICA



ECUACIÓN ESTÁNDAR

V SC 



DENSIDAD

 g 



VOLUMEN ESPECÍFICO

 

 g

 g  aire



M g M aire

1 RT SC PSC

PM a RT

V m



RT PM a



1

 g

3.3 GASES REALES A diferencia de los gases ideales, en los gases reales si se tienen en cuenta las variables que caracterizan el verdadero comportamiento de un gas; los gases en la naturaleza se comportan de manera real, por lo tanto su estudio es


Se han desarrollado muchas expresiones para caracterizar el comportamiento real de los gases, a continuación se da a conocer algunas de estas expresiones y las mejoras que se le ha hecho a cada una de ellas. Las anteriores consideraciones marcan una notoria diferencia entre los gases reales y los gases ideales, dicha diferencia es ilustrada en la figura 27. 3.3.1 Factor de compresibilidad El factor de compresibilidad Z, es un factor de corrección, que se introduce en la ecuación de estado de gas ideal para modelar el comportamiento de los gases reales, los cuales se pueden comportar como gases ideales para condiciones de baja presión y alta temperatura, tomando como referencia los valores del punto crítico, es decir, si la temperatura es mucho más alta que la del punto crítico, el gas puede tomarse como ideal, y si la presión es mucho más baja que la del punto crítico el gas también se puede tomar como ideal. La desviación de un gas respecto de su comportamiento ideal se hace mayor cerca del punto crítico. La figura 28 muestra la forma típica del factor de corrección Z, ilustra esencialmente la manera en que dicho factor varía dependiendo de la presión y la temperatura.


Figura 27. Diferencia entre un gas ideal y un gas real


Figura 28. Forma típica del factor de corrección Z

3.3.2 Ley de los estados correspondientes Los gases se comportan de manera diferente a una presión y temperatura determinada.


Figura 29. Factor de compresibilidad para mezclas de gases.


3.3.3 Ecuación de Van der Waals La ecuación de Van der Waals es una de las primeras ecuaciones capaz de representar en forma cuantitativamente aceptable las fases líquida y gas. La ecuación de Van der Waals corrige dos de las aproximaciones más drásticas del modelo de Gas Ideal. 1) El volumen de las moléculas no es despreciable con respecto al volumen del sistema 2) Las moléculas se atraen y producen una presión de atracción, que Van der Waals modeló como a/V2

P

RT

V  b



a V

2

a    P  2 V  b  RT V  

En donde las constantes a y b dependen del gas y se calculan mediante las siguientes expresiones:


En la siguiente tabla se muestran los valores de las constantes a y b para algunos gases corrientes Tabla 4. Parámetros a y b para distintos gases.

La ecuación de Van der Waals expresada en términos del factor de compresibilidad se muestra a continuación. 3 2 Z  1  B Z  AZ  AB  0 (1)


Figura 30. Comportamiento de un gas según las ecuaciones cúbicas de estado.

Cuando, T > Tc, cualquier valor de P conduce a una solución con una sola raíz real positiva. 

Cuando, T = Tc, lo antes dicho sigue siendo verdad, excepto a la presión crítica donde existe una raíz triple, Vc.


3.3.4 Ecuación de Redlich-Kwong (RK) La ecuación de Redlich-Kwong por Redlich y Kwong (1949) es una modificación de la ecuación ecuación de van der Waals. Waals. La ecuación de estado RK presenta mejoras con respecto a la ecuación de Van der Waals, aunque no da buenos buenos resultados sobre la fase líquida lo que ocasiona que no puede usarse para calcular precisamente los equilibrios líquido-vapor. La ecuación de Redlich-Kwong es adecuada para calcular las propiedades de la fase gaseosa cuando el cociente entre la presión y la presión crítica es menor que la mitad del cociente entre la temperatura y la temperatura crítica. El uso de esta ecuación requiere el uso de Tc y Pc - correspondientes a los parámetros a y b - para cada componente. La ecuación de Redlich-Kwong se muestra a continuación. P

RT RT v b



a vv  bT

0, 5

En donde los parámetros a y b se calculan de la siguiente manera: 2

a  0,42747

2, 5

R T c Pc

b  0,08664

RT c Pc


3.3.5 El factor acéntrico Las ecuaciones de estado enunciadas en las secciones anteriores se basan en la ley de los estados correspondientes de dos parámetros, lo que brinda avances con respecto a la ecuación del gas ideal, aunque siguen existiendo desviaciones considerables con respecto al comportamiento de los fluidos en la realidad. Los resultados mejoran de manera apreciable si se introduce un tercer parámetro de estados correspondientes que es característico de la estructura molecular; el más popular de estos parámetros es el factor acentrico (ω) de Pitzer. La definición de ω hace que su valor sea cero para los fluidos simples, y se aleje de cero a medida que aumente la no esfericidad de la molécula. La ley de los estados correspondientes de tres parámetros quedara expresada de la siguiente manera: “Todos los fluidos que tienen el mismo valor de ω, cuando se les compara a la misma Tr y Pr, tienen el mismo valor de Z y todos se alejan del comportamiento ideal de la misma manera”

3.3.6 Ecuación de Soave-Redlich-Kwong (SRK) Soave reemplazó el término a /√ (T ) de la ecuación de Redlich-Kwong por una


2

ac  0,42747

2

R T c

b  0,08664

Pc

RT c Pc

a(T )  ac  ac (T ) m  0,480  1,547  0,176

2

   T  0,5     T   1  m1         T c       

2

A continuación se muestra la ecuación SRK expresada en función del factor de compresibilidad





Z  Z  A  B  B Z  AB  0 3

2

A 

2

a P 2

2

R T

B 

bP RT

Esta ecuación, al introducir otro parámetro más, permite mejorar aún más los


Parámetros de la ecuación de Peng Robinson 2

a  0,45724

2

R T c

b  0,07780

Pc

   T  0,5     (T )  1  m1         T c       

RT c Pc

2

m  0,3746  1,574  0,2699

2

Ecuación de Peng Robinson expresada en función del factor de compresibilidad.







Z   B  1 Z  A  3 B  2 B Z  AB  B  B 3

2

A 

2

a P 2

2

R T

B 

2

3

 0

bP RT

Esta ecuación predice un valor para Zc igual a 0,3074, por lo que esta ecuación es posible de aplicar cerca del punto crítico. Además permite predecir densidades de líquidos levemente mejor que las otras ecuaciones cúbicas, pero no es suficientemente exacta para diseños reales.


4. FLUIDOS DEL YACIMIENTO La clasificación general de los fluidos se puede realizar según las condiciones en las que se encuentran en el yacimiento. La figura 31 permite ver claramente la clasificación de los fluidos del yacimiento. Así por ejemplo, si la temperatura del yacimiento esta a la izquierda del punto crítico en el diagrama P-T se dice que es un yacimiento de petróleo, el cual puede ser de petróleo negro o de petróleo volátil dependiendo de su cercanía al punto crítico. Si su temperatura está entre el punto crítico y la temperatura cricondentérmica se denomina yacimientos de gas-condensado. Finalmente si su temperatura es mayor que la temperatura cricondentérmica será un yacimiento de gas, el cual puede ser húmedo o seco según la cantidad de líquido que produzca a condiciones de superficie. Figura 31. Clasificación de los fluidos de yacimiento.


4.1 CLASIFICACIÓN 4.1.1 Yacimientos de aceite negro Los yacimientos de aceite negro se caracterizan por tener relaciones gaspetróleo, RGP, menores de 2000 PCN / BF, gravedades API de liquido menores de 450 y factores volumétricos de formación, Bo, menores de 2 BY / BF. La figura 32 muestra un diagrama P-T para un yacimiento de petróleo negro. La temperatura de yacimiento esta a la izquierda y alejada del punto crítico de la mezcla. Las líneas de calidad presentan espaciamientos muy similares. Si la presión del yacimiento es mayor que la presión del punto burbuja a la temperatura del yacimiento, entonces sus fluidos están bajo-saturados, es decir se encuentran en fase liquida con el gas disuelto en ella. Si la

presión del

yacimiento es igual o menor al punto burbuja, entonces sus fluidos están saturados, es decir que ambas fases, liquida y gaseosa se encuentran presentes en equilibrio. Los petróleos negros se caracterizan por tener un alto contenido de compuestos pesados en contraste con la cantidad de componentes livianos presentes en la mezcla. Esto se refleja en los bajos factores de merma que resultan de su producción.


En el diagrama anterior, La línea 123 representa la caída de presión a temperatura del yacimiento. El punto crítico en un aceite negro aparece a temperaturas mucho más altas que la temperatura del yacimiento.

4.1.2 Yacimientos de aceite volátil Se denominan petróleos volátiles a aquellos fluidos cuya temperatura de yacimiento esta a la izquierda y muy cercana al punto crítico de la mezcla. Se diferencian de los anteriores por tener menos componentes pesados y mayor cantidad de componente intermedios (C 2

a C6). Se caracterizan por tener

relaciones gas-petróleo, RGP, entre 2000 y 3000 PCN / BF, gravedades API de liquido mayores de 40 0, y factores volumétricos de formación, Bo, mayores de 2.0 BblY / BblF. Los petróleos volátiles exhiben una alta merma cuando la presión del yacimiento cae por debajo de la presión del punto burbuja, creando una alta saturación de gas y por consiguiente su producción casi inmediata en la cara del pozo. Afortunadamente este gas liberado es un gas retrogrado, el cual aporta una cantidad importante de liquido cuando se desplaza hacia superficie. La figura 33 representa un diagrama P-T para un yacimiento de petróleo volátil. Como en el caso anterior los fluidos pueden ser saturados o bajo-saturados, dependiendo


Figura 33. Diagrama de fases de un aceite volátil.

4.1.3 Propiedades de los Aceites Negros y Volátiles Es muy importante destacar el papel de los aceites negros en la industria, por ello hemos decidido ampliar información acerca de sus propiedades, se considerarán aquellas propiedades físicas que son requeridas para los cálculos en


La industria del petróleo también usa otro término de gravedad específica denominado gravedad API, es una medida de densidad que describe que tan pesado o liviano es el petróleo comparado con el agua. La gravedad API es también usada para comparar densidades de fracciones extraídas del petróleo.

141,5

 API   O

@ 60 F

 131,5

4.2

De acuerdo a dicha gravedad API se puede hacer la siguiente clasificación: Tabla 5. Clasificación del crudo según su gravedad API ºAPI

CLASIFICACIÓN

MAYORES 31,1º

Crudo liviano

Entre 22,3º y 31,1º

Crudo mediano

Entre 10º y 22,3º

Crudo pesado

Menores a 10º

Crudo extrapesado


tanque de almacenamiento, puesto que el crudo en el yacimiento incluye gas disuelto.

 O 

Volumen de Oil  Gas en solución a condicione s de yacimiento Volumen de Oil a condicione s de sup erficie



bbl Bf

 bbl @ yac.   STB   

4.3 Las unidades de  O son: barriles de aceite a condiciones de yacimiento por barril en el tanque de almacenamiento:  bbl @ yac   STB  El volumen de aceite en el tanque es siempre reportado a 60ºF, sin importar la temperatura de éste. El comportamiento del factor volumétrico con respecto a la presión puede observarse en la siguiente gráfica: Figura 34. Comportamiento del Bo contra la presión del yacimiento.


1.21 pies cúbicos estándar de gas fueron liberados. Calcule el factor volumétrico del aceite. Solución: Con lo cual se obtiene que el factor volumétrico de formación es:

 O 

 bbl. yac   1,46   274cc.est  STB 

400cc. yac

Factor de merma El recíproco del factor volumétrico de formación es llamado factor de merma, y este valor da una medida de cuánto se reduce el volumen de aceite medido desde la superficie respecto al volumen de aceite inicial (en el yacimiento).

bo 

Relación gas-aceite en solución

1

 o

4.4




La cantidad de moléculas que constituyen el gas (moléculas livianas) en la fase liquida de yacimiento está limitada por la presión.



Se dice que un aceite negro está saturado cuando una leve disminución de presión libera una cantidad determinada de gas. (punto de burbuja)

El comportamiento de la relación gas – aceite en solución puede describirse a través de la siguiente gráfica: Figura 35. Variación del Rs con respecto a la presión del yacimiento.


Factor volumétrico total de formación del aceite El factor volumétrico total de formación puede expresarse matemáticamente a través de la siguiente ecuación:

Bt  Bo  Bg  Rsb  Rs 

4.6

El factor volumétrico total de formación puede representarse físicamente mediante la siguiente figura:

Figura 36. Representación del factor volumétrico de formación total.


Figura 37. Comportamiento del Bt con respecto a la presión del yacimiento.

Ejemplo 4.3: Exactamente un barril a condiciones de tanque fue colocado en una celda de laboratorio, se añadieron 768 scf de gas. La temperatura de la celda alcanzó los 220 °F, y la celda se agitó para obtener equilibrio entre el gas y el líquido, y la presión fue aumentada hasta que la última burbuja de gas desapareció En ese punto el volumen de la celda fue de 1,474 barriles y la presión de 2620 psig. La presión en la celda fue reducida a 2253 psig incrementando el volumen total de


Coeficiente de compresibilidad isotérmica Este es un parámetro que permite al ingeniero hacer una fiscalización del crudo. A presiones mayores que la Pb, el coeficiente de compresibilidad isotérmica del aceite (Co) es definido exactamente como el coeficiente de compresibilidad isotérmica de un gas. A presiones por debajo del Pb un término adicional es añadido a la definición, para incluir el gas que se desprende.

1  v 

C o     v   p T

C O  p2  p1    ln

v2 v1

4.7

La ecuación resultante es reordenada para calcular cambios en el volumen específico para cambios en presión conocidos. C o  p1 p2 

v2  v1  e

4.8

La definición de compresibilidad del aceite también puede ser escrita en términos


C o  

1   o 

C O  p  pb   ln

   o   p T

 o

4.10

 ob

Finalmente obtenemos la siguiente ecuación que es usada para calcular la densidad de un aceite a presiones por encima del Pb. La densidad en el Pb es el punto de arranque.

 o

  ob  e

C o  p  pb 

4.11

Figura 38. Comportamiento del Co con respecto a la presión del yacimiento.


La viscosidad, como otras propiedades físicas de los líquidos, es afectada tanto por presión como por temperatura: 

Un incremento en temperatura provoca una disminución en la viscosidad



Una disminución en presión provoca una disminución en viscosidad



Una disminución en la cantidad de gas en solución en el líquido, provoca un aumento en la viscosidad, y de hecho la cantidad de gas en solución es una función directa de la presión.

Figura 39. Comportamiento en de la viscosidad del fluido contra la presión del yacimiento.


V 2  V 11   T 2  T 1 

4.14

Raramente se usan estas propiedades de los líquidos puesto que el petróleo en el yacimiento normalmente es operado a temperatura constante.

4.1.4 Yacimiento de gas condensado o gas retrógrado Los yacimientos de gas condensado presentan temperaturas de yacimiento entre la temperatura del punto crítico y la temperatura cricondentérmica. Si la presión del yacimiento es mayor que la presión de rocío los fluidos se encuentran inicialmente en estado gaseoso. Cuando en el yacimiento se produce una reducción isotérmica de presión y se entra en la región de dos fases ocurre la llamada condensación retrograda de las fracciones pesadas e intermedias, que se depositan como líquido en los poros de la formación. Este líquido logrará fluir hasta el pozo cuando se alcance la saturación crítica del líquido lo cual raramente sucede.


Figura 40. Diagrama de fases de un Gas Retrogrado.

4.1.5 Yacimiento de gas húmedo o gas rico


Figura 41. Diagrama de fases de un Gas Húmedo.

La caída de presión representada por la línea 12 de un gas húmedo no entra en la región de dos fases en el diagrama, ya que el diagrama de fase cubre un rango de temperatura mucho menor.


Figura 42. Diagrama de fases de un Gas Seco.

4.2 COMPOSICIÓN DE LOS FLUIDOS DEL YACIMIENTO Los cinco fluidos del yacimiento pueden ser caracterizados a través de los parámetros que se muestran en la siguiente tabla:


4.3 CRITERIOS PARA DIFERENCIAR LOS CINCO TIPOS DE FLUIDOS DEL YACIMIENTO. La experiencia ha capacitado al ingeniero de petróleos para deducir ciertos criterios que le permitan identificar los yacimientos, éstos aparecen en la tabla 7.

Tabla 7. Criterios diferenciar los fluidos

Producción inicial relación Gas-Líquido ºAPI de líquido inicial en el tanque Color de líquido en el tanque Cambio de fase en el yacimiento %molar del C7+

ACEITE NEGRO <1.750

ACEITE VOLÁTIL 1.750 – 3.200

GAS RETROGRADO >3.200

GAS RICO >15.000

GAS SECO 100.000

<45

>40

>40

Por encima de 70

No hay líquidos

Oscuro

Colores claros

Colores más claros

Transparente

No hay liquidos

Punto de burbuja

Punto de burbuja

Punto de rocío

>20

20 – 12,5

<12,5

No hay cambio de fase <4

No hay cambio de fase <0,7


los gases retrógrados son separados en sistemas de dos etapas (Figura 43), aunque, también se usa sistemas de tres etapas (Figura 43). Figura 43. Sistemas de separación de dos y tres etapas respectivamente.


vez se haya hecho el cálculo de recombinación el gas puede tratarse como un gas seco, ya que en el yacimiento solo hay gas.



Composición de superficie conocida

Para este caso la composición del gas en el yacimiento puede ser calculada dadas las composiciones de todas las composiciones en superficie: gas del separador, gas del tanque y líquido del tanque, para un sistema de tres etapas también se usa el gas del segundo separador. Además se debe conocer las relaciones gas aceite (GOR). El cálculo simula la recombinación de laboratorio del líquido y gases en las cantidades indicadas por las relaciones gas aceite. El procedimiento para llevar a cabo la recombinación es: Convertir cada GOR de scf/STB a lb mol gas /lb mol líq ST. Para esto se debe calcular la densidad y peso molecular aparente del líquido del tanque de la siguiente manera: 4.15


4.17 = densidad del líquido del tanque.

ρo

M j = Peso molecular del componente j en el líquido del tanque. Los GOR en términos de lb mol son usados para combinar las composiciones del gas del separador, gas del tanque y líquido del tanque en las adecuadas relaciones. Ejemplo 4.4.1: Un gas húmedo se produce a través de un sistema de separación de dos etapas. Las condiciones del separador son 580 psia y 95°F. El tanque almacenamiento está a 80°F. El GOR del separador es 98835 scf/STB y el tanque de almacenamiento ventila 408 scf/STB. La gravedad del líquido en el tanque es de 55,4 °API. La composición del gas está en la Tabla 8. Calcule la composición del gas en el yacimiento. Tabla 8. Composición del gas que sale del sistema de separación


Figura 44. Ilustración del ejemplo 4.4.1

Solución: En la Figura 44 se muestra un esquema del problema. Se debe resolver así: Peso Molecular aparente del líquido del tanque:

Se obtiene 118,4 lb/lb mol. Densidad del líquido del tanque:


Para el GOR del tanque: 3 scf SP gas  lb mol  bbl  ft STO  118,4lb STO        408  3 STB  380,7 scf  5,615 ft  47,22lb STO  lb mol STO  

 0,4786

lb mol SP gas lb mol STO

Ahora se calcula la composición del gas en el yacimiento mirar la Tabla 9. Tabla 9. Resultados del ejemplo 4.4.1 Comp.

C1 C2

Comp. Gas del separador, fracción molar

Comp. Gas del tanque, fracción molar

Lb mol j gas SP/lb mol gas SP

Lb mol j as SP/lb mol STO

YSP 0,8814 0,073

Comp. Líquido del tanque, fracción molar Lb mol j STO/lb mol STO

Lb mol j gas ST/lb mol STO

115,9Ysp

Lb mol j gas ST/lb mol gas ST YST

0,4786Yst

Xst

102,15426 8,4607

0,4795 0,1769

0,2294887 0,08466434

0,0026 0,0054

Comp. Del gas recombinado, fracción molar Lb mol j gas res/lb mol STO

Lb mol j gas res/lb mol gas res

115,9Ysp+ 0,4786Yst 102,3863487 8,55076434

YRES 0,872274407 0,072847728




Composiciones en el separador conocida

A menudo, muestras de gas y líquido son tomadas del primer separador. Algunas veces el GOR del primer separador es dado en scf/STB, si esto ocurre debe ser convertido a scf/SP bbl dividiendo por la relación entre volumen de líquido de separador y volumen de líquido en tanque de almacenamiento, el cual es normalmente dado como parte del análisis composicional. Ejemplo 4.4.2: Gas del separador y líquido del separador se muestrean en un separador operando a 300 psia y 73°F. El GOR del separador al momento que se tomó la muestra fue de 75670 scf/STB. El laboratorio reportó una razón de líquido separador/Volumen Tanque de 1,423 SP bbl líquido/STB a condiciones estándar. Los análisis de laboratorio dieron las composiciones reportadas. Calcule la composición del gas en el yacimiento. La densidad del líquido del separador a condiciones de separador es 43,97 lb/ft3. Tabla 10. Composición en las corrientes del separador


Figura 45. Esquema del ejemplo 4.4.2

Primero, se calcula el GOR en el separador en términos del líquido del separador.

Luego se calcula el peso aparente del líquido del separador.


Tabla 11. Resultados del ejercicio 4.4.2


5. ANÁLISIS PVT Con el fin de estudiar las propiedades de los fluidos de yacimiento en el laboratorio, es necesario recombinar las mezclas de líquido y gas del separador. Esto se hace mezclando las dos muestras proporcionalmente a su relación gas líquido de producción (GOR). Existen diferentes análisis de laboratorio que se pueden realizar a una muestra de fluido de yacimiento para determinar datos importantes que serán utilizados en una gran variedad de cálculos de ingeniería. En este capítulo se estudiaran las pruebas que se realizan para describir el comportamiento de los gases condensados y los aceites volátiles, las cuales proporcionaran información requerida durante el desarrollo del yacimiento. El comportamiento de fases para aceites volátiles es difícil de analizar debido a que las fases de gas y líquido a condiciones de yacimiento son, virtualmente, imposibles de distinguir.

5.1 PVT EXPERIMENTAL COMPOSICIONAL Una celda PVT es un recipiente cuyo volumen interno es conocido para un amplio rango de presiones y temperaturas y que además puede mantenerse a


representativas las cuales deben ser trasportadas para su completo análisis, y aplicarles unas pruebas de Laboratorio Básicas: 

Expansión a Composición Constante (CCE).



Liberación Diferencial (DL).



Agotamiento a Volumen Constante (CVD).



Separación Multi-etapa.



Medición de la Viscosidad.

5.1.1 Expansión a Composición Constante (CCE) Esta prueba se conoce también como Expansión a Composición Constante (ECC) o vaporización flash y es la que inicia el proceso de pruebas PVT para un fluido de yacimiento. Se realiza para cualquier tipo de fluido. Se usa para medir el volumen total de fluido y su compresibilidad para un amplio rango de presiones desde la presión inicial de yacimiento hasta valores por debajo de la del separador. Para aceites negros y volátiles también se usa en la determinación de la presión de saturación a condiciones de yacimiento. A fin de alcanzar un fluido de yacimiento representativo, la muestra se transfiere a la misma relación gas-líquido medida durante el muestreo. Una vez hecho esto, el sistema en la celda PVT, se lleva a la temperatura de yacimiento y se


La figura 46 ilustra el procedimiento de expansión a composición constante. Figura 46. Representación de la expansión a composición constante y diagrama del volumen relativo vs presión.

La figura 47 ilustra una de las utilidades del método de expansión a masa constante (EMC).


A través de la figura 48 podemos observar el proceso de expansión a composición constante para un aceite volátil y un gas condensado. Figura 48. Expansión a composición constante para aceite volátil y gas Condensado

Figura 49. Diagrama P-V para un aceite volátil.


son cercanamente idénticas. Los cambios de fase son rápidos y exhiben grandes variaciones en su compartimiento para pequeños cambios de presión y temperatura. Una vez la presión de saturación del sistema se ha encontrado, y el estudio a masa constante se ha realizado. Para aceite volátil lejano al punto crítico la transición desde el sistema en una fase al sistema en dos fases es fácil de reconocer en la gráfica, pero en condensados la separación de la fase líquida no es muy notoria, por lo tanto debe hacerse visualmente. Debido a que la presión del punto de rocío puede ser un poco difícil de reconocer en gases condensados, el agotamiento continúa por debajo de esta presión. En este momento se debe determinar el volumen de líquido condensado en cada paso, con lo cual obtenemos la curva de condensación de líquido, sobre la cual se determina el punto de rocío extrapolando para un volumen de líquido de cero. En la región de una fase las curvas P-V también pueden ser usadas para calcular: 

La variación de la densidad con la presión



La compresibilidad isotérmica



La expansión térmica si el volumen de muestra se registra a más


laboratorios lo definen como la relación del volumen de líquido condensado sobre el volumen de fluido. Ejemplo 5.1.1: A continuación se dan los datos de una vaporización flash hecha a un aceite negro a 220°F. Determinar la presión de burbuja. Tabla 12. Ejemplo CCE

Presión [psig] 5000 4500 4000 3500 3000 2900 2800 2700 2605 2591 2516 2401 2253 2090 1897 1698

Volumen total [cm 3] 61,030 61,435 61,866 62,341 62,866 62,974 63,088 63,208 63,455 63,576 64,291 65,532 67,400 69,901 73,655 78,676


Figura 50. Solución Ejemplo 5.1.1

En la gráfica se puede ver que la pendiente cambia en el punto correspondiente a los 2605 Psig y 63,455 cm3, valores correspondientes a la presión y volumen del punto de burbuja del hidrocarburo.

5.1.2 Agotamiento a volumen constante (CVD)


resultando una expansión del volumen en cada uno. Después de alcanzar el equilibrio, se retira fluido de la celda hasta alcanzar el volumen inicial. En algún momento durante la reducción, el fluido pasa por el punto de burbuja (volátiles) o por el punto de rocío (condensados). El fluido removido en cada etapa, se lleva a condiciones estándar y se analiza para determinar la composición y el peso molecular del C 7+. Generalmente se realizan entre cinco y diez reducciones hasta alcanzar la presión atmosférica. Después de la etapa final, el líquido se remueve de la celda para analizarlo. Los datos que son determinados en la prueba son los volúmenes de gas y liquido a presión y temperatura, la cantidad de gas producida acumulada, el factor Z del gas y la composición total de la corriente del pozo. Todos los datos volumétricos se reportan como volúmenes relativos al punto de rocío o de burbuja según sea el caso. Los cambios composicionales determinados durante esta prueba pueden ser ligeramente diferentes cuando se estudia un yacimiento con empuje de agua. Al final del análisis se realiza un balance molar para saber si se ha perdido fluido durante el experimento. El balance puede escribirse como: # Moles cargadas a la celda = # de moles producidas de la celda


5.1.3 Prueba del separador Se realizan para simular el comportamiento volumétrico del fluido a medida que este pasa a través del separador o separadores hasta el tanque de superficie y tiene como objetivo suministrar información esencial en la determinación de las condiciones óptimas de superficie para maximizar el recobro de aceite. Estas pruebas son similares a las de agotamiento descritas anteriormente, exceptuando que la temperatura también se reduce en cada etapa y hay sólo unos pocos pasos de presión (a menudo sólo uno entre la presión de yacimiento y la atmosférica). El procedimiento consiste en cargar una cantidad conocida de fluido de yacimiento a una cámara y ajustar la presión y temperatura a condiciones del primer separador. El sistema alcanza el equilibrio y entonces se libera el gas de la celda. De nuevo se mide la cantidad de gas y la composición. Nuevamente la presión y temperatura del líquido remanente se llevan a condiciones del segundo separador, y el proceso se repite. Una vez el fluido haya sido llevado a condiciones del tanque de superficie la cantidad, gravedad y composición del liquido remanente se determinan. Las pruebas de separador rara vez se realizan para sistemas de gases condensados, debido a la dificultad para obtener un volumen apreciable de líquido para el experimento.


Figura 52. Sistema de separación multi-etapa.


Gravedad especifica del aceite en el tanque = 0,8217 Gravedad especifica del gas en el separador = 0,786 Gravedad especifica del gas en el tanque = 1,363 Solución: Primero, calcular la relación gas-aceite a condiciones de separador y tanque Re lación gas  aceite SP 

0,522706 scf

131,588 cc  6,29 x106 

Re lación gas  aceite tan que 

bbl 

 632

 cc 

0,07139 scf

124,773 cc  6,29 x106 

bbl 

scf bbl SP

 91

 cc 

scf STB

Segundo, calcular la relación gas-aceite basada en el aceite del tanque a condiciones estándar. Re lación gas  aceite SP 

0,522706 scf

123,906 cc  6,29 x106

bbl 



0 07139 scf

 cc 

 676

scf bbl SP

scf


Factor de merma en el separador 

Factor de merma en el tan que 

131,588 cc 123,903 cc

124,773cc 123,903cc

 1,062

 1,007

bbl SP STB

bbl TK STB

Quinto, convertir la gravedad especifica del aceite en el tanque a ºAPI. º API 

º API 

141,5

 o

141,5 0,8217

131,5

 131,5  40,7

Tabla 13. Solución ejemplo 5.1.2. P sep Psig

T sep ºF

Rel. G-A

Rel. G-A

100 0

75 75

632 91

676 92

5.1.4 Liberación Diferencial

ºAPI Factor Tanque Vol. Form. 40,7

1,474

Factor Vol. Sep 1,062 1,007

Gravedad especifica Gas Flash 0,786 1,363


Ejemplo 5.1.3: Los datos recopilados de una vaporización diferencial de un aceite negro a 220°F so dados a continuación, elaborar una tabla de relaciones gas aceite en solución, volúmenes relativos y volúmenes relativos totales para este proceso diferencial. También incluir factor

Z y factores volumétricos de

formación de los incrementos de gas removido. Tabla 14. Ejemplo Liberación Diferencial Presión Psig 2620 2350 2100 1850 1600 1350 1100 850 600 350 159 0 0

Gas Removido (CC) * ------4.396 4.292 4.478 4.960 5.705 6.891 8.925 12.814 24.646 50.492 -----------

Gas Removido Scf ** ---0.02265 0.019666 0.01792 0.01693 0.01618 0.01568 0.01543 0.01543 0.01717 0.01643 0.03908 ∑=0.21256

Volumen aceite CC 63.316 61.496 59.952 58.528 57.182 55.876 54.689 53.462 52.236 50.771 49.228 42.540 39.572


 

6

SCF  2114 ,7 

520º R  cc  psia   0 ,851 0 ,01966 scf 14 ,7 psia680º R

4 ,292cc 35 ,315 x10 Z 

Cuarto calcular el factor volumétrico de formación del gas:

Bg 

0 ,02820 ,851680 pc  0 ,00771 2114 ,7  scf

Quinto calcular el factor volumétrico total: pc    0,00771   yac bbl   scf  scf     854  684  BtD  1,515   pc bbl res bbl res    5,615   bbl   BtD  1,748

bbl yac bbl res

Tabla 15. Liberación diferencial a 220ºF Presión Psig

R SD

BOD

Btd

Densidad del aceite

Factor Z

Bg

Gravedad Inc. Gas


5.1.5 Medición de la viscosidad Pocos métodos se han desarrollados para su medición a presión y temperatura del yacimiento; sin embargo existen dos métodos comúnmente utilizados: a. El viscosímetro de bola. b. El viscosímetro de tubo capilar


6. EQUILIBRIO GAS – LÍQUIDO Y RELACIÓN DE EQUILIBRIO El área limitada por las curvas de punto de burbuja y punto de rocío en el diagrama de fases de una mezcla multicomponente define las condiciones para que el gas y el líquido existan en equilibrio. Las cantidades y composiciones de las dos fases varían en diferentes puntos dentro de los límites del domo de saturación. En este capítulo, se consideran métodos para calcular el comportamiento de mezclas de hidrocarburos en esta región de dos fases.

Tres tipos de cálculos

serán examinados: 

Cálculo de las condiciones para las cuales una mezcla exhibe un punto de rocío.



Cálculo de las condiciones para las cuales una mezcla exhibe un punto de burbuja.



Cálculo de las cantidades y de las composiciones de gas y líquido a


6.1 SOLUCIONES IDEALES Una solución ideal es una solución para la cual: 

Existe una solubilidad total cuando los componentes son mezclados.



No ocurre interacción química durante la mezcla.



Los diámetros moleculares de los componentes son similares.



Las fuerzas intermoleculares de atracción y repulsión son las mismas entre moléculas semejantes, así como entre moléculas no semejantes.

Estas propiedades de las soluciones ideales conducen a dos resultados prácticos. Primero, no hay efecto de calentamiento cuando los componentes de una solución ideal son mezclados. Segundo, el volumen de la solución ideal, es igual a la suma de los volúmenes que los componentes ocuparían como líquidos puros a la misma temperatura y presión. Como en el caso de los gases ideales, las soluciones ideales de líquidos, no existen. Realmente, las únicas soluciones que se aproximan al comportamiento de una solución ideal, son las mezclas de gases a bajas presiones. Mezclas líquidas de componentes de las mismas series homólogas, se aproximan al comportamiento de la solución

ideal solamente a bajas presiones.

Sin

embargo, estudios del comportamiento de fase de las soluciones ideales nos


Donde P j representa la presión parcial del componente j en el gas en equilibrio con un líquido de composición x j . La cantidad P vj representa la presión de vapor que el componente puro j ejerce a la temperatura de interés.

6.1.2 Ecuación de Dalton Como se trató anteriormente, la ecuación de Dalton puede ser usada para calcular la presión parcial ejercida por un componente de una mezcla de gas ideal.

P j  y j P

6.2

6.1.3 Composiciones y cantidades de las fases gas y liquido en equilibrio de una solución ideal Las ecuaciones de Dalton y Raoult representan la presión parcial de un componente en una mezcla gaseosa. En el caso de la ecuación de Raoult, el gas debe estar en equilibrio

con

un

líquido.

Estas

ecuaciones

pueden

combinarse eliminando la presión parcial. La ecuación resultante, relaciona


nL

representa el número total de moles en el liquido,

ng

representa el número total de moles en el gas,

z j

representa la fracción molar del j-ésimo componente en la mezcla total incluyendo tanto la fase liquida como la fase gaseosa,

x j

representa la fracción molar del j-ésimo componente en el liquido,

y j

representa la fracción molar del j-ésimo componente en el gas,

Entonces: z j n

representa los moles del j-ésimo componente en la mezcla total,

x j nL

representa los moles de j-ésimo componente en el liquido, y

y j ng

representa los moles del j-ésimo componente en el gas.

Por lo tanto, un balance de materia sobre el j-ésimo componente da como resultado:

z j n  x j n L  y j ng Combinando las ecuaciones 6.3 y expresión:

6.4

6.4, para eliminar y j resulta la siguiente


Las ecuaciones 6.3 y 6.4 pueden ser combinadas para eliminar x j , con el resultado:



y j 

j

 j

z j n ng 

P Pvj

1

6.8

n L

La ecuación 6.7 ó la ecuación 6.8, son utilizadas para calcular las composiciones de las fases líquida y gaseosa de una mezcla en equilibrio. En cualquiera de los casos, se requiere una solución por prueba y error. El cálculo es simplificado si un mol de mezcla total es tomado como base, de tal manera que: ñL = nL /n, ñg = ng /n y ñL + ñg= 1. Basados en estas definiciones las ecuaciones 6.7 y 6.8 pueden

ser reagrupadas y simplificadas así:





j

j

x j 

y

 y   j

j

j

z j

 Pvj  1 1  ñg  P   z j

 P   1  ñ L   Pvj  1  

1

6.9

1 6.10


Ejemplo 6.1.

Calcular las composiciones y cantidades de gas y de liquido

cuando 1.0 lb-mol de la siguiente mezcla es llevada al equilibrio a 150 ºF y 200 psia. Suponga comportamiento de solución ideal. Tabla 16. Composición molar del gas en equilibrio ejemplo 6.1 Componente

Composición Fracción molar

Propano

0.610

n-Butano

0.280

n-Pentano

0.110

Solución: Por prueba y error, determine un valor de ñL que satisfaga la ecuación.


Tabla 17. Resultados del ejercicio 6.1 Componente

Composición

Presión

Composición

de la mezcla,

de vapor

Composición del

del líquido,

fracción

a 150 ºF

gas, fracción

fracción molar

molar

molar P vj

z j

y j 

z j

x j  y j

P Pvj

 P   1 P   vj 

1  ñ L 

C3

0.610

350

0.771

0.441

n-C4

0.280

105

0.194

0.370

n-C5

0.110

37

0.035

0.189

 y j  1.000

 x j  1.000

La sumatoria es igual a 1.0 para ñL = 0.487; de esta manera hay 0.487 moles de líquido y 0.513 moles de vapor por cada mol de mezcla total y las composiciones del gas y del líquido en equilibrio están dadas en las columnas 4 y 5 de la tabla anterior.


Ó

Pb   z j Pvj

6.12

j

Por lo tanto, la presión del punto de burbuja de una solución líquida ideal a una determinada temperatura, es simplemente la sumatoria de la fracción molar de cada componente por su correspondiente presión de vapor. Ejemplo 6.2. Calcular la presión del punto de burbuja a una temperatura de 150ºF para la mezcla presentada en el ejemplo 6.1. Asuma comportamiento de solución ideal. Solución: Resolver la ecuación

Pb   z j Pvj j

Tabla 18. Resultados del ejemplo 6.2 Componentes

Composición,

Presión de vapor

Fracción

a 150 ºF

z j j Pv


6.1.5 Cálculo de la Presión del Punto de Rocío de una Solución de gas ideal En el punto de rocío, la cantidad de líquido es despreciable, de esta manera para P = P d . Se puede sustituir nL = 0 y ng = n dentro de la ecuación 6.7. Esta resulta

en:

P j

z j

vj

Pd

1

6.13

ó

Pd 

1

 z j   j  P   vj 

6.14

El punto de rocío de una mezcla de gas ideal a una temperatura dada, es simplemente el recíproco de la sumatoria de la fracción molar dividida por la presión de vapor para cada componente.

6.2 SOLUCIONES NO IDEALES El uso de las ecuaciones 6.7 ó 6.8 para predecir el equilibrio gas líquido, está restringido severamente por varias razones. Primero, la ecuación de Dalton está basada en la suposición de que el gas se comporta como una solución ideal de


Varios métodos teóricos para superar estos problemas han sido tratados. Pero el único camino

razonablemente exacto para predecir el equilibrio gas -

líquido, es a través de correlaciones basadas en observaciones experimentales del comportamiento del equilibrio gas - líquido. Estas correlaciones involucran la razón de equilibrio K , la cual es definida como:

K j 

y j x j

6.15

Donde y j y x j , son valores determinados experimentalmente de las composiciones del gas y del líquido que existen en equilibrio a una presión y temperatura dadas. Las relaciones de equilibrio son algunas veces llamadas constantes de equilibrio de vaporización, coeficientes de distribución o simplemente, factores o valores K. Además, el término constante de equilibrio a menudo es usado para describir el factor K. Este término es erróneo ya que los factores K definitivamente no son constantes. Los factores K cambian con la presión, la temperatura y el tipo de la mezcla. Por lo tanto, se ha elegido usar los términos relación de equilibrio o valor


 y   j

j

z j n ng 

1

n L

6.17

K j

Como se observó anteriormente, el cálculo se simplifica si se toma una mol de mezcla. Por consiguiente las ecuaciones 6.9 y 6.10 se modifican así:



x j 

j

z j

1  ñ K 1  1 g

 y   j

j

6.18

j

z j

 1  1  ñ L   1  K j   

1

6.19

La elección entre las ecuaciones 6.18 y 6.19 es complemente arbitraria; pues ambas trabajan con igual eficiencia y requieren una solución de prueba y error. Normalmente se seleccionan valores sucesivos de ñg ó ñL para prueba y error hasta que la sumatoria sea igual a 1.0.


 j

y j 



z j

 1   1  ñ L   K j  1  

1

Determine los valores de K j a 150 ºF y 200 psia, use las cartas que se encuentran en el Anexo. Determine un primer valor de prueba de 0.5 para ñL. Esto dará como resultado una sumatoria de 0.992; entonces pruebe con un valor de 0.6 para ñL. Este dará como resultado una suma de 1.010. La sumatoria se hace igual a uno cuando ñL = 0.547, los cálculos son mostrados en la siguiente tabla. Tabla 19. Sumatorias para el cálculo del ñg del ejemplo 6.3 Componente

Composición Razón de de la mezcla equilibrio Fracción molar

Para

Para

Para

ñL = 0.5

ñL = 0.6

ñL = 0.547

z j

 1    1  K  j  

1  ñ L 


Tabla 20. Composición del gas y líquido correspondiente al ejemplo 6.3 Componente

Composición del

Composición del

gas, Fracción

líquido, fracción

molar

molar

y j 

z j

 1     1 1  ñ L    K j  

x j 

y j K j

C3

0.757

0.488

nC4

0.203

0.344

nC5

0.040

0.168

1.000

1.000

Observe que la suposición de comportamiento ideal en el ejemplo 6.1, genera como resultado un error por encima del 10% en ñL. El análisis de la forma como las ecuaciones 6.18 y 6.19 son afectadas por los valores incorrectos de prueba de ñg o ñL, proporciona una guía para determinar


Figura 53. Comportamiento de la ecuación 6.18 con valores de prueba de ñg incorrectos y cálculos a presiones o temperaturas por encima de la región de dos fases.

Por otro lado, la mezcla será todo gas si la temperatura elegida está por encima de la temperatura de punto de Rocío, o si la presión escogida es menor que la presión de punto de Rocío. La línea a trazos inferior en la figura 53, muestra que no se obtiene solución para estas condiciones. Esta situación ocurre cuando


Este chequeo debe realizarse antes de efectuar cualquier cálculo de equilibrio gas - líquido. Ejemplo 6.4. Realice el chequeo que debería haberse desarrollado antes de hacer los cálculos en el ejemplo 6.1. Solución:  z j K j  1.0



j

j

z j K j

 1.0

Tabla 21. Solución del ejemplo 4.4 Componente

Composición

Relación de

de la mezcla,

equilibrio

fracción molar z j

K j

z j K j

z j /K j

C3

0.610

1.560

0.946

0.394

n-C4

0.280

0.592

0.166

0.473

n-C5

0.110

0.236

0.026

0.466

1.138

1.333

1.000


La Figura 54 muestra los resultados de la ecuación 6.20. Los significados de las curvas a trazos son similares a los de las curvas a trazos de la Figura 54. La línea continua representa la solución al ejemplo 6.3, en el cual un valor correcto de 0.547 moles es obtenido para nL. Figura 54. Comportamiento de la ecuación 6.20 con valores de prueba de ñL incorrectos y cálculos a presiones o temperaturas por encima de la región de dos fases.


La presión no aparece implícitamente en la ecuación 6.22. La presión está representada por la relación de equilibrio y por lo tanto, la presión de punto de burbuja no puede calcularse directamente como en el caso de soluciones ideales. La presión de punto de burbuja a una temperatura dada, puede determinarse seleccionando un valor de prueba de presión, del cual se obtienen los valores de las relaciones de equilibrio. Luego se computa la sumatoria de la ecuación 6.22, si la suma es menor que 1.0, el cálculo se repite a una presión más baja, mientras que si la suma es mayor que 1.0, se elige un valor de prueba más alto. Un valor aproximado de presión de punto de burbuja para el uso como valor inicial de prueba, puede ser determinado usando la ecuación 6.12. Cuando la presión correcta de punto de burbuja ha sido establecida por este proceso de prueba y error, la composición del líquido en el punto de burbuja está dada por cada uno de los términos de la sumatoria. Ejemplo 6.5. Estimar la presión de punto de burbuja de la mezcla dada en el ejemplo 4.1 a una temperatura de 150 ºF. Use las cartas que se encuentran en el Anexo.


Tabla 22. Valores de Kj a 150 ºF y 247 psia Componente

Composición

Relación de

de la mezcla,

equilibrio a 150

fracción

ºF y 247 psia

molar z j

K j

z j K j

C3

0.610

1.320

0.805

n-C4

0.280

0.507

0.142

n-C5

0.110

0.204

0.022

1.000

0.969

Segundo, trate con un nuevo valor de prueba de presión de punto de burbuja de 220 psia. Determine valores de K j a 150 ºF y 220 psia. Tabla 23. Valores de Kj a 150 ºF y 220 psia Componente

C3

Composición

Relación de

de la mezcla, fracción

equilibrio a 150 ºF y 220 psia

molar z j

K j

z j K j

0.610

1.444

0.878


Tabla 24. Resultados de la interpolación utilizando la figura 55. Componente

Composición

Relación de

de la mezcla,

equilibrio a 150

Fracción molar

ºF y 237 psia K j

z j K j

z j

C3

0.610

1.360

0.830

n-C4

0.280

0.523

0.146

n-C5

0.110

0.208

0.023

1.000

0.999

z =1.0 así P b = 237 psia j K j

Figura 55.  z j K j vs. Valores de prueba de presión de punto de burbuja (parte de la solución del ejemplo 6.5).


6.2.3 Calculo de la presión de punto de rocío de un gas real En el punto de rocío, la mezcla está enteramente en la fase gas excepto por una cantidad infinitesimal de líquido. Por lo tanto nL = 0 y ng = n así que la ecuación 6.16 llega a ser:

 j

z j K j

1

6.23

La presión de punto de rocío es la presión a una temperatura dada para la cual la ecuación 6.22 se satisface. De nuevo el cálculo involucra un proceso de prueba y error. Un valor inicial de prueba justamente bueno de presión de punto de rocío puede obtenerse a través del uso de la ecuación 6.13.

Ejemplo 6.6. Estime la presión de punto de rocío de la mezcla dada en el ejemplo 4.1 a una temperatura de 150 ºF. Asuma que las cartas de relación de equilibrio dadas en el Anexo 1. Solución:


Tabla 25. Resultados del ejercicio 6.6 Componente

Composición de

Relación de

la mezcla,

equilibrio a 150

Fracción molar

ºF y 141 psia

z j

K j

z j /Kj

C3

0.610

2.110

0.289

n-C4

0.280

0.785

0.357

n-C5

0.110

0.311

0.354

1.000

 j

z j K j

 1, Entonces P d = 141 psia

1.000


7. AGUA DE FORMACIÓN 7.1 GENERALIDADES DEL AGUA 7.1.1 Definición de molécula. Los átomos tienden a unirse con otros átomos (enlace químico) formando sustancias compuestas o compuestos químicos, estas agrupaciones de átomos reciben el nombre de moléculas. Una molécula es la mínima

porción de un

compuesto que puede existir conservando las propiedades químicas de este. En algunos elementos los átomos unen formando moléculas, por ejemplo, en el nitrógeno se unen dos átomos formando una molécula biatómica (N 2). El fenómeno en virtud del cual una molécula se forma o se destruye recibe en química el nombre de cambio químico o reacción química y se diferencia del cambio físico en el que el cambio químico es definitivo, hay transformación de unas sustancias en otras y solo se puede regresar a la sustancia de origen por métodos complejos. El cambio físico es un proceso reversible, siempre se pude llegar al estado original sin cambiar la composición molecular de la sustancia.


capas periféricas idénticas, tienen las mimas propiedades químicas (familia de los alcalinos, halógenos, alcalinotérreos, gases nobles, etc). La molécula del agua tiene un arreglo molecular único, los dos átomos de hidrógeno están separados entre sí por un ángulo de 105 0, adyacentes al átomo de oxígeno, de forma que la molécula es asimétrica, cargada positivamente de lado de hidrógeno y negativamente del lado del oxígeno. Figura 56. Molécula de agua.



Molécula dipolar




Punto de congelación

La congelación del agua produce una propiedad especial, debido a que en los puentes de hidrógeno se produce un nuevo arreglo cristalino, que hace que el hielo se expanda más allá de su volumen líquido original de tal forma que su densidad es menor que la del líquido y por tanto esto hace que el hielo flote.



Poder disolvente

Las moléculas de agua en contacto con un cristal se orientan para neutralizar las fuerzas de atracción entre los iones y la estructura cristalina, debido a esto los iones libres se hidratan con estas moléculas de agua evitando que se recombinen y se recristalicen. En la figura a continuación se pude observar orientación de las moléculas del agua tienden a

como la

evitar que los iones se

recombinen y por lo tanto, precipiten en la solución (esto explica la capacidad del agua como disolvente).

Figura 57. Molécula de agua como disolvente universal.


la más diluida a la más concentrada. Esto explica la conservación de los alimentos mediante su salado (por ejemplo, la carne oreada). El flujo osmótico del agua a través de la membrana puede invertirse aplicando una presión bastante alta a la solución más concentrada, a este proceso se le llama “Osmosis Inversa” y resulta muy práctico para la desalinización del agua.



Viscosidad del agua.

Esta propiedad afecta su tratamiento, su empleo o uso final y es una medida de la fricción interna, es decir, del roce de una capa de las moléculas que se mueve sobre otra. Al aumentar la temperatura del agua la viscosidad disminuye.



Conductividad eléctrica.

La conductividad eléctrica es la medida de la capacidad del agua para conducir la electricidad. Es un indicativo de la materia ionizable total presente en el agua. El agua pura contribuye mínimamente a la conductividad, y en casi su totalidad es el resultado del movimiento de los iones de las impurezas presentes. La medida


7.1.2 Propiedades físicas del agua 

Contenido de pH.

El potencial de hidrógeno (pH) es una medida de la concentración de Iones de Hidrógeno, la cual la podemos definir matemáticamente como: “La medida de pH varía entre cero (0) y catorce (14), nos determina la naturaleza ácida o básica de la solución acuosa que puede afectar los usos específicos de agua” . Para un agua pura el valor de pH es igual a siete (pH=7), o se dice q tiene un pH Neutro; para valores menores el agua tiene un comportamiento ácido, y para valores mayores tenemos un agua alcalina (de carácter básico). El pH es muy importante por varias razones, la solubilidad de las escamas es altamente dependiente

del valor del pH; a mayores valores, se tendrá una

mayor tendencia a la precipitación de estas (la presencia de carbonatos y bicarbonatos en el agua hacen que aumente el carácter básico de las aguas); por otra parte, si el pH es bajo (más ácido) se disminuye la tendencia del agua a formar escamas, pero su carácter corrosivo aumenta. En la mayoría de los campos petroleros, las aguas tienen un pH entre 4-8 y es necesario mantener un

equilibrio en este valor con el fin de evitar las

consecuencias de la corrosión y la precipitación de escamas.


tamaño de la partícula puede ser muy útil en la determinación de necesidades de filtración y selección del filtro. También es muy útil en el monitoreo del desempeño del filtro. 

Turbidez.

Se define como la dificultad del agua para transmitir luz. La turbidez que presentan algunas aguas, especialmente las superficiales es debido a materiales insolubles en suspensión, coloides o partículas muy finas que son difíciles de decantar y filtrar; y que pueden presentar problemas en la mayoría de los procesos. Las aguas subterráneas pueden tener valores inferiores a una parte por millón de Sílice, que son las unidades de la turbidez, pero las aguas superficiales tienen valores más considerables. Las aguas con una parte por millón de Sílice son transparentes y permiten ver a profundidades de 5 metros, con diez partes por millón la visibilidad solo alcanza los diez centímetros. Esto quiere decir que a mayor turbidez, menor visibilidad y mayor obstrucción de los filtros; necesitándose un buen proceso de coagulación, decantación o filtración para disminuirla. En procesos como los de de inyección de agua se hace necesario disminuir a lo máximo la turbidez que presenta dicho fluido. De lo contrario




Gravedad específica.

Se pude definir como la relación de la densidad de un líquido con otro tomando como referencia, que para el caso es el agua pura. La densidad es el peso por unidad de volumen de una sustancia, el agua pesa 1g/ml:

 

densidad .del.agua.actual densidad .del.agua. pura

Entonces una gravedad específica mayor a uno significa que la muestra de agua es muy densa, generalmente las aguas de interés en inyección contienen sólidos disueltos (iones, compuestos, gases) y siempre son más densas que el agua pura. La magnitud de una gravedad específica es un índice directo de la concentración de sólidos disueltos en el agua, por tanto, la comparación de su valor para diferentes muestras proporciona una idea cualitativa de la cantidad relativa de sólidos en ellas. Este parámetro también es útil para comprobar los análisis realizados en el laboratorio discrepa a cantidad específica determinada por medio de una concentración de gravedad específica, existirá una alta probabilidad de error en la medida.




Medidores de oxígeno

Son instrumentos analíticos que permiten cuantificar la cantidad de O2 disuelto en una unidad de volumen de agua dada, existen tres tipos diferentes de probadores: sensores polarográficos, galvánicos y fluorescentes. Los sensores polarográficos utilizan un voltaje

externo, la diferencia de potencial entre el

cátodo y el ánodo es menor a 0.5 voltios. Los probadores galvánicos no requieren ningún tipo de voltaje externo, la diferencia de potencial entre el cátodo y el ánodo es mucho a mayor a 0.5 voltios, las pruebas galvánicas son más estables y más exactas a bajos niveles de O2 disuelto en polarográficos, debido a su adecuado funcionamiento por varios meses sin necesidad de reemplazar el electrolito o la membrana, su aplicación es muy amplia en la industria gracias a los bajos costos de operación que requieren. Los sensores de fluorescencia no utilizan oxígeno durante el proceso de medición, por tal motivo no requieren recubrimientos, este tipo de dispositivos es extremadamente conveniente cuando se necesitan periodos largos de exposición al agua, estos cuentan con un capa especial de propiedades de fluorescencia, cuando se expone a la luz se genera fluorescencia, después de la exposición, la capa continúa produciendo una postluminiscencia corta, el nivel de O 2 presente en el agua determina el periodo de duración de dicha luminiscencia ; tipo de equipo no es

sensible a los


convertir los carbonatos a los bicarbonatos en la solución; 3) la cantidad de dióxido de carbono necesario para guardar los bicarbonatos en la solución; 4) cualquier dióxido de carbono “agresivo” y es la forma más corrosiva. 

La

Sulfuro como H2S.

presencia de H2S en el

presentarse

agua aumentará su corrosividad. Este puede

naturalmente en el agua o ser generado por la bacteria sulfato

reductora. Si un agua dulce (libre de H 2S) empieza a mostrar trazas de H2S, esto indica que la bacteria sulfato reductora está probablemente trabajando en algún lugar del sistema, corroyendo apresuradamente la tubería o paredes del tanque. Además el sulfuro de hierro puede ser generado como un producto de la corrosión. Este es otra fuente potencial de taponamientos . 

Población bacterial.

La presencia de bacterias puede resultar en corrosión y/o taponamientos. En el control de colonias de animales y plantas se hace énfasis en la sulfato-reducción de las bacterias, ya que por reacciones generadas durante el crecimiento, se crean componentes que reaccionan con el acero y pueden llegar a ser corrosivas.


rocosa alrededor del yacimiento; esto crea una saturación de aceite, la cual puede reducir la inyectividad. Es necesario realizar pruebas de análisis para determinar el contenido de aceite en cualquier agua del sistema sin importar su origen, ya que existen diversas formas por las cuales el agua puede contaminarse con aceite. Los análisis de composición química del agua permiten identificar los valores de concentración de hidrocarburos, esto con el fin de establecer el nivel de perjuicio que puede traer su presencia en el agua que fluye por el sistema.

7.2 CALIDAD DE AGUA DE FORMACIÓN La calidad del agua se refiere a aquellas propiedades del agua que pueden causar efectos en el yacimiento, los pozos, y las facilidades de superficie, no existe una guía definida o generalizada sobre los indicadores aceptables de calidad del agua para un proceso de inyección, esto varia con las características propias de cada yacimiento. La calidad del agua de inyección y producción, se evalúa por medio de muestreo y pruebas en todo el sistema de inyección, los tratamientos aplicados varían dependiendo de la composición del agua y de las características de la formación a




La liberación de gas disuelto en la salmuera cuando se reduce la presión.



La expansión de la salmuera cuando disminuye la presión.



La contracción de la salmuera cuando la temperatura disminuye.

La contribución más importante para el factor volumétrico de formación del aceite, es debida a la cantidad de gas liberado por el líquido. La solubilidad de los hidrocarburos gaseosos en agua es considerablemente pequeña en comparación con la cantidad de gas que puede ser disuelto en el aceite; por lo tanto, el gas disuelto tiene poco efecto en el factor volumétrico de formación del agua. La contracción y expansión, debido a la disminución de la temperatura y la presión son pequeñas y equivalentes; por lo tanto, el factor volumétrico de formación del agua es numéricamente pequeño; raramente es mayor a 10.6 bbl yac/STB. Los factores volumétricos de formación de salmueras saturadas de gas han sido relacionados de manera similar al factor volumétrico de formación del aceite negro. En la figura 58, a continuación, ilustra el procedimiento de la correlación. Un volumen de Bw barriles de salmuera a condiciones de yacimiento es convertido a V1 barriles de salmuera por la reducción en la presión a 14.65 psia. Normalmente es más grande que la reducción en el volumen del líquido causado por el desprendimiento del gas. Los V1 barriles de salmuera son convertidos a un


El cambio en el volumen durante la reducción en presión, está presente por ∆Vwр

y el cambio en el volumen debido a la reducción en temperatura está

representado por ∆Vwt. El factor volumétrico de formación del agua puede ser calculado a partir de esos valores usando la siguiente ecuación: Bw = ( 1 + ∆Vwр ) ( 1 + ∆Vwt )

El factor volumétrico del agua calculado usando esta correlación de acuerdo con los limitados datos experimentales publicados, concuerda dentro del uno por ciento. Sorprendentemente, esta correlación es válida para aguas de yacimiento con salmueras con concentraciones en una amplia variedad.

A continuación se muestra (figura 59) el ∆Vwт como una función de la temperatura y presión del yacimiento. Figura 59. ∆Vwт como una función de la temperatura del yacimiento.


Figura 60. ∆Vwр como una función de la temperatura y presión del yacimiento.

7.4 DENSIDAD DEL AGUA DE FORMACIÓN


Figura 61. Efectos de la salinidad sobre la densidad de la salmuera.

7.5 DUREZA DEL AGUA DE FORMACIÓN 7.5.1 Dureza total


destilada. El método es de poca exactitud y depende de las condiciones de ebullición. 7.5.3 Dureza temporal o carbonatada. Mide la dureza asociada a iones CO 3H eliminable por ebullición y es la diferencia entre la dureza total y permanente. La clasificación según el grado de dureza expresada en ppm de carbonato de calcio es como se muestra a continuación: Tabla 26. Clasificación del agua según su dureza Dureza menos de 50 ppm

muy blanda

Dureza entre 50 y 100 ppn

blanda

Dureza entre 100 y 200 ppm

dura moderada

Dureza entre 200 y 300 ppm

dura

Dureza mayor de 300 ppm

muy dura

7.6 COEFICIENTE DE COMPRESIBILIDAD ISOTÉRMICA DEL AGUA


7.6.1 Coeficiente de compresibilidad isotérmica el agua a presiones por encima del punto de burbuja.

Si la presión está por encima del punto de burbuja la compresibilidad el agua se define de la siguiente manera:

C w  

1  V w 

  V w   p T

C w  

1   Bw 

  Bw   p T

C w  

1   w 

   w   p T

La figura 62, nos muestra el coeficiente de compresibilidad isotérmica del agua pura, esta presenta la combinación de los conjuntos de datos los cuales se encuentran en claro ajuste en la región superpuesta. De la figura 63, podemos obtener un factor de corrección usado para ajustar la compresibilidad por causa de los sólidos disueltos. Vale la pena mencionar, que la cantidad de gas disuelto no provoca efecto en la compresibilidad del agua.


Figura 62. Variación del coeficiente de compresibilidad isotérmica en función de la temperatura.

Figura 63. Efecto de la salinidad en el coeficiente de compresibilidad isotérmica del agua.


7.6.2 Coeficiente de compresibilidad isotérmica del agua a presiones bajo el punto de burbuja. Si la presión está por debajo del punto de burbuja la compresibilidad el agua se define de la siguiente manera:

C w  

1   Bw 

  Rsw        B   g Bw   p T p   T 

7.1

En comparación con la definición de coeficiente de compresibilidad isotérmica del   R  agua a presiones por encima del punto de burbuja, tenemos el término -  sw    p T

que es el cambio en volumen de gas libre, por tanto C w para presiones bajo el punto de burbuja se define como la suma del cambio del volumen del líquido y el cambio del volumen del gas libre. La ecuación 7.1, también puede ser escrita de la siguiente manera:  



B  




ZT  bbl    Bg  0,00502 P  scf 

7.4

B

El factor volumétrico de formación del gas g , es calculado usando la ecuación 7.4. Se debe usar un valor de 0,63 para la gravedad específica del gas desprendido del agua, éste debe ser tratado como gas natural, por tanto calculamos la temperatura pseudocrítica y la presión pseudocrítica del "gas natural",

con

estos

valores

calculamos

posteriormente

la

temperatura

pseudoreducida y la presión pseudoreducida, hecho esto, determinamos Z de la gráfica de standing and katz. Para determinar este factor (Z) para la ecuación 7 el valor tomado se basan en datos limitados y su precisión es desconocida; sin embargo, los valores que se obtienen son razonables.

7.7 COEFICIENTE

DE

VISCOSIDAD

DEL

AGUA

DEL

YACIMIENTO La viscosidad se define como la resistencia de un fluido (en nuestro caso agua) a


Figura 64. Curva típica de la viscosidad de la salmuera como función de la presión a temperatura constante del yacimiento.

La viscosidad del agua disminuirá la mitad a medida que las presiones del yacimiento disminuyen de 12.000 psia, hasta 1000 psia. En la figura 65 observamos la viscosidad del agua a presión atmosférica como una función de la temperatura y de la concentración de salmuera.


Figura 65. Viscosidad del agua a presión atmosférica.


7.8 Índices de saturación. 7.8.1 Índice de saturación de langelier. Una capa delgada de precipitados de carbono de calcio depositada en la superficie de la tubería de agua puede actuar como una capa para invertir la corrosión. Langelier desarrolló un índice para las aguas frescas, en los rangos del pH de 6,5 a 9,5, eso hace posible predecir el clima si un agua dada depositará o disolverá los precipitados de carbonato de calcio. Esto se llama el índice de saturación y es calculado con la siguiente ecuación: SI = pH-pHs = pH-[(PK2-PKs) + pCa++ + PALK] En la ecuación de pH es el pH real del agua y el pH s es el pH en la saturación; el PK2 y PKs son constantes empíricas; el pCa++ es el logaritmo negativo de la concentración del ion calcio en moles por litro; y PALK es el logaritmo negativo de la alcalinidad total, titulado por el metil naranja al punto final expresado en términos de titulados equivalentes por litro. Las constantes PK 2 y PKs pueden ser calculadas por las constantes termodinámicas. Un valor positivo para el índice de saturación indica que el agua es sobresaturada


y este puede calcularse también de la siguiente manera: pH s  9,3  a  b  c  d

Donde: a es una función de los sólidos concentrados totales. b es una función de la temperatura del agua. c es una función del calcio como dureza (ppm CaCO3). d es una función de la alcalinidad al “metil orange”. Estas variables se calculan de la siguiente manera: a  logTDS   1*

1

10 b  13,12 * log( T )  34,55 d  log( A) c  log( C )  0,4

Donde: TDS = Sólidos totales disueltos (mg/l).


Si el ISL está entre 0.3 a 1.5 la tendencia del agua en el circuito será levemente precipitante. Si el ISL está arriba de 1.5 la tendencia del agua en el circuito será altamente precipitante. Lo ideal para un sistema ó circuito de agua (ejemplo refrigeración) es estar entre 0 y +0,5. Hay que tener en cuenta que con un aumento del TDS el agua se hace más corrosiva porque las en sales disueltas en el agua los iones negativos y positivos están divididos, entonces más sal existe en el agua más conductiva es debido a la presencia de electrones libres. En el proceso de corrosión está presente el intercambio

de

electrones.

Cuando la temperatura del agua aumenta, la solubilidad Ca(OH)2, Mg(OH)2 y CaCO3 decrece. Por consiguiente estas sustancias precipitarán formando depósitos de sarro. Larson y Buswell modificaron la ecuación para el índice de saturación para incluir


7.8.1 Stiff y Davis extensión del método de langelier. El índice de saturación de langelier ha estado empíricamente extendido por Stiff y Davis aplicable a la salmuera del yacimiento petrolífero. Stiff y Davis determinará otro índice. El índice de estabilidad y lo representan por SI. Stiff y Davis usaron la ecuación siguiente para determinar su índice de estabilidad: SI = pH – K – pCa++ - PALK. En la ecuación anterior, K es una constante empírica usada para compensar varias fuerzas iónicas y temperaturas. Un índice positivo indica el precipitado de la formación, y un índice negativo indica la corrosión. Este método de útil como una guía para predecir tendencias de escalas de salmuera de yacimientos petrolíferos.

7.9. EXPRESIÓN GRÁFICA DE LOS DATOS DE ANÁLISIS DEL AGUA


Figura 67. Ejemplo de diagrama de stiff.


coagulante; el lodo del ablandamiento con cal-carbonato es una buena fuente de álcalisis para neutralización desechos ácidos. El progreso en la neutralización de un ácido o de una base se mide fácilmente por el pH. Sin embargo, la utilidad de emplear el pH para medir la reacción de neutralización está condicionada en gran medida por la capacidad amortiguadora del agua. Por ejemplo, es más fácil neutralizar un deshecho acidificador que contiene ácido clorhídrico a un pH de 7,5 con carbonato de sodio que con soda cáustica. El tratamiento de un desecho de agua ácida puede ser bastante sencillo puesto que el intervalo permisible del pH del efluente de relativamente grande, entre 5 y 9. Sin embargo, el ajuste del índice de estabilidad de agua requiere el control del pH de un intervalo restringido, de manera que el equipo para alimentar ácido o álcalinos a fin de lograr un índice de estabilidad especificado en el agua del proceso, es por lo general, más complejo que el equipo empleado en una planta de tratamiento de agua deshecho.

7.10.2 Desgasificación. El proceso de desgasificación, consiste en extraer el gas disuelto en agua. El


Los productos de la respiración tienen influencia en la composición de gases en el agua. En aguas superficiales, las algas producen oxígeno en presencia de la luz solar a través de la reacción de fotosíntesis de dióxido de carbono y el agua para producir carbohidratos. Las bacterias, por otro lado, emplear el oxígeno en su metabolismo y producen CO 2. La acción de las bacterias de suelo producen con frecuencia niveles altos de dióxido de carbono en las aguas del pozo, y las aguas profundas del pozo carecen de oxígeno, ya que estas bacterias lo han removido del agua subterránea filtrada. 7.10.3 Separación mediante una membrana El uso de membranas semipermeables es un añadido comparativamente nuevo a la tecnología de la renovación o purificación del agua. Puesto que los ingenieros de diseño se esfuerzan en perfeccionar estas membranas y las técnicas de sus aplicaciones, pueden buscar ejemplos de la naturaleza semipermeables que lleva a cabo separaciones acuosas en tejidos animales como vegetales. Es cierto sentido, en los dispositivos de membrana sintética se está copiando lo que sucede en muchos sistemas naturales: las raíces y duramen de los árboles; los riñones y los intestinos delicados de los animales emplean membranas para la


de la aplicación así como en los límites más estrictos de la descarga en el ambiente han hecho que resulte práctica la separación por membrana.

7.10.4 Aireación. La aireación es el proceso mecánico por cual se procura un contacto íntimo del aire con el agua. Aplicada al tratamiento del agua, la aireación transfiere moléculas gaseosas, principalmente oxígeno del aire (fase gaseosa) al agua (fase líquida). Aunque a menudo la meta de disolver oxígeno en agua, la aireación incluye también la remoción de gases indeseables del agua, como CO 2 y metano este proceso se cita a algunas veces como parte de la desgasificación. La aireación está casi siempre acompañada de otros procesos o reacciones, que puede ser de naturaleza física, química o bioquímica. Con mucho, el mayor uso del equipo de aireación se encuentra en el campo de la oxidación bioquímica de desechos orgánicos, domésticos o industriales. Pero la aireación también se usa ampliamente para la oxidación de impurezas orgánicas como, por ejemplo, hierro, magnesio y sulfuro de hidrógeno, también es usada para la remoción oxidación de impurezas volátiles causantes de olor o mal sabor. La aireación cuyo objetivo es aumentar sólo el contenido de oxígeno en el agua


fino tienen una velocidad mesurable de asentamiento y pueden ser removidas por sedimentación, aunque el período para reducir la concentración a la mitad de la original puede ser tan grande como una semana o un mes. Partículas menores de 1,0 micras permanecen en suspensión por el impacto de las moléculas e iones disueltos en agua. El movimiento en zigzag puede observarse al microscopio y se conoce como movimiento browniano. A medida que el tamaño de la partícula se reduce por debajo de 1,0 micras, aumenta la relación de superficie a volumen, y en consecuencia, la carga eléctrica por unidad de masa. Esto, además, estabilizar la materia coloidal, evitando las sedimentación. Puede considerarse que el límite inferior para el tamaño

del

coloide

es

de

alrededor

de

1

a

10

milimicras

(1

milimicra=0,001micras o 10-6 milímetros), muy cercano a las dimensiones de las moléculas grandes en solución. Posteriormente, los coloides son clasificados en hidrofóbicos o hidrofilicos, resistiéndose los primeros ser humedecidos por el agua; los segundos son fuertemente atraídos por el agua y por tanto, difíciles de ser absorbidos por el carbono activo. La adsorción es la adhesión física de las moléculas o coloides a las superficies de un sólido, un absorbente, sin que se lleve a cabo una reacción química. En algunos aspectos, la absorción es semejante a la coagulación y a la floculación.


El evaporador típico se asemeja a una caldera de tubos de llama, con la llama reemplazada por vapor o vapor de proceso como fuente de calor, aunque se tienen diferencias significativas: 1. La evaporación tiene un gradiente de temperatura mucho menor a través de las superficies de transferencia de calor. 2. Por lo común contiene menos líquido. 3. Los tubos del evaporador están hechos de metal especiales (titanio o aleaciones), mientras que los tubos de la caldera son de acero. 4. Para transferir calor de manera eficiente con gradiente de temperatura bajos, las superficies del evaporador deberán mantenerse libres de depósitos, que tienen un efecto aislante. Son importantes un tratamiento químico correcto y una limpieza programada.

Cada líquido ejerce una presión de vapor, cuya magnitud es una medida de su volatilidad. Los líquidos con presión de vapor elevada se volatilizan fácilmente, mientras que aquellas con presiones de vapor baja se vaporizan más lentamente, precisando que la temperatura se eleve para aumentar su velocidad evaporación. La energía cinética de todas las moléculas aumenta al ser elevada temperatura. La velocidad evaporación depende de la naturaleza de cada sustancia, la cantidad


8. DEPOSITACIÓN DE ORGÁNICOS 8.1 PARAFINAS En el capítulo 1, se mencionaban las parafinas, en este capítulo este tema se va a tocar más a fondo. Las parafinas son esencialmente mezclas de largas cadenas lineales hidrocarbonadas (n-parafinas), algunas de ellas caracterizadas por poseer adicionalmente un conjunto de cadenas ramificadas y presencia de alicíclicos, aromáticos y anillos condensados que modifican sus propiedades de flujo. Las parafinas normales son cadenas de hidrocarburos saturados, formados principalmente por cadenas entre C 16 y C60+ con temperaturas de fusión de 64°F a 211°F. Los depósitos de parafina están acompañados de resinas, material asfáltico, arena, escamas y en ocasiones agua. Ellas son de naturaleza cristalina y tienden a cristalizar y precipitar del crudo por debajo de su punto de cristalización. Las parafinas son moléculas apolares, cuya interacción se debe a fuerzas de Van der Waals. Son depósitos orgánicos causados por cambios en las condiciones del pozo que


Figura 68. Desarrollo de parafinas en un pozo fluyendo.

8.1.1 Propiedades de las Parafinas Las parafinas pueden ser normales, ramificadas o con alcanos cíclicos de fórmula química CnH2n+2

La deposición de parafinas difícilmente puede inhibirse debido


los puntos de nube de crudos oscuros deben utilizarse métodos instrumentales, debido a que éste no es visible en éste tipo de aceites. Si el crudo es enfriado lentamente por debajo del punto de nube sin agitación, pequeños cristales de cera forman gradualmente una red que inhibe el flujo. El punto de fluidez es alcanzado cuando el aceite cesa de fluir.

8.1.2 Punto de nube y punto de cristalización El Punto de Nube (Cloud Point) es la temperatura a la cual se comienzan a formar los primeros cristales de parafinas en el crudo muerto. El Cloud Point es probablemente el parámetro más importante de información, de las mediciones simples, para evaluar el potencial de deposición de la parafina. Si es medido adecuadamente puede ser usado para determinar cuándo y dónde se puede esperar la deposición de parafinas. Para un crudo vivo (con gas en solución) no se habla de punto de nube, como en el caso del crudo muerto, sino de puntos de cristalización cuya unión conforma el umbral de cristalización de parafinas “onset” definido como la frontera termodinámica en donde bajo determinadas condiciones de presión, temperatura y composición se inicia la cristalización de parafinas. El Punto de Cristalización es una propiedad termodinámica que depende de la


8.1.3 Precipitación de parafinas Durante el proceso de producción, los hidrocarburos experimentan una seria de fenómenos fisicoquímicos y termodinámicos complejos, debidos a los cambios en las condiciones de operación. Estas alteraciones generan cambios de fase (paso de líquido a sólido y a gas), con la correspondiente segregación y depositación de sus partículas (parafinas, asfáltenos y resinas) causando obstrucción del flujo con pérdidas de producción. Los depósitos de parafina causan diversos problemas por el taponamiento de las líneas ocasionando pérdidas en producción, por lo que se requiere realizar la limpieza permanente de pozos y de tuberías en superficie. La precipitación de parafinas puede ocurrir dentro del yacimiento, en la cara del pozo, en las facilidades de producción o durante el transporte del crudo por oleoductos.

8.1.4 Factores que afectan la precipitación de las parafinas Temperatura: Los hidrocarburos a condiciones de yacimiento se encuentran a




Liberación del gas y los compuestos livianos del crudo en su viaje de yacimiento a superficie.



Cambio en la temperatura por intrusión de agua u otro líquido a por temperaturas externas bajas (en la cabeza del pozo).



Presión: La precipitación de parafinas es a menudo estudiada para crudos

muertos, pero el efecto de la presión y la composición del crudo no es muy clara. La presión mantiene los gases y componentes volátiles en solución y ayuda a mantener el fluido a la temperatura de formación. Claramente, es imposible producir el crudo sin tener una caída de presión considerable; entonces, ambos factores actúan simultáneamente, las caídas de presión y las caídas de temperatura, porque los gases se desarrollan y se expanden, y los componentes más pesados se precipitan formando parafinas. 

Pérdida de componentes volátiles: La pérdida de los constituyentes más

livianos del crudo definitivamente reduce la cantidad de parafinas que pueden mantenerse en solución. La reducción en el volumen de aceite resulta en menos solvente disponible para disolver la misma cantidad de cera. 

Partículas de material suspendido: La evidencia muestra que a medida que

las parafinas empiezan a separarse cuando la temperatura cae, las partículas de




Efecto de la Proporción Relativa de Solvente-Soluto: Cuando la

concentración de soluto en la solución se incrementa, el punto de cristalización aumenta. El soluto se denomina a las parafinas que precipitan, se cristalizan y forman una fase sólida y el solvente serán los demás componentes del crudo que no cristalizan. Los tres parámetros que afectan la solubilidad de la parafina en el crudo son la temperatura, la presión y la composición del crudo. Sin embargo, se ha analizado que es principalmente una función del número de carbonos, como es mostrado en la figura 69. Figura 69. Solubilidad de la parafina.


8.1.5 Mecanismos de depositación de parafinas En los yacimientos en los que la temperatura está por encima del punto de cristalización, el punto crítico en donde puede iniciar la precipitación y acumulación de parafinas es en la tubería de producción, en el que se presenta una fuerte liberación de presión y caída de temperatura. La depositación de parafinas en tuberías y oleoductos está gobernada por tres mecanismos. Difusión molecular, por corte y movimiento Browniano. Difusión molecular Es el mecanismo que prevalece mientras el crudo está por encima del punto de cristalización. A medida que el curso asciende dentro de la tubería de producción se somete a una transferencia de calor con las paredes de la tubería y se forma un perfil de temperatura, en el cual a temperaturas inferiores a punto de cristalización existe una concentración de cristales de parafina que da lugar a la difusión. Dispersión por corte o esfuerzo de cizalla


Figura 70. Efecto del régimen de flujo sobre la depositación de parafinas.

Movimiento Browniano Es el movimiento al azar de las partículas de parafina que hace que se choquen




Cierre de los pozos.



Incremento en el mantenimiento de los equipos.



Aumento en los costos de prevención y tratamiento del problema.



Se requiere contar con personal especializado para investigación y manejo del problema.

8.1.7 Métodos de prevención y control de despositación de parafinas Existen diversos métodos y tecnologías desarrolladas para el control de parafinas. En términos generales se distingue dos clases: métodos preventivos y métodos remediales. 8.1.7.1 Método químico Se basa en inhibidores (dispersantes, surfactantes, modificadores de cristal, depresores del punto de fluidez) cuya función es mantener las partículas de parafina en suspensión dentro del líquido y evitar que se presente la nucleación y aglomeración. Modificadores de cristal 

Inhiben la depositación de parafinas, bloqueando el crecimiento del cristal.




Reduce la tensión superficial del fluido transportador y pueden ser resolubulizadas por el petróleo.



Puede ocasionar emulsiones.



Ocasionan repulsión entre las partículas de los depósitos de parafina y la superficie metálica.



Junto con solventes van antes de acidificación y fracturamiento.



Son polímeros.

Dispersantes 

Neutralizan las fuerzas de atracción que unen las partículas de parafina,

quedan dispersas y se mueven con el fluido producido. 

Un extremo de la molécula es atraído por la parafina, y el otro es soluble en

ambos, agua o aceite, dependiendo de la fase en la cual la parafina va a ser dispersa. 

Su aplicación puede hacerse por baches, continuo y algunas veces por squeeze

hacia la roca. 

No disuelve parafina.



Los dispersantes son formulados a partir de reactivos como: sulfonatos,

derivados de alquil-fenoles, cetonas, terpenos, poliamidas y naftalenos.


8.1.7.3 Métodos remediales La aplicación de estos métodos tiene como objetivo remover el depósito, lo cual se logra de diversas formas, entre otras, empleando raspadores de tubería, solventes, tratamientos con fluidos calientes, microorganismos y calentamiento eléctrico.

8.2 ASFÁLTENOS Los asfáltenos son la fracción de crudo soluble en tolueno (o benceno) e insoluble en un exceso de n-alcano (pentano o heptano). Los asfáltenos están constituidos principalmente por anillos aromáticos ligados con cadenas alquílicas y cicloalcanos, además de compuestos heterocíclicos que poseen N, S y O. Estudios recientes muestran que la relación C/H en los asfáltenos esta por el orden de 1:1.1, así mismo aproximadamente el 40% del carbono presente es aromático. La estructura elemental de los asfáltenos es muy variada y depende del crudo del cual provienen. La composición de los asfáltenos también dependen del agente precipitante, existe una significativa diferencia entre los asfáltenos precipitados con n-heptano y los precipitados con n-pentano, la relación H/C de los primeros


estructuras cíclicas; el sistema aromático condensado puede tener desde 4 hasta 20 anillos bencénicos. Figura 71. Moléculas de asfáltenos.

En la Figura 71, se muestran tres de las numerosas estructuras de asfáltenos posibles, que constituyen una clase de moléculas compuestas de anillos aromáticos agrupados (azul) con cadenas de alcanos. Algunos anillos pueden ser no aromáticos. Muchos de los anillos se fusionan, lo que implica que comparten al menos un lado los heteroátomos, tales como azufre, nitrógeno, oxigeno, vanadio y níquel, pueden residir en los anillos aromáticos. La molécula de la


crudo pierde su habilidad para dispersar las partículas. La estabilidad de los asfáltenos depende de la composición del crudo y de la naturaleza de la superficie de las rocas en el reservorio.

El balance que los sostiene en una

suspensión estable depende de las mismas condiciones que causan la separación de las parafinas en el crudo. 8.2.2 Precipitación y depositación de asfáltenos Los petróleos crudos que exhiben procesos de precipitación y depositación de asfáltenos durante el proceso de agotamiento primario son habitualmente subsaturados, lo que significa que existen en el yacimiento a presiones superiores a la presión de burbujeo. Estos petróleos crudos tienden a tener bajo contenido de asfáltenos y alto contenido de gas. Figura 72. Envolvente de precipitación de asfáltenos (APE).


las condiciones de yacimiento tipo dadas (punto rojo), el agotamiento primario hace que la presión se reduzca. Cuando la presión alcanza la envolvente superior de precipitación de asfáltenos, también conocida como presión de inicio de la precipitación de asfáltenos, los asfáltenos menos solubles precipitarán. Conforme la presión continúe decreciendo, más asfáltenos precipitarán hasta que se alcance la presión de burbujeo, y se libere el gas de la solución. Con la reducción continua de la presión se ha removido suficiente gas del sistema, y el petróleo crudo podrá comenzar a re disolver los asfáltenos en la envolvente inferior de precipitación de asfáltenos.

Habitualmente la cantidad de asfáltenos precipitado se incrementa a medida que se reduce la presión, y alcanza un punto máximo con la presión de burbujeo. La línea de presión-temperatura (P-T) que delinea las condiciones de precipitación por encima del punto de burbujeo, se conoce como el límite superior de la envolvente de precipitación de asfáltenos. Conforme a la presión continúa reduciéndose por debajo de la presión de burbujeo, el gas de solución es removido del petróleo, lo que lo vuelve más denso y más refractivo desde el punto de vista óptico. La despresurización por debajo del punto de burbujeo puede conducir a la redisolución de los asfáltenos




Caída de Temperatura: la temperatura se considera que tiene un efecto

indirecto sobre la precipitación de asfáltenos. Puede afectar la solubilidad de las resinas, y puede llevar a la creación de parafinas las cuales atrapan a los asfáltenos cuando se solidifica. 

Inyección de CO2: El CO2 causa desestabilización de los asfáltenos debido a

una reducción del pH y cambios en la composición del crudo, es responsable también de formación de emulsiones rígidas en presencia de crudos asfálticos. 

Inyección de Gas Miscible: el flujo de gas rico desestabiliza los asfáltenos

mediante una reducción de la relación Carbono/Hidrógeno en la solución. 

Mezcla de Corrientes de Crudo: la más probable causa de precipitación de

asfáltenos es un cambio en el pH a causa de un ácido orgánico natural proveniente de otro crudo. 

Estimulación de Pozos: Acidificación en mayor parte, implica cambios

drásticos en el equilibrio químico de la solución, cambios de pH y liberación de CO2.


Efecto de la polidispersidad El grado de dispersión de las fracciones pesadas en el crudo depende de la composición química del petróleo. La relación moléculas polares/moléculas no polares y partículas presentes son los factores responsables de la estabilidad de la polidispersión presente en el seno del crudo; cualquier perturbación que altere el balance de los factores mencionados dará origen a la deposición de fracciones pesadas. Efecto estérico coloidal Es conocido que algunos de los constituyentes del petróleo, especialmente los asfáltenos tienen una fuerte tendencia a la autoasociación. Un incremento en el contenido de parafinas permite que una parte de los asfáltenos presentes en el crudo formen coloides, que se separan de la fase aceite en forma de agregados, en tanto que otra parte permanezca suspendida estabilizada por agentes peptizantes como resinas, que se adsorben en su superficie y evitan la agregación. La estabilidad de los coloides estéricos se debe a la concentración de agente


Efecto electrocinético Cuando el crudo circula por un determinado conducto (medio poroso, tuberías), se genera una diferencia de potencial eléctrico debida al movimiento de partículas coloidales cargadas. Esto constituye un factor determinante en la deposición de asfáltenos. Los factores que influencian este efecto son: el eléctrico, térmico y las características de mojabilidad del conducto, régimen de flujo, temperatura, presión, propiedades de transporte del crudo y características de las partículas coloidales. 8.2.5 Consecuencias de la depositación de asfáltenos Los problemas asociados a precipitación de asfáltenos se pueden presentar en el yacimiento, en el pozo, en las facilidades de superficie, en el transporte de crudo y hasta en su procesamiento. Durante el viaje de crudo a través de tuberías ya sea en el pozo o en superficie, los asfáltenos se pueden precipitar por la presencia de iones férricos combinado con condiciones ácidas, esto provoca la formación de sólidos conocidos como


primera el daño es modificado de la humectabilidad, de ser la última el daño es bloqueo por emulsión agua-aceite. Las superficies minerales limpias son fuertemente humectadas por agua. Cuando entran en contacto con una fase acuosa, se cargan: positiva, neutra o negativamente dependiendo del potencial zeta de la superficie. Al adicionar crudo al sistema, las moléculas polares o activas presentes en el crudo, los asfáltenos, tienden a desestabilizarse logrando así, viajar a través de la capa de agua que separa la roca del crudo y ser adsorbidos por la superficie cargada en este caso la roca. La porción polar de la molécula asfalténica queda apuntando hacia la superficie de la roca mientras la porción no polar apuntando en dirección contraria dejando así a la roca con preferencia a ser humectada por el aceite, esto disminuye la permeabilidad efectiva al aceite y finalmente pérdidas en producción y reservas recuperables. Cuando las moléculas de asfáltenos son adsorbidas por la interfase agua-aceite es debido a fuertes interacciones intermoleculares dipolo-dipolo, enlaces de hidrógeno, intercambio de electrones e interacciones ácido-base formando así


canales de flujo se bloquearán y como resultado el flujo de aceite al pozo se verá reducido. La posibilidad de que exista daño por precipitación de asfáltenos no depende estrictamente de su alta cantidad presente en el crudo, sino más de la estabilidad de los mismos. La estabilidad de los asfáltenos a su vez depende de la presión, temperatura y composición del crudo. 8.2.6 Prevención del daño de la formación producido por los asfáltenos Los asfáltenos pueden depositarse en cualquier lugar del sistema de producción, pero quizás el área más perjudicial es la región vecina al pozo, donde es difícil acceder a los poros obstruidos por los asfáltenos para efectuar las operaciones de remediación. Los tratamientos convencionales con inhibidores de la floculación de los asfáltenos, implican procesos de intervención periódicos con remojos en solvente o la inyección continua de químicos en el pozo. Estos métodos son efectivos para prevenir la aglomeración y depositación de los asfáltenos en las líneas de flujo y los tubulares, pero no protegen la formación productiva, por que los químicos interactúan con el petróleo después de que éste abandona la formación, con la posibilidad de dejar atrás asfáltenos.


9. BIBLIOGRAFIA 

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ANEXO 1 Relaciones de equilibrio líquido – vapor para los componentes del metano al heptano, con una presión de convergencia de 5000 psi. Figura 1.1. Relaciones de equilibro-vapor para el metano con una presión de convergencia de 5000 psi


Figura 1.2. Relaciones de equilibro-vapor para el etano con una presión de convergencia de 5000 psi.


Figura 1.3. Relaciones de equilibro-vapor para el propano con una presión de convergencia de 5000 psi.


Figura 1.4. Relaciones de equilibro-vapor para el i-butano con una presión de convergencia de 5000 psi.


Figura 1.5. Relaciones de equilibro-vapor para el n-butano con una presión de convergencia de 5000 psi.


Figura 1.6. Relaciones de equilibro-vapor para el i-pentano con una presión de convergencia de 5000 psi.


Figura 1.7. Relaciones de equilibro-vapor para el n-pentano con una presión de convergencia de 5000 psi.


Figura 1.8. Relaciones de equilibro-vapor para el hexano con una presión de convergencia de 5000 psi.


Figura 1.9. Relaciones de equilibro-vapor para el heptano con una presión de convergencia de 5000 psi.


ANEXO 2 TABLAS DE PROPIEDADES FÍSICAS






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