DIAGRAMA DE FASES (PRESION – TEMPERATURA) Un típico diagrama de Temperatura y Presión se muestra en la Fig. 3.1. Estos diagramas son esencialmente utilizados para Clasificar los reservorios Clasificar naturalmente el sistema de HC. Describir el comportamiento de fases del fluido. Para un mejor entendimiento de la Fig. 3.1 se darán todas las definiciones y algunos conceptos asociados con el diagrama de fase:
Figura 3.2 Diagrama de Fases (Presión- Temperatura) 5.2.1.- Propiedades intensivas.- Denominas a aquellos que son independientes de la cantidad de materia considerada como son: la viscosidad, densidad, temperatura, etc. Es una función principal de las propiedades físicas de los fluidos. 5.2.2.- Punto critico.- Es el estado a condición de presión y temperatura para la cual las propiedades intensivas de las fases liquida y gases, son idénticas, donde cuya correspondencia es la presión y temperatura critica.
5.2.3.- Curva de Burbujeo (ebullición).- Es el lugar geométrico de los puntos, de presión y temperatura, para los cuales se forma la primera burbuja de gas, al pasar de la fase liquida a la región de dos fases, siendo este estado de equilibrio de un sistema compuesto de petróleo crudo y gas, en el cual el petróleo ocupa prácticamente todo el sistema excepto en una cantidad infinitesimal de gas. El yacimiento de punto de burbuja se considera cuando la temperatura normal esta por debajo que la temperatura critica, ocurre también que por la disminución de la presión que alcanzara el punto de burbujeo. 5.2.4.- Curva de roció.- (condensación).- Es el lugar geométrico de los puntos, de la presión-temperatura, en los cuales se forma la primera gota de liquido, al pasar de la región de vapor a la región de las dos fases, El punto de roció es análogo que al punto de burbuja, siendo el estado de equilibrio de un sistema que esta compuesto de petróleo y gas, lugar en la cual ocupa prácticamente todo el sistema dando excepción a cantidades infinitesimales de petróleo. 5.2.5.-Región de dos fases.- Es la región comprendida entre las curvas de burbujeo y roció (cricondenbara y cricondenterma). Esta región coexisten en equilibrio, las fases liquida y gaseosa. 5.2.6.- Cricondenbar.- Es la máxima presión a la cual pueden coexistir en equilibrio un liquido y vapor. 5.2.7.- Cricondenterma.- Es la máxima temperatura a la cual pueden coexistir en equilibrio un liquido y vapor. 5.2.8.- Zona de condensación Retrograda .- Es aquella cuya zona esta comprendida entre los puntos de las curvas cricondenbar y cricondenterma (punto critico y punto de roció) y que por la reducción de la presión, a temperatura constante, ocurre una condensación. 5.2.9.- Petróleo Saturado.- Es un líquido que se encuentra en equilibrio con su vapor (gas) a determinada presión y temperatura: La cantidad de líquido y vapor puede ser cualesquiera. En este sentido la presión de saturación es la presión a la cual el líquido y el vapor se encuentran en equilibrio. En algunos casos la presión de burbujeo o presión de roció pueden usarse sinónimamente como presión de saturación.
5.2.10.- Petróleo Bajo Saturado.- Es el fluido capaz de recibir cantidades adicionales de gas o vapor a distintas condiciones de presión y temperatura. en un fluido no saturado, la disminución de la presión causa liberación del gas existente La cantidad de líquido y vapor pude ser cualquiera. 5.2.11.- Petróleo Subsaturado.- Es aquel fluido que acondiciones de presión y temperatura que se encuentran, tienen una mayor cantidad de gas disuelto que el que le correspondería a condiciones de equilibrio. 5.2.12.- Saturación critica de un fluido .- Es la saturación mínima necesaria para que exista escurrimiento de dicho fluido en el yacimiento. Cuando la presión y la temperatura iniciales de un yacimiento caen fuera de la región de dos fases pueden comportarse: 1.- Como yacimientos normales de gas (A), donde la temperatura del yacimiento excede el cricondermico. 2.- Como yacimiento de condensado retrogrado (de punto de roció) (B), donde la temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura critica del punto cricordentermico. 3.- Como yacimiento de petróleo bajo-saturado (de punto de burbujeo) C, donde la temperatura del yacimiento esta por debajo de la temperatura critica. Cuando la presión y la temperatura iniciales del yacimiento caen dentro de la región de dos fases pueden comportarse: 1.- Como yacimientos de petróleo saturado, depende, existe una zona de petróleo con un casquete de gas. 2.- Como yacimientos de petróleo saturado sin estar asociado con un casquete de gas, esto es, cuando, la presión inicial es igual a la presión de saturación o burbujeo. La presión y temperatura para este tipo de yacimientos se localiza sobre la línea de burbujeo.
5.3 CLASIFICACION DE LOS RESERVORIOS Se aclara que el estado físico de un fluido de yacimiento generalmente varia con la presión, pues la temperatura es esencialmente constante. Es práctica común a los yacimientos de acuerdo a las características de los HC producidos y a las condiciones bajo las cuales se presenta su acumulación en el subsuelo. Así, tomando en cuenta las características de los fluidos producidos, se tiene reservorios de: o Reservorio de Petróleo o Reservorio de Gas 3.3.1 RESERVORIOS DE PETROLEO Si la temperatura del reservorio Ty es menor que la temperatura critica Tc del fluido del reservorio este es clasificado como reservorio de petróleo. Dependiendo de la presión inicial del Reservorio, Pi, los reservorios de petróleo pueden ser subclasificados en las siguientes categorías: 3.3.1.1 RESERVORIOS DE PETROLEO SUBSATURADO Si la presión inicial del reservorio Pi es igual Pb y representada en la Fig. 3.2 por el punto 1, y es mayor que la presión del punto de burbuja, Pb y la temperatura esta por debajo de la temperatura critica del fluido del reservorio. 3.3.1.2 RESERVORIO DE PETROLEO SATURADO Cuando la presión inicial del reservorio esta en el del punto de burbuja, Pb, del fluido del reservorio, como se muestra en la Fig. 3.2 punto 2, el reservorio es llamado reservorio saturado de petróleo.
3.3.1.3 RESERVORIO CON CASQUETE DE GAS Si la presión inicial del reservorio esta en el punto de burbuja, Pb, del fluido del reservorio, como se muestra en la Fig. 3.2 punto E, el reservorio esta en predominio de una capa de gas en la zona de dos fases, la cual contienen una zona de liquido o de petróleo con una zona o capa de gas en la parte superior...
Figura 3.2 Diagrama de fases En general el petróleo es comúnmente clasificado en los siguientes tipos:
Petróleo negro Petróleo de bajo rendimiento Petróleo de alto rendimiento (volátil) Petróleo cerca del punto critico
3.2.2.- Petróleo negro El diagrama de fases nos muestra el comportamientote del petróleo negro en la Fig.3.3, en el cual se debe notar que las líneas de calidad son aproximadamente equidistantes caracterizando este diagrama de fases del petróleo negro. Siguiendo la trayectoria de la reducción de la presión indicada por la línea verticales, la curva de rendimiendo de liquido se muestra en la Fig. 3.4, es el porcentaje del volumen del liquido en función de la presión. La curva de rendimiento del liquido se aproxima a la línea recta, excepto en las presiones muy bajas. Cuando el petróleo
es producido normalmente se tiene un RGP entre 200-1500 PCS/STB y la gravedad esta entre 15-40° API. En el tanque de almacenamiento el petróleo es normalmente de color marrón o verde oscuro
Figura 3.3 Diagrama de fases petróleo negro
Figura 3.4 Curva de rendimiento liquido para el petróleo negro
3.2.2.- Petróleo negro de bajo rendimiento El diagrama de fases para un petróleo de bajo rendimiento es mostrado en la Fig.3.5, El diagrama es caracterizado por las líneas de calidad que estan esparcidas estrechamente cerca de la curva de roció. En la curva de rendimiento del líquido (Fig. 3.6) se muestra las características de rendimiento de esta categoría de petróleo. Las otras propiedades son: Factor volumétrico de la formación de petróleo menor a 1.2 bbl/STB. Relación Gas- Petróleo menor que 200 pc/STB Gravedad del petróleo menor que 35° API Recuperación substancial de líquido a condiciones de separación como se observa con el punto G que esta por encima del 85% de las líneas de calidad de la Fig. 3.5.
Figura 3.5 Diagrama de fases petróleo de bajo rendimiento
Figura 3.6 Curva del rendimiento liquido para el petróleo de bajo rendimiento
3.2.4.- Petróleo volátil El diagrama de fases para un petróleo volátil (alto rendimiento) es dado en la Fig.3.7, El diagrama es caracterizado por las líneas de calidad estas juntas y estrechas cerca del punto de burbuja y están mas ampliamente esparcidas a bajas presiones. Este tipo de de petróleo es comúnmente caracterizado por un alto rendimiento del liquido inmediatamente por debajo del punto de burbuja como se muestra en la (Fig. 3.8). Las otras propiedades son: Factor volumétrico de la formación de petróleo menor a 2.0 bbl/STB. Relación Gas- Petróleo entre 2000 – 3200 pc/STB Gravedad del petróleo entre 45 - 55 ° API Baja Recuperación de líquido a condiciones de separador como se observa con el punto G en la FIg. 3.7. Color verdoso a naranja
Figura 3.7 Diagrama de fases petróleo volátil de alto rendimiento
Figura 3.8 Curva de rendimiento liquido para el petróleo volátil 3.2.5.- Petróleo cerca al punto critico Si la temperatura de reservorio, Ty esta cerca de la temperatura Tc del sistema de HC mostrado en la Fig. 3.9, la mezcla de HC es identificada como petróleo cerca al punto crítico. Porque todas las líneas de calidad convergen al punto critico, una caída de presión isotérmica (como se muestra en la línea vertical EF, Fig. 3.9), pude llevar 100% de petrolero del volumen poral de HC a condiciones iniciales al 55% de petróleo al punto de burbuja si decae la presión en un valor de 10 a 50 psi por debajo del punto de burbuja, el comportamiento característico del encogimiento de petróleo cerca al punto critico se muestra en la Fig. 3.10. Este petróleo es cararcaterizado por el diagrama de fases para un petróleo volátil (alto rendimiento) esta dado en la Fig.3.7, El diagrama es caracterizado por las líneas de calidad por estar juntas y estrechas cerca del punto de burbuja y están mas ampliamente esparcidas a bajas presiones. Este tipo de de petróleo es comúnmente caracterizado por un alto rendimiento del liquido inmediatamente por debajo del punto de burbuja como se muestra en la (Fig. 3.8). Las otras propiedades son: Factor volumétrico de la formación de petróleo mayor a 2.0 bbl/STB. Relación Gas- Petróleo alta mas de 3000 pc/STB Gravedad del petróleo entre 45 - 55 ° API Las composiciones son caracterizadas por 12.5 a 20% mol de heptano plus, 35 % o más de etano y el resto de metanos.
Figura 3.9 Diagrama de fases petróleo cerca del punto critico
Figura 3.10 Curva de rendimiento liquido para el petróleo cerca del punto crítico
Figura 3.11 Curva de rendimiento liquido para diferntese petróleos
