Diagrama De Fases Y Fluidos En Reservorios De Hidrocarburos.docx

Termodinámica de Hidrocarburos

“DIAGRAMAS DE FASES Y FLUIDOS EN RESERVORIOS DE HIDROCARBUROS” Los diagramas de fases nos permiten obtener información que puede aplicarse en la ingeniería de reservorios.

1.- DIAGRAMA DE FASES PARA UNA SUTANCIA PURA. La línea TC es llamada línea de presión de vapor. Los puntos por encima de esta línea verifican que la sustancia esta en fase líquida, los puntos por debajo de esta línea están en fase gaseosa. Los puntos que coinciden con TC coexisten la fase líquida y gaseosa. El punto C llamado punto crítico. La temperatura y presión representada en este punto es llamada temperatura crítica Tc y presión crítica Pc. El punto triple T, en el cual

coexisten

la

fase

sólida, líquida y gaseosa en

condiciones

de

equilibrio. A temperaturas inferiores esta

en

fase

sólida

y

gaseosa que es llamada línea

de

presión

de

sublimación.

2.- PRESIÓN DE VAPOR DE UNA SUSTANCIA PURA. 2.1.- ECUACIÓN DE CLAUSIUS-CLAPEYRON. dpv Lv = dT T (V Mg−V Ml ) Donde: Lv: Calor de vaporización de un mol de líquido. T: Temperatura absoluta. Univ. Pahuasi Zeballos Ausberto

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V mg-Vml: Es el cambio en volumen de un mol. ln (

pv 2 Lv 1 1 )= ( − ) pv 1 R T1 T2

2.2.- DIAGRAMA DE COX DE P Y T. El alumno debe determinar la presión de vapor de la gasolina, petróleo crudo volátil con presión de vapor aproximadamente menor a 180 kPa(26 psi), aceites crudos volátiles, y otros productos del petróleo volátiles mayores a 180 kPa de presión de vapor.

3.- DIAGRAMAS DE FASES DE MEZCLAS DE DOS COMPONENTES. La curva de presión es una región amplia en la que dos fases coexisten. Denominada como envolvente de saturación.

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3.1.- PUNTO CRÍTICO. En una mezcla de dos componentes, líquido y gas pueden coexistir a temperatura y presión por encima de la temperatura y presión crítica.

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3.2.- PUNTO CRICONDEMBÁRICO Y CRICONDENTÉRMICO. La mayor temperatura de la envolvente es denominada punto cricondentérmico y la

presión

máxima

en

la

envolvente

de

saturación

define

el

punto

cricondembárico.

3.3.- DIAGRAMAS EN FUNCIÓN DE SU COMPOSICIÓN. Son los diagramas de presión composición y los diagramas de temperatura composición.

4.- DIAGRAMAS DE FASES DE MEZCLAS MULTICOMPONENTES. En la mezcla en que el número y

la

complejidad

de

las

moléculas en una mezcla se incrementa, la separación entre la línea de punto de ebullición y la línea de punto de rocío en el diagrama de fases es mayor.

5.- FLUIDOS EN RESERVORIOS DE PETRÓLEO. Existen 5 tipos de fluidos en los reservorios de petróleo. Petróleo negro, petróleo volátil, Univ. Pahuasi Zeballos Ausberto

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petróleo retrógrado, gas húmedo y gas seco. El tipo de fluido solo puede ser confirmado en el laboratorio. Para esto se evalúan: la relación de gas petróleo al inicio de la producción, la gravedad y el color del líquido en el tanque de almacenamiento.

5.1.- PETRÓLEO NEGRO. El petróleo negro consiste de una variedad de especies químicas que incluyen moléculas largas, pesadas y no volátiles. Las líneas dentro de la envolvente de fases representan volúmenes de líquido constante, medidas en porcentaje del volumen total. Son caracterizados por relaciones gas-petróleo en el inicio de producción de 2000 scf/STB o valores menores. Con la producción, la relación gas petróleo irá incrementándose. La gravedad del petróleo en el tanque de almacenamiento es usualmente inferior a 45 °API, la misma que ira disminuyendo con el tiempo. El petróleo en el tanque de almacenamiento es muy oscuro, a menudo negros, algunas veces con verde oscuro o café. Un factor volumétrico de formación inicial de 2 res bbl/STB.

5.2.- PETRÓLEO VOLATIL. Univ. Pahuasi Zeballos Ausberto

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Contiene

una

cantidad

de

pesadas cantidad

pequeña moléculas

y de

mayor moléculas

entre etano y hexano, distinta de un petróleo negro. El rango de temperaturas cubierta por la envolvente de fase es mas pequeña, la temperatura crítica es menor petróleo

que

el

de

negro.

un Es

identificado por tener una relación gas-petróleo entre 2000 a 3300 scf/STB. En la medida en que el reservorio produzca la relación gas petróleo aumentará y la presión del reservorio disminuirá por debajo de la presión de ebullisión. La gravedad del petróleo en el tanque de almacenamiento es usualmente 40 °API o superiores, incrementando la misma

con

producción

la del

yacimiento. Puede presentar color

un café,

naranja

o

algunas

veces

verde. Un

factor

volumétrico de formación inicial mayor a 2 res bbl/STB.

5.3.- GASES RETRÓGRADOS. Univ. Pahuasi Zeballos Ausberto

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El diagrama de fases es mas pequeño que los de petróleo y el punto crítico esta ubicado abajo y a la izquierda

de

la

envolvente de fases. Tiene una temperatura crítica

menor

que

temperatura

la del

reservorio y el punto cricondentérmico mayor a la temperatura del reservorio. La relación gas-petróleo al inicio de la producción de un gas retrógrado es aproximadamente 3300 scf/STB. La cantidad de líquido retrógrado es muy pequeño y puede ser tratado como un gas húmedo. El gas retrógrado puede también ser llamado gas-condensado retrógrado. L gravedad específica del líquido en el tanque de almacenamiento esta entre 40 a 60

API y tiende a incrementar en la medida en que el reservorio pierde presión

y alcanza niveles inferiores al punto de rocío. Puede ser d color café, naranja, verde o color agua.

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5.4.- GAS HÚMEDO. Solo existe en fase gaseosa en el reservorio. El proceso de A a B no atraviesa la envolvente de fases, asi no se

forma

reservorio. normalmente

líquido El

en

el

líquido

es

llamado

condensado y el reservorio de gas algunas veces es llamado gas-condensado. Presenta relaciones gas-petróleo muy elevados, la misma que se mantiene casi constante durante la vida del reservorio de gas húmedo. Para propósitos de ingeniería, un gas que presenta una relación gas-petróleo de 50000 sfc/STB puede ser considerado gas húmedo.

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5.5.- GAS SECO. Está constituido principalmente por metano, adopta solamente la fase gaseosa. Durante la producción no atraviesa la envolvente de fases y no existe la posibilidad de formar líquidos. La denominación de gas seco esta asociado a q no presenta grandes cantidades de hidrocarburos pesados.

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“PROPIEDADES DE LOS DIFERENTES TIPOS DE FLUIDOS” 1.- CONDICIONES NORMALES O STANDARD. T = 60°F

P= 14.7 Psia

2.1.-Factor volumetrico

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3.1.- recombinación conociendo la composición

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3.2.- recombinación conociendo la composición del separador

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