Propiedades pseudocriticas

Propiedades pseudocriticas

Propiedades del gas natural Para entender y predecir el comportamiento de yacimientos de petróleo y de gas como una función de presión, el conocimiento de las propiedades físicas de los fluidos del yacimiento deben ser conocidas. Estas propiedades, por lo general son determinadas por experimentos de laboratorio realizados sobre las muestras de fluidos obtenidas de pozos. En ausencia de éstas propiedades experimentales, el trabajo de caracterización y estudio de yacimientos sería muy difícil. En éste artículo serán estudiadas las propiedades del gas natural, y para ello es necesario conocer un poco acerca del gas. Un gas, es definido como un fluido homogéneo de viscosidad y densidad baja, que no tiene ningún volumen definido, pero se amplía para completamente rellenar el espacio donde es colocado. Generalmente, el gas natural es una mezcla de gases de no hidrocarburo e hidrocarburo. Los gases de hidrocarburo que normalmente son encontrados en un gas natural son metano, etano, propano, butano, pentano, y las pequeñas cantidades de hexano y más componentes pesados. Los gases de no hidrocarburo (impurezas), incluyen el dióxido de carbono, el sulfúro de hidrógeno, y el nitrógeno. El conocimiento y relación de la presión, volumen y temperatura (PVT), y otras propiedades químicas de los gases son indispensable para el desarrollo de un yacimiento de petróleo o gas. Entre las propiedades podemos encontrar: 1.- Peso molecular del gas (PMg). 2.- Gravedad específica (GE). 3.- Densidad del gas . 4.- Viscosidad del gas (ug). 5.- Factor de compresibilidad del gas (Z). 6.- Factor volumétrico de formación del gas (Bg). 7.- Volumen específico (v). 8.- Compresibilidad isotérmica del gas (Cg).

1.- Peso molecular del gas (PMg): Es la unión de la de los pesos moleculares de cada elemento que conforman el gas natural. Las unidades del peso molecular son: Kgr/Kmol

ó Lb/lbmol. El gas natural, es una mezcla de componentes y es por ello que el peso molecular del gas se obtiene sumando la fracción molar de cada i-esimo componente por su respectivo peso molecular.

2.- Gravedad específica (GE): Es la relación de la densidad de una sustancia a la densidad de una sustancia de referencia. Para efectuar la relación entre ambas sustancias, es necesario que ambas se encuentren a la misma presión y temperatura. Si asumimos un comportamiento de gas ideal para ambas sustancias, la gravedad específica se puede expresar en función de los pesos moleculares de cada sustancia. GE = GEgas / GEaire GE = PMg / PMaire Siendo el peso molecular del aire seco=29 lb/lbmol. Ambas relaciones son válidas y su unidad es: adimensional.

3.- Densidad del gas : Es la relación entre la masa y el volumen de una sustancia en estudio. En el caso del gas natural se puede demostrar que la densidad del mismo será:

4.- Viscosidad del gas (ug): Es la relación entre el esfuerzo cortante y la velocidad del esfuerzo cortante, que se aplica a una porción de fluido para que adquiera movimiento (viscosidad dinámica). Hay distinto tipos de viscosidad , siendo las de mayor estudio la dinámica y la cinemática, siendo ésta última la resistencia que se genera al fluir un fluido bajo el efecto de la gravedad. La viscosidad de los gases tendrán el siguiente comportamiento: - A bajas presiones (menor a 1500 lpc), un aumento de la temperatura aumentará la viscosidad del gas . - A altas presiones (mayor a 1500 lpc), un aumento de la temperatura disminuye la viscosidad. - A cualquier temperatura, si se aumenta la presión la viscosidad aumenta. - La viscosidad será mayor, a medida que el gas posea componentes más pesados. .

5.- Factor de compresibilidad del gas (Z): Es un factor de corrección introducido en la ecuación general de los gases y será obtenido experimentalmente dividiendo el volumen real de n moles de un gas a presión y temperatura, por el volumen ideal ocupado por la misma masa de gas a iguales condiciones de presión y temperatura.

La ecuación a usar será de de los gases ideales pero con el factor Z como corrección: P.V = Z. n. R. T El factor Z, es función de propiedades pseudo reducidas, es decir, Z= f: ( Ppr , Tpr ). Por ello es necesario encontrar una serie de parámetros que nos permitirán encontrar el factor Z, entrando en una gráfica adecuada, con Ppr y Tpr.

Para hallar las propiedades pseudo criticas se pueden determinar a través de la composiciones molares de cada componente del gas n atural ó a través de la gravedad específica del mismo. Para determinar Z, por la gráfica es necesario conocer algunos parámetros que se enuncian a continuación:

Con las propiedades pseudo críticas hallamos las pseudo reducidas y con éstas el valor de Z de la gráfica.

Para cuando el gas posee componentes no hidrocarburos será necesario introducir una corrección de las propiedades pseudo críticas, la cual se determinará por medio de las siguientes ecuaciones, y obtenidas las propiedades pseudo reducidas, hallar el factor Z. Ahora vamos a corregir por la presencia de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono. El error E, se puede determinar gráficamente o analíticamente por la ecuación suministrada.

Con las correcciones ya hechas, volvemos a el cálculo de las propiedades pseudo reducidas y hallamos Z de la gráfica.

6.- Factor volumétrico de formación del gas (Bg): Es un factor que relaciona el volumen de gas en el yacimiento a presión y temperatura con el volumen de la misma masa de gas en superficie a condiciones normales presión de 14,7 lpc y 60 °F.

7.- Volumen específico (v): Es definido como el volumen ocupado ocupado por una masa de gas, es decir, el volumen dividido entre la masa. Para gas ideal es el inverso de la densidad.

8.Compresibilidad isotérmica del gas (Cg): La variación de la compresibilidad de un fluido con la presión y temperatura es de gran importancia para los cálculos de ingeniería de yacimientos. Para una fase liquida, la compresibilidad es pequeña y se asume en ocasiones constante, pero para los gases no sucede lo mismo. La compresibilidad isotérmica del gas es el cambio en el volumen por unidad de cambio de presión. Para gas ideal, Z=1 constante, y la compresibilidad es Cg= 1/P

COMPORTAMIENTO CUALITATIVO DE FASES EN SISTEMAS DE HIDROCARBUROS

 Yacimientos de Gas

Una gran parte de la energía usada en el mundo proviene de los hidrocarburos y sus derivados. Una de estas fuentes de energía es el gas natural, el cual se da bajo condiciones de presión y temperaturas en el yacimiento, de manera que ya no existe hidrocarburo líquido o existe en muy baja proporción.

Hay dos preguntas claves que deben ser respondidas tempranamente cuando se trata del inicio de la explotación de un yacimiento de gas y de la estrategia que se aplicará durante su vida económica productiva. La primera pregunta debe responder al volumen de gas originalmente en sitio y, la segunda, al volumen remanente de gas a cualquiera que sea la presión escogida para abandonar el yacimiento.

Para obtener el volumen de gas inicial en sitio (Gi) se requiere información obtenida de los pozos perforados. La estimación volumétrica será de la misma veracidad que tengan los valores ponderados utilizados para producirlas. Sin embargo, los resultados volumétricos obtenidos para Gi no indican qué tipo de mecanismo de producción tiene el yacimiento de gas. Por tanto, para valores iguales de Gi se puede pensar en un yacimiento volumétrico de gas, sin intrusión de agua, que produce exclusivamente por expansión del gas, o se podría tener un yacimiento con intrusión de agua además de la energía disponible mediante la expansión del gas.

Estos datos pueden ser obtenidos por diferentes mecanismos. Uno es empleando la Ecuación de Balance de Materiales, la cual se ha desarrollado en base al balance del volumen original, balance del volumen de poros disponibles y balance molecular para diferentes tipos de yacimientos.

Al igual que en yacimientos de petróleo, en pozos de gas se llevan a cabo pruebas de declinación y restauración de presión, las cuales son muy importantes para determinar el comportamiento del yacimiento durante su vida productiva.

A continuación se presentan las diferentes pruebas y análisis aplicadas en yacimientos de gas con el objetivo de calcular el gas original en sitio, reservas y pruebas de presión, incluyendo las diferentes técnicas que se emplean para darle solución a las ecuaciones que caracterizan el flujo de un gas real aplicado a condiciones del yacimiento.

También se encuentran las limitaciones y errores que se deben tener presentes a la hora de llevar a cabo análisis en este tipo de pozos.

Yacimientos de Gas son aquellos en los cuales la mezcla de hidrocarburos se encuentra inicialmente en fase gaseosa en el subsuelo. Se clasifican en yacimientos de:



Gas seco



Gas húmedo



Gas condensado

En los yacimientos de gas seco la mezcla de hidrocarburos permanece en fase gaseosa, tanto en el subsuelo como en superficie, durante su vida productiva (a cualquier presión). Además, la temperatura de estos yacimientos es mayor que la temperatura cricondentérmica de la mezcla.

En cambio, los Yacimientos de Gas Húmedo producen líquido en superficie al pasar la mezcla a través del sistema de separación, generando relaciones gaslíquido (RGL) mayores de 15000 PCN/BN. A diferencia de los anteriores, los   Yacimientos de Gas Condensado presentan condensación retrógrada en el yacimiento a presiones por debajo de la presión de rocío y temperaturas entre la crítica y la cricondentérmica de la mezcla. En este caso las relaciones gaslíquido son superiores a 3200 PCN/BN.

CLASIFICACIÓN DE LOS TIPOS DE YACIMIENTOS DE ACUERDO CON LOS DIAGRAMAS DE FASES (COMPOSICIÓN) Desde un punto de vista más técnico, los diferentes tipos de yacimientos pueden clasificarse de acuerdo con la localización de la temperatura y presión iniciales del yacimiento con respecto a la región de dos fases (gas y petróleo) en los diagramas de fases que relacionan temperatura y presión. La figura 2 es uno de estos diagramas "diagrama de fases PT" para un determinado fluido de un yacimiento. El área cerrada por las curvas del punto de burbujeo y del punto de rocío hacia el lado izquierdo inferior, es la región de combinaciones de presión y temperatura en donde existen dos fases: líquida y gaseosa. Las curvas dentro de la región de dos fases muestra el porcentaje de líquido en el volumen total de hidrocarburo, para cualquier presión y temperatura. Inicialmente, toda acumulación de hidrocarburos tiene su propio diagrama de fases que depende sólo de la composición de la acumulación.

Consideremos un yacimiento con el fluido de la figura, a una temperatura de 300 °F y una presión inicial de 3700 lpca, punto A. Como dicho punto se encuentra fuera de la región de dos fases, el fluido se hallará inicialmente en estado de una sola fase (monofásico), comúnmente llamado gas. Como el fluido que queda en el yacimiento durante la producción permanece a 300 °F, es evidente que el fluido permanecerá en estado gaseoso (una sola fase) a medida que la presión disminuya a lo largo de la trayectoria A"A1. Más aún, la composición del fluido producido por el pozo no variará a medida que el yacimiento se agota. Esto será cierto para cualquier acumulación de esta composición,

donde

la

temperatura

del

yacimiento

excede

el

punto

cricondentérmico o máxima temperatura a la cual pueden existir dos fases, o sea, 250 °F para el ejemplo considerado. Aunque el fluido que queda en el yacimiento permanecerá en estado monofásico, el fluido producido al pasar del fondo del pozo a los separadores en la superficie, aunque en la misma composición, puede entrar en la región de dos fases debido a la disminución de la temperatura, como lo representa la línea A"A2. Esto implica la producción de líquido condensado en la superficie a partir de un gas en el yacimiento. Es lógico que si el punto cricondentérmico de un fluido está por debajo, por ejemplo, 50 °F, sólo existirá gas en las superficies a las temperaturas normales de ambiente, y la producción se denominará de gas seco. No obstante, la producción puede aún contener fracciones líquidas que pueden removerse por separación a baja temperatura o por plantas de recuperación de gasolina del gas natural.

Consideremos de nuevo un yacimiento con el mismo fluido de la figura , pero a una temperatura de 180 °F y presión inicial de 3300 lpca, punto B. aquí la temperatura del yacimiento excede la temperatura crítica y, como antes, el fluido se encuentra en estado monofásico denominado fase gaseosa o simplemente gas. A medida que la presión disminuye debido a la producción, la composición del fluido producido será la misma que la del fluido del yacimiento A, y permanecerá constante hasta alcanzar la presión del punto de rocío, a 2545 lpca, punto B1. Por debajo de esta presión, se condensa líquido del fluido del yacimiento en forma de rocío; de allí que este tipo de yacimiento comúnmente se le denomine yacimiento de punto de rocío. Debido a esta condensación, la fase gaseosa disminuirá su contenido líquido. Como el líquido condensado se adhiere al material sólido o paredes de los poros de la roca, permanecerá inmóvil. Por consiguiente, el gas producido en la superficie tendrá un contenido

líquido menor, aumentando la relación gas-petróleo de

producción. Este proceso, denominado condensación retrógrada, continúa hasta alcanzar un punto de máximo volumen líquido, 10% a 2250 lpca, punto B2. Se emplea el término retrógrado porque generalmente durante una dilatación isotérmica ocurre vaporización en lugar de condensación, una vez que se alcanza el punto de rocío, debido a que la composición del fluido producido varía, la composición del fluido remanente en el yacimiento también cambia, y la curva envolvente comienza a desviarse. El diagrama de fases de la figura

representa una mezcla y sólo una mezcla de hidrocarburos.

Lamentablemente, para recuperación máxima de líquido, esta desviación es hacia la derecha, lo que acentúa aun más la pérdida de líquido retrógrado en los poros de la roca del yacimiento.

Si ignoramos por el momento esta desviación en el diagrama de fases, desde el punto de vista cualitativo, la vaporización del líquido formado por condensación retrógrada (líquido retrógrado) se presenta a partir de B2 hasta la presión de abandono B3. Esta revaporización ayuda a la recuperación líquida y se hace evidente por la disminución en las razones gas-petróleo en la superficie. La pérdida neta de líquido retrógrado es evidentemente mayor para:

o

Menores temperaturas en el yacimiento

o

Mayores presiones de abandono

o

Mayor desviación del diagrama de fases hacia la derecha

lo cual es, naturalmente, una propiedad del sistema de hidrocarburos. En cualquier tiempo, el líquido producido por condensación retrógrada en el yacimiento está compuesto, en gran parte, de un alto porcentaje (por volumen) de metano y etano, y es mucho mayor que el volumen de líquido estable que pudiera obtenerse por condensación del fluido del yacimiento a presión y temperatura

atmosférica.

La

composición

del

líquido

producido

por

condensación retrógrada cambia a medida que la presión disminuye, de manera que 4% del volumen líquido retrógrado a una presión, por ejemplo, de 750 lpca puede contener un condensado estable a condiciones de superficie equivalente a 6% del volumen retrógrado a 2250 lpca.

Si la acumulación ocurre a 3000 lpca y 75 °F, punto C, el fluido del yacimiento se encuentra en estado monofásico, denominado en este caso líquido, debido a que la temperatura está por debajo de la temperatura crítica. Este tipo de yacimiento se denomina de punto de burbujeo, ya que a medida que la presión disminuye se alcanzará el punto de burbujeo, en este caso 2550 lpca, punto C1. Por debajo del punto de burbujeo aparecen burbujas, o una fase de gas libre. Eventualmente, el gas libre comienza a fluir hacia el pozo, aumentando continuamente. Inversamente, el petróleo fluye cada vez en cantidades menores, y cuando el yacimiento se agota queda aún mucho petróleo por recuperar. Otros nombres empleados para este tipo de yacimiento de líquido (petróleo) son: yacimiento de depleción, de gas disuelto, de empuje por gas en solución, de dilatación o expansión y de empuje por gas interno.

Finalmente, si la misma mezcla de hidrocarburos ocurre a 2000 lpca y 150 °F, punto D, existe un yacimiento de dos fases, que contiene una zona de líquido o de petróleo con una zona o capa de gas en la parte superior. Como las composiciones de las zonas de gas y de petróleo son completamente diferentes entre sí, pueden representarse separadamente por diagramas de fases individuales (que tendrán poco común entre sí) o con el diagrama de la mezcla. Las condiciones de la zona líquida o de petróleo serán las del punto de

burbujeo y se producirá como un yacimiento de punto de burbujeo, modificado por la presencia de capa de gas. Las condiciones de la capa de gas serán las del punto de rocío y puede ser retrógrada o no retrógrada, como se ilustra en las figuras 3(a) y 3(b), respectivamente.

En base a lo discutido en los párrafos anteriores y desde un punto de vista más técnico, los yacimientos de hidrocarburos se encuentran inicialmente ya sea en estado monofásico (A, B y C) o en estado bifásico (D), de acuerdo con la posición relativa de sus presiones y temperaturas en los diagramas de fases. En depleción volumétrica (donde no existe intrusión de agua) estos diferentes yacimientos monofásicos pueden comportarse:

o

Como yacimientos simples o normales de gas (A), donde la temperatura del yacimiento excede el cricondentérmico.

o

Como yacimientos de condensación retrógrada (de punto de rocío) (B), donde la temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura crítica y la temperatura del punto cricondentérmico.

o

Como yacimientos de gas disuelto (de punto de burbujeo) (C), donde la temperatura del yacimiento está por debajo de la temperatura crítica.

Cuando la presión y la temperatura caen dentro de la región de dos fases, existirá una zona de petróleo con una capa de gas en la parte superior. La zona de petróleo producirá como un yacimiento de petróleo de punto de burbujeo y la capa de gas como un yacimiento monofásico de gas (A) o como un yacimiento retrogrado de gas (B).

DIAGRAMA DE FASES PARA SISTEMAS DE UN COMPONENTE.

Vamos a centrarnos en el estudio del equilibrio de fases en sistemas formados por un solo componente. Para especificar el estado termodinámico de un sistema formado por una sustancia pura el número variables intensivas independientes que hay conocer (grados de libertad) es:

•

•

•

Si hay presente una fase, L=1componente-1fase+2=2 variables, es necesario especificar por ejemplo la P y la T Si hay presente dos fases, L=1componente-2fases+2=1 variable, es necesario especificar sólo P o T Si hay presente tres fases, L=1componente-3fases+2=0 variables

Por tanto podemos representar cualquier estado de equilibrio del sistema formado por una sustancia pura mediante un p unto en un diagrama bidimensional de presión-temperatura. Este diagrama se denomina diagrama de fases. Un ejemplo del diagrama de fases de una sustancia pura se muestra en la figura En el diagrama de la figura las líneas AB, BD y BC corresponden a valores (P,T) en las que coexisten dos fases: •

•

En AB coexisten en equilibrio sólido y gas. La curva AB es la curva de presión de vapor del sólido En BD coexisten en equilibrio sólido y líquido.

En BC coexisten en equilibrio líquido y gas. El punto B marca los valores de P y T en los que coexisten tres fases, sólido, líquido y gas, y se denomina Punto Triple. Este punto, que indica la temperatura mínima a la que el líquido puede existir, es característico de cada sustancia, y puede emplearse como referencia para calibrar  termómetros. •

El punto C indica el valor máximo (PC,TC) en el que pueden coexistir en equilibrio dos fases, y se denomina Punto Crítico. Representa la temperatura máxima a la cual se puede licuar  el gas simplemente aumentando la presión. Fluidos con T y P mayores que TC y PC se

denominan fluidos supercríticos

Definiciones: •

•

•

Punto de ebullición: se define punto de ebullición de un líquido a la presión P, como la temperatura a la cual la presión de vapor de equilibrio del líquido es igual a dicha presión, en el gráfico anterior para la presión P el punto de ebullición es T2. La curva BC representa la presión de vapor del líquido en función de la temperatura, y/o la temperatura de ebullición en función de la presión Punto de fusión: se define punto de fusión de un sólido a la presión P, como la temperatura a la cual el sólido y el líquido se encuentran en equilibrio a dicha presión, en el gráfico anterior para la presión P el punto de fusión de la sustancia será T1. Si la presión es de 1 atmósfera (o más correctamente, de 1 bar) a estos puntos se les denomina punto de ebullición y punto de fusión normales respectivamente.

Ejemplo de interpretación de la trayectoria de un proceso termodinámico en el diagrama P-T Veamos el proceso representado en la figura por el trazo naranja. Supongamos que se introduce en un recipiente cerrado provisto de un pistón una cierta cantidad de sustancia en fase gaseosa, a la temperatura y presión (TE, PE), representado en el diagrama de la figura por el punto E. De forma isotérmica es posible aumentar la presión del gas (disminuyendo el volumen del recipiente por medio del pistón), no observándose nada más que un aumento en la densidad del mismo, hasta alcanzar el punto F, en el que se observa como el gas comienza a condensar. En el punto F coexisten en equilibrio líquido y gas, luego sus potenciales químicos a esa PF y TF son iguales. A TF y una PPF el μgas es mayor que μlíquido por lo que es estable esta ú ltima fase Desde el punto G es posible por ejemplo disminuir la temperatura del líquido manteniendo la P constante hasta alcanzar el punto H, momento en el que el líquido comienza a solidificar. En este punto coexisten en equilibrio líquido y sólido, sus μ se hacen iguales y la disminución de energía del sistema se traduce en un aumento de la fase sólida, permaneciendo constate la P y la T hasta que ha solidificado todo el líquido. Una disminución posterior de la energía a P constante supondría el enfriamiento del sólido.

Equilibrio de fases sólido-líquido en sistemas de dos componentes Por simplicidad, y como en los casos anteriores, supondremos que el sistema está formado por dos componentes totalmente miscibles, y que ninguno de ellos es un electrolito. Convencionalmente llamaremos disolvente (B) al componente más abundante de la disolución, y soluto (A) al componente minoritario, si bien desde un punto de vista termodinámico no sería necesario. Al enfriar la disolución a p resión constante se producirá la solidificación, pero la experiencia diaria muestra que son posibles dos situaciones: •

•

Sólido A ←→ líquido (A+B). Al descender la temperatura se alcanza el límite de solubilidad del soluto en el disolvente, dando como resultado A sólido en equilibrio con la disolución saturada de A en B. Sólido B ←→ líquido (A+B). A una determinada temperatura solidifica el disolvente, se ha alcanzado el punto de solidificación de la disolución.

El modelo empleado para tratar a mbas situaciones es el mismo. Así, si tomamos por ejemplo el primer caso: en el equilibrio Sólido A ←→ A en disolución, debe cumplirse que los potenciales químicos de A en ambas fases sean iguales, es decir: , o lo que es lo mismo: . En esta expresión, el término de la izquierda corresponde a la diferencia entre la energía libre de Gibbs molar del sólido y del líquido puros en el punto de fusión (Tf ), es decir, es la energía libre de fusión ΔG fusión, y por tanto:

. Al reagrupar términos se tiene

que:

; o en su forma diferencial

Estas últimas ecuaciones indican cómo varía el límite de solubilidad de un soluto o el punto de fusión de una disolución en función de su composición. En el caso de disoluciones ideales aA=χA, lo que implicaría que a cualquier temperatura la solubilidad de A es la misma, independientemente del disolvente. En el caso de disoluciones reales esto no es cierto ya que el coeficiente de actividad depende de cual sea el disolvente.