COMPORTAMIENTO DE FASES DE PETROLEO Y GAS

INTRODUCCION.

El comportamiento de las fases de los fluidos es de gran importancia en la descripción y determinación de las propiedades de los fluidos, en la fase que es la parte homogénea a estudiar, el punto de burbujeo; es el punto donde existe una fase liquida con una parte muy pequeña de gas, el punto de roció; es el punto donde existe una fase gaseosa con una parte muy pequeña de liquido, Presión Cricondenbárica; es la presión donde coexisten la fase liquida y la fase gaseosa, temperatura cricondentérmica; es la temperatura donde coexisten la fase liquida y la fase gaseosa, Condensación Retrógrada; es la condensación del liquido durante el calentamiento del gas y el punto crítico; que es donde se encuentran las curvas de rocío y burbujeo.

Las propiedades físicas de un fluido en el yacimiento. Estos pueden ser petróleo, agua o gas, se determinan en el laboratorio, este análisis relaciona presión, volumen y temperatura.

Las propiedades para sistemas de petróleo tienen inmersa la presión del punto de burbuja, gas en solución, factor de compresibilidad del petróleo, factor volumétrico del petróleo, factor volumétrico total, viscosidad del petróleo, dentro de las propiedades para sistemas de gas se encuentra la gravedad especifica de una mezcla de gases, propiedades criticas, obtención de las propiedades criticas y gravedad especifica del gas, factor de compresibilidad del gas, factor volumétrico de formación del gas, viscosidad del gas, dentro de las propiedades para sistemas de agua tenemos el factor volumétrico de formación del agua, viscosidad del agua, compresibilidad del agua y gas disuelto, gravedad especifica del agua, la tensión superficial

COMPORTAMIENTO DE FASES DE PETROLEO Y GAS

En la Industria Petrolera, el estudio del comportamiento de fases de fluidos es importante a la hora de la descripción y determinación de las propiedades de los mismos. Pero antes de sumergirse completamente en temas como tipos de pruebas realizadas para estudiar dichos comportamientos es necesario conocer algunos fundamentos básicos.

Fase: cualquier parte homogénea y diferente físicamente del sistema en estudio, por ejemplo en el caso de tener un cubo de hielo, agua líquida en cualquier proporción y vapor de agua estaríamos hablando de un sistema de tres fases o trifásico. A continuación se presenta un Diagrama de Fases para hidrocarburos con el fin de reflejar un poco mejor la información a mencionar.

Puntos de Burbujeo: puntos en los cuales existe fase líquida con una parte infinitesimal de gas.

Puntos de Roció: puntos en los cuales existe fase gaseosa con una parte infinitesimal de líquido.

Presión Cricondenbárica: máxima presión en la cual coexisten equilibradamente la fase líquida y la fase gaseosa.

Temperatura Cricondentérmica: máxima temperatura en la cual coexisten equilibradamente la fase líquida y la gaseosa.

Condensación Retrógrada: puede ser expresada desde dos ópticas, la condensación de líquido durante expansión de gas a temperatura constante o bien la condensación de líquido durante calentamiento de gas a presión constante.

Punto Crítico: punto en el cual convergen las curvas de rocío y burbujeo.

a) Yacimientos de Gas:

 Yacimientos de Gas Seco: son aquellos reservorios en los cuales la mezcla de hidrocarburos se mantiene gaseosa tanto en yacimiento como en superficie, generalmente la composición del hidrocarburo presente en este tipo de yacimientos posee alrededor de 90% de gas metano (C1) y la temperatura en yacimiento excede la temperatura Cricondentérmica. En este tipo de yacimientos no se observa condensación retrógrada.

 Yacimientos de Gas Húmedo: se definen como todos aquellos reservorios en los cuales la mezcla de hidrocarburos se mantiene gaseosa en el yacimiento pero en superficie entra en la zona bifásica. En este tipo de yacimientos la temperatura presente es superior a la temperatura Cricondentérmica, la relación gas-petróleo de producción está entre 60 y 100 MPCN/BN (Millones de Pies Cúbicos Normales sobre Barriles Normales), el líquido producido es incoloro (observado en superficie) y presenta una gravedad API mayor a 60°.

 Yacimientos de Gas Condensado: son reservorios en donde la mezcla de hidrocarburos se mantiene gaseosa o en punto de rocío a condiciones iníciales de yacimientos pero luego al entrar en la región bifásica presenta condensación retrógrada durante la reducción de la presión a temperatura constante hasta cierto punto en el cual la saturación de líquido empieza a descender. En este tipo de yacimientos la temperatura presente se encuentra entre la temperatura crítica y la temperatura Cricondentérmica, relación gas-petróleo de producción se encuentra entre 5000 y 10000 PCN/BN (Pies Cúbicos Normales sobre Barriles Normales), el líquido producido puede ser incoloro, amarillo o rara vez negro y presenta una gravedad API entre 40° y 60°.

b) Yacimientos de Petróleo:

 Yacimientos de Petróleo de Alta Volatilidad o "Cuasi-Crítico": son reservorios en los cuales la mezcla de hidrocarburos se encuentra inicialmente cerca del punto crítico en estado líquido, la reducción de la presión a temperatura constante origina considerables cambios en la relación gas-petróleo de solución y cuando la presión de yacimiento cae por debajo de la presión de burbuja se produce un agotamiento acelerado del crudo. La temperatura en yacimiento es ligeramente menor a la temperatura crítica, la relación gas petróleo de producción está entre 2000 y 5000 PCN/BN (Pies Cúbicos Normales sobre Barriles Normales), el factor volumétrico de formación de petróleo (Bo.) es mayor a 1,5 BY/BN (Barriles de Yacimiento sobre Barriles Normales) y el crudo posee una gravedad API mayor a 40°.

 Yacimientos de Petróleo de Baja Volatilidad o "Petróleo Negro": son reservorios en los cuales la temperatura de yacimiento es mucho menor a la temperatura crítica, existe una proporción considerable (alrededor de 40%) de heptano (C7), la reducción de la presión a temperatura constante no produce grandes cambios en cuando a la relación gas-petróleo de solución, la relación gas-petróleo de producción es inferior a 2000 PCN/BN (Pies Cúbicos Normales sobre Barriles Normales), el factor volumétrico de formación de petróleo es inferior a 1,5 BY/BN (Barriles de Yacimiento sobre Barriles Normales), el color del líquido producido es negro o

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