Comportamiento Volumétrico Y De Fases De Los Sistemas De Petróleo Y Gas.

2.1 introducción

Fluidos del yacimiento de petróleo son de origen natural mezclas de gas natural y petróleo crudo que hay en el depósito a ras y presiones elevadas temperaturas. Composiciones de fluido incluyen típicamente cientos o miles de hidrocarburos y unos no hidrocarburos, tales como nitrógeno, CO2, y sulfuro de hidrógeno. Las propiedades físicas de estas mezclas dependen principalmente de la composición y las condiciones de temperatura y presión. Temperatura del depósito por lo general se puede suponer que sea constante en un depósito determinado o para una función débil de profundidad. Como se producen petróleo y gas, la presión del depósito disminuye y las mezclas de hidrocarburos restantes cambian en composición, propiedades volumétricas, y el comportamiento de fase. La inyección de gas también puede cambiar la composición y propiedades de los fluidos de yacimientos. Katz y Williams 1 dan una excelente revisión de los fluidos del yacimiento y su comportamiento general en diferentes condiciones de operación. Las fases de hidrocarburos y agua congénita compartiendo el poro volumen (PV) en un depósito están en equilibrio termodinámico. En sentido estricto, los hidrocarburos y el agua deben ser tratados al mismo tiempo en los cálculos de eliminación de comportamiento. En condiciones típicas del yacimiento, el efecto de agua congénita en el comportamiento de fase de hidrocarburo por lo general puede ser descuidado. El agua puede, sin embargo, afectar el comportamiento de fase total del sistema (por ejemplo, cuando los hidratos se forman a partir de mezclas de gas natural / agua).

Este capítulo trata sólo de dos fases, el comportamiento de fase de vapor / líquido. Cap. 8 brevemente cubre tres y sistemas de cuatro fases (vapor / líquido / líquido y vapor / líquido / líquido / sólidos) para baja temperatura CO2 / petróleo y ricos-gas / mezclas de aceite, y el Cap. 9 da el comportamiento de vapor y los sólidos relacionados con hidratos.

Sec. 2.1 presenta la composición de los fluidos del yacimiento de petróleo y hace hincapié en su complejidad química. Debido a que los fluidos del yacimiento se componen de muchos componentes, un análisis cuantitativo detallado es difícil de realizar. Los compuestos orgánicos que se encuentran en los fluidos del yacimiento se expresan por una fórmula general que clasifica incluso compuestos de alto peso molecular que contienen azufre, nitrógeno y oxígeno. En este capítulo también da un repaso histórico Inst americano del petroleo. (API) proyectos apoyados que definieron muchos de los compuestos conocidos en la actualidad.

Comportamiento de fase de uno y de dos componentes simple puede ser útil en la descripción de los efectos de la presión, temperatura, y composición en el comportamiento de fase depósito de fluido. Sec. 2.2 presenta de presión / temperatura (pT), presión / volumen (PV), y la presión / composición diagramas de fase (px) de los sistemas simples. El comportamiento de estos sistemas idealizados es cualitativamente similar al comportamiento de los fluidos del yacimiento complejas, como Sec. 2.3 muestra.

Condensación retrógrada es quizás la fase más inusual conducta que los fluidos del yacimiento de petróleo de exposiciones. * Sec. 2.4 discute la definición de condensación retrógrada y el efecto de la condensación retrógrada en el comportamiento de los yacimientos de gas y condensado. Fluidos de yacimientos de petróleo pueden dividirse en cinco categorías generales, con el fin de aumentar la complejidad química: gas seco, gas húmedo, condensado de gas, aceite volátil, y el aceite negro. Sin embargo, el comportamiento de la fase de condensados de gas y aceites volátiles son considerablemente más complejos que los de los aceites negros. La distribución de componentes en un depósito de fluido, y no simplemente el número de componentes, determina lo cerca que un fluido es a un estado crítico. Complejo comportamiento de fase se asocia típicamente con los sistemas que son "cerca crítico": sistemas que contienen por lo general de 10 a 15% en moles de componentes que son más pesados y heptanos (C7 +).

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