FACTORES FÍSICOS QUE CONTROLAN EL COMPORTAMIENTO DE FASES

A mayor profundidad de los yacimientos las mezclas de hidrocarburos se encuentran en fase líquida cerca del punto crítico (crudos volátiles de alto encogimiento) o en fase gaseosa (gas condensado, gas húmedo o seco). Los fluidos obtenidos en superficie de estos yacimientos, son el resultado de cambios termodinámicos que sufre la mezcla original de hidrocarburos en su trayectoria desde el yacimiento (alta T y P) hasta el sistema de separación en superficie (baja T y P)

FACTORES FÍSICOS QUE CONTROLAN EL COMPORTAMIENTO DE FASES

Son 4 factores que controlan el comportamiento de fases de mezclas de hidrocarburos: 1. Presión, 2. Atracción molecular, 3. Energía cinética (movimiento molecular asociado con temperatura) y 4. Repulsión molecular.

La presión y la atracción molecular tienen a mantener a estas juntas, cuando esta fuerza es mayor tienen a los hidrocarburos aumentar su densidad, como en el caso cuando un gas se licua.

La energía cinética y la repulsión molecular tienen a dispersar las moléculas. A elevadas temperaturas tienen a separar las moléculas produciendo disminución de la densidad, como es el caso cuando el líquido se gasificación o un gas se expande.

El comportamiento regular de los hidrocarburos es el de pasar de fase GASEOSA A LIQUIDA por AUMENTO DE PRESION y/o DISMINUCIÓN DE TEMPERATURA y el de pasar se fase LIQUIDA a GASEOSA por DISMINUCIÓN DE PRESIÓN y/o AUMENTO DE TEMPERATURA.

DIAGRAMA PRESIÓN- TEMPERATURA DE MEZCLAS DE HIDROCARBUROS (DIAGRAMA DE FASES)

DUBUJO

La mejor forma de observar los cambios de fases de las mezclas de hidrocarburos es un diagrama de fases.

En los puntos de burbujeo el sistema (mezcla de hidrocarburos) se encuentra en fase líquida en equilibrio con una cantidad infinitesimal (burbuja) de gas.

En los puntos de rocío el sistema se encuentra en fase gaseosa en equilibro con una cantidad infinitesimal (primera gota) de líquido.

Las curvas de burbujeo y rocío se unen en el punto crítico C

Este diagrama se divide es 3 regiones:

El líquido que se encuentra fuera de la envolvente y a la izquierda de la temperatura crítica, la del gas que está fuera, pero a la derecha de la temperatura crítica y por último las 2 fases que se encuentran dentro de la envolvente y donde se hallan en equilibro del gas y líquido.

Cricondentermica: es la máxima temperatura a la cual existe equilibrio entre vapor y líquido y a cualquier presión, el sistema está en fase gaseosa.

Cricondembarica: es la máxima presión a la cual existe equilibrio entre vapor y líquido.

COMPORTAMIENTO RETROGRADO DE MEZCLAS DE HIDROCARBUROS

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CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS EN BASE A LOS HIDROCARBUROS QUE CONTIENEN

Los parámetros que se consideran de utilidad en esta clasificación pueden divisé en dos grupos:

A. Aquellos que se miden en el campo durante las pruebas de producción: presión, temperatura, relación gas-petróleo o condensado, gravedad API y color del líquido de tanque etc.

B. Aquellos que se obtienen en el laboratorio usando muestras representativas y simulación el comportamiento de los fluidos durante el agotamiento de presión

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Yacimientos de gas húmedo: se caracteriza por un mayor contenido de componentes intermedios y pesados que los gases secos. El término húmedo proviene de la relación gas-liquido en la que se encuentra.

Yacimiento de gas condensado: la composición de la mezcla de hidrocarburos de un yacimiento de gas condensado es todavía predominante metano. Color incoloro amarillo-claro. Entre más rico en componentes pesados C5+.

Yacimiento de gas seco: contiene menos cantidades de hidrocarburos más pesados que el metano.

Yacimiento de petróleo volátil:  estos Yacimiento tienen una temperatura menor pero cercana a la temperatura crítica de la mezcla de hidrocarburos. Petróleo de tanque color amarillo oscuro a negro y gravedad así mayor a 40.

Yacimiento de petróleo negro: estos se caracterizan por tener un alto contenido de C7+ y bajo contenido de metano. Petróleo de tanque color negro o verde oscuro con así menos a 45

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DIFERENCIA ENTRE PETROLEO NEGRO Y PETROLEO VOLATIL

El petróleo volátil como tiene más componentes liviano está más cercano al punto crítico mientras que el petróleo negro tiene más componentes pesados y está más lejano del pto critico

EVOLUCIONAN DE LA RGP Y GRAVEDAD API

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Durante el agotamiento de los cincos tipos de yacimientos. Las variaciones observadas por la RGP de los yacimientos de petróleo negro, volátil y gas condensado corresponden a yacimientos su saturados. En los tres casos se observa que la RGP aumenta cuando la presión del yacimiento cae por debajo de la presión de saturación. La RGP permanece constante para un yacimiento de gas húmedo y no hay formación de líquido en en caso de un yacimiento de gas seco.

La gravedad API también aumentan a presiones por debajo de la presión de saturación, siendo mayor este aumento en el caso de yacimientos de gas condensado debido a la condensación retrógrada en el yacimiento.

VARIACION DE LA COMPOSICIÓN DE MEZCLAS DE HIDROCARBUROS CON PROFUNDIDAD

Sale y lacey en 1939 fueron los primeros en observar experimentalmente la variación de la composición de una mezcla de hidrocarburos con profundidad. Dicha variación va desde gas condensado en el tope hasta crudo liviano o volátil en la base de la arena.

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