Análisis Nodal

Fundamentos

El análisis nodal de un sistema de producción, realizado en

forma sistemática, permite determinar el comportamiento actual y

futuro de un pozo productor de hidrocarburos, y consiste en dividir este

sistema de producción en nodos de solución para calcular caídas de presión,

así como gasto de los fluidos producidos , y de esta manera, poder

determinar las curvas de comportamiento de afluencia y el potencial de

producción de un yacimiento. Como resultado de este análisis se

obtiene generalmente un incremento en la producción y el

mejoramiento de la eficiencia de flujo cuando se trata de un pozo productor,

pero cuando se trata de un pozo nuevo, permite definir el diámetro óptimo

de las tuberías de producción, del estrangulador, y línea de descarga por

el cual debe fluir dicho pozo, así como predecir su comportamiento de

flujo ( aporte de hidrocarburos ) y presión para diferentes condiciones de

operación.

El procedimiento del análisis nodal ha sido reconocido en la

industria petrolera como un medio adecuado para el diseño y evaluación,

tanto en pozos fluyentes como en pozos que cuentan con un sistema

artificial de producción, debido a las necesidades cada vez mayores de

energéticos, y a los incentivos derivados del precio de los hidrocarburos.

En el análisis nodal se evalúa un sistema de producción dividiéndole en tres

componentes básicos:

1. Flujo a través de un medio poroso ( Yacimiento ),

considerando el daño ocasionado por lodos de perforación, cemento,

etc.

2. Flujo a través de la tubería vertical ( Aparejo de

producción ), considerando cualquier posible

restricción como empacamientos, válvulas de

seguridad, estranguladores de fondo, etc.

1 | P á g i n a

3. Flujo a través de la tubería horizontal ( Línea de

descarga ), considerando el manejo de estranguladores en superficie.

2 | P á g i n a

Para predecir el comportamiento del sistema, se calcula la caída de

presión en cada componente. Este procedimiento comprende la asignación

de nodos en varias de las posiciones claves dentro del sistema. Entonces,

variando los gastos y empleando el método y correlación de flujo multifásico

que se considere adecuado dependiendo de las características de los

fluidos, se calcula la caída de presión entre dos nodos.

Después de seleccionar un nodo de solución, las caídas de presión son

adicionadas o sustraídas al punto de presión inicial o nodo de partida, el

cual generalmente es la presión estática del yacimiento, hasta que se

alcanza la convergencia en las iteraciones de cálculo para obtener el valor

del nodo de solución. Para utilizar el concepto nodal, al menos se deberá

conocer la presión en el punto de partida. En un sistema de producción se

conocen siempre dos presiones, las cuales se consideran constantes para fines

de cálculo, siendo éstas la presión estática del yacimiento ( Pws ) y la

presión de separación en la superficie ( Psep ). Por lo tanto, los cálculos

pueden iniciar con cualquiera de ellas, para después determinar la presión en

los nodos de solución intermedios entre estas posiciones de partida.

Los resultados del análisis del sistema no solamente permitirán la definición

de la capacidad de producción de un pozo para una determinada serie

de condiciones, si no que también muestran los cambios en cualquiera

de los parámetros que afectan su comportamiento. Por lo tanto, el resultado

neto es la identificación de los parámetros que controlan el flujo en el sistema de

producción.

Las curvas de comportamiento de afluencia obtenidas, son función de

los siguientes puntos clave del sistema:

3 | P á g i n a

a) Características del yacimiento.

b) Características de la tubería de producción y línea de

descarga.

c) Presión en el nodo inicial y final del sistema.

d) Porcentaje de agua

producido

e) Relación gas-líquido

f) Longitud de las

tuberías.

g) Temperatura

h) Características de los fluidos a manejar

i) Topografía del terreno en el caso de la línea de

descarga.

j)Grado de desviación del pozo.

La selección del nodo o nodos iniciales depende

grandemente del componente del sistema que se desea evaluar, pero

su posición deberá ser tal que muestre, de la mejor manera posible, la

respuesta del sistema a una serie de condiciones, para que como resultado

final se tenga una evaluación total del problema, dando así una solución

confiable. Un punto importante es que, además de las razones

técnicas, se tendrá que aportar también una justificación

económica, validando con ello de manera completa la solución encontrada.

ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD:

El IPR (Inflow performance Relationship) Este se define como la relación funcional entre el caudal de producción y la presión dinámica de fondo. Gilbert, en 1954 fue el primero en proponer esta relación. El IPR se define en el rango de presión desde la presión promedia de Reservorio y la presión atmosférica. El caudal correspondiente a la presión atmosférica, como presión dinámica de fondo, se define a flujo potencial

4 | P á g i n a

completamente abierto al pozo (Qmax), mientras que el caudal a la presión promedio del reservorio en fondo, es siempre cero. Una relación de performance de influjo típica (IPR) es la presentada en la figura.

Flujo de una sola fase Para una sola fase, ya sea petróleo o líquidos en general, el IPR mostrado a continuación está determinado por la Ley de Darcy para flujo radial

Donde: qo= caudal de petróleo que ingresa al pozo, (STD Barril/dia) B = Factor Volumétrico del petróleo, (bbl/std bbl) µo= viscosidad del petróleo, cp. Ko = permeabilidad de la formación, md. h = espesor neto de la formación, ft. Po = presión promedio de reservorio, psia. Pr = presión dinámica de fondo, psia. Rwf e = radio de drenaje, ft.

5 | P á g i n a

Dq O 2 = pseudo skin debido a la turbulencia. En pozos de petróleo, este término es insignificante, especialmente en reservorios con baja permeabilidad.

Índice de productividad - IP Una simple aproximación para describir la performance de influjo de un pozo petrolero es el uso del del concepto de índice de productividad (IP). Este fue desarrollado asumiendo la siguiente simplificación: • Flujo radial al rededor del pozo • Flujo de una sola fase • Distribución de la permeabilidad homogénea • La formación esta saturada completamente con el fluido en cuestión

Para estas condiciones, la ecuación de Darcy queda resumida a:

La mayoría de los parámetros a la izquierda son constantes, lo que permite juntarlos en un solo coeficiente llamado Indice de productividad (IP)

Esta ecuación de estado nos dice que el influjo de líquido en el pozo es directamente proporcional drowdown El punto final de la línea de IP es la presión promedio de reservorio (Pr) a caudal cero. El máximo caudal es el Potencial Absoluto a Pozo (Absolute Open Flow Potential –AOFP) y representa el máximo caudal cuando la presión dinámica de reservorios se lleva a cero. wells. Flujo Bifásico La ley de Darcy es aplicable únicamente cuando en el reservorio se produce un flujo monofásico. En el caso de un reservorio de petróleo, el flujo monofásico ocurre cuando la presión dinámica de fondo de los fluidos de reservorio esta por encima del presión de punto de burbuja a la temperatura del reservorio. Durante la depleción del reservorio, la presión de este continúa cayendo, y puede mantenerse por la inyección de fluidos en una recuperación asistida. Como consecuencia, durante la depleción la presión dinámica cae por debajo del punto de burbuja, lo cual resulta en la combinación de un flujo monofásico con uno bifásico dentro del reservorio. Este fenómeno requiere del uso del IPR Combinado.

6 | P á g i n a

IPR de Vogel En el caso del flujo bifásico, donde reservorio la presión promedio del mismo (p) esta por debajo de la presión del punto de burbuja, es recomendado el IPR de Vogel. Esta ecuación es

La curva del IPR puede ser generada cualquiera sea, el caudal máximo (q) como así también la presión promedio del reservorio (pomaxestática) y el caudal (q) a la correspondiente presión dinámica. Para cualquier caso, se necesita realizar un ensayo de recupero de presión (build up) para conocer p y también se debe realizar un ensayo de flujo por orificio calibrado, para conocen el caudal entregado por la formación.

IPR Compuesto El IPR compuesto, en una combinación de índices de productividad. Se basa en la ley de Darcy cuando las presiones de reservorio están por encima de la presión de punto de burbuja, y cuando la presión esta por debajo de esta, se utiliza el IPR de Vogel. Este IPR esta particularmente utilizado

7 | P á g i n a

cuando la presión de reservorio p esta por encima de la presión de burbuja y la presión dinámica de fondo pr esta por debajo.

Hay que considerar que el IPR calculado por la ecuación de Vogel es independiente del factor skin y por lo tanto este es aplicado únicamente a pozos que no tienen daño. Standing extendió las curvas de IPR de Vogel para poderlas aplicar a pozos con daño o estimulados

8 | P á g i n a

Curvas de Comportamiento de Afluencia ( IPR )

Históricamente el primer intento para construir una curva de

comportamiento de afluencia de un pozo o IPR ( Inflow Performance

Relationship ), resultó de la suposición de que la IPR era una línea recta. Por

lo tanto, bajo esta suposición, el flujo de líquido en un pozo será directamente

proporcional a la caída de presión en el fondo del mismo. La constante de

proporcionalidad con la cual se mide la productividad de un pozo se llama

índice de productividad ( IP ) y la ecuación que

la define es:

IPqo

Ecuación 4.1

donde:

Pws

qo = Gasto de aceite ( BPD )

Pwf

Pws = Presión promedio en el yacimiento = Presión de Fondo

Estática en el Pozo ( Psia )

Pwf = Presión de Fondo Fluyente en el Pozo ( Psia )

Sin embargo, posteriormente W. E. Gilbert (1954) realizó

diversas observaciones en campos productores de hidrocarburos y

se dió cuenta que esto sólo se cumplía cuando la Pwf se encontraba por

encima del punto de burbuja o presión de saturación, mientras que para la

mayoría de los pozos, los cuales su Pwf estaba por debajo del punto de

burbuja, la IPR graficada formaba una curva debido a que la fase gaseosa

presente en el aceite tenía un efecto en la producción ( ver Figura 4.2).

Este investigador encontró que el índice de productividad variaba

con respecto al tiempo. Esto se debe a que la presión en el yacimiento

disminuye conforme a la explotación del mismo, lo cual se traduce en un

incremento en la saturación de gas y en un incremento en la resistencia a fluir

del aceite . Para una caída constante de presión, el IP también dependerá 9 | P á g i n a

del mecanismo de empuje del yacimiento.

Para un yacimiento con empuje asociado a un acuífero activo, el IP

permanecerá casi constante cuando produzca por encima del punto de

burbuja, debido a que no existe gas liberado en el yacimiento que pueda

afectar las permeabilidades relativas del aceite y del agua.

Todo lo anterior ilustró la necesidad de contar con correlaciones útiles

para construir curvas de IPR. M. V. Vogel (1968) desarrolló un estudio sobre

IPR para yacimientos con empuje por gas en solución derivando ecuaciones

que describían los perfiles de presión y saturación de gas desde el agujero

del pozo hasta las fronteras del yacimiento. Con estas ecuaciones

consideró variaciones en las caídas de presión y en las propiedades roca

– fluido, hasta obtener una relación adimensional para el índice de productividad.

M.J. FETKOVICH (1973)

M.J. Fetkovich (1973) demostró que los pozos de aceite y los pozos de

gas que producen por debajo de la presión de saturación o punto de

burbuja, se comportaban de manera similar en términos del índice de

productividad, por lo que

desarrolló la siguiente correlación:

qo = C ( Pws2

– Pwf2

)n

Ecuación 4.3

donde :

qo = gasto de aceite correspondiente a la Pwf

qomax = gasto máximo de producción cuando la Pwf es igual a cero

Pwf = Presión de Fondo estática.

C = coeficiente de la curva

10 | P á g i n a

n = exponente ( un valor entre 0.5 y 1.0 )

Para aplicar el método de Fetkovitch, es necesario determinar los

valores de C y de n. Estos coeficientes se obtienen a través de una

prueba de presión – producción de un pozo, donde se miden los gastos

aportados por tres diferentes diámetros de estrangulador con

sus correspondientes presiones de fondo

fluyentes, así como la presión de fondo estática con el pozo cerrado. En

escala log – log se grafican los valores de presión contra gasto,

obteniendo una línea recta.

11 | P á g i n a

El valor de C es la ordenada al origen y el valor de n es la pendiente de dicha recta.

El potencial del pozo o gasto máximo teórico se obtiene intersectando el valor

de la Pws con la recta obtenida, para encontrar su correspondiente valor de

gasto ( Ver Figura 4.3).

Correlaciones de Flujo Multifásico en Tuberías

El flujo simultáneo de gas y líquido en una tubería es muy importante en las

operaciones modernas. Para muchas instalaciones el uso de tuberías que

manejan flujos multifásicos es la solución más económica, ya que disminuye el

costo 20 a 25% con respecto a utilizar dos tuberías para manejar fluidos en una

sola fase.

Diversos investigadores ( ver tabla 4.1 ) han desarrollado diferentes

correlaciones de flujo multifásico en tuberías verticales y horizontales, basándose

en los principios termodinámicos y de flujo de fluidos, pero principalmente en

observaciones empíricas limitadas por caídas de presión por fricción, diámetros de

12 | P á g i n a

tuberías, características de los fluidos utilizados, geometría y condiciones de

flujo, y relaciones gas – líquido.

Tabla 4.1 Correlaciones de flujo multifásico en tuberías.

Correlación Fecha Sustento Diámetro de

Tubería

Fluido

Flujo Vertical

Duns & Ross 1961 Datos de campo y

laboratorio

Amplio rango Aceite, gas y agua

Hagedorn & Brown 1965 Datos de campo y

laboratorio

1 a 4 pulgadas Aceite, gas y agua

Orkiszewski 1967 Revisión y modificación

de otros modelos

Amplio rango Aceite, gas y agua

Aziz & Govier 1972 Datos de campo y

laboratorio

Amplio rango Aceite, gas y agua

Beggs & Brill 1973 Datos de laboratorio 1 a 1.5 pg Gas y agua

Gray 1974 Datos de campo < 3.5 pg Gas y condensado

Flujo Horizontal

Lochart-Martinelli 1949 Datos de laboratorio 0.0586 a

1.1017 pg

Aceite, gas y agua

Eaton 1966 Datos de campo y

laboratorio

2 a 4 pg Aceite, gas y agua

Dukler 1969 Datos de laboratorio Amplio rango Aceite, gas y agua

Flujo Inclinado

Mukherjee-Brill 1983 Datos de laboratorio 1.5 pulgadas Keroseno, Aceite

lubricante y gas

No existe una correlación que sea la más adecuada para utilizarla en

todas las aplicaciones. Cuando se utiliza algún modelo, se debe examinar la

clase de sistemas en las cuales está basado, es decir, si el modelo y los

datos que lo soportan son compatibles físicamente con el sistema propuesto para

su aplicación. Por ejemplo, algunas correlaciones están

basadas en datos para tuberías horizontales de diámetro

pequeño. Su aplicación es limitada para tuberías de

13 | P á g i n a

diámetro mayor con perfiles topográficos que presenten diferencias de nivel con

respecto a un plano de referencia.

La Tabla 4.1, presenta una referencia rápida de las correlaciones más

utilizadas así como su rango de aplicación:

Flujo Multifásico a través de Estranguladores.

Los estranguladores son dispositivos mecánicos que se utilizan en los pozos

para provocar una restricción al flujo, con objeto de controlar el aporte de agua y

arena proveniente de los yacimientos.

La predicción del comportamiento del flujo de mezclas gas – líquido en

orificios no es un problema que pueda considerarse resuelto. Existen numerosos

estudios sobre este tema y se han desarrollado varias correlaciones que

relacionan el gasto a través del orificio, la presión y temperatura antes del orificio y

el área de estrangulamiento cuando el flujo es crítico. Algunas de las correlaciones

obtenidas están basadas en trabajos experimentales y se ajustan razonablemente

a los rangos probados, sin embargo, se desconoce su precisión fuera de esos

límites.

En el desarrollo de sus correlaciones los autores han supuesto diversas

relaciones de presión crítica. Establecer un valor fijo para dicha relación implica

una simplificación que indudablemente se reflejará en la exactitud de las

predicciones que se obtengan al aplicar las correlaciones citadas. Por lo tanto, es

recomendable que al desarrollar una correlación se investiguen las fronteras de

flujo crítico y además que las relaciones se cumplan para los casos extremos en

los que tiene flujo solo de gas o flujo solo de líquido. Existen diversas

correlaciones que predicen el comportamiento de flujo

multifásico a través de estranguladores, pero las más utilizadas son las de Gilbert,

Ros, Baxendell y Achong (ver Tabla 4.2). A partir de datos de producción Gilbert

desarrolló una expresión tomando como base la relación de las presiones antes y 14 | P á g i n a

después de un orificio para flujo sónico de una fase, recomendando que dicha

relación fuera de 0.588 o menor. Ros, Baxendell y Achong, tomaron como base el

trabajo de Gilbert y cada uno estableció una correlación en la que sólo variaron los

coeficientes de flujo.

La forma general de las ecuaciones desarrolladas por estos

investigadores es la siguiente:

R = Relación Gas libre – Líquido ( pies3 / Bl )

dc = Diámetro del estrangulador ( 64 avos de pulgada )

A,B,C = constantes que dependen de la correlación y que

toman los siguientes valores:

Tabla 4.2 Parámetros a emplear en ecuación 4.4

Correlación A B C Año

Gilbert 10.0 0.546 1.89 1954

Ros 17.40 0.500 2.00 1960

Baxendell

Achong

9.56

3.82

0.546

0.650

1.93

1.88

1963

1974

15 | P á g i n a

b) Recuperación de Líquidos a Partir del Gas Natural (NGL)

La recuperación de líquidos a partir del gas natural ( NGL ) es algo común en

el procesado de gas, y puede llegar a tener una gran importancia económica, sin

embargo, este aspecto puede pasar a segundo plano cuando la NGL se convierte

en algo necesario cuando se tiene que cumplir con especificaciones de calidad en

los puntos de venta del gas.

Un sistema de refrigeración disminuye la temperatura del fluido que

es enfriado por debajo de lo que es posible obtener mediante agua o

aire a condiciones ambientales. La temperatura producida depende de la

meta a cumplir.

Las razones principales para implementar un proceso de recuperación de

líquidos son:

1. Administrar la energía de yacimientos de alta presión y temperatura

2. Evitar al máximo la condensación de líquidos durante el transporte de

gas en ductos.

3. Alcanzar especificaciones del gas en los puntos de venta

4. Maximizar la recuperación de líquidos para su comercialización ( aceite

y/o condensados ).

5. Disminuir costos de operación y mantenimiento por concepto de corridas

de diablos instrumentados y de limpieza en ductos de transporte.

Los 3 procesos básicos de recuperación de líquidos son:

i. Expansión Joule – Thompson o separación a baja temperatura (LTS )

ii. Refrigeración externa o mecánica ( ciclos de expansión – compresión

de vapor )

iii. Turbinas de expansión o expansión criogénica.

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Expansión Joule – Thompson

En la expansión Joule – Thompson el gas pasa primero por un

intercambiador de calor para recibir un pre-enfriamiento, y posteriormente a

través de una válvula de expansión o estrangulador. Esta expansión es

un proceso isoentálpico donde la caída de presión genera una disminución de

temperatura, la cual provoca una separación de los líquidos condensables.

Generalmente en este tipo de proceso, el gas debe comprimirse para alcanzar la

presión requerida para

su transporte.

Figura 4.4 Esquema de proceso de enfriamiento de gas natural mediante

expansión con válvula ( efecto de Joule-Thompson ).

Refrigeración Externa o Mecánica

La refrigeración es el proceso mas directo para la recuperación de líquidos,

en la cual la refrigeración externa o mecánica es proporcionada por un ciclo

de expansión – compresión de vapor, que generalmente utiliza al propano

17 | P á g i n a

como agente refrigerante.

18 | P á g i n a

Figura 4.5 Esquema de proceso de enfriamiento de gas natural mediante

refrigeración mecánica o externa ( ciclo de refrigeración de propano ).

A. El líquido refrigerante saturado se expande en la válvula

B. Debido a la expansión se vaporiza parcialmente y entra en el

Chiller a una temperatura menor a la de la corriente de gas.

C. Sale del Chiller totalmente vaporizado.

D. Este vapor se comprime y se envía a un condensador donde se

transforma en líquido al 100%, y posteriormente se

almacena en un acumulador para repetir el ciclo

Turbinas de expansión o Expansión Criogénica

En este proceso, el gas se hace pasar a través de una turbina de expansión. Es

esta misma expansión del gas la que genera potencia a través de una flecha,

reduciendo de esta manera la entalpía del gas. Esta disminución de entalpía

provoca una mayor caída de presión que en las válvulas de expansión, con lo que se

alcanzan menores temperaturas, y por lo tanto, una mayor recuperación de

19 | P á g i n a

líquidos. Este proceso se ha vuelto muy popular debido a su relativo bajo costo y

simplicidad.

Correlación de Orkiszewski (1967):

El trabajo de Orkiszewski (1967) es un producto compuesto: después de probar las

correlaciones disponibles para su precisión, se seleccionaron las correlaciones de flujo que

se consideran los más precisos. Estos incluyen el Griffith y Wallis (1961) el método de

flujo de burbujas, el Duns y Ros (1963) método para anular el flujo de vapor y el flujo de

transición, y un método que propone para el flujo de lodo. El Griffith y Wallis (1961) el

método fue discutido previamente con la Hagedorn y Brown (1965) y la correlación de

Duns y Ros (1963) el método fue discutido previamente con el Aziz et al. (1972) de

correlación. La discusión de estos métodos no se repetirán aquí Contribución Orkiszewski

fue una correlación original modelo de flujo babosa. El mapa de flujo de Orkiszewski

(1967) se repartió por los límites de

20 | P á g i n a

Los regímenes de flujo se identifican por las siguientes reglas:

BubbleVSG < LBVM

SlugVSG > LB and NGV < LSVM

Transition LS < NGV < LM

Annular-Mist LM < NGV

El mapa de flujo patrón sugerido por Orkiszewski (1967) se muestra en la Figura 3,3.

21 | P á g i n a

B

The procedure to find VB is iterative:

1 . Estimate VB. Orkiszewski (1967) recommends VB = 0.5 g D .

2. Calculate NREB using the value of VB from step 1.

3. Calculate V according to the following rule set.

4 . Repeat until convergence is achieved.

22 | P á g i n a

where the value of is constrained by

23 | P á g i n a

Correlación de Bertuzzi, Tek y Poettmann.

Premisas:

No se consideran patrones de flujo, ni pérdidas de presión por

aceleración.

Los valores de densidad y gasto másico están definidos por:

Las caídas de presión son función de un factor de fricción para 2 fases

(ftp) que se obtuvo usando 267 datos experimentales, correlacionando f

con el número de Reynolds para cada fase:

24 | P á g i n a

La correlación para obtener el factor de fricción se muestra en la

siguiente figura

El factor de fricción puede ser calculado con la gráfica anterior o con las siguientes

expresiones (para cada condición de Ф):

25 | P á g i n a

26 | P á g i n a

Correlación de Eaton, Andrews y Knowles.

Con lo anterior, la expresión para obtener la caída de presión por fricción es:

El número de Reynolds para cada fase se calcula mediante las siguientes expresiones:

Desarrollada a partir de las condiciones de flujo de líneas de 2 y 4 pg con 1700 ft de longitud y de 7 pg con 10 millas de longitud. Los fluidos de prueba (por separado) fueron agua, aceite y condensado como fase líquida y gas natural como fase gaseosa.

El gradiente de presión esta definido por la expresión:

27 | P á g i n a

De la información experimental se obtuvo que el factor de fricción para 2 fases se obtiene

con la siguiente gráfica:

28 | P á g i n a

Para obtener las velocidades reales de las fases es preciso conocer el colgamiento del

líquido yL en cualquier parte de la tubería. Esto solo es necesario cuando las pérdidas por

aceleración son significativas . El colgamiento, dependiendo del factor Ψ , se determina

mediante:

Diagrama de fases de yacimientos de hidrocarburos

La mayoría de los campos petrolíferos descubiertos a nivel mundial corresponden mayormente a gas condensado/petróleo volátil asociados a altas presiones y temperaturas. De allí la importancia de estudiar estos yacimienots aplicando las mejores técnicas de ingeniería para optimizar la recuperación de este recurso no renovable.El paso siguiente al descubrimiento de un yacimiento de hidrocarburos es determinar el estado (gas y/o líquido) en que se encuentra la mezcla en el yacimiento y clasificarlo utilizando criterios termodinámicos de fases y parámetros de caracterización fundamentales como la relación gas-líquido (petróleo o condensado), gravedad API y otros.

29 | P á g i n a

Cabe destacar que en términos generales, 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 hasta el sistema de separación en la superficie.Cuatro factores físicos controlan el comporamiento de fases de mezclas de hidrocarburos:

1. Presión.2. Atracción molecular.3. Energía cinética (movimiento molecular asociado con temperatura).4. Repulsión molecular.

La presión y la atracción molecular tienden a mantener las moléculas juntas, de esta manera, mientras mayor sean estas fuerzas mayor es la tendencia de los hidrocarburos a aumentar su densidad. Las fuerzas de atracción molecular son directamente proporcionales a la masa de las moléculas e inversamente proporcionales a la distancia entre las mismas.

La energía cinética y la repulsión molecular tienden a dispersar las moléculas. A elevadas temperaturas aumenta el movimiento de las moléculas y por ende, mayor es su tendencia a separarse, produciendo de esta manera una disminución en la densidad.

El comportamiento regular de los hidrocarburos es el de pasar de fase gaseosa a líquida por aumento de presión y/o disminución de temperatura y el de pasar de fase líquida a gaseosa por disminución de presión y/o aumento de temperatura.

Diagrama presión-temperatura de mezclas de hidrocarburos

La mejor forma de observar los cambios de fase de las mezclas de hidrocarburos que se presentan naturalmente en yacimientos de petróleo y gas (o condensado) es a través de un diagrama Presión-Temperatura (P-T) como el diagrama que se observa a continuación

30 | P á g i n a

Figura 1. Diagrama de fases Presión-Temperatura para yacimiento de hidrocarburos

En este se observa la envolvente de fases que resulta de unir las curvas de puntos de burbujeo y puntos de rocío. 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 equilibrio con una cantidad infinitesimal (gota) de líquido.Al punto donde se unen las curvas de burbujeo y rocío, se denomina punto crítico. A las condiciones del punto crítico, las propiedades intensivas (aquellas que no dependen de la masa: densidad, viscosidad, etc.) del gas y líquido son idénticas.La envolvente de fases divide el diagrama en tres regiones: La del líquido que está situada fuera de la envolvente y a la izquierda de la temperatura crítica; la del gas que también está fuera de la envolvente pero a la derecha de la temperatura crítica y la de dos fases que se encuentra dentro de la envolvente y donde se hallan en equilibrio el gas y el líquido. En esta región se observan las líneas de isocalidad que son líneas que unen puntos de igual porcentaje volúmetrico de líquido en la mezcla líquido-gas. De esta forma, las curvas de burbujeo y rocío son líneas de 100% y 0% de líquido, respectivamente. Todas estas curvas de isocalidad también convergen en el punto crítico.Otro punto observado en el diagrama de fase es el punto de temperatura cricondentérmica(Tcdt) que es la máxima temperatura a la cual existe equilibrio entre vapor y líquido (a T>Tcdt y a cualquier presión, el sistema está en fase gaseosa). También se observa el punto de presión cricondembárica (Pcdb) que se define como la máxima presión a la cual existe equilibrio entre vapor y líquido. La posición relativa de los puntos cricondentérmico y cricondembárico con respecto al punto crítico, depende de la composición del sistema. Para crudos, el punto cricondembárico está a la izquierda del punto crítico, en cambio, para gases naturales y gases condensados está a la derecha.Cada mezcla de hidrocarburos encontrada en un yacimiento tiene un diagrama de fases característico, el cual permanece constante, mientras se mantenga constante la proporción de componentes en la mezcla; sufriendo modificaciones cuando se altera esta proporción debido a la extracción preferencial de fluidos o a la inyección de alguno o algunos de ellos (gas natural, CO2, N2, etc.). Se puede observar que a

31 | P á g i n a

medida que la mezcla es más liviana y volátil las presiones de burbujeo y rocío son mayores.

Es muy importante conocer detalladamente que compone y el significado de las curvas y puntos que forman parte de este diagrama aqui esta una breve pero muy detallada informacion de cada uno de sus componentes

La envolvente de fase se forma de unir las curvas de punto de rocio y punto de burbuja

Las curvas de 100% del punto de burbuja y la de 0% de punto de rocio convergen en el punto critico. La zona del punto de critico hacia la izquierda esta en fase liquida y del punto critico a la derecha se encuentra en fase gaseosa Un punto en el medio de la envolvente como lo es el punto D se dice que el fluido es bifásico para cada yacimiento existe una envolvente diferente, los yacimientos que se encuentran debajo de la temperatura critica, ejemplo el punto C, el yacimiento se encuentra en estado monofásico. Para este caso en tase liquida a esta yacimiento se le denomina yacimiento de punto de burbuja. Un yacimiento que se encuentra fuera de las fases (liquida-vapor), y este exceda la temperatura cricondentermica, este fluido se encontrara en una sola fase durante toda su vida del yacimiento esta fase es gaseosa; a estos yacimientos se les denomina yacimientos de gas.

Para yacimientos donde la temperatura mayor a la temperatura critica, el fluido se encuentra en fase gaseosa, A medida que la presión disminuye la composición del fluido permanecerá constante. hasta alcanzar la presión del punto de roció por debajo

32 | P á g i n a

de esta presión se condensa el liquido del fluido del yacimiento en forma de roció, a ese yacimiento se le denomina yacimiento de punto de roció.

Lo que acurre en un yacimiento de punto de roció es una condensación retrograda, cuando la presión esta por debajo de la presión de punto de roció. debido a esta condensación la fase gaseosa disminuirá su contenido liquido; como el liquido condensado se adhiere al material solido o paredes de los poros de la roca permanecerá inmóvil. por consiguiente el gas promedio en la superficie tendrá un contenido liquido menor encontrando la razón gas-petróleo de producción esto ocurre hasta alcanzar el punto de máximo volumen de liquido.

Se dice retrograda porque generalmente una dilatación isotérmica ocurre vaporización en lugar de condensación. La vaporización del liquido formado por condensación retrograda. Liquido retrogrado presenta a partir del punto de presion de roció hasta la presion de abandono; Esta re vaporización ayuda a la recuperación liquida y se hace evidente por la disminucion en las razones gas-petroleo en la superficie. En el punto critico las propiedades intensivas del gas y liquido son idénticas Temperatura cricondertermica: Es la maxima temperatura donde existe un equilibrio entre el vapor y el liquido, temperatura superior a esta el sistema se encuentra en fase gaseosa. Presión criconderbarica:Es la máxima presión donde existen en equilibrio el vapor y el liquido La posición relativa de los puntos criconderbaricos y cricondertermicos van a depender de la composición del sistema.

Se puede observar que a medida que la mezcla es mas liviana y volátil las presiones de burbuja y roció son mayores

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