Diagrama De Fases De Los Hidrocarburos 2s1eh

DIAGRAMA DE FASES DE LOS HIDROCARBUROS Un diagrama de fases es una representación gráfica de las condiciones de presión y temperatura en la que existen los sólidos, líquidos y gases. Si construyéramos un gráfico presión-temperatura en donde cada punto del gráfico representaría una condición determinada de p y t representaríamos una situación en la que puede encontrarse cada una de las sustancias en su estado físico. A bajas temperaturas y alta presiones es de esperar que los átomos se dispongan de una manera ordena (sólidos), a temperaturas altas y bajas presiones (gases) y temperaturas y presiones intermedias (líquidos). A continuación el diagrama de fases del agua.

Para los hidrocarburos se han clasificado los yacimientos de acuerdo a un diagrama de fases (Composición). Los yacimientos suelen clasificarse por las condiciones de temperatura y presión iníciales respecto a la región gas-petróleo (dos fases), en estos diagramas se relacionan temperatura y presión. Diagrama de fases para los fluidos en el yacimiento

Existen varios términos importantes a destacar en el gráfico mostrado que son: Punto de Burbujeo (Pb): es la presión mínima en la cual estando en fase liquida se forma la primera burbuja de gas. Punto de rocío (Pr): es la presión mínima en la cual estando en fase gaseosa se forma la primera gota de líquido.

Curva de Burbujeo: son los puntos de fase liquida en los cuales aparece la primera burbuja de gas. Curva de rocío: son los puntos en la fase gaseosa en los cuales aparece la primera gota de líquido. Punto cricondembárico (Pcdb): es la presión máxima en la cual coexiste gas y líquido Punto Cridondentérmico (Tcdet): máxima temperatura en la cual coexiste la fase líquida y gaseosa. Zona de condensación retrograda: puede definirse como, la condensación de líquido durante la expansión de gas a temperatura constante o la condensación de líquido durante calentamiento de gas a presión constante. Punto Crítico: es el punto en el cual convergen las curvas de rocío y de burbujeo Técnicamente se han defino en forma General Dos tipos de yacimientos con sus respectivos subgrupos. 1.-Yacimiento de gas 1.1.-Gas Seco. 1.2.-Gas Húmedo. 1.3.-Gas condensado. 2.-Yacimiento de Petróleo 2.1.- Petróleo Volátil. 2.2.- Petróleo pesado. Independientemente de esta clasificación, se han descubierto yacimientos que contienen todos los diferentes tipos de hidrocarburos y algunas veces varios de otros compuestos en casi todas las proporciones conocibles. Además como las temperaturas y presiones varían con la profundidad, en yacimientos muy grandes es considerable la modificación de estos factores. Debido a estas caracterices no existen definiciones precisas a la hora de clasificar un yacimiento en especifico, sino que se recuren a términos muy generales.

La siguiente tabla muestra las composiciones molares y algunas propiedades adicionales de cinco fluidos monofásicos de yacimientos.

Desde un punto de vista más técnico, los diferentes tipos de yacimientos deben clasificarse de acuerdo con la localización de la temperatura y la presión iníciales a las que se encuentra el yacimiento, como ya vimos anteriormente existe un diagrama de fases para hidrocarburos que relaciona la presión y temperatura para los fluidos en un yacimiento. En forma general podemos encontrar diferentes diagramas de fases para cada tipo de yacimiento y que a su vez estos diagramas pueden variar con la disminución de presión en el yacimiento.

Yacimientos de gas Diagrama de fases para yacimientos de gas Seco.

Los yacimientos de gas seco tienden a tener una temperatura mayor a la temperatura del punto Cridondentérmico, La mezcla de hidrocarburos se mantiene en fase gaseosa en el yacimiento y hasta la superficie independientemente de la reducción de la presión, la composición de hidrocarburos presente en el yacimiento es mayoritariamente gas metano (C1)>90%, en este tipo de yacimientos no se observa condensación retrograda debido a que siempre nos mantenemos fuera de la curva de rocío. Diagrama de fases para yacimiento de gas Húmedo

Los yacimientos de gas Húmedo tienen una temperatura mayor a la temperatura de Punto Cridondentérmico, con la reducción de la presión en el yacimiento podemos atravesar la curva de rocío y obtendremos liquido de muy alta gravedad API en nuestro yacimiento, también en superficie obtendremos una mezcla de hidrocarburos líquidos y gaseosos, los compuestos que forman estas mezclan tienen un mayor componentes intermedios que los yacimientos de gas seco, el líquido producido en estos yacimientos generalmente es incoloro , con una gravedad API mayor a 60º. Diagrama de fases para los yacimientos de gas Condensado

La temperatura en la que se encuentra el yacimiento está entre la temperatura Crítica y la temperatura Cridondentérmica, en condiciones iníciales del yacimiento podemos encontrar el hidrocarburo en fase gaseosa, al disminuir la presión y atravesar la curva de rocío por condensación del gas encontramos líquido en nuestra producción y también en el yacimiento. El líquido producido tiende a ser incoloro, amarrillo y se ha reportado en algunos casos negro, con una gravedad API entre 40º y 60º.El comportamiento de estos yacimiento es particular debido q cuando bajamos la presión isotérmicamente y al estar por debajo del punto de rocío produciremos líquido y gas en cierta proporción inicial, al continuar disminuyendo la presión la proporción de líquido aumentaría con respecto a la de gas encontrada originalmente, pero, se llegará a una condición de presión en el yacimiento en la cual la saturación de líquido será máxima y desde ese punto en adelante comenzará a disminuir el líquido producido.

Yacimientos de petróleo Diagrama de fases para los Yacimiento de petróleo de volátil.

Los yacimientos de petróleo volátil o “cuasi–Crítico” se encuentran a una temperatura ligeramente menor a la temperatura del punto crítico, la mezcla de hidrocarburos en el estado inicial se encuentra cerca del punto crítico, con una pequeña disminución de presión podemos atravesar la curva de burbuja y comenzar a liberar el gas que se encuentra disuelto en petróleo, este tipo de yacimientos al disminuir poco la presión generam excesiva liberación de gas, lo que causa un agotamiento acelerado del crudo, el crudo producido posee una gravedad API mayor a 40º con un color amarillo oscuro a negro. Diagrama de fases para los Yacimientos de petróleo negro

Estos yacimientos presentan una temperatura mucho menor a la temperatura crítica, tienen un mayor contenido de compuestos pesados (C7+) mayor al 40%, generalmente se debe disminuir mucho la presión para encontrar una producción de gas considerable en este tipo de yacimientos, el crudo producido tiene un color de verde oscuro a negro con una gravedad

inferior al 40%. Una vez definidos los diagramas de fases de los yacimientos existes ciertos parámetros que relacionan el volumen de hidrocarburos en el yacimiento y superficie a una determina presión y temperatura. Estos parámetros de volumen presión y temperatura (PVT) son: Factor volumétrico de formación del petróleo (βo). Factor volumétrico de formación del gas (βg). Factor volumétrico de formación total (βt). Relacion gas-petróleo en solución (Rs). Relación gas-petróleo en producción (Rp).

El diagrama de fase del agua muestra las fronteras de transición entre los estados sólido (hielo), líquido (agua líquida) y gaseoso (vapor de agua), en función de la temperatura y la presión.

En la Tierra a nivel del mar estamos habituados a ver que el agua se congela a 0ºC y que se evapora a 100ºC. Esto se puede apreciar en la línea roja de la gráfica, que indica la presión de una atmósfera. Sin embargo, si la presión se reduce lo suficiente, se podría observar como el hielo pasa a estado gaseoso directamente. O incluso encontrar un punto en el que se puede conseguir cualquiera de los tres estados con una pequeña variación de los parámetros (punto triple). Este punto presenta un gran interés para la calibración de termómetros de precisión.

Por otra parte, si aumentamos la temperatura y la presión se puede ver que la curva que separa las fases vapor-líquido se detiene en un punto llamado punto crítico. Más allá de este punto, la materia se presenta como un fluido supercrítico que tiene al mismo tiempo propiedades de un líquido y de un gas. Modificando la presión y temperatura en valores alrededor del punto crítico se producen reacciones que pueden tener interés industrial, como por ejemplo las utilizadas para obtener café descafeinado. Diagrama de fases Los elementos químicos y las sustancias formadas por ellos salvo algunas excepciones, pueden existir en tres estados diferentes: sólido, líquido y gaseoso en dependencia de las condiciones de presión y temperatura en las que se encuentren y esto se debe básicamente a las fuerzas intermoleculares. El diagrama que representa el tránsito entre estos estados, se conoce como diagrama de fases. Punto crítico El punto C indica el valor máximo de temperatura 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. Gases a temperaturas por encima de la temperatura del punto crítico no pueden ser licuados por mucho que se aumente las presión. En otras palabras, por encima del punto crítico, la sustancia solo puede existir como gas. Punto de ebullición El punto de ebullición de una sustancia, es aquel valor de temperatura para el cual coexisten en equilibrio, los estados líquido y gaseoso a determinada presión. Los diferentes puntos de ebullición para las diferentes presiones corresponderían a la curva BC. Punto de fusión El punto de fusión de una sustancia, es aquel valor de temperatura para el cual coexisten en equilibrio, los estados líquido y sólido a determinada presión. Los diferentes puntos de fusión para las diferentes presiones corresponderían a la curva BD.

3. DIAGRAMA DE FASES 

a) Curvas de Calidad.- Representan los porcentajes de líquidos en la región de dos fases. b) Punto Crítico.- Es aquel en el cual la línea de puntos de burbuja y la de los puntos de roció se juntan, o más propiamente, es el punto en el cual las propiedades del líquido y gas son iguales. c) Cricondentérmico.- Es el punto de temperatura máxima a la que pueden coexistir dos fases en equilibrio. d) Cricondebárico.- Es el punto de presión máxima a la que pueden coexistir dos fases en equilibrio.

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10. Si la presión del reservorio se reduce isotérmicamente en algún momento el sistema se encontrará sobre la curva de roció, teóricamente en ese instante aparecerá la primera gota de líquido, sí se continua reduciendo la presión y se cruza la curva de puntos de roció se ingresará a la región de dos fases, eso significa que dentro el yacimiento se formará una fase líquida por condensación, fenómeno que se llama como Condensación Retrograda; Entonces el líquido retrogrado se adhiere a las paredes de la roca y constituye una fracción inmóvil, por tanto irrecuperable por lo menos mientras la saturación de este líquido sea menor en valor a la saturación residual.

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11. Yacimiento de gas húmedo La temperatura del yacimiento es mayor que el cricondentermico por lo que el yacimiento siempre tendrá gas monofásico. Sí las condiciones de presión y temperatura se desplaza verticalmente durante la vida productiva a medida que se van extrayendo hidrocarburos, y la presión va declinando isotermicamente hasta un punto que podría representar la presión de abandono. En superficie entra a la región de dos fases. Sí en las condiciones del Separador se separaran el gas y líquido condensado.