Diagrama De Fases 554p4b

: Dr. Sc. PALACIOS VELÁSQUEZ, Abraham

La composición del gas natural y el comportamiento de fases CÁTEDRA

: INGENIERÍA DEL GAS NATURAL

CATEDRÁTICO

: Dr. Sc. PALACIOS VELÁSQUEZ, Abraham

PRESENTADO SEMESTRE AÑO

: TOLENTINO QUINCHO ALEXANDER : VII : 2017

RESUMEN

En el presente trabajo se evaluaron los rangos de relación gas petróleo del yacimiento a través de la construcción de los diferentes diagramas de fases de los yacimientos de gas (gas seco, gas húmedo y gas condensado), mediante una revisión bibliográfica que permite conocer cualitativamente los diferentes aspectos que inciden en el comportamiento de fases como son los factores físicos y las propiedades características de cada fluido en estudio; propiedades que determinan la caracterización de los yacimientos de gas de acuerdo a los fluidos que contiene. Debido a esto y considerando su importancia surgió la necesidad de generar un diagrama de fases a partir de los datos suministrados por una prueba PVT, tomando en cuenta los valores de presión y temperatura del yacimiento, así como la composición molar de cada uno de los compuestos presentes en el fluido, a través del simulador Hysys 3.2, se seleccionó la ecuación de estado a utilizare la cual fue la de Peng – Robinson y con la herramienta “Envelope Utility” que ofrece el simulador, inmediatamente éste arrojó la envolvente de fases que permitió describir el comportamiento que lleva el fluido en el yacimiento en estudio, y así poder determinar qué tipo de yacimiento se está tratando, dando como resultado un yacimiento de gas. Posteriormente, se interpretó el comportamiento de producción de los pozos de presiones, para poder observar si el yacimiento como se encuentra, y de ser así, conocer en qué fecha se alcanzó la presión de burbuja. Una vez interpretados los comportamientos de producción y presión a lo largo de la vida del yacimiento, se validó el análisis PVT disponible para el yacimiento en estudio, mediante pruebas de densidad, linealidad de función Y, balance de materiales y desigualdad; para luego poder caracterizar el comportamiento.

INTRODUCCION La utilización del gas en los países desarrollados alcanza las más variadas aplicaciones, situación que, actualmente, no se observa en nuestro país, estando limitado su empleo a los usos convencionales. Esta situación se debe, entre otras causas, a la inexistencia de normativas que establezcan condiciones que favorezcan o privilegien su aplicación por sobre otras fuentes de energía. No solo los proveedores del servicio eléctrico participan en este tipo de instalaciones, también las compañías distribuidoras de gas natural deben

establecer políticas que faciliten la toma de decisiones por este tipo de alternativas. Existen afinidad de aplicaciones del gas natural, no solo las descriptas en el presente trabajo y siendo un país esencialmente gasífero, no se ha desarrollado el potencial existente en el campo de su explotación. En el campo industrial parece que da lo mismo “quemar” gas natural, todavía relativamente barato, que utilizarlo eficientemente, y que es aquí donde el país pierde, no debemos olvidar que hablamos de un combustible no renovable. En el presente trabajo trataremos las condiciones de calidad que se requiere en el óptimo uso del gas natural, así como los sistemas de medición más comunes en el mercado que permitirán el control eficiente del gas, los puntos relevantes de las normas de índole nacional que reglamentan el mercado y cuales serían aquellas que permitirían el desarrollo de nuestro país.

OBJETIVO Objetivo General Describir la composición del gas natural y los diagramas de fases en yacimientos de gas (seco, húmedo y condensado). Objetivos Específicos 1. Describir los factores físicos que gobiernan el comportamiento de fases (presión, atracción molecular, energía cinética y repulsión molecular). 2. Identificar las propiedades que caracterizan un fluido en los diferentes diagramas de fases. 3. Caracterizar los yacimientos de gas de acuerdo a los fluidos que contiene. 4. Establecer las ventajas del uso de los diagramas de fases en los yacimientos de gas.

MARCO TEORICO 1.3 GENERALIDADES El gas natural es una mezcla de hidrocarburos, la mayoría de bajo peso molecular, que puede estar en estado gaseoso o líquido en el yacimiento pero al traerlo a superficie y despresurizarlo está en estado gaseoso, aunque acompañado con líquido y por lo tanto es necesario separarlos para manejar de manera independiente ambas fases. El principal componente del gas natural normalmente es el metano pero el rango de hidrocarburos presente es bastante amplio. Dada su naturaleza gaseosa la caracterización y manejo del gas natural se hace con procedimientos desarrollados con base en la teoría de los gases y esto permite definir con relativa facilidad sus propiedades físicas y los procedimientos para llevarlo a los requisitos de calidad que exigen los consumidores.

El gas natural constituye en la era actual la fuente de energía que ofrece las mayores ventajas por ser un combustible limpio, de bajo costo, cuyo uso industrial se adapta a las necesidades modernas y por lo tanto ofrece, a los países que lo poseen, una ventaja competitiva. Las ventajas que ofrece el gas natural sobre otras fuentes de energía han hecho que su utilización siga una curva ascendente desde hace aproximadamente 20 años y en la actualidad representa más del 20% de la energía que se consume en el mundo. Por más de un siglo el gas fue considerado como un sub - producto del petróleo, pero este concepto ya ha cambiado y hay más de 70 países en el mundo

PRODUCTORES DE GAS NATURAL, que lo utilizan para su desarrollo industrial y logran así una mayor competitividad debido a un costo menor de la energía, con plantas térmicas generadoras de electricidad y la utilización directa del gas natural como insumo o como una fuente de calor limpia, en la industria. 3.2 CARACTERÍSTICAS DEL GAS NATURAL Los reservorios de gas natural están constituidos por rocas porosas en estructuras geológicas denominadas yacimientos, que pueden encontrarse de una de las siguientes formas: - Yacimientos de gas asociado, donde el producto principal es el petróleo. - Yacimientos de gas no asociado o libre, donde el producto principal es el gas, que también se denominan yacimientos de gas seco. - Yacimientos de condensados, donde el gas se encuentra mezclado con hidrocarburos líquidos y que se denominan yacimientos de gas húmedo. Composición Química: Así como todo compuesto químico, el gas natural posee ciertas características que lo definen y que le son propias. En el gráfico adjunto se encuentra la composición química aproximada del gas natural

Más liviano que el aire: El gas natural es entre 35 a 40 % más liviano que el aire, lo que significa que se disipa en la atmósfera en caso de fuga, disminuyendo el peligro de explosión. No tiene sabor, color ni olor: En su estado original, el gas natural es insípido, incoloro e inodoro, es decir no tiene sabor, no tiene color y tampoco tiene olor. Por este motivo para su utilización segura, éste debe contener un compuesto tal que su olor sea característico, generalmente desagradable y no persistente. No es tóxico: El gas natural no produce envenenamiento al ser inhalado. La razón es que ninguno de sus componentes (metano, etano, nitrógeno, dióxido de carbono) es tóxico. De todos modos, deben tomarse precauciones en recintos cerrados, ya que una fuga muy grande podría desplazar el aire del recinto y producir asfixia (falta de oxígeno).

Es menos inflamable: En este aspecto es necesario definir algunos elementos para entender mejor esta característica: 1. La combustión se produce con la presencia de combustible, oxígeno y calor. Estos tres elementos forman el llamado triángulo de combustión. Si fallara cualquiera de ellos, simplemente no habría combustión. 2. Para que se produzca la combustión es necesario que los elementos, combustible y oxígeno estén en una proporción correcta. La combustión sólo se produce si la mezcla aire-gas tiene entre un 4,5% y un 14,5% de gas. Esto significa que al existir una cantidad menor a 4,5% de gas en la mezcla, no habrá combustión. 3. Igualmente, si la concentración de gas es superior a 14,5%, tampoco se producirá combustión. La mezcla ideal de gas, para que se produzca una combustión óptima, se compone de 10% de gas natural y 90% de aire. Combustión limpia: Al comparar diversos hidrocarburos con el metano (principal componente del gas natural) se observa que su estructura molecular es la más simple de todas y presenta un bajo contendido de carbono. Al ser quemado, genera menos residuos de partículas, monóxido de carbono, dióxido de carbono u otros, lo que convierte al gas natural en un combustible ambientalmente aceptable. Siempre permanece gaseoso: El gas natural es permanente. Significa que, aunque se aplique mucha presión en condiciones normales de temperatura (alrededor de 15º C), no cambiará su estado, es decir, permanecerá como gas. Sin embargo es posible licuarlo al disminuir la temperatura a niveles que pueden alcanzar los -161ºC. Producto del alto costo de esta operación, es que normalmente se transporta en estado gaseoso mediante redes de tuberías (gasoductos). Poder calorífico: Corresponde a la cantidad de calor que emite la combustión de una cierta cantidad de combustible. La combustión completa de un metro cúbico de gas natural genera alrededor de 9300 kilocalorías. Otras características: Además de las anteriores, otras características de la calidad del gas natural son la densidad relativa y el Índice de Wobbe. Asimismo, los hidrocarburos condensables que algunas veces lo acompañan. El gas natural es una mezcla de gases de hidrocarburos e impurezas, cuyo origen está en la transformación de productos orgánicos enterrados en épocas pretéritas (del orden de millones de años), sometidas a grandes presiones y temperaturas.

El gas natural crudo: proveniente de los yacimientos, contiene impurezas y contaminantes o productos no deseables, que es necesario remover para su utilización, transporte y distribución. Componentes principales: La determinación de las concentraciones de los componentes principales, secundarios y trazas, se realiza de conformidad con las Normas Oficiales. Los siguientes, son los componentes principales del gas natural, haciendo hincapié que estos varían según el yacimiento:

Componentes secundarios: Hidrógeno, oxígeno, monóxido de carbono, helio; y trazas de: Sulfuro de hidrógeno, mercaptanos y azufre tota 3.3 PROPIEDADES FISICOQUÍMICAS Las propiedades del gas se deben determinar utilizando los métodos de prueba establecidos por las Normas Oficiales, Normas Peruanas, y en lo no previsto por éstas, de acuerdo con la Práctica Internacionalmente Reconocida. Las propiedades del gas natural en el cuadro I, presentada a continuación, se encuentran en condiciones base de presión y temperatura (101,325 kPa de presión absoluta y 288.15 K de temperatura).

El gas natural debe estar libre de arena, polvo, gomas, aceites, glicoles y otras impurezas indeseables, en general, cualquier sólido que pueda ocasionar interferencias con la correcta operación de las tuberías, reguladores, medidores, dispositivos a través de los cuales fluye el gas. 2.3 ESPECIFICACIONES La necesidad de que los artefactos y equipos que utilizan gas natural para su operación, funcionen correctamente, preservar de problemas corrosivos en las instalaciones involucradas en la producción, el transporte y la distribución, han llevado a los gobiernos, sociedades de productores, de transportistas, de distribuidores y de consumidores a fijar especificaciones de calidad para este fluido. Por ello, en general, para dar cumplimiento a los requerimientos de estas especificaciones, de acuerdo a las legislaciones vigentes en cada País, se establecen los contenidos máximos de cada componente o elementos contaminantes como: -Vapor de Agua (H2O)

- Dióxido de Carbono (CO2) - Inertes Totales (CO2 + N2) - Sulfuro de Hidrógeno (SH2) - Oxígeno (O2) - Hidrocarburos Condensables (HC) - Azufre Entero Total - Partículas Sólidas - Partículas Líquidas - Poder Calorífico Superior - Índice de Wobbe En este sentido cada país de la región tiene sus propias especificaciones que dependen básicamente de las aplicaciones que se le den al gas natural, y de ciertas reglas técnicas esenciales, de la rigurosidad climática y de las características del gas natural predominante, y que son importantes compatibilizar sobre todo en este momento donde cada vez que habla más de un Mercado Común Energético CUADRO II: ESPECIFICACIONES DE CALIDAD DEL GAS NATURAL Para la protección y la seguridad de las instalaciones de Transporte

CUADRO III ESPECIFICACIONES DE CALIDAD DEL GAS NATURAL Para la protección y la seguridad de las instalaciones de Distribución

CUADRO IV ESPECIFICACIONES DE CALIDAD DEL GAS NATURAL Para el producto suministrado a los consumidores

3.4.

LAS IMPUREZAS Y CONTAMINANTES PRESENTES EN EL GAS NATURAL QUE PRESENTAN MAYOR IMPORTANCIA SON:

El Agua Cuando se trata de ductos principales el transporte se realiza por tuberías metálicas y en redes de distribución domiciliaria actualmente se emplea tubería de polipropileno o polietileno, por esta razón, para los ductos principales, se considera que es el elemento que provoca mayores prejuicios al transporte y a la cañería en sí, por la formación de hidratos de gas que pueden obstruir parcial o totalmente el gasoducto; y por su acción corrosiva sobre el material, en combinación con el dióxido de carbono y/o el sulfuro de hidrógeno presentes en el gas. El Dióxido de Carbono Además de su acción corrosiva sobre el material de la cañería (en combinación con el agua líquida), actúa como producto inerte reduciendo el contenido calórico del gas, en su utilización como combustible. En la corrosión carbónica, como en toda aquella de tipo electroquímico, la existencia de agua libre es una condición necesaria; y tanto la cantidad como la concentración (contenido de sales) son factores determinantes del nivel de corrosión, allí radica la importancia de una buena deshidratación. La acción corrosiva del dióxido de carbono se puede expresar químicamente de la siguiente manera: CO2 (dióxido de carbono) + H2O (agua) + Fe (hierro)

H2CO3 (ácido carbónico) H2CO3

FeCO3 (carbonato de hierro) + H2 (hidrógeno)

La experiencia de campo realizada a nivel mundial: Presión parcial del CO2 > 30 psi Æ Presencia de corrosión Presión parcial del CO2 de 3 a 30 psi Æ Corrosión probable Presión parcial del CO2 < 3 psi Æ No hay corrosión Teniendo en cuenta que la relación entre la presión parcial de un gas componente de una mezcla de gases y la presión total de dicha mezcla está dada por: PpCO2 = Ptotal x % molarCO2

La anterior clasificación puede expresarse en función del contenido de CO2 como

sigue:

El Sulfuro de Hidrógeno Es un elemento que no sólo tiene una gran acción corrosivo sobre el material de la cañería (en presencia de agua), sino que además es un contaminante de alta toxicidad para el ser humano (10ppmv es el límite permisible de exposición – Occupational Safety and Health istration, 1990-; 150ppmv provocan la pérdida del olfato y más de 500ppmv pueden ocasionar la muerte –National Safety Council, 1982-). Los Inertes Son principalmente el nitrógeno y el dióxido de carbono, ya que otros, como el helio y el argón, se encuentran tan solo en niveles de trazas; reducen el contenido calórico del gas, esto es menos calorías para un mismo volumen de gas que otro de similares características pero que no contengan inertes. El nitrógeno es generador de óxidos de nitrógeno (NOx) formadores de la lluvia ácida. Ahora bien, el gran aporte a la generación de NOx en la combustión del gas natural está dado por el nitrógeno contenido en el aire utilizado en la combustión, y su posibilidad de reducción está acotada al diseño tecnológico de los quemadores de gas natural. Otros Componentes de Azufre Tales como el sulfuro de carbonilo (COS), el disulfuro de carbono (CS2) y compuestos orgánicos sulfurados tales como los tioéteres (RSR), los tioácidos (RCOSH), los sulfóxidos (RSOR), las sulfotas (RSO2R) y principalmente los mercaptanos (RSH), m´s conocidos como odorantes del gas natural. En la combustión son generadores de óxidos de azufre (SOx), uno los principales

indicadores de la contaminación ambiental, componente de la lluvia ácida. En general, el gas natural tiene contenidos muy bajos de contenidos de azufre. Los Hidrocarburos Condensables Son productos que durante el transporte, dependiendo de la presión y la temperatura de operación, pueden condensar reduciendo la sección útil de la cañería, generando pérdidas de carga y potencia; como así también errores en los sistemas de medición e inconvenientes diversos en los sistemas de regulación y distribución. Principalmente forman parte de éstos los hidrocarburos de alto peso molecular, como son los hexanos, heptanos, octanos, etc. Partículas Sólidas y Líquidas Básicamente provocan la abrasión de la cañería, de los cilindros o alabes de equipos compresores, asientos de válvulas y elementos censores; también son responsables del engranamiento de partes móviles, empastamiento de mallas y taponamiento de orificios. Dentro de ésta categoría podemos incluir a las arenas o sílice, residuos de petróleo, escorias, óxidos de hierro, productos químicos utilizados en el procesamiento del gas (glicoles, aminas, antiespumantes, etc.) y aceites lubricantes de equipos compresores. Por tales motivos es que el Gas Natural debe tener, y de hecho tiene Especificaciones de Calidad. Cabe tener en cuenta que a nivel mundial existe gran variedad de especificaciones, de un país a otro y de un sistema de transporte otro, las cuales dependen básicamente de ciertas reglas técnicas esenciales (sobre la base de lo descrito al inicio), de la rigurosidad climática y de las características del gas natural crudo predominante en la región. Poder Calorífico Como parte de las especificaciones del gas natural indudablemente estará su capacidad de entregar energía por unidad de

volumen, ya que este es el principal motivo por el cual se requiere este recurso y sobre dicha base es que se le dará valor económico. Consideraciones Generales 1. Obviamente, muchas de las especificaciones están ajustadas a las características del gas natural predominante en la región, sin apartarse sensiblemente de los límites técnicamente comprometedores. 2. Se debe tener mucho cuidado respecto de los límites de SH2, por cuanto un escape de gas domiciliario en un ambiente cerrado puede generar concentraciones de SH2 comprometedoras por su toxicidad. 3. Es importante que las normas de aplicación para el control sean lo más objetivas posible, que estén actualizadas (caso éste que se observe mejor en las ISO) y que puedan aplicarse en campo. No es conveniente descalificar un método de control y/o instrumental específico y moderno porque no está normado. El objetivo debe ser que todo instrumental que, contrastado contra un patrón, tenga precisión y sea aceptablemente reiterativo dentro de lo que establecen las normas y/o estándares de la industria sea aceptado. 4. En general muchos métodos tienen normas ASTM, ISO y API que son equivalentes. 5. Si se trabaja con porcentajes volumétricos se debe incorporar a una normativa por cuanto el instrumental de análisis generalmente trabaja sobre la base molar (% molar) y por cuanto debe asegurarse que la conversión esté de acuerdo con una norma. 6. No se debe menospreciar la importancia del índice de Wobbe por cuanto es un parámetro que se utiliza para determinar la cantidad de la combustión de los artefactos residenciales y aplicaciones industriales, especialmente en aquellas donde los procesos están programadas por tiempo. En aplicaciones como el GNC no son aceptables rangos amplios de índice de Wobbe e inclusive los artefactos domiciliarios tienen acotado su rango de funcionamiento. Para un determinado diseño de quemador, valores altos de índice de Wobbe generan mayor monóxido de carbono y valores bajos provocan el volado de llama.

7. En cuanto al mercurio, si bien hasta ahora no se ha detectado su presencia a nivel domiciliario, se ha registrado su existencia a nivel de yacimiento; quedando retenido en las plantas de procesamiento, Dado que es un elemento muy peligroso se deberían, al menos, realizar controles estadísticos al azar. 8. Es importante acotar la posibilidad de condensación de hidrocarburos de alto peso molecular en virtud de que el gas natural generalmente presenta condensación retrógrada (para una misma temperatura, mayor posibilidad de condensación a menores presiones). 9. Respecto del CO2, se debe tener muy claro que si el gas natural tiene un buen nivel de deshidratación (menos de 80mg/m3) los riesgos de corrosión carbónica son bajos (inclusive con contenido de CO2 hasta el límite de inertes que tienen las especificaciones precedentes). Es más, las cañerías sufren un deterioro mucho más relevante por corrosión catódica externa. No obstante la presencia de CO2 contribuye de manera significativa a la corrosión de las cañerías de cobre domiciliarias por presencia de SH2 y O2. 10. El método indicado en la norma ASTM D 1142 es exclusivamente para determinar el punto de rocío de agua y no es recomendada su extrapolación a la determinación del punto de rocío de hidrocarburos. CONSIDERACIONES PARTICULARES DE BRASIL - PORTARIA ANP 41/98 (ANALISIS COMPARATIVO MERCOSUR) Vapor de agua El valor establecido como especificación (aprox. 80 mg/m3) resulta satisfactorio. Este valor que equivale a un punto de rocío por debajo de 0ºC a presione de 10000 kPa, garantiza un margen apropiado de seguridad para prevenir la condensación de agua y la consiguiente formación de hidratos. Mientras que el límite para la región Norte y Noreste (aprox. 160mg/m3), que representa un punto de rocío de 10ºC a presiones de 10000 kPa, puede resultar bajo riesgoso.

Si bien la temperatura del gas en los gasoducto de Brasil es de esperar que sean superiores a los 15ºC, bien puede existir puntos donde haya enfriamientos localizados (en válvulas, reducciones, tramos de cañerías aéreos, estaciones de medición y regulación, cruces de ríos, bañados, esteros, pantanos, etc.), los cuales se transforman en el lugar ideal para el inicio de la formación de los hidratos; y luego aparecen los respectivos problemas operativos que pueden llegar a ser críticos. Dióxido de Carbono La especificación básica (2% en volumen), si bien es razonable, no contempla la realidad regional, actual y futura del recurso. Si se fija un valor límite de inertes totales, a los fines de definir la máxima tolerancia para el transporte de productos no combustibles, no es necesario ni conveniente poner una restricción adicional al CO2. Si el objetivo es evitar corrosión carbónica, desde un punto de vista económico es más recomendable establecer mayores restricciones al contenido de vapor de agua que al dióxido de carbono. Una gran experiencia de este sentido le han hecho los australianos, en virtud de las características de sus reservas de gas natural (con alto contenido de CO2). Para resolver esto se han establecido límites máximos de vapor de agua de 48mg/m3 y en dióxido de carbono de 4% molar. Incrementar el nivel de deshidratación (por ejemplo de 80mg/m3 a 48mg/m3) en general es más económico que tener que eliminar pequeñas cantidades de CO2 (por ejemplo del 4% al 2%), mientras que el resultado de una u otra alternativa puede resultar equivalente para la integridad de los sistemas de transporte. Además, no cabe la menor duda de que todo incremento de costos de tratamiento, tarde o temprano, se trasladará a los consumidores. Total de Inertes El valor establecido como especificación básica (4% en volumen) resulta absolutamente razonable y coherente con la ecuación económica de los

sistemas de transporte. No obstante, se debe tener en cuenta que la eliminación del nitrógeno puede resultar costosa y que una forma más económica de resolver esta situación es estableciendo requisitos más exigentes en cuanto a contenido calórico (poder calorífico) de estos gases en particular, sin afectar otras especificaciones tales como hidrocarburos condensables e índice de Wobbe, y manteniendo la ecuación económica del transportista. Los sistemas de distribución, y aún más de consumidores, no son sensibles a estas medidas, siempre y cuando el poder calórico y el índice de Wobbe se mantengan dentro de cierto rango. Oxígeno La especificación establecida (0.5% en volumen) se encuentra dentro de los valores más altos consignados internacionalmente y dado que dicho valor, por sí solo, no representa riesgos ni inconvenientes de ninguna índole, no realizaremos otra consideración a este respecto más que “se debe tener en cuenta el efecto del oxígeno junto con el sulfuro de hidrógeno en la corrosión del cobre de los sistemas domiciliarios”. Sulfuro de Hidrógeno El valor establecido en la especificación (20mg/m3) resulta algo elevado en el contexto de prevenir corrosión en los sistemas de distribución (instaladores de cobre), e inclusive en el contexto de la protección del consumidor en lo particular y del medio ambiente en lo general, despojando a todo recurso energético de uso masivo de todo elemento que revista el más mínimo riesgo intangible o imperceptible. Tanto los europeos como los americanos se han propuesto metas para llevar el límite máximo de H2S a valores e 5 a 6mg/m3. En algunos casos ya han alcanzado dichos valores, además muchos otros países se han adherido a dicho objetivo. Compuestos de Azufre

Con relación a esta especificación (80mg/m3) podemos decir que resulta más que aceptable, teniendo en cuenta que por lo general la mayoría de los países son mas permisivos al respecto, a pesar de sus implicancias ambientales, de sus posibles efectos corrosivos y del impacto que contenidos altos de compuestos de azufre pueden tener en el público en general, reportando aparentes peligrosas pérdidas de gas (por el olor característico) que en definitiva no lo son. Hidrocarburos Condensables En concordancia con la no especificación de este parámetro podemos decir, en el contexto de una industria que aprovecha los recursos energéticos en su máxima expresión, hablar de hidrocarburos condensables (butanos y superiores) puede llegar a carecer de sentido; si en definitiva lo que quedará como gas natural será mayoritariamente metano y etano. Poder Calorífico y Densidad Relativa al Aire Teniendo en cuenta que ambos parámetros determinan la cantidad de combustión, ya sea en términos económicos (energía entregada - PCs) como en términos técnicos (Eficiencia de la Combustión – IW = PCs / G1/2), los valores especificados muestran un rango significativamente amplio para ambos parámetros, lo que en definitiva puede resultar contraproducente a la hora de procurar una estandarización de los sistemas de combustión, ya sean industriales, comerciales y/o domiciliarios. Si bien en varias partes del mundo se han establecido límites diferenciales para distintas regiones dentro de un mismo país, esto ha sido así ya que no existía una alternativa para el aprovechamiento eficiente y económico de los recursos regionales existentes. Si este es el caso del Brasil, bien vale, si no, se debería analizar con más de talle para evitar futuras implicancias indeseables. Internacionalmente se conoce como rango de índice de Wobbe aceptable valores que van entre 11300 y 12420 kcal/m3 (47.3 a 52 MJ/m3). Valores por debajo o por arriba de este rango requerirían de equipos de combustión diseñados específicamente.

A continuación se muestra un cuadro (V, VI, VII y Cuadro comparativo en Estados Unidos y algunos países principales del mundo) en el cual se detallan las especificaciones de parámetros de calidad de gas en diferentes Países de América y del mundo, en los cuales se pueden apreciar las coincidencias con los parámetros de calidad establecidos por el INDECOPI para el Perú (Cuadro VIII).

Cuadro V. ESPECIFICACIONES DE CALIDAD DEL GAS NATURAL – ARGENTINA – Res. ENARGAS 622/98 (Condiciones de referencia: 15º C y 101.325 kPa, excepto donde se indica

Cuadro VI.

ESPECIFICACIONES DE CALIDAD DEL GAS NATURAL –

BRASIL – PORTARIA ANP 41/98 (Condiciones de referencia: 20º C y 1atm, excepto donde se indica)

Cuadro VII.

ESPECIFICACIONES DE CALIDAD DEL GAS NATURAL –

BOLIVIA – YPFB (Condiciones de referencia: 20º C y 1.013 Bar, excepto donde se indica)

ESPECIFICACIONES DE CALIDAD DE GAS NATURAL – CUADRO COMPARATIVO ESTADOS UNIDOS

Cuadro VIII ESPECIFICACIONES DE CALIDAD DEL GAS NATURAL – PERU – INDECOPI

DIAGRAMA DE FASE Estos diagramas son de gran importancia para estudiar el comportamiento cualitativo y cuantitativo de los sistemas de hidrocarburos, ya que a través de ellos es posible conocer el estado de un fluido a determinadas condiciones de presión y temperatura. Los diagramas de fases permiten deducir si hay una o más fases en equilibrio a determinada condiciones operacionales. Por definición se dice que los diagramas de fases son representaciones graficas de las fases que están presentes en un sistema a varias temperaturas, presiones y composiciones. Es normal que los ingenieros se dediquen a estudiar el comportamiento de los fluidos que se emplean en la industria de los hidrocarburos. El debe predecir cómo reacciona una mezcla de hidrocarburos a determinada condiciones de presión y temperatura y conocer por anticipado la cantidad y la composición del fluido que se va a separar. No obstante, cuanto más se estudia el comportamiento del gas y de los líquidos que de él se derivan, más 9 importante es el conocimiento anticipado de cómo habrá de comportarse la mezcla en el momento en que se inicie la operación del proceso que se está evaluando a través del diagrama de fases Sistema de un componente Estos son sistemas conformados por un solo componente, lo que vendría ser una sustancia pura, y la cual dependiendo de los valores de temperatura y presión puede estar en estado sólido, líquido o gas.

En la figura 2.1. Se observa la presencia del estado sólido, líquido y gas. Al analizar la gráfica se puede deducir que entre la fase sólida y líquida se encuentra la curva de fusión, mientras que entre la fase líquido y gas (vapor) se encuentra la curva de vaporización. Por lo tanto sería lógico encontrar entre la fase sólido y vapor la curva de sublimación. Pero al aplicar los diagramas de fases a hidrocarburos, difícilmente se encontrará la fase sólida. En la figura 2.2, se muestra un diagrama de fases típico para equilibrios líquido – vapor de un sistema monocomponente puro, en base a 10 las variables de presión y temperatura. Estos diagramas muy rara vez se utilizan en petróleo, son aplicables en hidrocarburos puros.

La curva que termina en el punto 1, es la que une los puntos de presión y temperatura en los que pueden coexistir la fase líquida y la fase gaseosa. Este punto corresponde al punto crítico del sistema. La zona de la gráfica identificada por L, representa el área, donde el componente se encuentra en fase líquida. Mientras que G, representa el área, donde el componente se encuentra en fase gaseosa. La línea representa un estado donde termina o comienza el cambio de fase, denominada estado de saturación. El término temperatura de saturación designa la temperatura a la que el cambio de fase tiene lugar para una presión determinada, llamada presión de saturación a dicha temperatura. Como resulta evidente en un diagrama de fase, para cada presión de saturación hay una única temperatura de saturación, y viceversa Sistema de dos componentes o binario Un diagrama de fase binario muestra las fases formadas para diferentes muestras de dos elementos en un rango de temperatura. Estos diagramas tienen un mayor grado de complejidad que los monocomponentes, en vista que se ha agregado una nueva variable que es la composición. La teoría indica que los diagramas de fases presión y temperatura, quizás sean los de mayor importancia para los hidrocarburos. En la figura 2.3, se representa un diagrama de fase para diferentes mezclas conformadas por etano (C2) y heptano (C7). Se observa que la temperatura crítica de la mezcla se encuentra entre la temperatura crítica del componente

más liviano y el más pesado. Mientras que la presión crítica de la mezcla debe ser mayor que la presión crítica de cualquiera de los componentes de la mezcla.

En la figura 2.3, se observa, que la línea de la izquierda del diagrama y que termina en el punto crítico (C), esta es la curva de la presión de vapor para el etano puro. Mientras que la línea a la derecha del diagrama y que termina también en el punto crítico, es la presión de vapor del heptano normal puro. Sistema de tres componentes La representación de los diagramas de fases para estos sistemas, por lo general se hace a través de los diagramas triangulares, y para facilitar la discusión de los mismos se consideran sistemas de hidrocarburos en estado 13 líquido. En la figura 2.4, se representa un diagrama de fase para un sistema de tres componentes.

En la figura 2.4, se observa que la suma de las distancias perpendiculares (X + Y + Z) del punto D a los respectivos lados del triángulo BA, BC y AC, es igual a la altura del mismo. Por tanto, si las perpendiculares de cada vértice a los lados opuestos, se dividen en 100 partes iguales, donde el vértice representa el 100% de los componentes puros (A, B y C). Un lado del triángulo representa mezcla de los dos situados en los extremo del lados. Por ejemplo el punto N ubicado en el lado AC, representa una mezcla conformada por 30% del componente A y 70% por el componente C. El punto D de la misma figura, representa una mezcla conformada por 20% del componente C, 30% del componente A y 50% del componente B. Una 14 propiedad importante de los diagramas triangulares está relacionada con la mezcla de dos sistemas compuestos a su vez por la mezcla de dos compuestos puros. La aplicabilidad de estos diagramas es que permiten describir el comportamiento de fases de un sistema de hidrocarburos, donde uno de los componente es un gas, otro eso un hidrocarburo pesado y un tercero es un hidrocarburo intermedio. También son de utilidad en el proceso de

desplazamiento miscible en proyecto de recuperación secundaria por inyección de gas. Sistemas de multicomponentes Estos diagramas son los que realmente representan las condiciones de los hidrocarburos, tanto de petróleo como de gas. El comportamiento de estos sistemas dependerá fundamentalmente de la composición y de las propiedades de los componentes en forma individual. La mejor forma de observar los cambio de fases de las mezclas de hidrocarburos que se presentan en los yacimientos de petróleo y gas o condensado es a través de un diagrama de fase de presión y temperatura. Estos son válidos, en vista que los sistemas de hidrocarburos encontrados en los yacimientos de petróleo y gas, están compuestos por una gran variedad de componentes, que incluyen no sólo una gran variedad de hidrocarburos, sino que hay otros elementos, que reciben el nombre de impurezas. Además, hay que tener en cuenta, que el comportamiento de fases de los sistemas multicomponentes de hidrocarburos, dependen fundamentalmente de la composición y las propiedades físicas y químicas, y del comportamiento individual. En la figura 2.5, se presenta un diagrama P-T para una mezcla multicomponente de hidrocarburos.

En la figura 2.5, se observa la curva envolvente de la región de dos fases, donde se presentan valores máximos de presión y temperatura, no coincidente con el punto crítico. La presión máxima ocurre en Pm llamada presión cricondembárica y la temperatura máxima ocurre en Tm llamada temperatura cricondentérmica. Esta región de dos fases está encerrada por una curva envolvente LPm-C-TmV, formada por la curva de puntos de burbujeo, LPm-C y la curva de puntos de rocío, C-TmV, unidas en el punto crítico, C. Considérese líneas a igual presión (isobáricos) o de igual temperatura (isotérmica) que cruzan el diagrama. Para el caso I, la línea isobárica entre los puntos 1 y 2, cruza la curva de puntos de burbujeo en A y la curva de 16 puntos de rocío en B. Esta línea ilustra vaporización o condensación a presión constante. Entre 1 y A la mezcla no cambia de estado, solo la densidad disminuye al aumentar la temperatura. En A comienza la vaporización (punto de burbujeo) y al aumentar la temperatura, el líquido disminuye y el vapor aumenta hasta llegar a B donde todo el sistema es vapor. Entre B y 2, el vapor se sobrecalienta. Si se considera el sistema en sentido inverso entre el punto 2 y B, el vapor no cambia de estado y

permanece homogéneo, excepto que la densidad aumenta al disminuir la temperatura. En B comienza la condensación (punto de rocío). A medida que disminuye la temperatura, aumenta la condensación hasta llegar donde el sistema es todo líquido. En el caso II, entre los puntos 3 y 4, indica una línea isotérmica. Entre 3 y D, el sistema es vapor homogéneo y solo aumenta la densidad con aumente de presión. Por aumento posterior de presión, entre D y E, ocurre la condensación del sistema. Entre E y 4, el sistema es líquido homogéneo y solo aumenta la densidad con aumento de presión. En el caso III, la línea entre los puntos 5 y 6, que cruza dos veces la curva de puntos de burbujeo, sin cruzar la curva de puntos de rocío describe una línea isobárica (cricondembárico) a presión mayor que la crítica. Esta línea esta a una presión intermedia entre Pc y Pm y cruza la curva de punto de burbujeo en F y G. Por tanto, bien sea que la temperatura aumente o disminuya, en el punto inicial de intercepción con la curva de puntos de burbujeo (F o G) del sistema, es líquido homogéneo y coincide con el comienzo de la vaporización, no importa el camino seguido. Tan pronto como la temperatura aumente o disminuya y corte el segundo punto en la curva de burbujeo (G o F) sin cruzar la curva de rocío, el sistema estará de nuevo en la misma fase líquida que cuando corto inicialmente la curva de burbujeo. Es 17 evidente entonces, que la vaporización incremento de cero, paso por un máximo y disminuyó de nuevo al cruzar por segunda vez la curva de burbujeo. Por tanto, entre F y G estará un punto de vaporización máxima y G indica, bien sea condensación (con aumento de temperatura) o vaporización (con disminución de temperatura) de acuerdo a la dirección seguida. Este comportamiento se le denomina vaporización retrógrada isobárica. En el caso IV, la línea isotérmica 7 y 8 está en una temperatura intermedia entre Tc y Tm y cruza la curva de rocío en los puntos H y J sin cruzar la curva de burbujeo, dando lugar a un comportamiento de condensación y vaporización. Ya que este caso está relacionado con la curva de rocío, se le denomina a este

comportamiento como condensación retrógrada isotérmica. El área marcada con líneas oblicuas se denomina región retrógrada o sea al área donde ocurre vaporización o condensación en forma inversa al comportamiento convencional; es decir, vaporización retrógrada, por lo cual se forma vapor al disminuir isotérmicamente la presión (línea LJ8) o aumenta isobáricamente la temperatura (línea KG6). Puntos encontrados en un diagrama de fase Punto de rocío Es el punto (P y T únicas para una mezcla con una composición determinada) para el cual en el seno de la fase vapor aparece la primera gota de condensado (líquido) enriquecido en los componentes más pesados y a partir del cual comienza la condensación de la mezcla. Punto de burbuja Es el punto (P y T únicas para una mezcla con una composición determinada) para el cual en el seno de la fase líquida aparece la primera burbuja de vapor enriquecida en los componentes más volátiles, y a partir del cual comienza la ebullición de la mezcla. Presión de burbuja La presión de burbujeo también conocida como presión de saturación es la presión a la cual el crudo líquido libera la primera burbuja de gas previamente disuelto en él. Se denota como Pb. Temperatura de burbuja La temperatura de burbujeo es la temperatura a la cual se libera la primera burbuja de gas en el crudo líquido. Se denota como Tb. Vapor saturado Corresponde al vapor en equilibrio con un líquido a una presión y temperatura dada. El vapor saturado es el estado de vapor correspondiente al punto de rocío.

4.5.6 Liquido saturado Corresponde a un líquido en equilibrio con su vapor a una presión y temperatura dada. Si la sustancia es pura, el líquido saturado representa al estado del líquido correspondiente al punto de burbuja. Temperatura de saturación Designa la temperatura a la que el cambio de fase tiene lugar para una presión determinada, llamada presión de saturación a dicha temperatura. Como resulta evidente en un diagrama de fase, para cada presión de saturación hay una única temperatura de saturación y viceversa. Punto crítico Este punto se define como el lugar donde convergen las curvas de burbujeo y de rocío, es también el punto donde las propiedades intensivas de las fases, tales como la densidad, viscosidad, entalpia y entropía son idénticas, y es también donde el cambio de fases ocurre sin calor latente. Curva del punto de rocío Corresponde al lugar geométrico de los puntos de presión y temperatura a las cuales se forma la primera gota de líquido, lo que indica que un sistema está pasando a la región bifásica. Esta curva por lo común se conoce como curva de rocío. Curva del punto de burbuja Representa el lugar geométrico de los puntos de presión y temperatura a las cuales se forma la primera burbuja de vapor indicando que el sistema ha pasado a la región bifásica. Esta curva por lo común se conoce como la curva de burbuja. Temperatura cricondentérmica Es la máxima temperatura a la cual coexisten en equilibrio sistemas vapor y líquido. Proceso que por lo general ocurre a una temperatura mayor a la temperatura crítica.

Presión cricondembárica Es la máxima presión a la cual coexisten en equilibrio sistemas vapor y líquido. Condensación retrógrada Algunas mezclas de hidrocarburos existen naturalmente a una temperatura entre la crítica y la cricondentérmica como se observa en la figura 2.6 (isoterma ABD). A la presión del punto A, la mezcla se encuentra en fase gaseosa y al disminuir la presión isotérmicamente se alcanza el punto de rocío. Dentro del área rayada la disminución de presión produce condensación de parte de la mezcla. A este fenómeno se le llama condensación retrógrada isotérmica, para diferenciarlo de la condensación isotérmica normal que ocurre por aumento de presión. La zona de condensación retrógrada está delimitada por los puntos de máxima temperatura de las líneas de isocalidad. Por debajo de la zona retrógrada, la disminución de presión produce vaporización del condensado retrógrado hasta que se alcanza nuevamente la curva de rocío. A temperaturas entre la crítica y la cricondentérmica se observan dos presiones de rocío: retrógrada y normal. Siguiendo la línea de agotamiento ABD, a la presión de rocío retrógrada (B) la cantidad infinitesimal de líquido se forma por un cambio de fase de gas a líquido y a la presión de rocío normal (D), por un cambio de fase de líquido a gas. La condensación retrógrada es causada por las fuerzas que actúan sobre las moléculas de diferentes tamaños y dependen del balance de esas fuerzas. Cuando la presión disminuye por debajo de la presión de rocío, las fuerzas de atracción entre las moléculas livianas y pesadas disminuyen, debido a que las moléculas livianas se apartan mucho de las moléculas pesadas. Cuando esto ocurre, la atracción entre las moléculas de los componentes pesados se hace más efectiva produciendo su condensación. Mayor reducción de presión permite a las moléculas de componentes pesados su normal vaporización hasta alcanzar nuevamente el punto de rocío (completa vaporización del condensado retrógrado) a presiones de vacío.

Región retrógrada Es cualquier región, en un diagrama de fase presión – temperatura de un sistema, donde se produce condensación o vaporización en sentido inverso a lo que normalmente ocurre, es decir, donde existe comportamiento retrogrado. Vaporización retrógrada Es la formación de vapor (vaporización) en un sistema, debido a la disminución de presión a temperatura constante. Presión de rocío retrógrada La curva de rocío retrógrada de la figura 6, es típica para un gas condensado. La importancia del conocimiento de la presión de rocío 23 retrógrada reside en que a presiones por debajo de ella empieza a ocurrir la condensación retrógrada del líquido. Los factores que afectan en mayor grado a la presión de rocío retrógrada son: temperatura del yacimiento y composición de la mezcla que se puede caracterizar a través de la RGC y la gravedad API del condensado.

En la figura 2.7. Se puede observar que a medida que incrementa la gravedad API del condensado va disminuyendo la Presión de rocío retrógrada

En la figura 2.8. Se observa que a medida que incrementa la Temperatura del yacimiento aumenta la Presión de rocío retrógrada.

En la figura 2.9. Se puede observar que a medida que incrementa la composición de la mezcla, la cual se puede caracterizar como la relacion de gas – condensado (RGC), disminuye la Presión de rocío retrógrada.

Describir los factores físicos que gobiernan el comportamiento de fase. Antes de analizar todo lo relacionado a los diagramas de fases, es conveniente describir los factores que gobiernan el comportamiento de fase. En una mezcla de hidrocarburos, el comportamiento de fases se ve influenciado por cuatro factores físicos, los cuales son: presión, atracción molecular, energía cinética y repulsión molecular. Las moléculas de los hidrocarburos tienden a mantenerse juntas debido a efectos de presión y atracción molecular lo que trae consigo un aumento de la densidad proporcional a estos parámetros; así mismo, las fuerzas de atracción molecular son directamente proporcionales a la masa de las moléculas e inversamente proporcional a la distancia entre las mismas. Por otro lado, la energía cinética y la repulsión molecular tienden a dispersar las moléculas. A elevadas temperaturas mayor es la tendencia de separarse las moléculas produciendo disminución de la densidad, tal es el caso cuando el líquido se gasifica.

Los hidrocarburos se comportan normalmente pasando de fase gaseosa a fase líquida por aumento de presión y/o disminución de temperatura y de pasar de fase líquida a gaseosa por disminución de presión y/o aumento de temperatura. 4.2 Identificar las propiedades que caracterizan un fluido en los diferentes diagramas de fases. Las principales propiedades que caracterizan a un fluido son: Presión de burbujeo Se define como la presión a la cual se forma la primera burbuja de gas al pasar de un sistema del estado líquido al estado de dos fases, donde la fase líquida está en equilibrio con una cantidad infinitesimal de gas libre. Así pues: - Si un yacimiento se encuentra a presiones por encima de la presión de burbujeo se dice que está en presencia de un yacimiento subsaturado, por consiguiente el yacimiento no presentará gas libre. - Si por el contrario se encuentra a presiones por debajo de la presión de burbujeo se denominará yacimiento saturado, y el mismo tendrá una capa de gas. Presión de rocío La presión de rocío puede definirse como la presión a la cual se forma la primera gota de líquido al pasar de un sistema del estado gaseoso al estado de dos fases, donde la fase gaseosa está en equilibrio con una cantidad infinitesimal de líquido.

Si un yacimiento se encuentra a presiones por encima de la presión de rocío (punto A) se dice que está en presencia de un yacimiento subsaturado, por consiguiente el yacimiento se encuentra en estado gaseoso. Por otro lado, si el yacimiento se encuentra a presiones igual o por debajo de la presión de rocío (punto B) se dice que está en presencia de un yacimiento saturado, por consiguiente el yacimiento se encuentra en estado de dos fases (gaseoso líquido).

En la figura 4.1, se observan los puntos extremos P y T. A la temperatura del punto T se le llama temperatura cricondentérmica (Tcdt), y 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). A la presión del punto P se le denomina presión cricondembárica (Pcdb), y es 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 posición del sistema, para gases naturales y gases condensados están a la derecha del punto crítico.

A temperaturas entre la crítica y la cricondentérmica se observan dos presiones de rocío: retrógrada y normal. Siguiendo la línea de agotamiento de la presión ABD (ver figura 4.1), a la presión de rocío retrógrada (B) la cantidad infinitesimal de líquido se forma por un cambio de fases de gas a líquido y a la presión de rocío normal (D), por un cambio de fases de líquido a gas. Relación gas – petróleo o condensado Se define como la relación gas – líquido que se produce en un yacimiento. Se expresa en pie cúbicos medido a condiciones estándar por barril de líquido en el tanque. Gravedad API La gravedad API de sus siglas en ingles “American Petroleum Institute”, es una medida de densidad que describe que tan pesado o liviano es el petróleo comparándolo con el agua. Si los grados API son mayores a 10, es más liviano que el agua, y por lo tanto flotaría en ésta. La gravedad API es también utilizada para comparar densidades de fracciones extraídas de petróleo. Los crudos se clasifican según la gravedad API por la siguiente escala: Extrapesados < 9,9 Pesados entre 10 y 21,9 Medianos entre 22 y 29,9 Livianos entre 30 y 39,9 Condensados > 40 Factor volumétrico Es el volumen que ocupa a las condiciones de yacimiento la unidad volumétrica del fluido a condiciones normales

Comportamiento del factor volumétrico con respecto a la presión. Basándose en la figura 4.2, se explica de manera clara como se comporta el factor volumétrico de formación del gas a medida que disminuye la presión. La presión inicial debe ser igual o menor a la presión equivalente en el punto de burbuja para que se pueda producir gas en el yacimiento, en la gráfica vemos que inicialmente el volumen de gas que se produce a medida que disminuye la presión va aumentando de manera muy pobre debido a que las burbujas que se forman del gas que se libera ocupan un volumen muy pequeño y están aisladas por lo cual no pueden liberarse fácilmente; posteriormente se observa que el volumen del gas aumenta de manera brusca a medida que disminuye la presión, esto ocurre porque las burbujas de gas comienzan a unirse y por ende el volumen de gas liberado aumenta con respecto al volumen de líquido y esto facilita la liberación rápida del gas a medida que disminuye la presión hasta que llega un punto en que todo el volumen de gas es liberado a una determinada presión.

Composición del fluido original en el yacimiento.

Es el porcentaje molar de los pseudocomponentes más livianos y más pesados de una mezcla de hidrocarburos.

CARACTERIZAR LOS YACIMIENTOS DE GAS DE ACUERDO A LOS FLUIDOS QUE CONTIENE.

Yacimiento de gas seco

En estos yacimientos el gas es el producto principal. Son yacimientos que contienen hidrocarburos en su fase gaseosa, pero al producirse no se forman líquidos por los cambios de presión y temperatura. Su temperatura inicial excede la temperatura cricondentérmica, además están constituidos principalmente por metano (%C1 > 90), con rastros de hidrocarburos superiores (%C5+ < 1). Están constituidos por hidrocarburos que, aún en superficie y a presión y temperatura de tanque, no condensan. Poseen alta energía cinética de sus moléculas y baja atracción de las mismas. Teóricamente los yacimientos de gas seco no producen líquidos en superficie, sin embargo, la diferencia entre un gas seco y un gas húmedo es arbitraria y generalmente un sistema de hidrocarburos que produzca con una relación gas – líquido (RGL) mayor de 100000 PCN/BN se considera seco. Del gas seco se puede extraer cierta cantidad de líquidos por medio de procesos criogénicos (enfriamiento).

Debido a que el gas seco está compuesto fundamentalmente por metano, este se encuentra en fase gaseosa. A medida que la producción va avanzando el fluido se queda en el yacimiento a la misma temperatura y fase. La composición del fluido producido a través del pozo tampoco cambiará, por lo cual, tal como se evidencia en el diagrama de fase (figura 4.3) se observa que la trayectoria 1-2 está muy alejada de los límites de la envolvente por lo que bajo condiciones normales de yacimiento y superficie este no llega a formar líquido. Este distanciamiento de la envolvente se debe a que la temperatura de los yacimientos de gas seco es mayor que la temperatura cricondentérmica. Del gas seco se puede extraer líquido solo a través de procesos criogénicos.

Yacimiento de gas húmedo

En estos yacimientos la mezcla de hidrocarburos está en fase gaseosa por características específicas de presión, temperatura y composición. Su temperatura inicial excede la temperatura cricondentérmica y se caracterizan por un mayor contenido de componentes intermedios y pesados que los gases secos.

La mezcla de hidrocarburos permanece en estado gaseoso en el yacimiento, pero al salir a la superficie cae en la región de dos fases generando una relación gas – líquido mayor que 15.000 PCN/BN.

El liquido del tanque tiende a ser incoloro (similar a gasolina natural) con gravedad API mayor de 60°. El contenido líquido del gas húmedo es menor de 30 BN/MMPCN.

Los gases húmedos difieren de los gases condensados en lo siguiente:

- No ocurre condensación retrógrada durante el agotamiento de presión. Tienen menos cantidad de componentes pesados. - La cantidad de líquidos condensados en el separador es menor. El gas húmedo está constituido en su mayoría por moléculas más pequeñas. El diagrama de fases de una mezcla de hidrocarburos en la que predominan moléculas más pequeñas cae por debajo de la temperatura de yacimiento.

En el yacimiento el gas húmedo, solo existe la fase gas a pesar de que exista una disminución de presión, talo como se observa en la trayectoria 1-2 (figura 4.4), la cual no entra en la fase envolvente por lo que no ocurre la formación de líquido. Sin embargo las condiciones en el separador ocasiona la formación de algo de líquido en la superficie (hasta un 6% del volumen de la mezcla de gas). Este líquido formado es llamado condensado; el gas húmedo tiene su denominación debido al contenido de hidrocarburos líquidos que condensan en la superficie.

Yacimientos de gas condensado La composición de la mezcla de hidrocarburos de un yacimiento de gas condensado es todavía predominante metano (mayor a 60%) como en el caso

de los yacimientos de gas seco y húmedo, aunque la cantidad relativa de hidrocarburos pesados es considerablemente mayor. Un gas condensado es un gas con líquido disuelto. La mezcla de hidrocarburos a condiciones iniciales de presión y temperatura se encuentra en fase gaseosa o en el punto de rocío.

La temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura crítica y la cricondentérmica de la mezcla.

Estos yacimientos producen condensación retrógrada en el yacimiento a presiones por debajo de la presión de rocío y temperaturas entre la crítica y la cricondentérmica. El gas al disminuir la presión se condensa.

En su camino hacia el tanque de almacenamiento el condensado sufre una fuerte reducción de presión y temperatura y penetra rápidamente en la región de dos fases para llegar a superficie con las siguientes características: - Relación de gas – condensado (RGC) mayor que 3200 PCN/BN

- Gravedad API del condensado entre 40 y 60°.

- El contenido de metano del gas condensado es mayor o igual al 60% y el C7+ menor o igual al 12.5%.

- El color del condensado es de incoloro a amarillo claro.

Representa un yacimiento que inicialmente se ubica con una temperatura mayor que la temperatura crítica, (correspondiente al punto crítico) por encima de la curva de rocío, lo cual nos indica que el yacimiento se encuentra en fase gaseosa. En este se mantiene la misma composición del sistema hasta que al disminuir la presión isotérmicamente (debido a la producción), se alcanza el punto de rocío.

Disminuyendo la presión aún más por debajo del punto de rocío, se penetra la envolvente de fases, entrando a la zona de condensación retrograda, la cual está delimitada por los puntos de máxima temperatura de las curvas de isocalidad (figura 4.5). En esta zona se produce la condensación de las fracciones más pesadas e intermedias de la mezcla, las cuales se quedan atrapadas en forma de líquidos en los poros más pequeños de la roca, debido a que no se alcanza la saturación crítica del líquido y en consecuencia el mismo no puede fluir hacia los pozos. Este hecho representa un gran agravante en la producción, debido a que se pierde la parte de mayor importancia en el yacimiento que es el líquido atrapado, rico en componentes pesados y en cambio se produce un fluido mucho más pobre en dichos componentes.

La composición del líquido cambia a medida que se va disminuyendo la presión, lo cual aumenta la cantidad de componentes pesados en su composición, por lo cual se observa el desplazamiento del diagrama de fases hacia abajo.

Una vez que se alcanza la máxima condensación, al continuar disminuyendo la presión, la mezcla comienza a evaporarse, disminuyendo así el volumen de fluido y la RGC, hasta que se alcance de nuevo la presión de rocío, lo cual no es posible en la práctica ya que se requiere de presiones por debajo de la presión atmosférica (vacío), es por esto que la evaporización de la mezcla llega a una presión de abandono en la cual se concluye el proceso.

En general, 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 algún o algunos de ellos (gas natural, CO2, N2, etc.).

La forma de la envolvente de fases está limitada por la línea del punto de burbuja y la línea del punto de rocío, la línea del punto de burbuja es la más afectada por la concentración de componentes livianos de la mezcla debido a que estos componentes son más volátiles, por lo tanto mientras mayor cantidad de componentes livianos tenga la mezcla de hidrocarburos el diagrama de fases se inclinara más hacia la izquierda. Por otra parte, la línea del punto de rocío se ve afectada por el mayor componente en la mezcla ya que este es el primer componente que condensa en el sistema, es por ello que la línea del punto de rocío es la más sensible y se desplaza notablemente con ligeros cambios en la composición y propiedades de los componentes pesados, por lo tantos mientras mayor cantidad de componentes pesados tenga la mezcla de hidrocarburos el diagrama de fases se inclinara más hacia la derecha. La posición del punto de rocío se encontrará en la línea delimitada por la curva de

presión de vapor del componente menos volátil. Del mismo modo, la línea del punto de burbuja está limitada a la izquierda por la presión de vapor del componente más volátil. CONCLUSIONES 

Los contenidos límites de inertes y de CO2, están referidos a limitar el transporte de volúmenes que no producen energía y a los efectos corrosivos del CO2 en presencia de agua.

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SH2 es limitado por su corrosividad y por la formación de SO3 en la combustión. - El azufre entero u orgánico tiene que ver principalmente con la formación del SO3 en la combustión.

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El punto de rocío del hidrocarburo es fijado en forma tal que no se produzcan condensaciones de los mismos durante las operaciones de transporte y distribución, para evitar purgas y disminución de la capacidad de transporte

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Generar diagramas de fases con el uso de simuladores a través de datos suministrados por pruebas PVT.



Antes de producir un yacimiento de gas se debe conocer qué tipo de yacimiento se está estudiando.



Diferenciar las propiedades características de cada yacimiento de gas

BIBLIOGRAFIAS 

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

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