2.1 INTRODUCCION
Los sistemas de hidrocarburos que se producen naturalmente y se encuentran en reservorios de petróleo son mezclas de componentes orgánicos que tienen comportamiento multifase sobre un amplio rango de presiones y temperaturas. Estas acumulaciones de hidrocarburos pueden ocurrir en estado gaseoso, estado líquido, estado sólido o en varias combinaciones de gas, líquido y sólido.
Estas diferencias en el comportamiento de fases, juntamente con las propiedades físicas de la roca reservorio que determinan la facilidad relativa con que el gas y el líquido son transmitidos o retenidos, resultan en diversos tipos de reservorios de hidrocarburos con comportamientos complejos. Frecuentemente, los ingenieros petroleros tienen la tarea de estudiar el comportamiento y las características de un reservorio de petróleo y determinar el curso del futuro desarrollo y producción que podría maximizar la ganancia.
El objetivo de este capítulo es revisar los principios básicos del comportamiento de fases de los fluidos del reservorio e ilustrar el uso de los diagramas de fase para clasificar los tipos de reservorios y los sistemas de hidrocarburos nativos.
2.2 FACTORES DE CLASIFICACION
Los reservorios de hidrocarburos se clasifican en forma general en reservorios de petróleo y de gas. Esta clasificación general se subdivide a su vez dependiendo de:
La composición de la mezcla de hidrocarburos del reservorio
Presión y temperatura inicial del reservorio
Presión y temperatura de la superficie de producción
Las condiciones bajo las cuales existen estas fases son de gran importancia práctica. La determinación experimental o matemática de estas condiciones se expresan convenientemente en diferentes tipos de diagramas comúnmente denominados diagramas de fases. Uno de estos diagramas es el diagrama presión-temperatura
2.3 DIAGRAMA PRESIÓN – TEMPERATURA
La Figura 2.1 muestra un diagrama típico presión-temperatura de un sistema multi-componente con una composición global específica. Aunque un sistema de hidrocarburos diferente podría tener un diagrama de fases diferente, la configuración general es similar.
Estos diagramas presión-temperatura multicomponentes esencialmente se usan para:
Clasificar reservorios
Clasificar los sistemas de hidrocarburos producidos naturalmente
Describir el comportamiento de fases del fluido de reservorio
Para comprender completamente el significado del diagrama de presión – temperatura, es necesario identificar y definir algunos puntos clave del diagrama:
Se define como la temperatura máxima a la cual pueden coexistir dos fases en equilibrio, más allá de la cual no puede formarse líquido independiente de la presión (punto D). La presión correspondiente es denominada presión cricondenterma (Pct).
2.3.2 Cricondenbarica (Pcb)
Es la presión máxima a la que pueden coexistir dos fases en equilibrio, más allá de la cual no se forma gas independiente de la temperatura (punto G). La temperatura correspondiente es denominada temperatura cricondenbárica (Tcb).
Pi 1 Pcb G Pi 2 Pc Pi 3 Pct D Tcb Tc Tct
Figura 2.1 Diagrama P-T típico para un sistema multicomponente 2.3.3 Punto Critico (C)
El punto crítico de la mezcla multicomponente es aquel punto de presión y temperatura en el cual todas la propiedades intensivas de la fase líquida y de la fase gaseosa son iguales (punto C). En este punto se unen la curva de punto de rocío y la curva de punto de burbuja. En el punto crítico, la presión y temperatura correspondientes se denominan presión crítica Pc y temperatura crítica Tc de la mezcla.
2.3.4 Curva Envolvente de Fases (región de dos fases)
Es el lugar geométrico encerrado por las curvas de punto de rocío y punto de burbuja (línea BCA). Dentro de esta curva coexisten en equilibrio la fase liquida y la fase gaseosa y se identifica como la fase envolvente del sistema de hidrocarburos.
2.3.5 Curvas de Calidad
Son las curvas segmentadas dentro del diagrama de fases. Todas las curvas de calidad convergen en el punto crítico (punto C) y representan las condiciones de presión y temperatura para el porcentaje de líquido existente en la región de dos fases.
Es la línea de separación entre la fase líquida y la región de dos fases (línea AC). Formada por los puntos donde aparece la primera burbuja de gas ante un descenso de presión manteniendo la temperatura constante
2.3.7 Curva de Punto de Rocío
Es la línea de separación entre la fase gaseosa y la región de dos fases (línea BC). Formada por los puntos donde aparece la primera gota de líquido ante un incremento de la presión a temperatura constante
2.4 CLASIFICACION GENERAL DE LOS RESERVORIOS
En general los reservorios son clasificados sobre la base de la ubicación del punto que
representa la presión inicial del reservorio Pi y la temperatura Ti con respecto al diagrama
presión–temperatura del fluido de reservorio. Según esto, los reservorios pueden clasificarse básicamente en dos grandes tipos:
• Reservorios de petróleo.- Si la temperatura Ti del reservorio es menor que la
temperatura crítica Tc del hidrocarburo, el reservorio se clasifica como un reservorio de
petróleo
• Reservorios de gas.- Si la temperatura Ti del reservorio es mayor que la temperatura crítica Tc del hidrocarburo, se considera que es un reservorio de gas
2.5 RESERVORIOS DE PETRÓLEO
Dependiendo de la presión inicial del reservorio Pi, los reservorios de petróleo se pueden subclasificar en las siguientes categorías:
2.5.1 Reservorios de Petróleo Sub-saturado.
Si la presión inicial del reservorio Pi, (representada por el punto 1 en la Figura 2.1) es mayor que la presión del punto de burbuja Pb del fluido de reservorio, el reservorio se conoce como reservorio de petróleo sub-saturado
2.5.2 Reservorio de Petróleo Saturado.
Cuando la presión inicial del reservorio Pi es igual a la presión del punto de burbuja del fluido de reservorio, como se muestra por el punto 2 en la Figura 2.1, el reservorio se llama reservorio de petróleo saturado.
2.5.3 Reservorio con Casquete de Gas.
Si la presión inicial del reservorio es inferior a la presión del punto de burbuja del fluido de reservorio como indica el punto 3 de la Figura 2.1, el reservorio se conoce como reservorio con casquete de gas o reservorio de dos fases, en estos el gas o fase vapor está por encima de la fase petróleo. La curva de calidad apropiada, da la relación del volumen del casquete de gas al volumen de petróleo del reservorio.
El petróleo crudo abarca un amplio rango en propiedades físicas y composiciones
químicas, es a menudo importante ser capaces de agruparlos en amplias categorías de
petróleos relacionados. En general los petróleos crudos se clasifican en los siguientes tipos: Petróleo negro
Petróleo crudo de bajo encogimiento
Petróleo crudo de alto encogimiento (volátil) Petróleo crudo cerca al crítico
Esta clasificación se basa principalmente en las propiedades del petróleo crudo incluyendo las propiedades físicas, composición, RGP, apariencia y diagrama de fase presión-temperatura.
2.6.1 Petróleo Negro.
Un diagrama de fase P-T típico para petróleo negro se muestra en la Figura 2.2 Nótese que las curvas de calidad que están casi igualmente espaciadas caracterizan este diagrama de fases de petróleo negro. Siguiendo la ruta de reducción de presión indicada por la línea vertical EF de la Figura 2.2, la curva de encogimiento de líquido, como se muestra en la Figura 2.3, se prepara graficando el porcentaje de volumen líquido como función de la presión. La curva de encogimiento de líquido se aproxima a una recta salvo a presiones muy bajas.
Cuando se produce, el petróleo negro normalmente genera: - RGP`s entre 200–700 scf/STB
- Gravedades API de 15 a 40.
- El petróleo en tanque de almacenamiento es normalmente de color café a verde oscuro.
Figura 2.3 Curva de encogimiento de líquido para petróleo negro. 2.6.2 Petróleo de Bajo Encogimiento.
Un diagrama de fase P-T típico para petróleo de bajo encogimiento se muestra en la Figura 2.4. El diagrama se caracteriza por curvas de calidad que están espaciadas cercanamente próximas a la curva del punto de rocío. La curva de encogimiento de líquido, como se ve en la Figura 2.5, muestra las características de coexistencia de esta categoría de petróleo crudo. Las otras propiedades asociadas de este tipo de petróleo son:
Factor volumétrico de formación de petróleo menor a 1.2 bbl/STB RGP menor a 200 scf/STB
Gravedad del petróleo menor a 35° API Negro o coloreado profundamente
Recuperación de líquido sustancial en condiciones de separador indicado por el punto G
de la curva de calidad de 85% de la Figura 2.4.
Figura 2.5 Curva de encogimiento de líquido para petróleo de bajo encogimiento. 2.6.3 Petróleo Crudo de Alto Encogimiento (Volátil).
El diagrama de fase para petróleo crudo de alto encogimiento (volátil) se ve en la Figura 2.6. Nótese que las curvas de calidad están juntas y próximas a la curva del punto de
burbuja y están más ampliamente espaciadas a presiones bajas. Este tipo de crudo se
caracteriza por alto encogimiento de líquido inmediatamente bajo el punto de burbuja como se muestra en la Figura 2.7. Las otras propiedades características de este petróleo son:
Factor volumétrico de formación de petróleo menor a 2 bbl/STB
RGP entre 2,000–3,200 scf/STB
Gravedades del petróleo entre 45–55° API
Baja recuperación líquida a condiciones de separador como indica el punto G Figura
2.6
Color verduzco a naranja
Otra característica de los reservorios de petróleo volátil es que la gravedad API del líquido de tanque de almacenamiento aumenta a futuro.
Figura 2.7 Una curva típica de encogimiento de líquido para petróleo crudo volátil. 2.6.4 Petróleo Crudo Cerca al Crítico.
Si la temperatura T del reservorio es próxima a la temperatura crítica Tc del sistema de hidrocarburos, como se muestra en la Figura 2.8, la mezcla de hidrocarburos se identifica como petróleo crudo cerca al crítico. Debido a que todas las curvas de calidad convergen al punto crítico, una caída de presión isotérmica (como muestra la línea vertical EF en la Figura 2.8) puede encoger el petróleo crudo del 100% del volumen poral de hidrocarburos en el punto de burbuja al 55% ó menos a presión de 10 a 50 psi bajo el punto de burbuja. El comportamiento del encogimiento de petróleo crudo cerca al crítico se muestra en la Figura 2.9. Se caracteriza por:
- Un alto RGP excediendo los 3,000 scf/STB, con
- Factor volumétrico de formación de petróleo de 2.0 bbl/STB o mayor.
- La composición de petróleo no crítico es normalmente caracterizado por 12.5 a 20
mol% de heptano+, 35% o más de etano a hexano, y el resto metano.
Figura 2.9 Curva típica de encogimiento líquido para petróleo crudo cerca al crítico.
La Figura 2.10 compara la forma característica de la curva de encogimiento líquido para cada tipo de petróleo crudo.
Figura 2.10 Encogimiento Líquido para sistemas de petróleo crudo.
2.7 RESERVORIOS DE GAS
En general, si la temperatura del reservorio está por encima de la temperatura crítica del sistema de hidrocarburos el reservorio se lo clasifica como reservorio de gas natural. Sobre la base de los diagramas de fase y las condiciones del reservorio, los gases naturales pueden clasificarse en cuatro categorías:
Gas de condensación retrógrada Gas condensado cerca al crítico Gas húmedo
2.7.1 Reservorio de Gas con Condensación Retrógrada.
Si la temperatura del reservorio T cae entre la temperatura crítica Tc y el punto
cricondentérmico Tct del fluido de reservorio, el reservorio se clasifica como reservorio de
gas con condensación retrógrada. Esta categoría de reservorio de gas es un tipo único de acumulación de hidrocarburo en que el comportamiento termodinámico especial del fluido de reservorio es el factor central en el proceso de desarrollo y depleción del reservorio. Cuando la presión decrece en las mezclas, en vez de expandirse (si es gas) o vaporizarse (si es petróleo) como puede esperarse, ellos se contraen o se condensan.
Figura 2.11 Un diagrama de fase típico de un sistema retrógrado.
Consideremos que la condición inicial del reservorio de gas retrógrado está representada por el punto 1 en el diagrama de fases presión-temperatura de la Figura 2.11. Debido a que la presión del reservorio esta por encima de la presión superior del punto de rocío, el hidrocarburo existe como fase simple (fase vapor) en el reservorio. Cuando la presión del reservorio declina isotérmicamente durante la producción desde la presión inicial (punto 1) a la presión superior de punto de rocío (punto 2), la atracción entre las moléculas de los componentes livianos y pesados causa que se muevan separándose cada vez más. Cuando esto ocurre, la atracción entre moléculas de componente pesado llega a ser más efectiva; por tanto, el líquido comienza a condensarse.
Este proceso de condensación retrógrada continúa con la presión decreciente hasta que el goteo líquido alcanza su máximo en el punto 3. Posterior reducción en la presión permite que las moléculas pesadas comiencen el proceso normal de vaporización. Este es el proceso donde menos moléculas de gas bloquean la superficie líquida y causa que más moléculas abandonen frente a las que entran a la fase líquida. El proceso de vaporización continúa hasta que la presión del reservorio alcanza la presión inferior del punto de rocío. Esto significa que todo el líquido formado debe vaporizarse porque todo el sistema es esencialmente vapor en el punto de rocío inferior.
La Figura 2.12 muestra una curva típica de encogimiento del volumen líquido para un sistema de condensado. La curva se llama comúnmente curva de goteo de líquido. En la mayoría de los reservorios de gas condensado el volumen de líquido condensado raramente excede más de 15%–19% del volumen poral. Esta saturación de líquido no es tan grande
como para permitir que fluya cualquier líquido. Se debe reconocer, sin embargo, que alrededor del pozo donde la caída de presión es alta, bastante líquido de goteo puede acumularse para dar flujo bifásico de gas y líquido retrógrado.
Figura 2.12 Una curva típica de goteo de líquido.
Las características físicas asociadas de esta categoría son:
RGP entre 8,000 y 70,000 scf/STB. Generalmente, la RGP para un sistema condensado aumenta con el tiempo debido al goteo de líquido y la perdida de componentes pesados en el líquido.
Gravedad del condensado por encima de 50° API
El líquido de tanque de almacenaje es usualmente agua blanca o ligeramente coloreado. Hay una línea divisoria poco clara entre petróleo y condensado desde el punto de vista composicional. Los fluidos de reservorio que contienen heptano y son más pesados en concentraciones de más de 12.5 % mol están casi siempre en la fase líquida del reservorio. Petróleo se ha observado con heptanos y concentraciones más pesadas tan bajas como 10% y condensados tan altos como 15.5%. Estos casos son raros, sin embargo, y usualmente tiene gravedades muy altas en líquido de tanque.
2.7.2 Reservorio de Gas Condensado Cerca al Crítico.
Si la temperatura del reservorio es cerca de la temperatura crítica, como se muestra en la Figura 2.13, la mezcla de hidrocarburos se clasifica como gas condensado cerca al crítico. El comportamiento volumétrico de esta categoría de gas natural se describe mediante la declinación de presión isotérmica como se muestra en la línea vertical 1-3 en la Figura 2.13 y también por la curva correspondiente de goteo líquido de la Figura 2.14. Debido a que todas las curvas de calidad convergen en el punto crítico, ocurre un aumento rápido de líquido bajo el punto de rocío (Figura 2.14) mientras la presión se reduce al punto 2, este comportamiento puede justificarse por el hecho de que varias curvas de calidad son cruzadas muy rápidamente por la reducción en presión isotérmica, al punto en que el líquido cesa de aumentar y comienza a encogerse nuevamente. El reservorio va de la región retrógrada a una región de vaporización normal.
Figura 2.13 Diagrama de fase típico para reservorios de gas condensado cerca al crítico.
Figure 2.14 Curva de encogimiento líquido para gas condensado cerca al crítico. 2.7.3 Reservorio de Gas Húmedo.
Un diagrama de fase típico de gas húmedo se muestra en la Figura 2.15, donde la temperatura del reservorio está por encima del cricondentérmico de la mezcla de hidrocarburos. Debido a que la temperatura del reservorio excede el cricondentermico del sistema de hidrocarburos, el fluido de reservorio siempre permanecerá en la región de la fase vapor, mientras el reservorio declina isotermalmente por la línea vertical A-B.
Figura 2.15 Diagrama de fase para un gas húmedo. (After Clark, N.J. Elementos de
Reservorios de Petróleo, SPE, 1969.)
Cuando el gas producido fluye a la superficie, la presión y temperatura del gas declinará. Si el gas entra a la región de dos fases, una fase líquida se condensará del gas y será producido de los separadores de superficie. Esto es causado por declinación suficiente en la energía cinética de moléculas pesadas con la caída de temperatura y su subsiguiente cambio a líquido, debido a las fuerzas atractivas entre moléculas. Los reservorios de gas húmedo se caracterizan por las siguientes propiedades:
RGP entre 60,000 y 100,000 scf/STB
Gravedad del petróleo de tanque de almacenaje sobre los 60° API
Color agua blanca en el líquido
Condiciones de separador (presión y temperatura del separador) caen dentro de la región
de dos fases.
2.7.4 Reservorio de Gas Seco.
La mezcla de hidrocarburos existe como gas tanto en reservorio como en superficie. El único líquido asociado al gas de un reservorio de gas seco es el agua. Un diagrama de fase de un reservorio de gas seco se da en la Figura 2.16. Usualmente un sistema que tiene:
- RGP mayor a 100,000 scf/STB se considera que es gas seco.
- La energía cinética de la mezcla es tan alta y la atracción entre moléculas tan baja que ninguna se une al líquido a condiciones de temperatura y presión de tanque de almacenaje. Debe resaltarse que la clasificación de los fluidos de hidrocarburos puede también caracterizarse por la composición inicial del sistema. McCain (1994) sugirió que los componentes pesados en la mezcla de hidrocarburos tiene el efecto más fuerte en las características del fluido.
Figura 2.16 Diagrama de fase para gas seco. (After Clark, N.J. Elementos de reservorios de Petróleo, SPE, 1969.) 2.8 DIAGRAMA TERNARIO
El diagrama ternario, como se muestra en la Figura 2.17, con triángulos equiláteros puede usarse convenientemente para definir aproximadamente los límites composicionales que separan diferentes tipos de sistemas de hidrocarburos.
Figura 2.17 Composiciones de varios tipos de fluidos de reservorio 2 1 N C +
o
gas
de
Sistema
E
to
encogimien
bajo
de
petr
Sist
D
negro
petróleo
de
Sistema
C
volátil
petróleo
de
Sistema
B
condensado
gas
de
Sistema
A
sec
_
_
_
_
_
_
_
_
_
_
_
_
_
_
_
_
=
=
=
=
=
o
gas
de
Sistema
E
=
_
_
_
sec
+ 7 C 2 6 1 C CO C − +to
encogimien
bajo
Pet
2.9 PROPIEDADES FISICAS DE LOS HIDROCARBUROS
De la discusión anterior se puede observar que la mezcla de hidrocarburos puede existir ya sea en estado líquido o gaseoso dependiendo del reservorio y condiciones operativas a las que se sujeta. Los conceptos cualitativos presentados pueden ser de ayuda para desarrollar análisis cuantitativo. Ecuaciones empíricas de estado se usan comúnmente como herramienta cuantitativa para describir y clasificar el sistema de hidrocarburos. Estas ecuaciones de estado requieren:
Análisis composicional detallado del sistema de hidrocarburos
Descripción completa de las propiedades físicas y críticas de los componentes individuales de la mezcla
Muchas propiedades características de estos componentes individuales (sustancias puras) se han medido y compilado a través de los años. Estas propiedades proporcionan información vital para calcular las propiedades termodinámicas de los componentes puros así como de las mezclas. Las propiedades más importantes son:
Presión crítica, pc Temperatura crítica, Tc Volumen crítico, Vc
Factor de compresibilidad crítico, zc Factor acéntrico, ω
Peso molecular, M
Katz y Firoozabadi (1978) presentaron un grupo generalizado de propiedades físicas para las fracciones de petróleo desde el C6 al C45. Las propiedades tabuladas incluyen el punto de ebullición promedio, gravedad específica y peso molecular. Los autores propusieron un juego de propiedades tabuladas para componentes puros que fueron generadas analizando las propiedades físicas de 26 sistemas de petróleo crudo y condensado. Estas propiedades generalizadas se dan en la Tabla 2.1.
Tabla 2.1 Propiedades Físicas Generalizadas
Grupo Tb (oR)
γ
K M Tc (oR) Pc (Psia) ω Vc (ft3/lb) GrupoC6 607 0,690 12,27 84 923 483 0,250 0,06395 C6 C7 658 0,727 11,96 96 985 453 0,280 0,06289 C7 C8 702 0,749 11,87 107 1.036 419 0,312 0,06264 C8 C9 748 0,768 11,82 121 1.085 383 0,348 0,06258 C9 C10 791 0,782 11,83 134 1.128 351 0,385 0,06273 C10 C11 829 0,793 11,85 147 1.166 325 0,419 0,06291 C11 C12 867 0,804 11,86 161 1.203 302 0,454 0,06306 C12 C13 901 0,815 11,85 175 1.236 286 0,484 0,06311 C13 C14 936 0,826 11,84 190 1.270 270 0,516 0,06316 C14 C15 971 0,836 11,84 206 1.304 255 0,550 0,06325 C15 C16 1.002 0,843 11,87 222 1.332 241 0,582 0,06342 C16 C17 1.032 0,851 11,87 237 1.360 230 0,613 0,06350 C17 C18 1.055 0,856 11,89 251 1.380 222 0,638 0,06362 C18 C19 1.077 0,861 11,91 263 1.400 214 0,662 0,06372 C19 C20 1.101 0,866 11,92 275 1.421 207 0,690 0,06384 C20 C21 1.124 0,871 11,94 291 1.442 200 0,717 0,06394 C21 C22 1.146 0,876 11,95 300 1.461 193 0,743 0,06402 C22 C23 1.167 0,881 11,95 312 1.480 188 0,768 0,06408 C23 C24 1.187 0,885 11,96 324 1.497 182 0,793 0,06417 C24
C25 1.207 0,888 11,99 337 1.515 177 0,819 0,06431 C25 C26 1.226 0,892 12,00 349 1.531 173 0,844 0,06438 C26 C27 1.244 0,896 12,00 360 1.547 169 0,868 0,06443 C27 C28 1.262 0,899 12,02 372 1.562 165 0,894 0,06454 C28 C29 1.277 0,902 12,03 382 1.574 161 0,915 0,06459 C29 C30 1.294 0,905 12,04 394 1.589 158 0,941 0,06468 C30 C31 1.310 0,909 12,04 404 1.603 143 0,897 0,06469 C31 C32 1.326 0,912 12,05 415 1.616 138 0,909 0,06475 C32 C33 1.341 0,915 12,05 426 1.629 134 0,921 0,06480 C33 C34 1.355 0,917 12,07 437 1.640 130 0,932 0,06489 C34 C35 1.368 0,920 12,07 445 1.651 127 0,942 0,06490 C35 C36 1.382 0,922 12,08 456 1.662 124 0,954 0,06499 C36 C37 1.394 0,925 12,08 464 1.673 121 0,964 0,06499 C37 C38 1.407 0,927 12,09 475 1.683 118 0,975 0,06506 C38 C39 1.419 0,929 12,10 484 1.693 115 0,985 0,06511 C39 C40 1.432 0,931 12,11 495 1.703 112 0,997 0,06517 C40 C41 1.442 0,933 12,11 502 1.712 110 1,006 0,06520 C41 C42 1.453 0,934 12,13 512 1.720 108 1,016 0,06529 C42 C43 1.464 0,936 12,13 521 1.729 105 1,026 0,06532 C43 C44 1.477 0,938 12,14 531 1.739 103 1,038 0,06538 C44 C45 1.487 0,940 12,14 539 1.747 101 1,048 0,06540 C45
La Tabla 2.2 contiene otras propiedades mencionadas anteriormente para un número de componentes de hidrocarburos y no hidrocarburos.
Tabla 2.2 Propiedades Físicas para Componentes Puros
N ro C om pu es to F or m ul a P es o M ol ec ul ar P un to d e eb ul lic ió n o F ( 14 ,6 96 P si a) P re si ón d e va po r, ps ia 1 00 o F P un to d e hi el o oF ( 14 ,6 96 p si a) In di ce r ef ra ct iv o nD ( 60 oF ) P re si ón c rí tic a, ps ia T em pe ra tu ra c rí tic a, oF V ol um en c rí tic o, ft3 /lb m 1 Metano CH4 16,0430 -258,730 5000 -295,44 1,00042 656,4 -116,67 0,09880 2 Etano C2H6 30,0700 -127,490 800 -297,04 1,20971 706,5 89,92 0,07830 3 Propano C3H8 44,0970 -43,750 188,640 -305,73 1,29480 616,0 206,06 0,07270 4 Isobutano C4H10 58,1230 10,780 72,581 -255,28 1,32450 527,9 274,46 0,07140 5 n-butano C4H10 58,1230 31,080 51,706 -217,05 1,33588 550,6 305,62 0,07030 6 Isopentano C5H12 72,1500 82,120 20,445 -255,82 1,35631 490,4 369,10 0,06790 7 n-pentano C5H12 72,1500 96,920 15,574 -201,51 1,35992 488,6 385,80 0,06750 8 Neopentano C5H12 72,1500 49,100 36,690 2,17 1,34200 464,0 321,13 0,06730 9 n-hexano C6H14 86,1770 155,720 4,8597 -139,58 1,37708 436,9 453,60 0,06880 10 2-metilpentano C6H14 86,1770 140,470 6,769 -244,62 1,37387 438,6 435,83 0,06820 11 3-metilpentano C6H14 86,1770 145,890 6,103 --- 1,37888 453,1 448,40 0,06820 12 Neohexano C6H14 86,1770 121,520 9,859 -147,72 1,37126 446,8 420,13 0,06670 13 2,3-dimetilbutano C6H14 86,1770 136,360 7,406 -199,38 1,37730 453,5 440,29 0,06650 14 n-heptano C7H16 100,204 0 209,160 1,620 -131,05 1,38989 395,8 512,70 0,06910 15 2-metilhexano C7H16 100,204 0 194,090 2,272 -180,89 1,38714 395,5 495,00 0,06730 16 3-metilhexano C7H16 100,204 0 197,330 2,131 --- 1,39091 408,1 503,80 0,06460
17 3-etilpentano C7H16 100,204 0 200,250 2,013 -181,48 1,39566 419,3 513,39 0,06650 18 2,3-dimetilpentano C7H16 100,204 0 174,540 3,494 -190,86 1,38446 402,2 477,23 0,06850 19 2,4-dimetilpentano C7H16 100,204 0 176,890 3,293 -182,63 1,38379 396,9 475,95 0,06680 20 3,3-dimetilpentano C7H16 100,204 0 186,910 2,774 -210,01 1,38564 427,2 505,87 0,06620 21 Triptano C7H16 100,204 0 177,580 3,375 -12,81 1,39168 428,4 496,44 0,06360 22 n-octano C8H18 114,231 0 258,210 0,5369 -70,18 1,39956 360,7 564,22 0,06900 23 Diisobutil C8H18 114,231 0 228,390 1,102 -132,11 1,39461 360,8 530,44 0,06760 24 Isooctano C8H18 114,231 0 210,630 1,709 -161,27 1,38624 372,4 519,46 0,06560 25 n-nonano C9H20 128,258 0 303,470 0,1795 -64,28 1,40746 331,8 610,68 0,06840 26 n-decano C10H22 142,285 0 345,480 0,0609 -21,36 1,41385 305,2 652,00 0,06790 27 Ciclopentano C5H10 70,1340 120,650 9,915 -136,91 1,40896 653,8 461,20 0,05940 28 Metilciclopentano C6H12 84,1610 161,250 4,503 -224,40 1,41210 548,9 499,35 0,06070 29 Ciclohexano C6H12 84,1610 177,290 3,266 43,77 1,42862 590,8 536,60 0,05860 30 Metilciclohexano C7H14 98,1880 213,680 1,609 -195,87 1,42538 503,5 570,27 0,06000 31 eteno (etileno) C2H4 28,0540 -154,730 1400 -272,47 1,22800 731,0 48,54 0,07460 32 propeno (propileno) C3H6 42,0810 -53,840 227,70 -301,45 1,31300 668,6 197,17 0,06890 33 1-buteno (butileno) C4H8 56,1080 20,790 62,10 -301,63 1,34940 583,5 295,48 0,06850 34 cis-2-buteno C4H8 56,1080 38,690 45,95 -218,06 1,36650 612,1 324,37 0,06680 35 trans-2-buteno C4H8 56,1080 33,580 49,87 -157,96 1,35630 587,4 311,86 0,06790 36 Isobuteno C4H8 56,1080 19,590 63,02 -220,65 1,35120 580,2 292,55 0,06820 37 1-penteno C5H10 70,1340 85,930 19,12 -265,39 1,37426 511,8 376,93 0,06760 38 1,2-butadieno C4H6 54,0920 51,530 36,53 -213,16 --- 653,0 340,00 0,06500 39 1,3-butadieno C4H6 54,0920 24,060 59,46 -164,02 1,39750 627,5 305,00 0,06540 40 Isopreno C5H8 68,1190 93,310 16,68 -230,73 1,42498 558,0 412,00 0,06500 41 Acetileno C2H2 26,0380 -120,490 --- -114,50 --- 890,4 95,34 0,06950 42 Benceno C6H6 78,1140 176,180 3,2250 41,95 1,50396 710,4 552,22 0,05310 43 Tolueno C7H8 92,1410 231,130 1,0330 -139,00 1,49942 595,5 605,57 0,05500 44 Etilbenceno C8H10 106,167 0 277,160 0,3716 -138,97 1,49826 523,0 651,29 0,05650 45 o-xileno C8H10 106,167 0 291,970 0,2643 -13,59 1,50767 541,6 674,92 0,05570 46 m-xileno C8H10 106,167 0 282,410 0,3265 -54,18 1,49951 512,9 651,02 0,05670 47 p-xileno C8H10 106,167 0 281,070 0,3424 55,83 1,49810 509,2 649,54 0,05700 48 Estireno C8H8 104,152 0 293,250 0,2582 -23,10 1,54937 587,8 703,00 0,05340 49 Isopropilbenceno C9H12 120,194 0 306,340 0,1884 -140,81 1,49372 465,4 676,30 0,05720 50 metil alcohol CH4O 32,0420 148,440 4,6290 -143,79 1,33034 1174,0 463,08 0,05900 51 etil alcohol C2H6O 46,0690 172,900 2,3120 -173,40 1,36346 890,1 465,39 0,05810 52 carbon monóxido CO 28,0100 -312,680 --- -337,00 1,00036 507,5 -220,43 0,05320 53 carbon dióxido CO2 44,0100 -109,257 --- -69,83 1,00048 1071,0 87,91 0,03440 54 sulfuro de hidrógeno H2S 34,0800 -76,497 394,59 -121,88 1,00060 1300,0 212,45 0,04610 55 dióxido de sulfuro SO2 64,0600 14,110 85,46 -103,86 1,00062 1143,0 315,80 0,03050
56 Amonio NH3 17,0305 -27,990 211,90 -107,88 1,00036 1646,0 270,20 0,06810 57 Aire N2+O2 28,9625 -317,800 --- --- 1,00028 546,9 -221,31 0,05170 58 Hidrógeno H2 2,0159 -422,955 --- -435,26 1,00013 188,1 -399,90 0,51650 59 Oxígeno O2 31,9988 -297,332 --- -361,82 1,00027 731,4 -181,43 0,03670 60 Nitrógeno N2 28,0134 -320,451 --- -346,00 1,00028 493,1 -232,51 0,05100 61 Cloro Cl2 70,9060 -29,130 157,30 -149,73 1,38780 1157,0 290,75 0,02800 62 Agua H2O 18,0153 212,000 0,9501 32,00 1,33335 3198,8 705,16 0,04975 63 Helio He 4,0026 -452,090 --- --- 1,00003 32,99 -450,31 0,23000 64 cloruro de hidrógeno HCl 36,4610 -121,270 906,71 -173,52 1,00042 1205,0 124,77 0,03560 N úm er o G ra ve da d es pe cí fi ca l iq ui do (1 4, 69 6 ps ia , 6 0 o F ) lb m /g al - l iq ui do (1 4, 69 6 ps ia , 60 o F ) G al /l b m ol l iq ui do (1 4, 69 6 ps ia , 60 o F ) C oe fi ci en te d e te m pe r de d en si da d ( 1/ oF ) F ac to r ac én tr ic o, ω F ac to r de c om pr es ib il d e ga se s re al es ' z' (1 4, 69 6 ps ia , 6 0 oF ) G ra ve da d es pe cí fi ca ga s id ea l (a ir e= 1) ( 14 ,6 96 p si a, 6 0 o F ) ft 3 g as /l bm ga s id ea l (a ir e= 1) ( 14 ,6 96 p si a, 6 0 o F ) ft 3 g as /g al li qu id o g as id ea l (a ir e= 1) ( 14 ,6 96 p si a, 6 0 o F ) cp g as id ea l b tu /l bm oF (1 4, 69 6 ps ia , 60 o F ) cp lí qu id o b tu /l bm oF ( 14 ,6 96 ps ia , 60 o F ) 1 0,30000 2,5000 6,4172 --- 0,0104 0,9980 0,5539 23,6540 59,135 0,52669 ---2 0,35619 2,9696 10,1260 --- 0,0979 0,9919 1,0382 12,6200 37,476 0,40782 0,97225 3 0,50699 4,2268 10,4330 -0,00162 0,1522 0,9825 1,5226 8,6059 36,375 0,38852 0,61996 4 0,56287 4,6927 12,3860 -0,00119 0,1852 0,9711 2,0068 6,5291 30,639 0,38669 0,57066 5 0,58401 4,8690 11,9370 -0,00106 0,1995 0,9667 2,0068 6,5291 31,790 0,39499 0,57272 6 0,62470 5,2082 13,8530 -0,00090 0,2280 --- 2,4912 5,2596 27,393 0,38440 0,53331 7 0,63112 5,2617 13,7120 -0,00086 0,2514 --- 2,4912 5,2596 27,674 0,38825 0,54363 8 0,59666 4,9744 14,5040 -0,00106 0,1963 0,9582 2,4912 5,2596 26,163 0,39038 0,55021 9 0,66383 5,5344 15,5710 -0,00075 0,2994 --- 2,9755 4,4035 24,371 0,38628 0,53327 10 0,65785 5,4846 15,7130 -0,00076 0,2780 --- 2,9755 4,4035 24,152 0,38526 0,52732 11 0,66901 5,5776 15,4510 -0,00076 0,2732 --- 2,9755 4,4035 24,561 0,37902 0,51876 12 0,65385 5,4512 15,8090 -0,00076 0,2326 --- 2,9755 4,4035 24,005 0,38231 0,51367 13 0,66631 5,5551 15,5130 -0,00076 0,2469 --- 2,9755 4,4035 24,462 0,37762 0,51308 14 0,68820 5,7376 17,4640 -0,00068 0,3494 --- 3,4598 3,7872 21,729 0,38447 0,52802 15 0,68310 5,6951 17,5950 -0,00070 0,3289 --- 3,4598 3,7872 21,568 0,38041 0,52199 16 0,69165 5,7664 17,3770 -0,00070 0,3232 --- 3,4598 3,7872 21,838 0,37882 0,51019 17 0,70276 5,8590 17,1030 -0,00069 0,3105 --- 3,4598 3,7872 22,189 0,38646 0,51410 18 0,67829 5,6550 17,7200 -0,00070 0,2871 --- 3,4598 3,7872 21,416 0,38594 0,51678 19 0,67733 5,6470 17,7450 -0,00073 0,3026 --- 3,4598 3,7872 21,386 0,39414 0,52440 20 0,69772 5,8170 17,2260 -0,00067 0,2674 --- 3,4598 3,7872 22,030 0,38306 0,50138 21 0,69457 5,7907 17,3040 -0,00068 0,2503 --- 3,4598 3,7872 21,930 0,37724 0,49920 22 0,70696 5,8940 19,3810 -0,00064 0,3977 --- 3,9441 3,3220 19,580 0,38331 0,52406 23 0,69793 5,8187 19,6320 -0,00067 0,3564 --- 3,9441 3,3220 19,330 0,37571 0,51130 24 0,69624 5,8046 19,6790 -0,00065 0,3035 --- 3,9441 3,3220 19,283 0,38222 0,48951 25 0,72187 6,0183 21,3110 -0,00061 0,4445 --- 4,4284 2,9588 17,807 0,38246 0,52244 26 0,73421 6,1212 23,2450 -0,00057 0,4898 --- 4,9127 2,6671 16,326 0,38179 0,52103 27 0,75050 6,2570 11,2090 -0,00073 0,1950 --- 2,4215 5,4110 33,856 0,27199 0,42182 28 0,75349 6,2819 13,3970 -0,00069 0,2302 --- 2,9059 4,5090 28,325 0,30100 0,44126 29 0,78347 6,5319 12,8850 -0,00065 0,2096 --- 2,9059 4,5090 29,452 0,28817 0,43584 30 0,77400 6,4529 15,2160 -0,00062 0,2358 --- 3,3902 3,8649 24,940 0,31700 0,44012 31 --- --- --- --- 0,0865 0,9936 0,9686 13,5270 --- 0,35697
---32 0,52095 4,34---32 9,6889 -0,00173 0,1356 0,9844 1,4529 9,0179 39,167 0,35714 0,57116 33 0,60107 5,0112 11,1970 -0,00112 0,1941 0,9699 1,9373 6,7636 33,894 0,35446 0,54533 34 0,62717 5,2288 10,7310 -0,00105 0,2029 0,9665 1,9373 6,7636 35,366 0,33754 0,52980 35 0,60996 5,0853 11,0330 -0,00106 0,2128 0,9667 1,9373 6,7636 34,395 0,35574 0,54215 36 0,60040 5,0056 11,2090 -0,00117 0,1999 0,9700 1,9373 6,7636 33,856 0,37690 0,54839 37 0,64571 5,3834 13,0280 -0,00089 0,2333 --- 2,4215 5,4110 29,129 0,36351 0,51782 38 0,65799 5,4857 9,8605 -0,00101 0,2540 0,9690 1,8677 7,0156 38,485 0,34347 0,54029 39 0,62723 5,2293 10,3440 -0,00110 0,2007 0,9650 1,8677 7,0156 36,687 0,34120 0,53447 40 0,68615 5,7205 11,9080 -0,00082 0,1568 --- 2,3520 5,5710 31,869 0,35072 0,51933 41 0,41796 3,4842 7,4730 --- 0,1949 0,9930 0,8990 14,5740 --- 0,39754 ---42 0,88448 7,3740 10,5930 -0,00067 0,2093 --- 2,6971 4,8581 35,824 0,24296 0,40989 43 0,87190 7,2691 12,6760 -0,00059 0,2633 --- 3,1814 4,1184 29,937 0,26370 0,40095 44 0,87168 7,2673 14,6090 -0,00056 0,3027 --- 3,6657 3,5744 25,976 0,27792 0,41139 45 0,88467 7,3756 14,3940 -0,00052 0,3942 --- 3,6657 3,5744 26,363 0,28964 0,41620 46 0,86875 7,2429 14,6580 -0,00053 0,3257 --- 3,6657 3,5744 25,889 0,27427 0,40545 47 0,86578 7,2181 14,7080 -0,00056 0,3216 --- 3,6657 3,5744 25,800 0,27471 0,40255 48 0,91108 7,5958 13,7120 -0,00053 0,2412 --- 3,5961 3,6435 27,675 0,27110 0,41220 49 0,86634 7,2228 16,6410 -0,00055 0,3260 --- 4,1500 3,1573 22,804 0,29170 0,42053 50 0,79626 6,6385 4,8267 -0,00066 0,5649 --- 1,1063 11,8430 78,622 0,32316 0,59187 51 0,79399 6,6196 6,9595 -0,00058 0,6438 --- 1,5906 8,2372 54,527 0,33222 0,56610 52 0,78939 6,5812 4,2561 --- 0,0484 0,9959 0,9671 13,5480 89,163 0,24847 ---53 0,81802 6,8199 6,4---532 -0,00583 0,2667 0,9943 1,5196 8,6229 58,807 0,19911 ---54 0,80144 6,6817 5,1005 -0,00157 0,0948 0,9846 1,1767 11,1350 74,401 0,23827 0,50418 55 1,39740 1,6500 5,4987 --- 0,2548 0,9802 2,2118 5,9238 69,012 0,14804 0,32460 56 0,61832 5,1550 3,3037 --- 0,2557 0,9877 0,5880 22,2830 114,870 0,49677 1,12090 57 0,87476 7,2930 3,9713 --- --- 1,0000 1,0000 13,1030 95,557 0,23988 ---58 0,07107 0,5925 3,4022 --- -0,2202 1,0006 0,0696 188,2500 111,540 3,40380 ---59 1,14210 9,5221 3,3605 --- 0,0216 0,9992 1,1048 11,8590 112,930 0,21892 ---60 0,80940 6,7841 4,1513 --- 0,0372 0,9997 0,9672 13,5460 91,413 0,24828 ---61 1,42440 1,8750 5,9710 --- 0,0878 0,9875 2,4482 5,5319 63,554 0,11377 ---62 1,00000 8,3371 2,1609 -0,00009 0,3443 --- 0,6220 21,0650 175,620 0,44457 0,99974 63 0,12510 1,0430 3,8376 --- 0,0000 1,0006 0,1382 94,8140 98,891 1,24040 ---64 0,85129 7,0970 5,1373 -0,00300 0,1259 0,9923 1,2589 10,4080 73,869 0,19086
---Ahmed (1985) correlacionó las propiedades físicas tabuladas por Katz-Firoozabadi con el número de átomos de carbono de la fracción usando un modelo de regresión. La ecuación generalizada tiene la siguiente forma:
) / ( 5 3 4 2 3 2 1 a n a n a n a n a + + + + = θ 2.1
donde: θ = Cualquier propiedad física
n = Número de átomos de carbono (ej. 6, 7, …, 45)
a1–a5 = Coeficientes de la ecuación que se dan en la Tabla 2.3 Tabla 2.3 Coeficientes de la ecuación 2.1
Θ a1 a2 a3 a4 a5 M -131,11375 24,96156 -0,34079022 2,4941184x10–3 468,325750 Tc, oR 915,537470 41,42134 -0,7586859 5,8675351x10–3 -1,3028779x103 Pc, psia 457,562750 -12,52227 0,29926384 -2,8452129x10–3 1,7117226x10–3 Tb, oR 434,3888 50,12528 -0,9097293 7,0280657x10–3 -601,85651 Ω -0,50862704 8,700211x10-2 -1,8484814x10-3 1,4663890x10–5 1,8518106
γ
0,86714949 3,4143408x10-3 -2,839627x10-5 2,4943308x10–8 -1,1627984Vc, ft3/lb 5,223458x10–2 7,87091369x10-4 -1,9324432x10-5 1,7547264x10–7 4,4017952x10–2 2.10 PROPIEDADES CRÍTICAS DE FRACCIONES DE PETRÓLEO INDEFINIDAS
Casi todos los sistemas del hidrocarburo que ocurren naturalmente contienen una cantidad de fracciones pesadas que no están bien definidas y no son mezclas de componentes discretamente identificados. Estas fracciones pesadas se agrupan a menudo y se identifican como las fracciones plus, por ejemplo, fracción C7+.
Una descripción apropiada de las propiedades físicas de las fracciones plus y otras fracciones indefinidas de petróleo en las mezclas del hidrocarburo es esencial para realizar cálculos confiables de comportamiento de fases y estudios de modelos composicionales. Frecuentemente, análisis de la destilación o análisis cromatográficos están disponibles para esta fracción indefinida. También pueden medirse otras propiedades físicas, como el peso molecular y la gravedad específica, para toda la fracción o para varios cortes de ella.
Para usar cualquiera de los modelos termodinámicos de predicción de propiedad, por ejemplo, ecuación de estado, predecir el comportamiento volumétrico y de fase de mezclas complejas de hidrocarburo, uno debe poder proporcionar el factor acéntrico, junto con la temperatura crítica y la presión crítica, tanto para fracciones definidas e indefinidas (pesadas) en la mezcla. El problema de cómo caracterizar adecuadamente estas fracciones plus indefinidas en función de sus propiedades críticas y factores acéntricos ha sido ampliamente reconocido en la industria petrolera. Whitson (1984) presentó una documentación excelente de la influencia de varios esquemas de caracterización heptanos-plus (C7+) para predecir el comportamiento volumétrico de mezclas de hidrocarburo por las ecuaciones de estado.
Riazi y Daubert (1987) desarrollaron una ecuación simple de dos parámetros para predecir las propiedades físicas de compuestos puros y mezclas de hidrocarburo indefinidas. La ecuación empírica generalizada propuesta está basada en el uso del peso molecular M y la gravedad específica
γ
de la fracción de petróleo indefinido como parámetros de correlación. Su expresión matemática tiene la siguiente forma:)
( γ γ
γ
θ=aMb ce dM+e +fM
2.2 donde: θ = cualquier propiedad física
a–f = constantes para cada propiedad según se da en la Tabla 2.4
γ
= gravedad específica de la fracción M = peso molecularTc = temperatura crítica, °R Pc = presión crítica, psia
Tb = temperatura del punto de ebullición, °R Vc = volumen crítico, ft3/lb
Tabla 2.4 Constantes de Correlación para la Ecuación 2.2 θ a b c d e f . Tc, °R 544.4 0.2998 1.0555 –1.3478x10–4 –0.61641 0.0 Pc, psia 4.5203x104 –0.8063 1.6015 –1.8078x10–3 –0.3084 0.0 Vc ft3/lb 1.206x10-2 0.20378 –1.3036 –2.657x10–3 0.5287 2.6012x10-3 Tb, °R 6.77857 0.401673 –1.58262 3.77409x10–3 2.984036 -4.25288x10–3
Edmister (1958) propuso una correlación para estimar el factor acéntrico ω de fluidos puros y fracciones de petróleo. La ecuación, ampliamente usada en la industria petrolera, requiere del punto de ebullición, temperatura crítica y presión crítica. La expresión propuesta se da en la siguiente relación:
1
)
1
(
7
)
7
.
14
(log
3
−
−
=
b c cT
T
p
ω
2.3 donde: ω = factor acéntricopc = presión crítica, psia Tc = temperatura crítica, °R
Tb = punto de ebullición normal, °R
Si el factor acéntrico está disponible de otra correlación, la ecuación de Edmister puede reestructurarse para resolver cualquiera de las otras tres propiedades (proporcionando la otra las dos son conocidas). El factor de compresibilidad crítico es otra propiedad que se usa a menudo en los modelos de predicción de propiedad termodinámica. Se define como el factor de compresibilidad del componente calculado a su punto crítico. Esta propiedad puede calcularse convenientemente por la ecuación de estado de los gases reales en el punto crítico, o c c c c RT M V p z = 2.4
donde: R = constante universal de los gases, 10.73 psia-ft3/lb-mol. °R
Vc = volumen crítico, ft3/lb M = peso molecular
La exactitud de la Ecuación 2.4 depende de la precisión de los valores de Pc, Tc, y Vc usados en evaluar el factor de compresibilidad crítico. La Tabla 2.5 presenta un resumen de los métodos para estimar el factor de compresibilidad crítica.
Tabla 2-5 Métodos para Estimar el Factor de Compresibilidad Crítica
Método Año Zc Nro. ecuación
Haugen 1959 Zc = 1/(1.28ω + 3.41) 2.5
Reid, Prausnitz y Sherwood 1977 Zc = 0.291 - 0.080ω 2.6 Salerno y socios. 1985 Zc = 0.291 - 0.080ω - 0.016ω2 2.7
Nath 1985 Zc = 0.2918 - 0.0928ω 2.8
Ejercicio 2.1
Estimar las propiedades críticas y el factor acéntrico de la fracción de heptano plus, (C7+), con un peso molecular medido de 150 y gravedad específica de 0.78.
Solución
Paso 1. Uso de la Ecuación 2.2 para estimar Tc, Pc, Vc, y Tb:
) ( γ γ γ θ=aMb ce dM+e +fM Tc = 544.4(150)0.2998(0.78)1.0555e[-1.3478x10-4(150) - 0.61641(0.78) + 0] = 1139.8 °R Pc = 4.5203x104(150)–0.8063(0.78)1.6015e[–1.8078x10-3(150) -0.3084(0.78) + 0] = 320.3 psia Vc = 1.206x10-2(150)0.20378(0.78)-1.3036 e[–2.657x10-3(150)+ 0.5287(0.78) + 2.6012x10-3(150)(0.78)] = 0.06363 ft3/lb Tb=6.77857(150)0.401673(0.78)-1.58262e[3.77409x10-3(150)+2.984036(0.78) - 4.25288x10-3(150)(0.78)] = 825.26 °R
Paso 2. Uso de la Ecuación de Edmister (Ecuación 2.3) para estimar el factor acéntrico: