Ajuste del modelo termofísico para reproducir datos experimentales PVT : expansión a composición constante y separación multietapa

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(1)UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA DE MÉXICO. FACULTAD DE QUÍMICA. AJUSTE DEL MODELO TERMOFÍSICO PARA REPRODUCIR DATOS EXPERIMENTALES PVT: EXPANSIÓN A COMPOSICIÓN CONSTANTE Y SEPARACIÓN MULTIETAPA. TESIS. QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE INGENIERA QUÍMICA PRESENTA CRISTINA GALICIA NARCISO. MÉXICO, D.F.. 2014.

(2) UNAM – Dirección General de Bibliotecas Tesis Digitales Restricciones de uso DERECHOS RESERVADOS © PROHIBIDA SU REPRODUCCIÓN TOTAL O PARCIAL Todo el material contenido en esta tesis esta protegido por la Ley Federal del Derecho de Autor (LFDA) de los Estados Unidos Mexicanos (México). El uso de imágenes, fragmentos de videos, y demás material que sea objeto de protección de los derechos de autor, será exclusivamente para fines educativos e informativos y deberá citar la fuente donde la obtuvo mencionando el autor o autores. Cualquier uso distinto como el lucro, reproducción, edición o modificación, será perseguido y sancionado por el respectivo titular de los Derechos de Autor..

(3) JURADO ASIGNADO:. PRESIDENTE:. PROFESOR:. GARFIAS VÁSQUEZ FRANCISCO JAVIER. VOCAL:. PROFESOR:. BARRAGÁN AROCHE JOSÉ FERNANDO. SECRETARIO:. PROFESOR:. LÓPEZ CASTILLO NESTOR NOÉ. 1ER. SUPLENTE:. PROFESOR:. RIVERA TOLEDO MARTÍN. 2DO. SUPLENTE:. PROFESOR:. LÓPEZ RAMÍREZ SIMÓN. SITIO DONDE SE DESARROLLÓ EL TEMA: FACULTAD DE QUÍMICA, UNAM.. ASESOR DEL TEMA:. __________________________________ DR. JOSÉ FERNANDO BARRAGÁN AROCHE. SUSTENTANTE:. __________________________________ CRISTINA GALICIA NARCISO.

(4) ÍNDICE Índice de figuras………………………………………………………………………………….. III. Índice de tablas……………………………………………………………………………………. VI. Lista de símbolos………………………………………………………………………………….. X. Introducción………………………………………………………………………………………….. 1. Objetivos………………………………………………………………………………………………... 4. Alcances………………………………………………………………………………………………….. 4. Capítulo 1. Caracterización de la fracción pesada…………………………. 5. 1.1 Distribución molar……………………………………………………………. 5. 1.1.1 Método de intervalos…………………………………………………. 7. 1.1.2 Método de la cuadratura……..……………………………………. 10. 1.2 Estimación de propiedades de inspección y críticas……….. 14. 1.2.1 Gravedad específica………………………………………………….. 15. 1.2.2 Temperatura de ebullición…………………………………………. 16. 1.2.3 Temperatura crítica……………………………………………………. 17. 1.2.4 Presión crítica…………………………………………………………….. 17. 1.2.5 Volumen crítico molar……………………………………………….. 17. 1.2.6 Factor acéntrico…………………………………………………………. 18. Capítulo 2. Experimentos PVT……………………………………………………………. 19. 2.1 Composición de la corriente del pozo……………………………... 20. 2.1.1 Muestra del fondo del pozo……………………………………….. 21. 2.1.2 Muestra recombinada……………………………………………….. 22. 2.2 Experimento PVT: expansión a composición constante…. 24. 2.2.1 Muestra de aceite………………………………………………………. 24. 2.2.2 Muestra de gas y condensado………………………………….. 27. 2.3 Experimento PVT: separación multietapa……………………….. 28. Capítulo 3. Modelos para el cálculo de propiedades…………………….. 33. 3.1 Ecuaciones de estado cúbicas………………………………………….. 33. 3.1.1 Ecuación de van der Waals……………………………………….. 36. I.

(5) 3.1.2 Ecuación de Redlich – Kwong……………………………………. 39. 3.1.3 Ecuación de Soave – Redlich – Kwong…………………….. 40. 3.1.4 Ecuación de Peng – Robinson……………………………………. 41. 3.1.5 Ecuación de estado cúbica generalizada………………….. 42. 3.2 Modelos para densidad del líquido………………………………….. 43. 3.2.1 Traslado de volumen…………………………………………………. 44. 3.2.2 Método de COSTALD…………………………………………………. 45. Capítulo 4. Metodología………………………………………………………………………. 48. 4.1 Caracterización de la fracción pesada…………………………….. 49. 4.2 Creación del fluido de yacimiento……………………………………. 52. 4.3 Modelos empleados para el cálculo de propiedades……….. 53. 4.4 Construcción del diagrama de fases……………………………….. 58. 4.5 Reproducción de experimentos PVT……………………………….. 58. Capítulo 5. Resultados y discusión……………………………………………………. 61. 5.1 Composición de los fluidos de yacimiento………………………. 61. 5.2 Caracterización de la fracción pesada…………………………….. 63. 5.3 Diagramas de fases………………………………………………………….. 68. 5.4 Reproducción de experimentos PVT……………………………….. 80. 5.4.1 Expansión a composición constante…………………………. 80. 5.4.2 Separación multietapa………………………………………………. 101. Conclusiones………………………………………………………………………………………….. 120. Referencias……………………………………………………………………………………………. 123. Apéndice I. Creación de pseudocomponentes.………………………………. 126. Apéndice II. Construcción del diagrama de fases…………………………. 127. Apéndice III. Reproducción de experimentos PVT……………………….. 129. II.

(6) ÍNDICE DE FIGURAS. Figura 1.1. Función de distribución gamma para diversos valores de alfa…. 6. Figura 2.1. Procedimiento para recombinar muestras del separador de una etapa para obtener la composición de la muestra del fondo del pozo… 21 Figura 2.2. Experimento expansión a composición constante para muestras de aceite volátil ó aceite negro………………………………………. 24 Figura 2.3. Volumen relativo vs presión de una muestra de aceite negro….. 26. Figura 2.4. Función Y vs presión de una muestra de aceite negro…………. 27 Figura 2.5. Experimento expansión a composición constante para muestras de gas y condensado…………………………………………………. 28 Figura 2.6. Experimento PVT separación multietapa…………………………. 29. Figura 3.1. Isotermas dadas por una ecuación de estado cúbica…..………. 34 Figura 4.1 Simulación del experimento PVT: expansión a composición constante en Aspen HYSYS V7.3………………………………………………. 58 Figura 4.2 Simulación de la experimento PVT: separación multietapa en Aspen HYSYS V7.3………………………………………………………………. 59 Figura 5.1. Diagrama de fases del Crudo 1……………………………………. 69. Figura 5.2. Diagrama de fases del Crudo 2……………………………………. 69. Figura 5.3. Diagrama de fases del Crudo 3……………………………………. 70. Figura 5.4. Diagrama de fases del Crudo 4. …………………………………... 70. Figura 5.5. Diagrama de fases del Crudo 5. …………………………………... 71. Figura 5.6. Diagrama de fases del Crudo 6. …………………………………... 71. Figura 5.7. Diagrama de fases del Crudo 7. …………………………………... 72. Figura 5.8. Diagrama de fases del Crudo 8. …………………………………... 72. Figura 5.9. Diagrama de fases del Crudo 9. …………………………………... 73. Figura 5.10. Diagrama de fases del Crudo 10. ……………………………….. 73 Figura 5.11. Diagrama de fases del Crudo 11. ……………………………….. 74 Figura 5.12. Diagrama de fases del Crudo 12. ……………………………….. 74 Figura 5.13. Volumen relativo vs presión para Crudo 1………………………. III. 82.

(7) Figura 5.14. Volumen relativo vs presión para Crudo 2………………………. 82. Figura 5.15. Volumen relativo vs presión para Crudo 3………………………. 83. Figura 5.16. Volumen relativo vs presión para Crudo 4………………………. 83. Figura 5.17. Volumen relativo vs presión para Crudo 5………………………. 84. Figura 5.18. Volumen relativo vs presión para Crudo 6………………………. 84. Figura 5.19. Función Y vs presión para Crudo 1……………………………… 86 Figura 5.20. Función Y vs presión para Crudo 2……………………………… 86 Figura 5.21. Función Y vs presión para Crudo 5……………………………… 87 Figura 5.22. Función Y vs presión para Crudo 6……………………………… 87 Figura 5.23. Densidad del líquido vs presión para Crudo 3………………….. 88. Figura 5.24. Densidad del líquido vs presión para Crudo 4………………….. 89. Figura 5.25. Densidad del gas vs presión para Crudo 4…………………....... 90. Figura 5.26. Volumen relativo vs presión para Crudo 7………………………. 91. Figura 5.27. Volumen relativo vs presión para Crudo 8………………………. 91. Figura 5.28. Volumen relativo vs presión para Crudo 9………………………. 92. Figura 5.29. Volumen relativo vs presión para Crudo 10…………………….. 92 Figura 5.30. Volumen relativo vs presión para Crudo 11…………………….. 93 Figura 5.31. Volumen relativo vs presión para Crudo 12…………………….. 93 Figura 5.32. Densidad del líquido vs presión para Crudo 7………………….. 95. Figura 5.33. Función Y vs presión para Crudo 7……………………………… 95 Figura 5.34. % Fracción líquida volumétrica vs presión para Crudo 8……... 96 Figura 5.35. Densidad del líquido vs presión para Crudo 9………………….. 97. Figura 5.36. Factor de volumen de formación vs presión para Crudo 9……. 98. Figura 5.37. Factor de compresibilidad Z vs presión para Crudo 10………... 99. Figura 5.38. Factor de compresibilidad Z vs presión para Crudo 11………... 99. Figura 5.39. Factor de compresibilidad Z vs presión para Crudo 12………... 100. Figura I.1. Creación de pseudocomponentes en Aspen HYSYS V7.3……... 126. IV.

(8) Figura II.1. Construcción de diagrama de fases en Aspen HYSYS V7.3…... 128. Figura II.2. Construcción de diagrama de fases en Aspen HYSYS V7.3…... 128. Figura III.1. Componentes en Aspen HYSYS V7.3………………………….... 131. Figura III.2. Paquete termodinámico en Aspen HYSYS V7.3…………..……. 131. Figura III.3. Punto de saturación en Aspen HYSYS V7.3………………...….. 132 Figura III.4. Especificación de condiciones de la válvula…………………...... 134. Figura III.5. Especificación de condiciones del cambiador de calor……..….. 135. Figura III.6. Especificación de condiciones en el Separador Flash………..... 137. Figura III.7. Especificación de condiciones en el cambiador de calor del 138 Experimento Separación Multietapa…………………………………………….. V.

(9) ÍNDICE DE TABLAS. Tabla 1.1. Variables, x, y factores de peso, W, para cuadratura gaussiana…. 10. Tabla 1.2. Análisis composicional de una muestra de aceite negro………….... 12. Tabla 1.3. Correlaciones para estimar las propiedades de inspección y propiedades críticas de cualquier crudo………………………………………….. 14 Tabla 2.1. Análisis de laboratorio realizados en yacimientos de aceite y de gas-condensado…………………………………………………………………….. 20 Tabla 2.2. Composición de una muestra de aceite del fondo del pozo……….. 22. Tabla 2.3. Composiciones de las corrientes del separador y de la corriente recombinada para una muestra de gas y condensado…………………………. 23 Tabla 3.1. Parámetros asignados para la ecuación de estado generalizada…. 43. Tabla 4.1. Resumen de los análisis PVT proporcionados………………………. 48. Tabla 4.2. Correlaciones para calcular propiedades de inspección y críticas... 52. Tabla 4.3. Parámetros de las ecuaciones de estado PR Y SRK empleadas en el simulador de procesos Aspen HYSYS23…………………………………… 54 Tabla 4.4. Parámetros de interacción binarios (kij) usados en la ecuación de estado SRK………………………………………………………………………….. 56 Tabla 4.5. Parámetros de interacción binarios (kij) usados en la ecuación de estado Peng – Robinson…………………………………………………………… 57 Tabla 5.1. Composición de los fluidos de yacimiento y propiedades de la fracción pesada……………………………………………………………………… 62 Tabla 5.2. Parámetros de la función de probabilidad gamma empleados para cada uno de los fluidos de yacimiento……………………………………………. 63 Tabla 5.3. Propiedades de los pseudo-componentes creados para representar la fracción pesada del Crudo 1……………………………………… 64 Tabla 5.4. Propiedades de los pseudo-componentes creados para representar la fracción pesada del Crudo 2……………………………………… 64 Tabla 5.5. Propiedades de los pseudo-componentes creados para representar la fracción pesada del Crudo 3……………………………………… 65. VI.

(10) Tabla 5.6. Propiedades de los pseudo-componentes creados para representar la fracción pesada del Crudo 4………………………………………. 65 Tabla 5.7. Propiedades de los pseudo-componentes creados para representar la fracción pesada del Crudo 5………………………………………. 65 Tabla 5.8. Propiedades de los pseudo-componentes creados para representar la fracción pesada del Crudo 6………………………………………. 66 Tabla 5.9. Propiedades de los pseudo-componentes creados para representar la fracción pesada del Crudo 7………………………………………. 66 Tabla 5.10. Propiedades de los pseudo-componentes creados para representar la fracción pesada del Crudo 8………………………………………. 66 Tabla 5.11. Propiedades de los pseudo-componentes creados para representar la fracción pesada del Crudo 9………………………………………. 67 Tabla 5.12. Propiedades de los pseudo-componentes creados para representar la fracción pesada del Crudo 10…………………………………….. 67 Tabla 5.13. Propiedades de los pseudo-componentes creados para representar la fracción pesada del Crudo 11…………………………………….. 67 Tabla 5.14. Propiedades de los pseudo-componentes creados para representar la fracción pesada del Crudo 12…………………………………….. 68 Tabla 5.15. Presión de burbuja a la temperatura de yacimiento del Crudo 1… 75 Tabla 5.16. Presión de burbuja a la temperatura de yacimiento del Crudo 2… 75 Tabla 5.17. Presión de burbuja a la temperatura de yacimiento del Crudo 3… 76 Tabla 5.18. Presión de burbuja a la temperatura de yacimiento del Crudo 4… 76 Tabla 5.19. Presión de burbuja a la temperatura de yacimiento del Crudo 5… 76 Tabla 5.20. Presión de burbuja a la temperatura de yacimiento del Crudo 6… 76 Tabla 5.21. Presión de burbuja a la temperatura de yacimiento del Crudo 7… 76 Tabla 5.22. Presión de burbuja a la temperatura de yacimiento del Crudo 8… 77 Tabla 5.23. Presión de burbuja a la temperatura de yacimiento del Crudo 9… 77 Tabla 5.24. Presión de burbuja a la temperatura de yacimiento del Crudo 10. Tabla 5.25. Presión de burbuja a la temperatura de yacimiento del Crudo 11. Tabla 5.26. Presión de burbuja a la temperatura de yacimiento del Crudo 12.. VII. 77 77 77.

(11) Tabla 5.27. Cricondenbara, cricondenterma, presión crítica y temperatura crítica de los diagramas de fases calculados con la ecuación de PR………..... 78 Tabla 5.28. Cricondenbara, cricondenterma, presión crítica y temperatura crítica de los diagramas de fases calculados con la ecuación de SRK……….. 79 Tabla 5.29. Condiciones de las pruebas de S.M. para el Crudo 1……………... 101. Tabla 5.30. Relación gas – aceite para el Crudo 1…………………………….... 102 Tabla 5.31. FVFINST.i y densidad del gas relativa al aire para el Crudo 1……... 103 Tabla 5.32. FVFPb y gravedad API del aceite para el Crudo 1…………………. 103 Tabla 5.33. Condiciones de las etapas de experimento S.M. para el Crudo 2.. 104. Tabla 5.34. Relación gas – aceite para el Crudo 2………………………………. 104. Tabla 5.35. FVF instantáneo del aceite en el separador para el Crudo 2…….. 105 Tabla 5.36. FVFPb, °API del aceite y densidad del gas para el Crudo 2…….… 106 Tabla 5.37. Condiciones de las pruebas de S.M. para el Crudo 3……………... 106. Tabla 5.38. Relación gas – aceite y factor de encogimiento para el Crudo 3.... 107. Tabla 5.39. %Gas producido y densidad del gas para el Crudo 3……………... 108. Tabla 5.40. Densidad del líquido para el Crudo 3………………………………... 108. Tabla 5.41. Condiciones de las etapas de experimento S.M. para el Crudo 5.. 109. Tabla 5.42. Relación gas – aceite para el Crudo 5………………………………. 109. Tabla 5.43. Factor de encogimiento y FVF para el Crudo 5……………………. 110 Tabla 5.44. Densidad del líquido del separador para el Crudo 5………………. 110. Tabla 5.45. Condiciones de las etapas de experimento S.M. para el Crudo 6.. 111. Tabla 5.46. Relación gas – aceite para el Crudo 6………………………………. 111. Tabla 5.47. Factor de encogimiento y FVF para el Crudo 6……………………. 112 Tabla 5.48. Densidad del aceite del separador para el Crudo 6……………….. 112 Tabla 5.49. Condiciones de las pruebas del experimento S.M. para Crudo 7... 113. Tabla 5.50. Relación gas – aceite para el Crudo 7………………………………. 113. Tabla 5.51. Densidad del líquido y del gas para el Crudo 7…………………….. 114. Tabla 5.52. Factor de volumen de formación instantáneo para el Crudo 7….... 115. VIII.

(12) Tabla 5.53. Condiciones de las etapas de experimento S.M. para el Crudo 8.. 115. Tabla 5.54. Relación gas – aceite y FVF para el Crudo 8………………………. 116. Tabla 5.55. Condiciones de las etapas de experimento S.M. para Crudo 11.... 116. Tabla 5.56. Relación gas – aceite para el Crudo 11…………………………….. 117 Tabla 5.57. FVFINST.i y densidad del líquido para el Crudo 11………………….. 118. Tabla 5.58. Condiciones de las etapas de experimento S.M. para Crudo 12.... 118. Tabla 5.59. Relación gas – aceite para el Crudo 12…………………………….. 119 Tabla 5.60. FVF y densidad del líquido para el Crudo 12………………………. 119 Tabla III.1. Composición del Crudo 7…………………………………………….... 129. Tabla III.2. Propiedades de los pseudocomponentes del Crudo 7…………….. 130. Tabla III.3. Datos experimentales del experimento CCE reportados en el análisis PVT del Crudo 7……………………………………………………………. 131 Tabla III.4. Condiciones de las etapas de separación del experimento separación multietapa reportadas en el análisis PVT del Crudo 7…………….. 136. IX.

(13) LISTA DE SÍMBOLOS A. Parámetro de la ecuación de estado cúbica en términos del factor de compresibilidad.. °API a. Grados API. Parámetro de atracción de la ecuación de estado cubica. Parámetro alfa de la función de distribución gamma. Parámetro de atracción de la ecuación de estado cubica como función de la temperatura reducida.. α a(Tr). B BHS b β β* c ci cm Cf C1 C2 C3 CC6 C6H6 C7+. CCE DM. δ FDP FVF. GC GOR Г(α) γ γi. Parámetro alfa de la ecuación de estado cubica. Parámetro de la ecuación de estado cúbica en términos del factor de compresibilidad.. γC7+. Muestra del fondo del pozo. Parámetro de repulsión de la ecuación de estado cubica. Parámetro de relación de la función de probabilidad gamma. Parámetro del método cuadratura gaussiana. Factor de corrección para el traslado de volumen. Factor de corrección del componente i para el traslado de volumen. Factor de corrección de la mezcla para el traslado de volumen. Factor de aromaticidad de Soreide. Metano. Etano. Propano. Ciclohexano. Benceno. Fracción pesada, mezcla de componentes pesados que destilan a temperatura mayor o igual al nheptano.. γ I-C4 I-C5 Kw kij MCP MC7+ Mi. M. N-C4 N-C5 N-C6 η P Pb Pc. Constant Composition Expansion. Determinación de la densidad.. X. Parámetro del método cuadratura gaussiana. Depresión del punto de congelación. Factor de volumen de formación. Fugacidad del componente i en la fase líquida. Fugacidad del componente i en la fase vapor. Cromatografía de gases. Relación volumétrica gas/aceite. Función gamma. Gravedad específica. Gravedad específica del pseudocomponente i. Gravedad específica de la fracción pesada. Gravedad específica del aceite en la superficie. Isobutano. Isopentano. Factor de aromaticidad de Watson. Parámetro de interacción binario del componente i con el j. Metilciclopentano. Masa molar promedio de la fracción pesada. Masa molar del pseudocomponente i. Masa molecular promedio del aceite en la superficie. Potencial químico del componente i en la fase líquida. Potencial químico del componente i en la fase vapor. n-butano. n-pentano. n-hexano. Masa molar mínima encontrada en la fracción pesada. Presión. Presión en el punto de burbuja. Presión crítica..

(14) PCC Pci PR Pr Ps Py p(M) Q R Rs ρob S SM SRK T Tb Tbi TCC Tci Ty V VCOR VEOS Vci. Vc V/F. Cricondenbara. Presión crítica del pseudocomponente i. Ecuación de estado Peng- Robinson. Presión en el punto de rocío. Presión de saturación. Presión de yacimiento. Función de densidad de probabilidad gamma de tres parámetros. Parámetro Q del método de intervalos. Constante de los gases. Relación volumétrica del gas/ aceite ambos en la superficie. Densidad del aceite en el punto de burbuja. Parámetro S del método de intervalos. Separación multietapa. Ecuación de estado Soave – Redlich – Kwong. Temperatura. Temperatura normal de ebullición. Temperatura normal de ebullición del pseudocomponente i. Cricondenterma. Temperatura crítica del pseudocomponente i. Temperatura de yacimiento. Volumen molar. Volumen molar corregido con el traslado de volumen. Volumen molar calculado con la ecuación de estado. Volumen crítico del pseudocomponente i.. V V. Vr vob Vt Wi Ω. Factor acéntrico. Fracción masa normalizada del componente i en la fase gas a condiciones de superficie.. w. Fracción masa normalizada del componente i en la fase liquida a condiciones de superficie.. ωi. Factor acéntrico del pseudocomponente i. Valores del método cuadratura gaussiana que definen la masa molar de los pseudocomponentes.. w. Xi xi. Fracción mol normalizada del componente i en la fase líquida a condiciones de superficie.. Y. Función Y. Fracción mol normalizada del componente i en la fase gas a condiciones de superficie.. Z ZC Zi. Factor de compresibilidad. Factor de compresibilidad crítico. Fracción mol del componente i en la muestra del fondo del pozo. Fracción mol de la fracción pesada. Fracción mol del pseudocomponente i.. yi. zC7+ zi. XI. Volumen crítico. Relación molar de vaporización. Volumen de gas en la superficie. Volumen de aceite en la superficie. Volumen relativo. Volumen específico de aceite en el punto de burbuja. Volumen total de aceite y gas. Factores de peso para cuadratura gaussiana que determinan la fracción mol de los pseudocomponentes..

(15) Introducción En la industria petrolera, para la explotación de yacimientos de petróleo, son indispensables los datos volumétricos y de comportamiento de fases para el manejo apropiado de los pozos petroleros, por tal motivo se realizan estudios para determinar el comportamiento termodinámico de los fluidos dentro y fuera del yacimiento, conocidos como análisis PVT, los cuales permiten evaluar las reservas de un yacimiento, predecir su vida productiva, definir los esquemas óptimos de producción y para determinar la calidad y cantidad de los fluidos producidos. 2 Un análisis PVT es un estudio de laboratorio que se realiza a las muestras de fluidos tomadas en el fondo de un pozo o en la superficie para obtener sus propiedades en función de la presión y la temperatura. Se fundamenta en que dos procesos dinámicos ocurren al mismo tiempo: separación instantánea de los fluidos (aceite y gas) en la superficie durante la producción y separación diferencial de los fluidos en el yacimiento durante el agotamiento de la presión. 1 Los experimentos PVT están diseñados para estudiar y cuantificar el comportamiento de fases y las propiedades de un fluido de yacimiento a condiciones de explotación simuladas.2 Los experimentos PVT son los siguientes:.  Agotamiento a volumen constante (Constant Volume Depletion, CVD).  Análisis composicional.  Análisis de inyección de gas.  Expansión a composición constante (Constant Composition Expansion, CCE).  Expansión de liberación diferencial (Differential Liberation Expansion, DLE).  Separación multietapa.. 1.

(16) Para predecir el comportamiento de fases y las propiedades de los fluidos del yacimiento es necesario emplear una ecuación de estado. Las propiedades críticas (presión crítica, temperatura crítica), el factor acéntrico, y el parámetro de interacción binario de los componentes de una mezcla son requeridos para los cálculos de las ecuaciones de estado.2 La importancia de usar programas de computación que utilizan ecuaciones de estado para predecir propiedades termodinámicas, tales como: presión de saturación, volúmenes, viscosidades, compresibilidades, etc., radica en garantizar la reproducción y confiabilidad de los resultados experimentales de una manera rápida y eficiente.1 Uno de los problemas que existe en la simulación de fluidos de yacimiento es que el petróleo es una mezcla con infinidad de especies químicas y con las técnicas de separación actuales no se pueden identificar los cientos o miles de componentes que se encuentran en una mezcla de crudo; incluso, si fuera posible una separación exacta, las propiedades críticas y otros parámetros para la ecuación de estado no se podrían conocer con suficiente exactitud para los componentes más pesados de la mezcla. 2 Una solución aproximada para este problema, pero aceptable, consiste en hacer una caracterización hipotética de los componentes pesados con métodos experimentales y procedimientos matemáticos. La caracterización de la fracción pesada (mezcla de componentes pesados que destilan a temperatura mayor o igual al n-heptano, representada como C7+), consta de tres pasos a seguir: 1. Dividir la fracción C7+ en un número de subfracciones con composición molares conocidas (a cada subfracción se le denomina pseudocomponente). 2. Definir el peso molecular, gravedad específica, y punto de ebullición de cada pseudocomponente.. 2.

(17) 3. Estimar las propiedades críticas, el factor acéntrico de cada pseudocomponente y el parámetro de interacción binario para la ecuación de estado que está siendo usada.2 En este trabajo se realizará la caracterización de la fracción pesada de diversos fluidos de yacimiento (aceite volátil, aceite negro y gas – condesado), se efectuará el ajuste del modelo termofísico para representar los experimentos PVT: expansión a composición constante (Constant Composition Expansion, CCE) y separación. multietapa.. Se. realizará. una. comparación. entre. los. datos. experimentales proporcionados y los calculados para determinar la efectividad del ajuste en la representación de los experimentos. En el Capítulo 1 de este trabajo se mostrará el método de caracterización de la fracción pesada empleado para representar dicha fracción. En el Capítulo 2 se explicará en que consisten los experimentos PVT: análisis composicional, expansión a composición constante (Constant Composition Expansion, CCE) y separación multietapa. En el Capítulo 3 se describirán los modelos usados para el cálculo de propiedades. En el Capítulo 4 se presentará la metodología empleada para realizar la caracterización de la fracción pesada y el ajuste del modelo termofísico. Finalmente, en el Capítulo 5 se mostrarán los resultados obtenidos mediante el ajuste del modelo termofísico, se realizará también la discusión y análisis de los resultados obtenidos.. 3.

(18) Objetivos.  Realizar la caracterización de la fracción pesada de diversos fluidos de yacimiento (aceite volátil, aceite negro y gas – condensado).  Construir el diagrama de fases de los diversos fluidos de yacimiento proporcionados.  Ajustar el modelo termofísico para representar los experimentos PVT: . Expansión a composición constante (CCE, Constant Composition Expansion).. . Separación multietapa.. Alcances. Para cada uno de los fluidos de yacimiento proporcionados presentar:  La caracterización de la fracción pesada (C7+).  El diagrama de fases.  El ajuste del modelo termofísico que represente los experimentos PVT: expansión. a. composición. constante. Expansion) y separación multietapa.. 4. (CCE,. Constant. Composition.

(19) Capítulo 1. Caracterización de la fracción pesada La caracterización de la fracción pesada (mezcla de componentes pesados que destilan a temperatura mayor o igual al n-heptano se le designa como: C7+) consta de tres pasos a seguir: 1. Dividir la fracción C7+ en un número definido de secciones con composición molares conocidas (cada sección será un pseudocomponente). 2. Definir el peso molecular, gravedad específica y punto de ebullición de cada pseudocomponente. 3. Estimar. las. propiedades. críticas. y. el. factor. acéntrico. de. cada. pseudocomponente, así como el parámetro de interacción binario para la ecuación de estado que está siendo usada.2. 1.1 Distribución molar Una distribución molar es la relación entre la fracción mol y el peso molecular, cabe mencionar que no existe una relación única entre las dos variables. Existen diversos modelos para representar la distribución molar, un modelo general que ha sido aplicado para describir dicha distribución es el modelo de la Distribución Gamma de tres parámetros.2 La función de densidad de probabilidad gamma es:. Donde: M es el peso molecular Г(α) es la función gamma, en Excel se puede calcular el logaritmo de la función gamma con el siguiente comando: “=gamma.ln(α)”. Comando 1.1. 5.

(20) β está dado por:. Los tres parámetros de la función gamma son MC7+, α y η. MC7+ es el peso molecular promedio de la fracción pesada, el parámetro α define la forma de la distribución y η puede ser interpretado como el peso molecular mínimo encontrado en la fracción C7+. En la Figura 1.1 se muestra la forma de la distribución p(M) para distintos valores del parámetro α.2. 0.007 0.006 0.005. p (M). α=1 α=2. 0.004. α=4 0.003. α=6. η = 70 MC7+ = 250. 0.002 0.001 0 0. 100. 200. 300. 400. 500. 600. Peso molecular. Figura 1.1. Función de distribución gamma para diversos valores de alfa.. Por definición, el área debajo de la curva de la función de distribución gamma tiene el valor de uno.. 6.

(21) La función de distribución gamma se aplica a la caracterización de la fracción pesada al dividir el área bajo la curva de la distribución en un número definido de secciones a las que se les llama pseudocomponentes. El área de una sección asociada a un pseudocomponente es la fracción mol normalizada zi/zC7+ para el intervalo de pesos moleculares comprendido entre Mbi-1 y Mbi, donde zi es la fracción mol del pseudocomponente i y zC7+ es la fracción mol de la fracción pesada. Para hacer la división del área bajo la curva de la función de distribución en secciones asociadas y obtener la fracción mol de cada pseudocomponente se pueden emplear dos técnicas: el método de intervalos o el método de la cuadratura.. 1.1.1 Método de intervalos El método de intervalos2 consiste en dividir el área bajo la curva en segmentos de peso molecular constantes, esto es:. Si el área desde η hasta el peso molecular Mbi es definido como P0(Mbi), entonces la fracción mol de la sección i puede ser escrita como:. El peso molecular promedio también puede ser calculado para el mismo intervalo como:. 7.

(22) Donde:. Los parámetros Q y S se calculan de la siguiente forma:. Para calcular S, con la ecuación 1.10, se utiliza un número suficiente de términos de la sumatoria para obtener un valor apropiado, se ha reportado que con 25 términos es suficiente3, en este trabajo se emplearon 30 términos. Por ejemplo para j=5 el desarrollo de la ecuación 1.10 es el siguiente:. 8.

(23) La siguiente expresión muestra la forma desarrolla de la ecuación 1.7 al sustituir las ecuaciones 1.9 a 1.11:. Y la expresión que muestra la forma desarrolla de la ecuación 1.8 al sustituir las ecuaciones 1.9 a 1.11 es:. Cuando se selecciona el número de pseudocomponentes N, las ecuaciones 1.5 a 1.11 son aplicadas para los primeros N-1 pseudocomponentes y el último es calculado de tal forma que MN y ZN (peso molecular promedio y fracción mol del último. pseudocomponente,. respectivamente). cumplan. restricciones que se obtienen a partir del balance de materia:. 9. con. las. siguientes.

(24) 1.1.2 Método de la cuadratura El método de la cuadratura utiliza la cuadratura gaussiana–Laguerre2 para evaluar la integral bajo la curva de la función de distribución gamma. El procedimiento para el método de la cuadratura se muestra a continuación: 1.- Especificar el número de pseudocomponentes en los que se quiere dividir la fracción pesada, N, y obtener los valores de cuadratura Xi y Wi a partir de tablas matemáticas4 (los valores Xi definen los pesos moleculares y el factor de peso, Wi, determina la fracción mol de los pseudocomponentes). En la Tabla 1.1 se muestran valores de Xi y Wi para 2, 3, 4 y 5 puntos de la cuadratura gaussiana. Tabla 1.1. Variables, x, y factores de peso, W, para cuadratura gaussiana.4 Puntos de la cuadratura. X. W. 1. 0.585786438. 0.853553391. 2. 3.414213562. 0.146446609. 1. 0.415774557. 0.71109301. 2. 2.29428036. 0.278517734. 3. 6.289945083. 0.010389257. 1. 0.32254769. 0.603154104. 2. 1.745761101. 0.357418692. 3. 4.536620297. 0.038887909. 4. 9.395070912. 0.000539295. 1. 0.26356032. 0.521755611. 2. 1.413403059. 0.398666811. 3. 3.596425771. 0.07594245. 4. 7.085810006. 0.003611759. 5. 12.64080084. 2.337E-05. gaussiana Dos. Tres. Cuatro. Cinco. 10.

(25) 2.- Especificar η y α Algunos análisis PVT reportan valores de composición, masa molecular promedio y densidad de cortes que agrupan a componentes con igual número de carbonos (Single Carbón Number, SCN), en este sentido cada corte representa un pseudocomponente. En la Tabla 1.2 se presenta un análisis composicional reportado para un aceite negro, en esta tabla se puede observar que la fracción C7+ fue dividida en 14 cortes y para cada uno se muestra la fracción mol, la masa molecular promedio y la densidad. 2.1.- Cuando no se cuenta con datos de composición y masa molecular promedio de los cortes con masa molecular mayor al del heptano, los valores recomendados son η = 90 y α=1. 2.2.- Cuando se cuenta con datos experimentales de composición y peso molecular promedio de los cortes con masa molecular mayor al del heptano se sugiere calcular el valor del peso molecular mínimo de la fracción pesada () con la ecuación 1.17 y minimizar la función objetivo mostrada en la ecuación 1.18 variando el parámetro alfa (tolerancia 1*10-6). . Donde: MC6 es la masa molar del n-hexano, MSCN7 es la masa molecular promedio del corte que agrupa a todos los componentes con número de carbonos igual a 7.. Donde: N es el último corte en que se secciona la fracción pesada este agrupa a los componentes más pesados de la mezcla, ziexp es la fracción mol experimental del pseudocomponente i, zicalc es la fracción mol del pseudocomponente i calculada con el método de intervalos empleando un Mpromedio para los cortes, ecuación 1.19, generalmente el Mpromedio tiene un valor cercano a 14. 11.

(26) Donde Mi+1 es el peso molecular promedio del pseudocomponente i+1 y M i es el peso molecular promedio del pseudocomponente i.. Tabla 1.2. Análisis composicional de una muestra de aceite negro. Componente. %mol. Fracción mol. H2S CO2 N2 C1 C2 C3 i-C4 n-C4 i-C5 n-C5 n-C6 SCN-C7 SCN-C8 SCN-C9 SCN-C10 SCN-C11 SCN-C12 SCN-C13 SCN-C14 SCN-C15 SCN-C16 SCN-C17 SCN-C18 SCN-C19 C20+. 1,41 2,68 0,37 32,44 8,62 6,13 0,85 3,32 1,39 1,95 2,78 6,69 3,60 2,50 1,83 0,90 1,31 1,84 1,21 1,27 0,93 0,94 0,45 0,57 14,02. 0,01410 0,02680 0,00370 0,32440 0,08620 0,06130 0,00850 0,03320 0,01390 0,01950 0,02780 0,06690 0,03600 0,02500 0,01830 0,00900 0,01310 0,01840 0,01210 0,01270 0,00930 0,00940 0,00450 0,00570 0,14020. 12. Mpromedio [g/mol]. Densidad a 60 °F [g/cm3]. 99 112 126 140 153 167 182 198 212 226 240 253 264 628. 0,7409 0,7633 0,777 0,791 0,8017 0,8142 0,8252 0,8403 0,849 0,8598 0,864 0,8731 0,8796 0,9951.

(27) 3.- Especificar el peso molecular más pesado de la fracción N (valor recomendado es MN= 2.5 MC7+). Calcula el parámetro β* con la ecuación 1.20.. 4.- Calcular el parámetro δ con la ecuación 1.21.. 5.-. Calcular. la. fracción. mol,. zi,. y. el. peso. molecular,. Mi,. de. cada. pseudocomponente con las ecuaciones 1.22 y 1.23, respectivamente.. 6.- Calcular el peso molecular promedio de la fracción pesada, M C7+, con la ecuación 1.16 y confirmar que el valor calculado sea igual al valor reportado experimentalmente, si estos difieren modificar el valor del peso molecular máximo, MN, hasta que la diferencia sea menor o igual a 1*10-6 (función objetivo mostrada en la ecuación 1.24) y posteriormente repetir los pasos 3, 4 y 5.. Donde: MC7+.EXP es la masa molecular promedio de la fracción pesada experimental y MC7+.CALC es la masa molecular promedio de la fracción pesada calculada con la ecuación 1.16.. 13.

(28) 1.2 Estimación de propiedades de inspección y críticas Las propiedades que reflejan la naturaleza química de las fracciones de petróleo son: el peso molecular, la densidad y la temperatura de ebullición, a estas propiedades se les llama propiedades de inspección. Debido a la ausencia de datos experimentales de los pseudocomponentes propuestos, mediante el método de intervalos ó de la cuadratura gaussiana, las propiedades de inspección deben estimarse.2 Para estimar las propiedades de inspección existe una amplia gama de correlaciones propuestas por diversos autores para determinar la gravedad específica y la temperatura de ebullición de las fracciones de petróleo. Para las propiedades críticas de las fracciones de petróleo también existe una amplia gama de correlaciones para calcularlas. Debido a esto se pueden proponer un número grande de combinaciones de correlaciones para caracterizar a los pseudocomponentes. Se ha reportado que existe un conjunto de ecuaciones que representan con mayor fidelidad las propiedades de fracciones de petróleo independientemente del valor del parámetro alfa utilizado en el modelo de distribución gamma ó del tipo de compuestos que más abundan en el crudo5. Este conjunto de ecuaciones para el cálculo de propiedades de inspección y propiedades críticas sugiere usar las correlaciones mostradas en la Tabla 1.3.. Tabla 1.3. Correlaciones para estimar las propiedades de inspección y propiedades críticas de cualquier crudo. γ. Tb. Tc. Soreide6. Soreide6. Kesler-Lee9. Pc. Vc. Kesler-Lee9 Raizi-Daubert10. 14. ω Kesler-Lee11.

(29) A continuación se presentan las ecuaciones correspondientes a cada una de las correlaciones mostradas en la Tabla 1.3 para el cálculo de propiedades de inspección y propiedades críticas.. 1.2.1 Gravedad específica (γi) 1.2.1.1. Factor de Aromaticidad de Soreide (Cf). Soreide6 desarrolló una correlación para la gravedad específica basada en el análisis de 843 curvas de destilación de 68 muestras de C 7+. Su correlación es la siguiente:. Donde: Cf es el factor de aromaticidad de Soreide y su valor debe ser tal que la gravedad específica de C7+ calculada con la ecuación 1.26 sea igual a la gravedad específica determinada experimentalmente, Cf típicamente tiene un valor entre 0.27 y 0.31.1. 1.2.1.2. Factor de Aromaticidad de Watson (Kw). El factor de aromaticidad de Watson7,8 está basado en el punto normal de ebullición (en grados Rankine) y la gravedad específica. El factor de Watson también es usado como parámetro para correlacionar propiedades de fracciones de petróleo como peso molecular, viscosidad, presión de vapor y propiedades críticas. Una relación para el factor de Watson, basada en el peso molecular y la gravedad específica es:. 15.

(30) Donde: Kw es el factor de caracterización de Watson y su valor debe ser tal que la gravedad especifica de C7+ calculada con la ecuación 1.26 sea igual a la gravedad específica determinada experimentalmente. El factor de aromaticidad de Watson adopta valores típicos en función de la naturaleza química de los compuestos de la mezcla: para mezclas no definidas químicamente se encuentra acotado en el rango de 8.5 a 13.5; para compuestos parafínicos en el rango de 12.5 a 13.5, mientras que para compuestos nafténicos de 11.0 a 12.5 y para compuestos aromáticos de 8.5 a 11.0.2 Nota: empleando las ecuaciones sugeridas en la Tabla 1.3 la gravedad específica se evaluará con la ecuación 1.25 y ésta es la que se empleará para calcular las demás propiedades de inspección y propiedades críticas; sin embargo, también tiene que calcularse la gravedad específica con la ecuación 1.27 debido a que se requerirá el valor del factor del Watson para el cálculo del factor acéntrico.. 1.2.2 Temperatura normal de ebullición (Tb) Correlación de Soreide6 Soreide desarrolló una correlación para la temperatura normal de ebullición basada en 843 curvas TBP de muestras de la fracción C7+ de 68 yacimientos. La correlación de Soreide para temperatura de ebullición (en grados Rankine) está en función de la masa molecular y la gravedad específica, ecuación 1.28.. 16.

(31) 1.2.3 Temperatura crítica (Tc) Correlación de Kesler y Lee9 En la ecuación 1.29 se presenta la corrección propuesta por Kesler y Lee para calcular la temperatura crítica en grados Rankine, esta correlación está en función de la temperatura normal de ebullición en grados Rankine y la gravedad específica.. 1.2.4 Presión crítica (Pc) Correlación de Kesler y Lee9 En la ecuación 1.30 se muestra la corrección propuesta por Kesler y Lee para el cálculo de la presión crítica en psia, esta correlación está en función de la temperatura normal de ebullición en grados Rankine y la gravedad específica.. 1.2.5 Volumen crítico molar (Vc) Correlación de Riazi – Daubert10 Riazi y Daubert propusieron una correlación para calcular el volumen crítico molar en ft3/lbmol, ecuación 1.31. Esta correlación está en función de la temperatura normal de ebullición en grados Rankine y la gravedad específica.. 17.

(32) 1.2.6 Factor acéntrico (ω) Correlación de Kesler y Lee [9,11] La correlación de Kesler y Lee para calcular el factor acéntrico [9] a Tbr = Tb/Tc > 0.8 fue desarrollada específicamente para fracciones de petróleo, ecuación 1.32; mientras que la correlación de Kesler y Lee [11] para Tbr = Tb/Tc < 0.8 está basada en una correlación para la presión de vapor de compuestos puros, ecuación 1.33).  Correlación de Kesler y Lee para Tbr = Tb/ Tc < 0.8. [11]. Donde: A= - 5.92714. B= 6.09648. C= 1.28862. D= - 0.169347. E= 15.2518. F= - 15.6875. G= - 13.4721. H= 0.43577. Tb [=] R, Tc [=] R, Pc [=] lbf/in2..  Correlación de Kesler y Lee para Tbr = Tb/ Tc > 0.8. [9]. Tb [=] R, Tc [=] R. Kw es el factor de Watson determinado con las ecuaciones 1.26 y 1.27.. 18.

(33) Capítulo 2. Experimentos PVT El comportamiento de fases y los datos volumétricos son elementos esenciales para la administración adecuada de yacimientos de petróleo; esta información es indispensable para evaluar las reservas, para desarrollar el plan óptimo de recuperación, y para determinar la cantidad y calidad de los fluidos producidos. 1 La mayoría de los fluidos de yacimientos son recuperados mientras la presión del yacimiento. va. disminuyendo,. la. temperatura. del. yacimiento. permanece. prácticamente constante en la mayoría de los métodos de recuperación. Por eso, la presión del yacimiento es la variable principal que determina el comportamiento de los fluidos durante el agotamiento a condiciones de yacimiento. Debido a esto, se realizan varias pruebas de laboratorio variando la presión del fluido (estas pruebas simulan los procesos de recuperación de fluidos de yacimiento). El principal énfasis es en los datos volumétricos a la temperatura de yacimiento y a la temperatura de la superficie, por eso el nombre datos PVT (presión-volumentemperatura).1 Los experimentos PVT están diseñados para estudiar y cuantificar el comportamiento de fases y las propiedades de un fluido de yacimiento a condiciones de explotación simuladas. La mayoría de las pruebas son experimentos de agotamiento, donde la presión de una muestra de una sola fase de fluido es disminuida en pasos sucesivos ya sea por incremento del volumen de fluido o removiendo parte de este.1 Los experimentos PVT son los siguientes: . Agotamiento a volumen constante (Constant Volume Depletion, CVD).. . Análisis composicional.. . Análisis de inyección de gas.. . Expansión a composición constante (Constant Composition Expansion, CCE).. . Expansión de liberación diferencial (Differential Liberation Expansion, DLE).. . Separación multietapa. 19.

(34) En la Tabla 2.1 se hace un resumen de los experimentos que pueden ser realizados en muestras de aceite (negro y volátil) y muestras de gas – condensado.2 Tabla 2.1. Análisis de laboratorio realizados en yacimientos de aceite y de gas-condensado. Gas-. Análisis de laboratorio. Aceite. Muestra del fondo del pozo. . . Composición recombinada. . . Destilación TBP de C7+. . . Destilación simulada de C7+. . . Expansión a composición constante. . . Separación multietapa. . . Expansión de liberación diferencial. . . Agotamiento a volumen constante. . . Inyección de gas. . . condensado.  = estándar,  = puede realizarse, y  = no se realiza.. 2.1 Composición de corriente de pozo Los estudios PVT usualmente están basados en una o más muestras tomadas durante una prueba de producción. Las muestras del fondo del pozo (bottomhole samples) se obtienen en un contenedor a alta presión durante el periodo inicial de producción o en una prueba de producción. Alternativamente, durante la prueba de producción se toman muestras del separador. El procedimiento de muestras del fondo del pozo es el método preferido para la mayoría de los yacimientos de aceite, mientras. que. el método. de muestras. recombinadas es usado. tradicionalmente para yacimientos de gas condensado.2 20.

(35) 2.1.1 Muestra del fondo del pozo La composición de la corriente original del pozo2 se presenta en la mayoría de los reportes PVT, también es usual reportar la gravedad específica y el peso molecular promedio de la fracción pesada. Experimentalmente, la composición de una muestra del fondo del pozo se determina siguiendo el siguiente procedimiento (Figura 2.1): 1. Hacer una separación tipo Flash a la mezcla a condiciones de estándar (presión de 1 atm y temperatura de 60 °F). 2. Medir los volúmenes a condiciones estándar de gas, V , y de aceite, V . 3. Determinar las fracciones másicas normalizadas, (w. y w ) de muestras a. condiciones estándar por cromatografía de gas. 4. Medir el peso molecular de aceite a condiciones estándar, M , y la gravedad específica, γ . 5. Convertir fracciones masa, w. y w , a fracciones mol normalizadas, yi y xi.. 6. Recombinar matemáticamente para obtener la composición de la corriente del pozo, zi.. Figura 2.1. Procedimiento para recombinar muestras del separador de una etapa para obtener la composición de la muestra del fondo del pozo. 21.

(36) A condiciones estándar el gas usualmente contiene menos del 1% mol de C7+ (compuesto principalmente de heptanos y octanos), mientras que el aceite contiene menos que el 1% de constituyentes ligeros (metano, etano y componentes que no son hidrocarburos). La Tabla 2.2 muestra la composición de una muestra de aceite del fondo del pozo, también se muestra la densidad a 60 ºF en g/cm3 y en grados API y la masa molecular promedio de la fracción pesada. Tabla 2.2. Composición de una muestra de aceite del fondo del pozo. Componente. Densidad a 60 ºF. Fracción. CO2. mol 0.0091. masa 0.0043. N2. 0.0016. 0.0005. metano. 0.3647. 0.0624. etano. 0.0967. 0.031. propano. 0.0695. 0.0327. i-butano. 0.0144. 0.0089. n-butano. 0.0393. 0.0244. i-pentano. 0.0144. 0.0111. n-pentano. 0.0141. 0.0109. n-hexano. 0.0433. 0.0397. heptanos + Total. 0.3329 1. 0.7741 1. °API. Masa molecular. 34.5. 218. [g/cm3]. 0.8515. 2.1.2 Muestras recombinadas La composición del aceite del separador se obtiene empleando el mismo procedimiento usado para muestras de aceite del fondo del pozo. Esto implica llevar el aceite del separador a condiciones estándar, medir las propiedades y composiciones del aceite y del gas resultante, y recombinar estas composiciones para obtener la composición del aceite del separador.. 22.

(37) El gas del separador es analizado por cromatografía de gases para determinar las fracciones masa, w , estas fracciones masa son convertidas a fracciones mol, yi, mediante el uso de la masa molar promedio de esa fase. En la Tabla 2.3 se presenta la composición en fracción mol del líquido del separador y del gas del separador para una muestra de gas y condensado, así como la composición en fracción mol de la muestra recombinada y las propiedades de la fracción pesada (densidad en grados API, densidad relativa y masa molar promedio).. Tabla 2.3. Composiciones de las corrientes del separador y de la corriente recombinada para una muestra de gas y condensado. Componente. Líquido del Gas del Muestra separador separador recombinada % mol. CO2. trazas. 0.22. 0.18. N2. trazas. 0.16. 0.13. metano. 7.78. 75.31. 61.92. etano. 10.02. 15.08. 14.08. propano. 15.08. 6.68. 8.35. i-butano. 2.77. 0.52. 0.97. n-butano. 11.39. 1.44. 3.41. i-pentano. 3.52. 0.18. 0.84. n-pentano. 6.50. 0.24. 1.48. hexanos. 8.61. 0.11. 1.79. heptanos +. 34.33. 0.06. 6.85. Total. 100. 100. 100. Propiedades de la fracción pesada °API del aceite Densidad relativa (60/60ºF) Masa molar promedio. 46.6 0.7946 143. 23. 0.795 103. 143.

(38) 2.2 Experimento PVT: expansión a composición constante El experimento de expansión a composición constante conocido por sus siglas en ingles como CCE (Constant Composition Expansion) se realiza en muestras de aceite volátil, aceite negro y gas condensado.. 2.2.1 Muestras de aceite La Figura 2.2 muestra esquemáticamente el procedimiento para llevar a cabo el experimento CCE en muestras de aceite (volátil ó negro), en esta prueba una celda se llena con una masa conocida del fluido de yacimiento y se lleva a condiciones de presión por encima de la presión de yacimiento para asegurar que el fluido se encuentre en una sola fase. La temperatura durante todo el experimento se mantiene constante e igual a la temperatura de yacimiento.2. Figura 2.2. Experimento expansión a composición constante para muestras de aceite volátil ó aceite negro. A la muestra en la celda se le va disminuyendo la presión hasta por debajo de la presión de saturación; el punto de saturación se determina visualmente al observar que se forma la primera burbuja de vapor en un aceite negro ó volátil y se reporta el valor de presión, debido a esto el experimento se lleva en una celda con mirilla.2. 24.

(39) El fluido es agitado a cada presión rotando la celda para evitar el fenómeno de “súper saturación” ó equilibrio meta estable, donde una mezcla permanece en una sola fase aunque debería existir en dos fases. Algunas veces la “súper saturación” ocurre de 50 a 100 psi debajo de la presión de burbuja de la mezcla. Se debe evitar la condición de súper saturación agitando la mezcla con cada cambio de presión, lo que permite una determinación más precisa del punto de burbuja. 2 A medida que la presión cruza por debajo del punto de burbuja el volumen se incrementa rápidamente porque el gas se desprende del aceite a un ritmo mucho mayor, produciendo un sistema altamente compresible. El volumen total se mide después de que la mezcla de dos fases alcanza el equilibrio. La presión se disminuye en decrementos que pueden ser de un tamaño de entre 5 a 200 psi por etapa, procurando alcanzar el equilibrio con cada cambio de presión. Cuando se alcanza la presión menor, normalmente el volumen total es de tres a cinco veces mayor que el volumen del punto de burbuja original.2 Para una muestra de aceite los datos reportados incluyen la presión de burbuja, Pb; la densidad del punto de burbuja, ρob, ó el volumen específico, vob, y la compresibilidad isotérmica, c. Los volúmenes totales son reportados relativos al volumen en el punto de burbuja, lo que se conoce como volumen relativo del sistema, Vr:. Donde: Vt es el volumen total del aceite o del aceite más el gas liberado y Vob es el volumen del aceite en el punto de burbuja. Los datos del volumen relativo vs la presión se trazan en una gráfica, y la curva resultante debe ser similar a la curva de la Figura 2.3. Para un aceite negro (lejos de su temperatura crítica) la discontinuidad del volumen en el punto de burbuja es notable, por tal motivo la presión y el volumen en el punto de burbuja se leen. 25.

(40) fácilmente en la intersección de las tendencias P-V en las regiones de una sola fase y dos fases.2. 4.0 3.5. Volumen relativo. 3.0 2.5 2.0 1.5 1.0 0.5 0.0 0. 1000. 2000. 3000. 4000. 5000. 6000. Presión [psig]. Figura 2.3. Volumen relativo vs presión de una muestra de aceite negro. Los aceites volátiles no presentan una clara discontinuidad en el comportamiento volumétrico en la presión del punto de burbuja, la curva P-V es prácticamente continua en la región del punto de saturación porque la compresibilidad del aceite es similar a la compresibilidad global del sistema en dos fases (compresibilidad efectiva). Esto hace difícil determinar el punto de burbuja en aceites volátiles en una celda sin mirilla.2 Los volúmenes totales para las presiones menores a la presión de burbuja se correlacionan mediante la función Y, definida como:. Donde: Vr es el volumen relativo, P es la presión y Pb es la presión en el punto de burbuja. 26.

(41) La gráfica de la función Y vs presión debe presentar una tendencia lineal si es que los datos experimentales son de buena calidad, en la Figura 2.4 se presenta una gráfica típica de la función Y vs presión para una muestra de aceite negro.. 3.5 3.0. Función Y. 2.5 2.0 1.5 1.0 0.5 0.0 0. 500. 1000. 1500. 2000. 2500. 3000. Presión [psig]. Figura 2.4. Función Y vs presión de una muestra de aceite negro.. 2.2.2 Muestras de gas y condensado En la Figura 2.5 se muestra esquemáticamente el procedimiento para llevar a cabo el experimento CCE en muestras de gas y condensado, esta prueba se realiza de la misma manera que para muestras de aceite pero para una muestra de gas y condensado se determina la presión en el punto de rocío.2 Los datos reportados para muestras de gas y condensado incluyen el volumen total relativo, Vrt (definido como el volumen del gas o gas más aceite dividido entre el volumen en el punto de rocío) y los factores de compresibilidad, Z, a presiones mayores e igual a la presión en el punto de rocío.2. 27.

(42) Figura 2.5. Experimento expansión a composición constante para muestras de gas y condensado. A presiones menores a la presión de rocío, se reporta el volumen relativo de aceite (Vor) que es la relación del volumen de aceite entre el volumen total de la mezcla de dos fases, cabe mencionar que algunos reportes PVT presentan el volumen relativo de aceite como la relación del volumen de aceite entre el volumen del sistema en la saturación. La mayoría de experimentos CCE para gases y condensados son realizados en una celda con mirilla.2. 2.3 Experimento PVT: separación multietapa La prueba de separación multietapa puede ser realizada en muestras de aceite (negro ó volátil) y de gas–condensado, la Figura 2.6 ilustra esquemáticamente como se realiza la prueba de separación multietapa.2 Al inicio del experimento la muestra del fluido de yacimiento se encuentra a la temperatura de yacimiento, Ty, y a la presión de saturación, Ps, en ese momento se mide el volumen de la muestra. Después la muestra se lleva a condiciones de presión y temperatura de la primera etapa del separador, debido a que la temperatura de la primera etapa es menor a la Ty y la presión de la primera etapa es menor a Ps en la primera etapa se forma una mezcla de dos fases.. 28.

(43) Prueba para aceite (negro o volátil) G ";'c'~"., etapa. Se para dorl. T, P,. T, P,. Aceit e 2da etapa. I ra etapa. Co ndi cio nes del tanqu e de nlmn cennmien to : T..."" = 60 ' F P..."" = 1 atm. Prueba para gas y condensado G ";'c'~"., etapa. Se para dorl. T, P,. T, P,. Aceite 2da etapa. I ra etapa. Co ndici ones del tanqu e de alm acenami ento : T..."" = 60 ' F P..."" = 1 atm P, > P,. Con: Dond e : Ty e s la te mperat uril de yacimie nt o p. e s la pre sión de rocío p. e s la pre sión de bu rbujil. T, P, T, P,. e s la te mperilt uril de liI prim eril eta pa e s liI pre sión de liI prim eril eta pa e s la te mperilt uril de liI segund a eta pa e s liI pre sión de liI segund a eta pa. Figura 2.6. Experimento PVT separación multietapa.. 29.

(44) El gas de la primera etapa se remueve totalmente y posteriormente se le mide el volumen, la cantidad de materia y la gravedad específica; si se requiere la composición molar del gas de la primera etapa, ésta se determina por cromatografía. Al aceite de la primera etapa de separación se le mide el volumen, la cantidad de materia y la gravedad específica, y posteriormente se lleva a las condiciones de la segunda etapa de separación (la temperatura de la segunda etapa de separación es menor a la temperatura de la primera etapa y la presión de la segunda etapa es menor a la presión de la primera etapa) donde nuevamente se forma una mezcla de dos fases. El gas de la segunda etapa se remueve totalmente y posteriormente se le mide el volumen, la cantidad de materia y la gravedad específica; si se requiere la composición molar del gas de la segunda etapa, ésta se determina por cromatografía. Al aceite de la segunda etapa de separación se le mide el volumen, la cantidad de materia y la gravedad específica. El proceso se repite hasta que se alcanzan las condiciones del tanque de almacenamiento (P=1 atm, T= 60 °F), en este punto se mide el volumen de aceite a condiciones del tanque de almacenamiento y la gravedad específica. En la mayoría de las pruebas de separación multietapa se emplean dos ó tres etapas de separación. Generalmente se realizan varias pruebas de separación multietapa para ayudar a seleccionar las condiciones que maximicen la producción de aceite en el tanque de almacenamiento.2 En la prueba de separación multietapa se reportan principalmente:  Los valores de la relación gas/aceite, GOR, como:. 30.