Los hidrocarburos son producidos frecuentemente con impurezas no de base de los hidrocarburos. Los más comunes incluyen el agua, dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno, y nitrógeno. Hemos discutido en detalle el comportamiento de fases agua-hidrocarburos en nuestro Previos del Mes (PDM) de Octubre y Noviembre del 2007. Como el agua posee baja presión de vapor y es virtualmente inmiscible en la fase líquida del hidrocarburo, no presenta un efecto significativo en la descripción de la envolvente de fases excepto a altas temperaturas, y bajas presiones.

El impacto cualitativo del CO2, H2S, y N2   sobre el diagrama de fases de un gas o HC líquido rico se presenta en la Figura 4.9 de la página 100 en la referencia [1]. Como se muestra en la Figura 4.9 a, y b tanto del CO2 y el H2S reducen la cricondenbárica de la mezcla. Si se agregan suficientes cantidades de los componentes CO2, y H2S al fluido del yacimiento y la presión de éste se mantiene por encima de la envolvente, existe una fase densa del fluido. Aun cuando el mecanismo actual es más complejo, es esta solubilidad la que proporciona la potencia principal de proyectos de recuperación mejorada por desplazamiento miscible. Los componentes del LGN tales como el etano, propano, y butano presentan un efecto similar. Con las crecientes consideraciones de impacto ambiental asociadas con la inyección de los gases agrios (CO2 y/o H2S) en los yacimientos, y la recuperación mejorada, un buen entendimiento del impacto sobre el comportamiento fásico es esencial.

El Nitrógeno, al contrario, incrementa la cricondenbárica, y disminuye la miscibilidad. Se aplica en ocasione para el mantenimiento de presión. Existen también algunos proyectos de irrigación (desplazamiento) miscible con nitrógeno.

En este PDM, estudiaremos el impacto del CO2, H2S, y N2 sobre el comportamiento de fases en los distintos fluidos de yacimientos tales como el petróleo negro, crudo volátil, y gas rico. Los diagramas de fases, generados por simulación numérica, indicando el impacto cuantitativo, son presentados y discutidos.

La ecuación de estado (EDE) Peng Robinson (PR) [2], opción ProMax [3] fue aplicada para lograra todos los cómputos en este estudio. Cuando se trata de gases de alto contenido de nitrógeno, se debe ejercer cautela en la verificación del a ecuación de estado en su manejo de estos constituyentes. En general es razonable asumir que las ecuaciones de estado son incorrectas en el modelaje de las propiedades termodinámicas, y comportamiento de fases de los sistemas conteniendo altas concentraciones de los gases agrios, y el nitrógeno. La verificación de la data experimental es recomendable antes de aceptar los resultados de estas ecuaciones de estado.

Casos en Estudio:
Crudo Volátil: Las Figuras 1, 2, y 3 presentan el impacto del CO2, y H2S y sus mezclas sobre el comportamiento fásico de un crudo volátil. Las composiciones del crudo liviano, y el gas agrio empleado para generar estas dos figuras se presentan en la Tabla 1. Para la propiedades (punto de ebullición ponderado, peso molecular, y densidad relativa de un número de carbono unitario (SCN)), véase la Tabla 3.3 en la página 64 de la referencia [1]/ Tanto el CO2, y el H2S reducen la cricondenbárica del crudo volátil. Estos comportamiento cuantitativos se ven cónsonos con los cualitativos indicado en la Figura 4.9 a, y b. La Figura 3 presenta el impacto de iguales fracciones del CO2, y H2S sobre la envolvente del crudo volátil. El próximo efecto se ubica casi en el medio del impacto del CO2, y H2S. En las tres figuras, el punto crítico de la mezcla se desplaza considerablemente hacia la izquierda. El punto de la cricondenterma igual se desplaza hacia la izquierda mientras aumenta la concentración del gas agrio. El impacto neto es el incremento de miscibilidad, disminución de la región bi fásica, y la ampliación de la región líquida. Todos estos aspectos son positivo para la recuperación mejorada del crudo.

Figura 1. Impacto de la concentración del CO2 sobre el diagrama de fases del crudo volátil

Gas Rico: Las composiciones del gas rico, y los no-hidrocarburos usados para generar las Figuras 4,5, y 6 se muestran en la Tabla3. Las Figuras 4,5, y 6 presentan el impacto del  N2, CO2, yH2S sobre el comportamiento de fases del gas rico respectivamente. Como se observa en la Figura 4, el N2 aumenta la cricondenbárica del gas rico. Este rendimiento cuantitativo se ve de acuerdo con lo cualitativo de la Figure 4.8 c. El nitógeno aumenta la cricondenbárica, desplaza el punto crítico hacia la izquierda y disminuya la miscibilidad; de manera que es mejor su aplicación para el mantenimiento de presión. La miscibilidad se logra solo a muy altas presiones. Nótese que para el caso de 60% molar en la Figura 3, la curva del punto de burbuja, y el punto crítico se ven anormal, lo cual indica que la ecuación de estado y/o los parámetros de interacción binara se ven incapaces en manejar las altas concentraciones del N2.

Figura 2. El impacto de la concentración del H2S sobre la envolvente del crudo volátil

Figura 3. Impacto de la concentración del gas agrio (iguales moles de H2S, y CO2) sobre la envolvente del crudo volátil

La Figura 5 presenta el impacto de la concentración del CO2 sobre la envolvente del gas rico. Como del caso del crudo volátil, el CO2 reduce la criondenbárica, desplaza la cricondenterma hacia la derecha, pero desplaza el punto crítico hacia la derecha.

La Figura 6 presenta el impacto de la concentración del H2S sobre la envolvente del gas rico. Tanto el punto crítico así como la cricondenterma se desplazan hacia la derecha al aumentar el H2S, pero la cricondenbárica no se ve reducida como en el caso del CO2.

Petróleo(Crudo) Negro: Las Figuras 7, y 8 presentan el impacto del  CO2 and H2S sobre el comportamiento de fases del petróleo negro. Las composiciones de éste y el gas agrio aplicados para generar las figuras se muestran en la Tabla 3.

Como se observa en la Figura 7, al contrario del caso del crudo volátil, la cricondenbárica aumenta mientras se incrementa el contenido del CO2, pero tanto los puntos de la cricondenterma, y el crítico se desplazan hacia la izquierda. Comparado con la Figura 1 para el crudo volátil, el impacto del CO2 sobre la envolvente del crudo negro se ve reducido.

Tabla 1. Composición del crudo volatile aplicados para generar las Figuras 1, 2, y 3.

Gas Agrio = H2S, CO2, o mezclas molares iguales de H2S, y CO2 .

El impacto del H2S sobre este crudo negro es similar a su impacto del crudo volátil (Figura 2). Como se muestra en la Figura 8, H2S reduce la cricondenbárica de este petróleo negro. El punto crítico se desplaza considerablemente hacia la izquierda. La cricondenterma también se desplaza a la izquierda mientras aumenta la concentración del H2S. El impacto neto es el incremento en la miscibilidad, disminuyendo la región bi-fásica, y ampliando la región líquida. El impacto del H2S sobre este crudo negro es menor comparado con el crudo volátil mostrado en la Figura 2.

Figura 4. El impacto de la concentración del N2 sobre la envolvente del gas rico.

Figura 5. El impacto de la concentración del CO2 sobre la envolvente del gas rico

Figura 6. El impacto de la concentración del H2S sobre la envolvente del gas rico.

Tabla 2. Composición del gas rico empleado para generar las Figuras 4, 5, y 6

Los No-Hidrocarburos = N2, H2S, o CO2

Figura 7. El impacto de la concentración del  CO2 sobre la envolvente del crudo negro

Figura 8. El impacto de la concentración del H2S sobre la envolvente del crudo negro

Tabla 3. Composición del crudo negro empleado para generar las Figuras 7, y 8.

*Para las propiedades (punto ponderado de ebullición, peso molecular y densidad relativa para un número de carbono único (SCN)), véase la Tabla 3.3 página 64, referencia [1]

Conclusiones:
El análisis de las Figuras 1 al 8 indica que el impacto de los compuestos no-hidrocarburos sobre cualquier fluido de yacimiento depende del tipo/naturaleza y composición del fluido contenido en el yacimiento. El tipo del no-hidrocarburo, así como su concentración también juega un papel importante. La inyección de los gases agrios en  un yacimiento cambia el comportamiento de fases, y las propiedades termodinámicas de los fluidos del yacimiento. Aun cuando no discutido en este PDM, la inyección del CO2 con fines de la recuperación mejorada puede incurrir en la deposición de los asfaltenos, y el taponamiento del medio poroso del yacimiento y las facilidades de superficie. Dependiendo de las composiciones, presiones, y temperaturas, se presenta la posibilidad de un comportamiento de fases de mayor complejidad. Múltiples fase líquidas (en adición a la fase acuosa), y/o sólidos pueden presentarse.

Es importante emplear las herramientas, y una ecuación de estado acertada dentro del conjunto algorítmico (software) de simulación para generar el diagrama de fases correcto. Es recomendado verificar la certeza de los modelos termodinámicos contra data experimental/de campo antes de generar cualquier diagrama de fases. La ecuación de estado debe ser entonada para reproducir el equilibrio vapor-líquido medido en el laboratorio para un muestra ejemplar del fluido del yacimiento antes de ejecutar cualquier estudio/decisión. Los resultados mostrados en este PDM reflejan los casos específicos estudiados y no han sido validados con datos actuales. Estos resultados deben tomarse solo como una guía.

Para informarse adicionalmente sobre casos similares y como minimizer los problemas operacionales, sugermios su asistencia a nuestras sesiónes  G40 (Process/Facility Fundamentals), G4 (Gas Conditioning and Processing), P81 (CO2 Surface Facilities), and PF4 (Oil Production and Processing Facilities).

La Consultoría John M. Campbell (JMCC) está en capacidad de  proveer sus pericias termodinámicas para los proyectos de procesamiento así asegurando que el modelo de procesos desarrollado sea el más preciso posible. Para mayor información sobre los servicios ofertados por la JMCC, les invitamos visitar nuestra dirección en la red:  www.jmcampbellconsulting.com.

By: Dr. Mahmood Moshfeghian

Traducido al Español por: Dr. Frank E. Ashford

Reference:

  1. Campbell, J. M. “Gas conditioning and processing, Volume 1: Fundamentals,” John M. Campbell and Company, Norman, Oklahoma, USA, 2001.
  2. Peng, D. Y., and Robinson, D. B., Ind. Eng. Chem. Fundam., Vol. 15, p. 59, 1976.
  3. ProMax 3.2, Bryan Research and Engineering, Inc., Bryan, Texas, 2011.