El documento describe el comportamiento de fases de los hidrocarburos. Explica que la presión, el volumen y la temperatura determinan las fases presentes. Describe el equilibrio de fases para hidrocarburos puros, mezclas bicomponentes y multicomponentes usando diagramas presión-volumen-temperatura. También clasifica los reservorios de hidrocarburos dependiendo de su composición, presión y temperatura iniciales.

1. COMPORTAMIENTO DE FASE
DE LOS HIDROCARBUROS

2. COMPORTAMIENTO DE FASE
El comportamiento de fase de los hidrocarburos del
reservorio petróleo-gas natural depende de la presión,
del volumen ocupado y de la temperatura. Este
comportamiento de fase se describe mediante
mediciones de laboratorio como ANALISIS PVT.
Para comprender mejor el comportamiento de fase
del petróleo (mezcla compleja de hidrocarburos), se
comenzará por describir el equilibrio de fase de un
hidrocarburo puro, de una mezcla bicomponente y de
mezclas multicomponentes.

3. HIDROCARBURO PURO
En una celda PVT, se llena con etano líquido a 15 o
C a 70 Bar.
de presión inicial. Se evolución isotermica se representa en el
diagrama P-V.
Si el volumen ocupado por etano se
aumenta, deslizando el pistón, la
Presión disminuye hasta que
aparece la primera burbuja de gas
(este es el Punto de Burbuja)
Aumentos posteriores en el
volumen no originan cambios en la
presión, solo se vaporiza más liquido
a Temperatura constante.
Esta situación se mantiene hasta la
total vaporización del líquido (este es
el punto de rocio).
Si se sigue aumentando el volumen
la presión disminuye
hiperbólicamente.

4. HIDROCARBURO PURO
Se muestra una serie de expansiones similares a la descrita,
pero a diferentes temperaturas, la figura representa el diagrama
tridimensional PVT del etano.
La figura muestra las
condiciones PVT, en las que el
etano forma una fase liquida,
gaseosa o ambas.
El conjunto de los puntos de
burbuja a distintas
temperaturas forma la línea de
burbuja, de igual forma la línea
de rocío.
Ambas se unen en el punto
crítico, donde las propiedades
de las fases liquida y gaseosa
se asemejan.
Las dos líneas, la de puntos de burbuja y la de puntos de rocio, se
proyectan en el plano PT como una única curva denominada presión
de vapor, que termina en el punto crítico

5. MEZCLA DE DOS HIDROCARBUROS
Estudiemos el comportamiento de una mezcla tal como la de
metano y pentano al 50%. En la figura se muestran las curvas
de presión de vapor de los componentes puros en el plano P-T.

6. MEZCLA DE DOS HIDROCARBUROS
Se parte de un estado líquido por
encima de la envolvente punto A´, y
se disminuye la presión. Al alcanzar
la curva de puntos de burbuja, el
punto A, tiene todavía una
composición 50 % etano y 50 %
pentano, pero si continua hacia
abajo, las primeras burbujas de gas
estarán mas enriquecidas en etano,
el componente más volátil.
A medida que la presión descienda y
el gas se libere, el gas aumentará su
porcentaje en pentano hasta que
sobre la curva de puntos de rocio se
reconstituya un gas cuya mezcla es al
50 %.
La forma de la envolvente varía si el
porcentaje de etano y pentano no es
del 50 %.
Diagrama de fases para una mezcla
50 % metano y 50 % pentano.

7. MEZCLA MULTICOMPONENTES
En la figura se muestra el diagrama P-T para una mezcla multicomponente
con una composición especifica en general. Estos diagramas P-T de mezcla
multicomponente sirva para:
1.- Clasificar los reservorios
2.- Clasificar la producción natural de los sistemas de hidrocarburos
3.- Describir el comportamiento de fase de los sistemas de hidrocarburos.

8. Comportamiento de Fases
Fase a una parte homogénea de un sistema que es
físicamente distinta y separada de otras partes del
sistema por limites bien definidos.
Las fases mas importantes que se cubren en un
reservorio son:
Fase Liquida, petróleos o condensados
Fase Gaseosa, gases naturales
Con cambios de presión y temperatura algunos de estos
hidrocarburos simples pasan de una fase a otra en forma
parcial o total.

9. Comportamiento de Fases
 Las fases tienen propiedades que pueden ser intensivas o
extensivas.
 Las propiedades intensivas son independientes de la cantidad de
materia, como la densidad, el factor de compresibilidad.
 Las propiedades extensivas son dependientes de la cantidad de
materia, como el volumen y la masa.
 La temperatura representa la medida física de la energía cinética
de la moléculas de un determinado material en este caso los
hidrocarburos.
 La presión es una reflexión del número de veces que las
moléculas del material colisionan con las paredes del recipiente
que los contiene, en este caso la roca reservorio.
 Las fuerzas intermoleculares son aquéllas relacionadas con la
atracción o repulsión entre moléculas del material

10. Factores físicos que controlan el
comportamiento de fases
Presión
Temperatura
Atracción Molecular
Repulsión Molecular
Confinan las
Moléculas
Dispersan las
moléculas

11. Diagrama de Fases de una Mezcla
Cricondenterma (Tct).- Es definido
como la máxima temperatura
encima de la cuál el líquido no
puede ser formado sea cual se la
presión (punto E).
Cricondenbar (Pcb). Es la máxima
presión encima de la cual el gas no
puede ser formado sea cual sea la
temperatura (Punto D).
Punto Crítico. Para una mezcla
multicomponente es referido como
el estado de presión y temperatura
a la cuál todas las propiedades
intensivas de las fases de gas y
líquido son iguales (Punto C).
Región de dos Fases. La región
encerrada por la curva de punto de
burbuja y la curva de punto de rocío
(línea BCA), donde el gas y el
liquido coexisten en equilibrio

12. Diagrama de Fases de una Mezcla
Líneas de Calidad.- Las líneas
discontinuas dentro del diagrama de
fase son llamadas líneas de calidad,
ellos describen las condiciones de
presión y temperatura para
volúmenes iguales de líquidos. Note
que las líneas de calidad convergen
en el punto crítico (punto C).
Curva de Punto de Burbuja.- La
curva de punto de burbuja (línea
BC) es definida como la línea que
está separando la región de la fase
líquida de la región de dos fases.
Curva de Punto de Rocio.- La
curva de punto de rocio (línea AC)
es definida como la línea que está
separando la región de la fase vapor
de la región de dos fases.

13. CLASIFICACION DE LOS
FLUIDOS EN EL RESERVORIO

14. CLASIFICACION DE LOS
RESERVORIOS
Los reservorios de hidrocarburos se clasifican de
acuerdo a:
La composición de los mezcla de los hidrocarburos
del reservorio
Presión y Temperatura inicial del reservorio
Presión y Temperatura de producción en superficie.

15. CLASIFICACION DE LOS
RESERVORIOS
En general, los reservorios son convenientemente
clasificados en las bases de la ubicación del punto
que representa la presión inicial de reservorio Pi, y la
temperatura T con respecto al diagrama de presión-
temperatura del fluido de reservorio.
Por lo tanto, los reservorios pueden ser clasificados
dentro de básicamente dos tipos que son:
Reservorios de petróleo. Si la temperatura del
reservorio Tr, es menor que la temperatura crítica Tc,
del fluido del reservorio.
Reservorios de gas. Si la temperatura del
reservorio Tr, es mayor que la temperatura crítica Tc,
del fluido del reservorio.

16. RESERVORIOS DE PETROLEO
Dependiendo de la presión de reservorio inicial Pi, los
reservorios de petróleo pueden ser subclasificados
dentro de las siguientes categorías.
Reservorios de petróleo bajo saturados. Si la presión
inicial del reservorio Pi, (como es representado por el
punto 1 ) es mayor que la presión del punto de burbuja
Pb, del fluido de reservorio. El reservorio es llamado
un reservorio de petróleo bajo saturado.

17. RESERVORIOS DE PETROLEO
Reservorio de petróleo saturados. Cuando la presión
de reservorio inicial, Pi, es igual a la presión del punto
de burbuja, (como representamos en la figura por el
punto 2), el reservorio es llamado como reservorio de
petróleo saturado.
Reservorio con capa de gas. Si la presión de
reservorio inicial Pi, está por debajo de la presión del
punto de burbuja del fluido del reservorio (como se
indica por el punto 3), el reservorio es llamado
reservorio con capa de gas o reservorio de dos fases,
en la cual el gas o la fase vapor esta sobre una fase
de petróleo.

18. RESERVORIOS DE PETROLEO

19. RESERVORIOS DE PETROLEO
Los petróleos cubren un amplio rango en las
propiedades físicas y composiciones químicas, y es a
menudo importante tener la habilidad de agruparlos
dentro de amplias categorías, generalmente los
petróleos crudos son comúnmente clasificados dentro
de los siguientes tipos.
Petróleo Negro Ordinario
Petróleo de bajo encogimiento
Petróleo de alto encogimiento (volátil)
Petróleo cerca al punto critico

20. PETROLEO NEGRO ORDINARIO
La clasificaciones son esencialmente basadas sobre
las propiedades exhibidas por el petróleo crudo,
incluyendo las:
Propiedades físicas
Composición
Relación gas – petróleo
Apariencia
Diagramas de fase presión-temperatura.

21. PETROLEO NEGRO ORDINARIO
Debe notarse que las líneas de calidad las cuales son
aproximadamente equitativamente espaciados
caracterizan este tipo de diagrama de fase de petróleo
negro.

22. PETROLEO NEGRO ORDINARIO
Siguiendo la trayectoria de la reducción de presión
como se indica por la línea vertical EF, la curva de
encogimiento de líquido se aproxima a una línea recta
excepto a muy bajas presiones
Un petróleo negro ordinario
usualmente produce:
Relaciones de gas petróleo
entre 200 y 700 scf/STB
Gravedades de petróleo de
15 a 40 o
API.
El petróleo en tanque es
usualmente de color marrón
a verde oscuro.

23. Petróleo de Bajo Encogimiento
El diagrama es caracterizado por líneas de calidad que están
estrechamente espaciadas cerca a la curva de rocío.
Recuperación sustancial de líquido a condiciones de separador
como es indicado por el punto G sobre la línea de calidad de 85 %.

24. Petróleo de Bajo Encogimiento
La curva de encogimiento de líquido, muestra las
características de esta categoría de petróleo crudo.
Las otras propiedades asociadas a este tipo de crudo
son:
Bo < 1.2 Bbl/STB
Relación gas petróleo
menor que 200 scf/STB
Gravedades de petróleo
menor que 35 o
API.
El petróleo en tanque es
usualmente de color negro y
oscuro.

25. Petróleo Alto Encogimiento (Volátil)
Note que las líneas de calidad están estrechas cerca a la curva
de punto de burbuja y son más ampliamente espaciadas a bajas
presiones.
Baja recuperación de liquido a condiciones de separador como
es indicado en el punto G

26. Petróleo Alto Encogimiento (Volátil)
Este tipo de petróleo es comúnmente caracterizado por un alto
encogimiento de líquido inmediatamente debajo del punto de
burbuja como se muestra en la figura. Las otras propiedades
características de este petróleo incluyen:
Bo < 2.0 Bbl/STB
Relación gas petróleo entre
2000 y 3200 scf/STB
Gravedades de petróleo
entre 45 y 35 o
API.
El petróleo en tanque es
usualmente de color
verdoso a naranja

27. Petróleo Cerca al Punto Critico
la temperatura del reservorio T esta cerca de la temperatura
crítica Tc,
las líneas de calidad convergen al punto crítico, una caída de
presión isotérmica (linea EF ) puede encoger el petróleo crudo
desde 100% del volumen de HC poral en el punto de burbuja
hasta 55 % o menos a una presión de 10 a 50 psi por debajo del
punto de burbuja.

28. Petróleo Cerca al Punto Critico
La característica de encogimiento de este tipo de reservorio es
mostrado en la figura. Este petróleo es caracterizado por:
Bo >= 2.0 Bbl/STB
Alta Relación gas petróleo
más de 3200 scf/STB
La composición son
usualmente caracterizados:
12.5 a 20 % mol de C7+
35 % o más de C2H4-
C6H14 y resto metano

29. Encogimiento de líquido para
sistemas de petróleo
La figura compara las forma característica de la curva de
encogimiento de líquido para cada tipo de petróleo.
a). Petróleo de bajo
encogimiento
b). Petróleo Negro
Ordinario
c). Petróleo de alto
encogimiento (volátil)
d). Petróleo cerca al
punto critico

30. RESERVORIOS DE GAS
En general si la temperatura del reservorio Tr, es mayor que la
temperatura crítica Tc, del sistema de hidrocarburos, el
reservorio es clasificado como un reservorio de gas natural.
Sobre las bases de sus diagramas de fases y las condiciones de
reservorio, los gases naturales pueden ser clasificado en
Gas Condensado – Retrogrado
Gas Condensado Cerca al Punto Critico
Gas Húmedo
Gas Seco

31. GAS CONDENSADO - RETROGRADO
Si la temperatura del reservorio Tr está entre la Temperatura
Crítica Tc y la cricondenterma Tct del fluido.
Considere las condiciones iniciales
del reservorio de gas retrógrado, el
punto 1 (fase vapor, presión
encima del punto de rocio Sup.)
A medida que la presión de
reservorio disminuye
isotérmicamente, debido a la
producción, desde el punto 1 al
punto 2.
Esto provoca que la atracción
entre las moléculas de los
componentes livianos y pesados
se vayan distanciando. A medida
que ocurre esto, la atracción entre
las moléculas de componentes
más pesados sea más efectiva y
asi el líquido empiece a
condensarse.

32. GAS CONDENSADO - RETROGRADO
Este proceso de condensación
retrograda continua con la
disminución de presión hasta que
la condensación de liquido alcanza
su máximo en el punto 3.
Futura reducción en la presión,
permite que las moléculas pesadas
comiencen el proceso normal de
vaporización, en el punto 4.
El proceso de vaporización
continúa hasta que la presión de
reservorio alcance la presión de
curva de rocío inferior. Esto
significa que todo el líquido que se
formó debe vaporizarse porque el
sistema es esencialmente todo
vapor en el punto de rocío más
bajo.

33. GAS CONDENSADO - RETROGRADO
Las características físicas
asociadas a este categoría
son:
Relación gas-petróleo entre
8000 a 70000 scf/STB.
Gravedad del condensado
mayor a 50º API
El líquido en el tanque es
usualmente es blanco agua
ligeramente coloreado.
La figura muestra una curva de encogimiento de líquido típico
para un sistema de condensado.
En la mayoría de los reservorios de gas condensado, el volumen
de líquido de condensado rara vez excede más del 15 al 19%
del volumen poral, está saturación no es la suficiente para
permitir el flujo de líquido.

34. Reservorio de gas condensado cerca al
punto critico
Si la temperatura del reservorio Tr está cerca de la Temperatura
Crítica Tc.
El comportamiento volumétrico de
esta categoría de gas natural es
descrita a través de la declinación
de presión isotérmica (línea 1-3).
Debido a que las líneas de calidad
convergen en el punto crítico, una
rápida restitución de líquidos
ocurrirá inmediatamente debajo
del punto de rocío mientras la
presión es reducida al punto 2.
Este comportamiento puede ser
justificado por el hecho de que
varias líneas de calidad son
cruzadas muy rápidamente por
una reducción de presión
isotérmica.

35. Reservorio de gas condensado cerca al
punto critico
Se muestra la curva de encogimiento de liquido para reservorios
de gas condensado cerca al punto critico.
En el punto donde los líquidos cesan de restituir y empieza a
encogerse otra vez, el reservorio va de la región retrógrada a la
región normal de vaporización.

36. RESERVORIO DE GAS HUMEDO
La temperatura del reservorio Tr, está por encima de la
cricondenterma Tct de la mezcla de HC..
El fluido de reservorio
permanecerá siempre en la región
de fase vapor a medida que el
reservorio es depletado
isotérmicamente, a lo largo de la
línea vertical A-B.
Mientras el gas producido fluye
hacia la superficie, sin embargo, la
presión y la temperatura del gas
declinará. Si el gas entra a la
región de dos fases, una fase
líquida condensará fuera del gas y
es producido en los separadores
de superficie.
Por tal razón nunca se integran
las dos fases en reservorio (solo

37. RESERVORIO DE GAS HUMEDO
Los reservorios de gas húmedo son caracterizados por las
siguientes propiedades
Relación gas petróleo entre 60000
y 100000 scf/STB
Gravedad del petróleo en tanque,
mayor 60 oAPI
El líquido es color blanco agua.
A condiciones de separador caen
en la región de las dos fases
Metano entre 75 y 90 % mol

38. RESERVORIO DE GAS SECO
La mezcla de HC existe como gas en el reservorio y en las
facilidades de superficie.
El único líquido asociado con el
gas de un reservorio de gas
seco es el agua..
Usualmente un sistema que
tiene una relación gas-petróleo
mayor que 100000 scf/STB es
considerado un gas seco.
El gas es mayoritariamente
metano (% C1 >95 %)

39. PRACTICO # 1
En la figura se presenta un diagrama P-V, para una mezcla de
hidrocarburos.
Linea
de
Rocio

40. PRACTICO # 1
Dibuje el diagrama P-T, con la curva de puntos de burbuja y de
puntos de rocío. Analice la forma del diagrama P-T y explique a
que tipo de mezcla de hidrocarburos corresponde. Si la mezcla
se encuentra en un reservorio a 25 bar. y 190 o
C: ¿Clasificaría el
fluido como saturado o como subsaturado ¿Por qué?

41. SOLUCION # 1
Del diagrama P-V se encuentran los siguientes valores de la
tabla:
Temperatura (o
C) Presión de
burbuja (bar)
Presión de rocio
(bar)
150 9.8
175 15.2 11.9
200 22.2 18.6
215 26.5 23.3
230 31.6 29.6
233 31 31

42. SOLUCION # 1
Del diagrama P-V se encuentran los siguientes valores de la
tabla:
DIAGRAMA P-T
0
5
10
15
20
25
30
35
140 160 180 200 220 240
TEMPERATURA (oC)
Presión(bar)
Línea de Burbuja Línea de Rocío
Punto Crítico
LIQUIDO
GAS
A

43. SOLUCION # 1
El diagrama P-T presenta una angosta zona comprendida entre
las líneas de burbuja y de rocío. Esto es característico de una
mezcla de hidrocarburos de pocos componentes cuyos
comportamientos son similares.
El punto crítico de la mezcla es:
Tc=233 o
C= 911 o
R
Pc=31 bar=456 psi.
Y corresponde a valores comprendidos entre los del pentano y
el hexano.
Si la mezcla se encontrará hipotéticamente en un reservorio a
25 bar y 90 o
C (punto A en el dibujo), el fluido se clasificaría
como subsaturado. Pues el punto A se encuentra por encima de
la línea de puntos de burbuja.

44. PRACTICO # 2
En la figura se presenta un diagrama P-T, para un hidrocarburo
contenido en un reservorio.

45. PRACTICO # 2
Se han encontrado reservorios subsaturados de este fluido a las
temperaturas marcadas como A, B y C en el diagrama.
a)Construya un gráfico con los volúmenes de líquidos
producidos (ordenadas) vs. Presión (abscisas), cuando
expanden muestras de A, B, y C desde una presión inicial de
265 Atm. La expansión se hace en una celda PVT en el
laboratorio.
b)¿Qué tipo de comportamiento representan las tres muestras
de hidrocarburos?

46. PRACTICO # 13
Se han encontrado reservorios subsaturados de este fluido a las
temperaturas marcadas como A, B y C en el diagrama.
a)Construya un gráfico con los volúmenes de líquidos
producidos (ordenadas) vs. Presión (abscisas), cuando
expanden muestras de A, B, y C desde una presión inicial de
265 Atm. La expansión se hace enuna celda PVT en el
laboratorio.
b)¿Qué tipo de comportamiento representan las tres muestras
de hidrocarburos?