Search
  • Angel Perez

Caracterización de la fracción pesada C7+



I. INTRODUCCIÓN


Las mezclas de aceite pueden contener miles de componentes y un número tan alto no es práctico de manejar en los simuladores de proceso y transporte comerciales. Algunos de los componentes deben ser agrupados y representados como pseudocomponentes para lo que se utiliza la caracterización C7+ que consiste en representar los hidrocarburos con 7 y más átomos de carbono como un numero conveniente de pseudocomponentes y encontrar las ecuaciones necesarias para determinar sus propiedades fisicoquímicas. La caracterización numérica de los fluidos involucrados es uno de los aspectos iníciales y principales para la elaboración de un modelo de Simulación de Proceso y Transporte, debido a que de ésta depende la buena representación del comportamiento de las corrientes en las instalaciones superficiales. En la caracterización de los fluidos se busca generar un modelo numérico que reproduzca adecuadamente el comportamiento de dichos fluidos.


Para llevar a cabo la caracterización de la fracción pesada de los pozos se utilizan softwares basados en la expansión de la fracción pesada de Katz, Pedersen. La metodología es descrita en el libro “Phase Behaviour of Petroleum Reservoir Fluids” o en el articulo “Cubic Equations of State Applied to HT/HP and Highly Aromatic” y una hoja de cálculo de nombre “Composicional LT” elaborada por el mismo autor que contiene ecuaciones en función del número único de carbonos, descrito en el libro de “PVT and Phase Behaviour of Petroleum Reservoir Fluids”.



II. TEORÍA DE LA CARACTERIZACIÓN DE CRUDOS


Los fluidos del yacimiento están constituidos por miles de componentes, en la práctica esto impone dos restricciones:


  1. No es posible identificar completamente todos los componentes del fluido.

  2. Los cálculos del comportamiento de fases para sistemas con gran número de componentes no son prácticos en una simulación composicional.


Por lo anterior, se requiere de la caracterización numérica de los fluidos para lograr la construcción de los modelos de simulación.


Para realizar los cálculos del equilibrio de fases de la composición de los fluidos del yacimiento mediante una ecuación de estado cúbica, la temperatura crítica (TC ), la presión crítica (PC ), y el factor acéntrico (ω), son necesarios para cada componente que figura en la mezcla. Además, un parámetro de interacción binaria (kij) es necesario para cada par de componentes. Adicionalmente, si se utiliza una ecuación de estado con corrección de volumen (Por ejemplo, Peneloux et al., 1982), un parámetro de cambio de volumen se le debe asignar a cada componente.



II.1 TIPOS DE COMPONENTES


Los componentes contenidos en las mezclas de aceite y gas condensado se pueden dividir en tres clases:


  • Componentes definidos: Los componentes definidos que figuran en los fluidos del yacimiento de petróleo son N2, CO2, H2S, C1, C2, C3, iC4, nC4, iC5, nC5 y C6 (la fracción C6 suele ser considerado como puro aunque también pueden estar presentes componentes ramificados y cíclicos). Para estos componentes TC, PC y ω se pueden determinar experimentalmente y cuyos valores los podemos encontrar en literatura de termodinámica aplicada.


  • Fracción C7+: Cada fracción C7+ contiene hidrocarburos con puntos de ebullición dentro de un determinado intervalo de temperatura y es fundamental tener en cuenta la diversidad de componentes de hidrocarburos contenidos en la fracción. Esta fracción contendrá típicamente compuestos parafinicos (P), naftenicos (N), y aromáticos (A), para estos compuestos la densidad aumenta en el orden P, N, y A, cuanto mayor sea la densidad mayor será la fracción de aromáticos. Esta dependencia de la densidad se refleja en las correlaciones de Pedersen et al (1989 y 1992) donde TC (K), PC (Atm) y ω de una fracción de numero de carbono se expresan en términos de su peso molecular M (g/mol) y la densidad ρ (G/cm3), a condiciones atmosféricas.


  • Fracción más: La fracción más contiene los componentes que son demasiado pesados para ser separados en las fracciones C7+. La caracterización de la fracción más implica la estimación de la distribución molar, es decir la fracción mol contra número de carbono, la estimación de TC, PC y ω de las fracciones resultantes de número de carbonos y el agrupamiento de dichas fracciones en un número razonable de pseudocomponentes. Pedersen et al propone que los fluidos del yacimiento para un numero de carbonos (CN) por encima del C6 muestran una relación lineal aproximada entre el número de carbono y el logaritmo de su correspondiente fracción mol. Esto sugiere que las fracciones molares con número de carbono más pesados que el C19 se pueden determinar por extrapolación.



III. CARACTERIZACIÓN DE CRUDOS


Para la caracterización de fluidos a partir de análisis de laboratorio existen dos métodos:


  1. Con Análisis PVT.

  2. Con Análisis TBP (True Boiling Point).


Para desarrollar este artículo se utilizará la caracterización con Análisis PVT por ser la información disponible para los pozos representativos.


Para fines de caracterización, los componentes contenidos en el aceite y el gas de las mezclas se dividen en dos clases:


  • Componentes Definidos: estos componentes son N2, CO2, H2S, C1, C2, C3, iC4, nC4, iC5, nC5 y C6.

  • Componentes No Definidos: los hidrocarburos con siete o más átomos de carbonos (heptano+ o fracción C7+).


La caracterización de la fracción pesada consiste en la representación de la fracción C7+ con un número conveniente de pseudocomponentes, además de seleccionar la Ecuación Cúbica de Estado y las correlaciones necesarias para evaluar la temperatura crítica (Tc), presión critica (Pc) y factor acéntrico (ω) para cada uno de estos pseudocomponentes.


Existen diferentes métodos para lograr la caracterización de la fracción pesada, entre los más reconocidos se encuentran los siguientes:


  1. Discreta. Katz, Pedersen, D., 1983.

  2. Continua. Whitson, C.H., Anderson, T.F., 1989.


En este artículo se utilizará la expansión de la fracción pesada de Katz, Pedersen. La metodología es descrita en el Libro “Phase Behaviour of Petroleum Reservoir Fluids”, Karen Schou Pedersen, Peter L. Christensen, o en el Articulo “Cubic Equations of State Applied to HT/HP and Highly Aromatic”, K.S. Pedersen, SPE, Calsep A/S; J. Milter, SPE, Statoil; and H. Sorensen, SPE, Calsep A/S., donde se establece el uso de las siguientes funciones para dividir la fracción más.


Donde:


zN = es la fracción molar

pN = es la densidad, y

MN = es el peso molecular de la fracción con el número de carbono CN. El mayor número de carbono considerado por Pedersen et al. es la fracción C80. Las constantes A, B, C y D se encuentran a partir las ecuaciones de balance de masas


Donde:


Z+, M+, y ҏ+ son, respectivamente, la fracción molar, el peso molecular, y la densidad de la fracción más. Para determinar C y D, es necesario que la ecuación de densidad de la última fracción de carbono determinada se ajuste.


Por ejemplo, para un análisis de la fracción C10+, las constantes C y D se determinan tomando la densidad de la fracción inmediata anterior, en este caso la fracción C9.


Pedersen et al. habían ignorado los componentes más pesados que el C80. Para investigar la posible importancia de los componentes más allá de C80, la fracción C81+ fue expandida hasta C200 resolviendo las ecuaciones anteriormente descritas para los diferentes fluidos.


Para acomodar el contenido C81+ el procedimiento de caracterización de Pedersen et al fue modificado de la siguiente manera:


  • El hidrocarburo más pesado considerado se incrementó de C80 a C200.

  • Se estimaron nuevos coeficientes en las correlaciones de TC, PC, y ω. La estimación se basó en los datos para fluidos del 1 al 28 del PVT. Ni los fluidos HT / HP (líquidos 29 a 38), ni los aceites estables fueron considerados en la estimación.


El límite de C200 es elegido para asegurarse de que todas las fracciones de los números de carbonos presentes en cantidades significativas, se tomen en cuenta. Puesto que porcentajes mol por debajo de 10-4 influyen solo marginalmente en el comportamiento de fases.


Un simple, pero muy útil enfoque es utilizar una función para describir la concentración de grupos SCN. Diversas formas funcionales se han propuesto y aplicado, con razonable éxito. El más simple de todos es el de Katz para la fracción C7+ de los sistemas de condensado, tal como se expresa matemáticamente por:


donde Zc, es la fracción molar del grupo del número único de carbonos Cn.


Una relación lineal entre el SCN y el logaritmo de la concentración es en general suficiente para describir fracciones pesadas de los fluidos de yacimientos:


donde A y B son constantes para cada fluido. Pedersen et al. propuso la ecuación anterior,

con la cual fueron evaluados un gran número de fluidos de yacimientos del Mar del Norte con medidas de análisis composicionales de C80+. La simple expresión de arriba fue capaz de representar los datos medidos tan bien que los autores no ven ninguna ventaja en tener medido análisis de la composición más allá de C20 + con preferencia a los datos calculados.


En los cálculos de comportamiento de fases el número de carbono no se utiliza directamente, por lo tanto, debe ser sustituido por algunas propiedades físicas. El peso molecular es a menudo relacionado con el número de carbono por:


Donde δ depende de la naturaleza química del grupo SCN. Un valor de δ = 4 es una razonable aproximación en la mayoría de los casos.


La correlación anterior, sugiere que la ecuación de lnzcn, también se puede escribir en términos del peso molecular en lugar del número de carbono:


La función exponencial anterior es también válida cuando la concentración se expresa en términos de fracción peso en lugar de fracción molar. La expresión en función del peso puede ser incluso más apropiada para algunos fluidos. La ventaja de usar base peso es que no hay la necesidad de datos de peso molecular de los grupos de SCN, que no están disponibles para las fracciones muy pesadas.


Cuando el análisis parcial del C7+ está disponible, las constantes se pueden determinar por regresión, reducir al mínimo la suma de los cuadrados de las diferencias entre la concentración calculados y medidos de grupos conocidos SCN.




IV. PROCEDIMIENTO PARA LA CARATERIZACIÓN.


  1. Antes de comenzar con la caracterización se debe seleccionar el pozo o el grupo de pozos que sean representativos para llevar a cabo la caracterización, se toma como base las mezclas producidas por los pozos de cada tipo de crudo. Si el grupo de pozos tiene una gravedad API muy cercana entre sí, se pueden tomar los datos de uno con valor intermedio para llevar a cabo la caracterización y en el caso contrario lo más recomendable es sacar un promedio aritmético. Esto con la finalidad de manejar en el simulador de procesos comercial un grupo único de pseudocomponentes que sea representativo para todos los pozos.

  2. Revisar y validar los análisis PVT composicional con agotamiento a volumen constante; del rastreo de la envolvente de fases, entre la temperatura ambiente y la temperatura del yacimiento; del análisis composicional del fluido de yacimiento y de una simulación experimental de separación de fluidos en el campo en etapas efectuada sobre muestras tomadas en el fondo del pozo(s) a caracterizar.

  3. Del análisis PVT del pozo(s) se obtiene el % mol de los Componentes Definidos (N2, CO2, H2S, C1, C2, C3, iC4, nC4, iC5, nC5 y C6).

  4. Obtener los valores de las variables involucradas con la fracción C7+ reportados en el Análisis PVT del pozo(s) (%mol, MW, ρ (g/cm3), ºAPI y Sg), que son los datos que se utilizan para llevar a cabo la determinación del grupo de pseudocomponentes que representa mejor las propiedades de las fracciones pesadas de los pozos involucrados en la caracterización.

  5. Obtener los datos del análisis PVT del pozo(s) relativo a las pruebas realizadas a cada una de las mezclas, estas pruebas son la separación por etapas y envolvente de fases. Que son las pruebas que se simulan en un simulador de procesos comercial para llevar a cabo la comparación de los resultados de las propiedades obtenidas con las reportadas en los análisis PVT y con esto poder determinar el modelo que sea más representativo para el pozo o grupo de pozos.

  6. Llevar a cabo la caracterización de la fracción pesada de los pozos, basado en la metodología de Pedersen, y en el cual se introducen las principales propiedades del C7+ de los Análisis PVT para obtener los pseudocomponentes de cada uno de los pozos.

  7. Determinar el número de pseudocomponentes a utilizar realizando pruebas para observar el efecto en las propiedades tales como la gravedad API y la envolvente de fases para cada uno de los pozos.

  8. Primero se realizan los cálculos de la fracción molar, densidad y peso molecular de los pseudocomponentes variando el número máximo de SCN (MAX 400), el número de aproximado de pseudocomponentes y el tipo de agrupación másica o molar, utilizando las ecuaciones descritas en el presente artículo.

  9. En segundo lugar, una vez obtenido el número de pseudocomponentes, así como sus propiedades de peso molecular y gravedad específica, en el caso de estar llevando a cabo la caracterización de un grupo de pozos se calcula un promedio aritmético de estos y si solo es un pozo se toman directamente los valores.

  10. En tercer lugar, con el promedio de las propiedades de peso molecular y gravedad específica se obtiene la composición de los pseudocomponentes, esta composición formara el grupo de compuestos no definidos que se introduce a un simulador de proceso comercial.

  11. En cuarto lugar, una vez determinadas las propiedades de los pseudocomponentes se procede a alimentar los compuestos definidos y los no definidos a un simulador de proceso comercial, en el cual se llevará acabo la separación por etapas y poder hacer un comparativo entre los resultados de gravedad API y la envolvente de fases con los reportados en el análisis PVT.

  12. Dentro del simulador de procesos comercial se prueba el comportamiento de la envolvente de fases, así como las propiedades de la fracción pesada utilizando cada una de las ecuaciones de estado con las que cuente el programa (Peng Robinson, Soave-Redlich-Kwong, Etc.) y aplicando cada uno de los métodos para la estimación de propiedades de peso molecular y entalpia de los pseudocomponentes (Heavyoil, Lee-Kesler, Cavett, etc.)

  13. Por último, reproducir en el simulador de procesos comercial, la separación diferencial para obtener las curvas de densidad, factor volumétrico del aceite y relación gas-aceite en solución, y poder hacer un comparativo de estos valores con respecto a los reportados en el análisis PVT.

  14. En caso de no ajustar, se deben modificar las propiedades de la fracción pesada en un rango razonable, como por ejemplo el peso molecular, debido a que sobre estas propiedades se tiene menos certeza experimental; otra estrategia adicional es cambiar las ecuaciones o correlaciones empleadas para el cálculo de las propiedades PVT.



BIBLIOGRÁFIA


  • Libro “Phase Behaviour of Petroleum Reservoir Fluids”, Karen Schou Pedersen, Peter L. Christensen.

  • Libro “PVT and Phase Behaviour of Petroleum Reservoir Fluids”, Ali Danesh.

  • Articulo “Cubic Equations of State Applied to HT/HP and Highly Aromatic”, K.S. Pedersen, SPE, Calsep A/S; J. Milter, SPE, Statoil; and H. Sørensen, SPE, Calsep A/S.


56 views