Presión de Burbujeo

La Presión de Burbujeo también conocida como Presión de Saturación es la presión a la cual el crudo líquido libera la primera burbuja de gas previamente disuelto en él. Se denota como Pb.

Todos los yacimientos de hidrocarburos poseen gas natural en solución. A veces el crudo esta saturado con gas al momento de ser descubierto, lo que significa que el petróleo esta reteniendo todo el gas que puede a temperatura y presión del yacimiento, estando así en su punto de burbuja. Ocasionalmente, el crudo esta subsaturado, en este caso, la presión del yacimiento es menor a la presión a la cual la primera burbuja de gas comienza a generarse. Así pues:

Si un yacimiento se encuentra a presiones por encima de la Presión de Burbujeo se dice que se esta en presencia de un Yacimiento Subsaturado, por consiguiente el yacimiento no presentara gas libre.

Py ˃Pb

Si por el contrario se encuentra a presiones por debajo de la presión de burbujeo se denominará Yacimiento Saturado, y el mismo tendrá una capa de gas.

Py ˂Pb

Donde, Py: Presión del Yacimiento ............Pb: Presión de Burbujeo 

El punto de rocío o temperatura de rocío es la temperatura a la que empieza a condensarse el vapor de agua contenido en el aire, produciendorocío, neblina o, en caso de que la temperatura sea lo suficientemente baja, escarcha.

Para una masa dada de aire, que contiene una cantidad dada de vapor de agua (humedad absoluta), se dice que la humedad relativa es la proporción de vapor contenida en relación a la necesaria para llegar al punto de saturación, expresada en porcentaje. Cuando el aire se satura (humedad relativa igual al 100%) se llega al punto de rocío. La saturación se produce por un aumento de humedad relativa con la misma temperatura, o por un descenso de temperatura con la misma humedad relativa.

Tabla que relaciona la temperatura, la humedad relativa y el punto de rocío.

Haciendo un ejemplo aplicativo:

Pr = Punto de rocío. T = Temperatura en grados Celsius H = Humedad relativa.

Sin embargo la fórmula ampliamente utilizada es :

Pr = Punto de rocío. T = Temperatura en grados Celsius H = Humedad relativa.

Esta última fórmula, aunque es ampliamente usada, no siempre genera el resultado correcto.

La temperatura del punto de rocío también depende de la presión de la masa de aire, hecho que no se tiene en cuenta en las fórmulas anteriores

Presión de vapor(Redirigido desde «Presion de vapor»)

Gráfico de la presión del vapor de agua.

La presión de vapor es la presión de la fase gaseosa o vapor de un sólido o un líquido sobre la fase

líquida, para una temperatura determinada, en la que la fase líquida y el vapor se encuentra en equilibrio

dinámico; su valor es independiente de las cantidades de líquido y vapor presentes mientras existan

ambas. Este fenómeno también lo presentan los sólidos; cuando un sólido pasa al estado gaseoso sin

pasar por el estado líquido (proceso denominado sublimación o el proceso opuesto llamado sublimación

inversa) también hablamos de presión de vapor. En la situación de equilibrio, las fases reciben la

denominación de líquido saturado y vapor saturado. Esta propiedad posee una relación inversamente

proporcional con las fuerzas de atracción intermoleculares, debido a que cuanto mayor sea el módulo de

las mismas, mayor deberá ser la cantidad de energía entregada (ya sea en forma de calor u otra

manifestación) para vencerlas y producir el cambio de estado.

Imaginemos una burbuja de cristal en la que se ha realizado el vacío y que se mantiene a una

temperatura constante; si introducimos una cierta cantidad de líquido en su interior éste se evaporará

rápidamente al principio hasta que se alcance el equilibrio entre ambas fases.

Inicialmente sólo se produce la evaporación ya que no hay vapor; sin embargo a medida que la cantidad

de vapor aumenta y por tanto la presión en el interior de la ampolla, se va incrementando también la

velocidad de condensación, hasta que transcurrido un cierto tiempo ambas velocidades se igualan.

Llegados a este punto se habrá alcanzado la presión máxima posible en la ampolla (presión de vapor o

de saturación) que no podrá superarse salvo que se incremente la temperatura.

El equilibrio dinámico se alcanzará más rápidamente cuanto mayor sea la superficie de contacto entre el

líquido y el vapor, pues así se favorece la evaporación del líquido; del mismo modo que un charco de

agua extenso pero de poca profundidad se seca más rápido que uno más pequeño pero de mayor

profundidad que contenga igual cantidad de agua. Sin embargo, el equilibrio se alcanza en ambos casos

para igual presión.

El factor más importante que determina el valor de la presión de saturación es la propia naturaleza del

líquido, encontrándose que en general entre líquidos de naturaleza similar, la presión de vapor a una

temperatura dada es tanto menor cuanto mayor es el peso molecular del líquido.

Por ejemplo, el aire al nivel del mar saturado con vapor de agua a 20ºC, tiene una presión parcial de 23

mbar de agua y alrededor de 780 mbar de nitrógeno, 210 mbar de oxígeno y 9 mbar de argon.

acimientos de Gas Condensado

Los yacimientos de Gas-Condensado se han formado a altas presiones y altas temperaturas y por lo tanto se debería de encontrar a mayores profundidades que los reservorios típicos de petróleo y gas. Muchos reservorios de gas condensados son encontrados en el rango de 3000 a8000 psia y 200 a 400 °F.Estos yacimientos de gas condensado tienen un amplio rango de composición en sus fluidos. En la Fig. Siguiente muestra un diagrama de fase de composición constante.

Una vez que se a iniciado la producción, la presión del reservorio empieza a reducirse y cuando se alcanza la presión del punto de roció, se genera la primera ocurrencia del liquido. A medida que la presión fluye del fondo continua disminuye a una temperatura constante, (en el diagrama de fase se muestra como la línea 1-2-3) el porcentaje de condensado caído en el reservorio incrementa hasta almacenar un máximo. Este proceso es conocido

como CONDENSACION RETROGRADA posteriormente, la fracción de condensado empieza a disminuir, a medida que la presión continua reduciéndose, como consecuencia de la revaporización.

El término de CONDENSACION RETROGRADA se utiliza para describir el comportamiento anómalo de una mezcla que forma un líquido por la disminución isotérmica de la presión o por un aumento isobarito en la temperatura.

La región de comportamiento retrogrado (área a rayas de la figura Nº 3) esta definida por la línea de calidad constante que exhiba un máximo con respecto a la temperatura o presión. La figura Nº 3 muestra que para que ocurra fenómeno retrogrado, la temperatura debe estar entre la temperatura crítica y la crincondentermica. Si la condición inicial del reservorio fuera representada por el punto 1 en el diagrama de fase de la fig. 1, entonces la declinación isotérmica de la presión durante el agotamiento del yacimiento seguiría la línea 1-2. Debido a que la presión inicial del yacimiento esta sobre la presión del punto de condensación (dew point), el sistema hidrocarburo existe como una fase simple (fase vapor) y permanece así durante la declinación de presión isotérmica 1-2.A medida que la presión del reservorio cae por debajo del punto 2, el dew point será alcanzado y pasado y una fase liquida se desarrollara en el yacimiento. El liquido (dropout9 continuara aumentando y alcanzara un máximo que ocurre entre los puntos 2-3. Sin embargo, a medida que la presión declina, la curva del dew point puede ser cruzada otra vez., lo cual significa que todo el liquido , que se formo, debe vaporizarse y se logrará un sistema conformado exclusivamente por vapor en el punto de condensación mas bajo.

El comprender el fenómeno de flujo multifacico, es importante para caracterizar y desarrollar los reservorios de gas condensado. Cuando la presión del pozo cae debajo del punto de condensación del líquido, ocurre la caída del líquido debido a la condensación retrograda. Esto resulta en un incremento de la saturación de liquido, comenzando desde el pozo y moviéndose hacia adentro del yacimiento en función del tiempo.Dependiendo del valor de la saturación critica del condensado (Scc), la fase liquida puede ser móvil o inmóvil.Aún, si el liquido es inmóvil , este puede reducir la permeabilidad relativa al gas, en una magnitud que por ahora no es factible de comprender y estimar.A medida que la caída liquida continua, el flujo que se produce es mas pobre en líquidos ya que mucho de los componentes pesados se depositan en el reservorio.

Cuando la saturación liquida excede la saturación critica del condensado, tanto la fase gas y la fase liquida son movil.El movimiento de la fase liquida reduce la permeabilidad relativa al gas de manera drástica y por lo tanto reduce la productividad del pozo y la caída de estos líquidos en el reservorio llega a ser irrecuperable. Una vez que el liquido es móvil, la composición del flujo producido (GOR) alcanza un valor constante (mayor GOR que el fluido original).El fenómeno de la caída del condensado se denomina BANCO DE CONDENSADO y estos líquidos no pueden ser revaporizados ni producidos, aun si la presión del yacimiento fuera incrementada por inyección de gas hasta alcanzar una presión por sobre el punto de condensación (dew point).

Bloque de condensado

No todos los yacimientos de gas condensado están limitados por presión debido a la formación de un bloque de condensado en la región vecina al pozo, aunque todos estos campos experimentaron este fenómeno. El grado en que la segregación de condensado

constituye u problema para la producción, depende de la relación entre la caída de presión experimentada dentro del yacimiento y la caída de presión total que se produce desde las áreas lejanas del yacimiento hasta un punto de control de la superficie.

Si la caída de la presión del yacimiento es significativa, la caída de presión adicional debida a la segregación de condensado puede ser muy importante para la productividad del pozo. Esta condición es típica de formación con un valor bajo de la capacidad de flujo que es el producto de la permeabilidad por el espesor neto de la formación (kh). Contrariamente, si en el yacimiento se produce una pequeña fracción de la caída de presión total, lo que es habitual en formaciones con valores de kh altos, la caída de presión adicional en el yacimiento como consecuencia del bloque de condensado tendrá probablemente poco impacto sobre la productividad del los pozos. Como pauta general, se puede asumir que el bloque de condensado duplica la caída de presión en el yacimiento para la misma taza de flujo. Conceptualmente, el flujo de los yacimientos de gas condensado puede dividirse en tres regiones de yacimientos, aunque en ciertas situaciones no están presentes las tres regiones.

Las dos regiones mas próximas a un pozos pueden formarse cuando la presión del fondo de pozo esta por debajo del punto de roció del fluido. La tercera región, que se forma lejos de los pozos productores, existe solo cuando la presión del yacimientos esta por encima del punto de rocio.Esta tercera región incluye la mayor parte del área de l yacimiento que se encentra alejada de los pozos productores. Dado que esta por encima de la presión de punto de roció, solo existe y fluye una fase de hidrocarburo: el gas. El limite interior de esta región tiene lugar donde la presión igual a la presión del punto de roció del yacimiento original. Este limite no es fijo sino que se desplaza hacia fuera a medida que el poco produce hidrocarburos y la presión de formación cae, desapareciendo finalmente cunado la presión el limite exterior cae por debajo del punto de roció. En la según da región la región de segregación de condensado, el liquido de se separa de la fase gaseosa, pero su saturación continua siendo suficientemente baja como para que se mantenga inmóvil; sigue existiendo flujo de gas monofasico. La cantidad de líquido que se condensa que determinada por las características de la fase del fluido, como lo indica su diagrama PVT: la saturación del líquido aumenta y la fase gaseosa se vuelve más pobre a medida que el gas fluye hacia el pozo. Esta saturción en el límite interior de la región usualmente se aproxima a la saturación crítica del líquido para el flujo que es la saturación residual del petróleo. En la primera región, la más cercana a un pozo productor fluye tanto la fase gaseosa como la fase condensada. La saturación del condensado en esta región es mayor que la saturación crítica la dimensión de esta región oscila entre decenas de pies para el condensado pobre o cientos de pies para los condensados ricos. Su tamaño es proporcional al volumen de gas drenado y al porcentaje de condensación del líquido. Dicha región se extiende más lejos del pozo para las capas como una permeabilidad más alta que la permeabilidad promedio ya que a través de esas capas ha fluido un mayor volumen de gas. Incluso en los yacimientos que contiene gas pobre con baja condensación de liquido el bloque de condensado puede ser significativo porque las fuerzas capilares pueden retener un condensado que con el tiempo desarrolla alta saturación.

Esta región correspondiente al bloque de condensado en la zona vecina al pozo controla la productividad del mismo. La relación gas /condensado circulante en básicamente constante y la condición PVT se considera una región de expansión a composición constante. Esta condición simplifica la condición existentes entre la permeabilidad relativa al gas y entre la permeabilidad relativa al petroleo; lo que hace que la relación entre ambas sea una función de las propiedades PVT no obstante, en la región vecina al pozo se producen efectos de permeabilidad relativa adicionales porque la velocidad del gas, y en consecuencia la fuerza

viscosa es extrema. La relación entre la fuerza viscosa y la fuerza capilar se denomina Número capilar.