12.1: Introducción

Última actualización
Guardar como PDF

Page ID: 81534

Michael Adewumi
Pennsylvania State University via John A. Dutton: e-Education Institute

\( \newcommand{\vecs}[1]{\overset { \scriptstyle \rightharpoonup} {\mathbf{#1}} } \) \( \newcommand{\vecd}[1]{\overset{-\!-\!\rightharpoonup}{\vphantom{a}\smash {#1}}} \)\(\newcommand{\id}{\mathrm{id}}\) \( \newcommand{\Span}{\mathrm{span}}\) \( \newcommand{\kernel}{\mathrm{null}\,}\) \( \newcommand{\range}{\mathrm{range}\,}\) \( \newcommand{\RealPart}{\mathrm{Re}}\) \( \newcommand{\ImaginaryPart}{\mathrm{Im}}\) \( \newcommand{\Argument}{\mathrm{Arg}}\) \( \newcommand{\norm}[1]{\| #1 \|}\) \( \newcommand{\inner}[2]{\langle #1, #2 \rangle}\) \( \newcommand{\Span}{\mathrm{span}}\) \(\newcommand{\id}{\mathrm{id}}\) \( \newcommand{\Span}{\mathrm{span}}\) \( \newcommand{\kernel}{\mathrm{null}\,}\) \( \newcommand{\range}{\mathrm{range}\,}\) \( \newcommand{\RealPart}{\mathrm{Re}}\) \( \newcommand{\ImaginaryPart}{\mathrm{Im}}\) \( \newcommand{\Argument}{\mathrm{Arg}}\) \( \newcommand{\norm}[1]{\| #1 \|}\) \( \newcommand{\inner}[2]{\langle #1, #2 \rangle}\) \( \newcommand{\Span}{\mathrm{span}}\)\(\newcommand{\AA}{\unicode[.8,0]{x212B}}\)

En la siguiente serie de módulos, vamos a ver cómo podemos aplicar lo que hemos aprendido hasta ahora para realizar cálculos de equilibrios vapor/líquido.

En primer lugar, vamos a revisar los sistemas de ingeniería y cómo se relaciona con ellos el fenómeno de VLE,
Entonces procederemos mirando cómo describir el problema en sí,
Luego discutiremos la formulación el problema,
Y finalmente, discutiremos estrategias de solución.

Estos son los cuatro temas principales que veremos en este módulo. En lo que respecta a VLE, podemos enumerar una serie de sistemas que están en el corazón de la producción de fluidos petrolíferos que involucran este fenómeno:

Separadores
Embalse
Tuberías
Pozo
Procesamiento de GNL
Procesamiento de NGL
Almacenamiento
Petroleros y GNL.

El equilibrio vapor/líquido se refiere a todos los aspectos de la producción de petróleo que nos preocupan. No es de extrañar, entonces, que dediquemos un nuevo módulo al tema mismo.

Considere el caso de una tubería de transmisión típica. A medida que se inyecta gas en la entrada, la presión caerá continuamente a lo largo de la tubería, debido a la fricción. Aunque usualmente pensamos que el líquido se forma con presión creciente —es decir, al comprimirse—, tenemos que recordar que los fenómenos de condensación retrógrada (discutidos en el Módulo 4) tienen lugar en mezclas de hidrocarburos. Por lo tanto, contrariamente a lo esperado, la mayoría de los gases naturales monofásicos producen líquido al expandirse Por lo tanto, a medida que la presión cae en la tubería, el líquido puede caer a medida que la trayectoria termodinámica cruza la línea del punto de rocío y entra en la envolvente de fase. En este caso, lo que comenzó como un flujo monofásico se convirtió en flujo bifásico dentro del sistema.

También encontramos este fenómeno en depósitos de condensado de gas. Las condiciones iniciales de su reservorio pueden estar fuera de la envolvente de fase, pero a medida que agota el reservorio, su ruta de producción puede tomar el sistema dentro de la región bifásica. En estos dos ejemplos anteriores, la propiedad más importante que le preocupa es el punto de rocío. Se quiere conocer el punto de rocío, ya que le gustaría saber en qué punto de la tubería o en qué etapa de producción puede comenzar a formarse líquido.

También podemos tener un reservorio de petróleo, donde las condiciones iniciales de presión y temperatura nos sitúan en la región líquida monofásica. A medida que produce, agota el embalse e ingresa a la región bifásica cruzando la curva de punto de burbuja. En este punto, nos gustaría conocer el punto de burbuja del sistema para que podamos anticipar la aparición de una fase gaseosa dentro de un reservorio original totalmente líquido.

En todos estos casos, al llevar una muestra del fluido al laboratorio, es posible que podamos encontrar la composición del fluido. De ahí que en este tipo de problemas, se suele conocer la composición, y también lo son la temperatura y la presión. Tus incógnitas son la condición de punto de rocío o punto de burbuja.

Supongamos que no nos interesa lo que está sucediendo en el embalse, sino en lo que sucede en la superficie. Entonces te gustaría saber cuánto líquido o gas tendrás en tus separadores. En este caso, ya no te interesan los puntos de burbuja o los puntos de rocío, sino más bien la extensión de las fases: cuánto líquido y cuánto gas podrá entregar el reservorio en la superficie. En este caso, se puede conocer la composición de lo que viene a su separador, y se puede especificar la presión y temperatura de operación de cada etapa de separación. Nos gustaría saber la calidad y la cantidad de lo que sale; es decir, necesitamos las composiciones del gas y petróleo que dejan los separadores y los caudales de gas (MSCF/D) y petróleo (STB/D).

Colaboradores y Atribuciones

Michael Adewumi (The Pennsylvania State University) Vice Provost for Global Program, Professor of Petroleum and Natural Gas Engineering