Propiedades para los fluidos de Yacimiento (ParteII)

Como el fluido que queda en el reservorio durante la producción permanece a 300°F (proceso isotérmico), el fluido permanecerá en estado de una sola fase o estado gaseoso a medida que la presión disminuye a lo largo de la trayectoria A-A1. La composición del fluido no variara a medida que el reservorio se agote. Esto será cierto para cualquier acumulación de esta composición, donde la temperatura del reservorio se extiende al punto cricondentermico (máxima temperatura a la cual pueden existir dos fases), temperatura 250°F y la presión a 1700psia.

El fluido permanece aun en el reservorio en un estado monofásico, el fluido producido al pasar del fondo del pozo a los separadores en la superficie, pueden estar en la región de dos fases, esto debido a la disminución de la temperatura como se represente a lo largo de la trayectoria A-A2. Esta explica la producción de líquido condesado en la superficie a partir de un gas en el reservorio. [Pero, si el punto cricondentermico esta pro de bajo de 50°F solo existirá gas en la superficie a las temperaturas normales y la producción se denomina gas seco. No obstante la producción puede aun contener fracciones liquidas que puedan removerse pro separación a baja temperaturas o por plantas de recuperación de gasolina del gas natural].

A una temperatura de 180°F y una presión inicial de 3300spia se encuentra el Punto B el cual excede la temperatura crítica permitiendo que el fluido se encuentre en un estado monofásico. Debido a que la producción disminuye la composición del fluido producido será la misma que la del fluido del reservorio en el punto A y permanecerá constante hasta alcanzar la presión del punto de roció a 2545psia. Punto B1 por debajo de esta presión se condensa liquido del fluido del reservorio (reservorio del punto de roció), debido a esta condensación la fase gaseosa disminuirá su contenido de liquido. Como el liquido condensado se adhiere a las paredes a los poros de la roca esta permanecerá inmóvil aumentando la relación gas-petróleo de producción. Este proceso denominado condensación retrogrado, continua hasta alcanzar un punto de máximo volumen de liquido a 10 peciento, a una presión de 2250spia. Punto B2, es decir, durante una dilatación isotérmica ocurre vaporización en lugar de condensación. Una vez que se alcanza el punto de roció debido a que la composición del fluido baria, la composición del fluido en el reservorio también va a cambiar y la curva envolvente comenzará a desviarse [el diagrama de fases representa una mezcla y solo una mezcla de hidrocarburos para una representación máxima de líquidos, esta desviación debe ser hacia la derecha por lo que se acentúa aun más la pérdida del liquido retrogrado en los poros de la roca de reservorio].

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