DEFINICIONES

Es muy importante tener en cuenta algunos conceptos y términos en el manejo de las propiedades del gas natural para su mejor entendimiento.

Sistema. Cuerpo de materia con límites finitos (definidos) que puede considerarse, si se desea, aislado del medio que lo rodea. Representa el material bajo consideración para un proceso dado. Ejemplo: hidrocarburos en un yacimiento.

Propiedades. Características de un sistema que pueden evaluarse cuantitativamente como resultado de un experimento. Describe la condición a un tiempo particular. Se miden en función de: fuerza (F), longitud (L), tiempo (t) y temperatura (T). Tipos de propiedades:

a) Propiedades extensivas: dependen de la cantidad de materia, es decir, extensión del sistema. Ejemplos: volumen, masa.

b) Propiedades intensivas: son independientes de la extensión o cantidad de materia del sistema. Ejemplos: temperatura, presión, densidad.

Sistema homogéneo. Es aquel cuyas propiedades intensivas varían continua y uniformemente de punto a punto en el sistema entre planos perpendiculares a la fuerza de gravedad. Ejemplos: un balón que contiene helio; un yacimiento por encima de su punto de saturación (burbujeo).

Sistema heterogéneo. Está compuesto por dos o más sistemas homogéneos y cuyas propiedades intensivas cambian bruscamente en las superficies de contacto. Ejemplo: un yacimiento por debajo de la presión de saturación; petróleo más agua.

Fase. Cuerpo de material homogéneo diferente en sus propiedades a los demás que le rodean. Las zonas homogéneas, discutidas en sistemas heterogéneos, se refieren a fases. Por ejemplo, en separadores se habla de tres fases para referirse al gas, petróleo y agua.

Interfase. Se refiere a la superficie de contacto entre dos fases.

Fluido. Se refiere a gas, líquido o mezcla de éstos.

Componente. Se define como una sustancia que comprende un sólo tipo de moléculas. Ejemplos: dióxido de carbono, agua destilada, propano. Petróleo crudo es una mezcla de componentes.

Nota: en análisis de mezclas de hidrocarburos, gases y líquidos, debido a la dificultad de analizar todos los componentes, se acostumbra a agruparlos bajo el nombre de un solo componente, por

ejemplo:7C , heptanos y compuestos más pesados, el cual para propósitos de cálculos, se trata como

un solo componente. De allí que el término componente se defina en otras formas:

a) Elemento constitutivo de un sistema cuya concentración puede sufrir variación independiente en las diferentes fases.

b) Elemento constitutivo que toma parte en el equilibrio de un sistema.

c) Cualquiera del menor número de elementos constitutivos independientes por la cual puede expresarse la composición de cada una de las fases de un sistema.

Número de componentes. Es el número total de elementos constitutivos químicos diferentes, menos el número de reacciones químicas distintas que pueden ocurrir entre estos elementos constitutivos del sistema.

Número de grados de libertad (variación). También se denomina regla de fases de Gibbs. Es el número de variables (grado de libertad) requeridas para determinar el estado de un sistema de equilibrio. Se expresa generalmente por la ecuación:

PCF 2

Donde:C = número de componentes constitutivos del sistema.P = número de fases.F = número de grados de libertad o número de variables requeridas para determinar el estado de un sistema en equilibrio.

Estado. Condición de un sistema a un tiempo particular. Se determina cuando todas sus propiedades intensivas son fijas. El número mínimo de cualidades que deben describirse para fijar las propiedades dependen del número de componentes y fases presentes en el sistema.

Equilibrio. Se considera que existe equilibrio, cuando las propiedades intensivas permanecen constantes con el tiempo, bajo las condiciones a las que existe el sistema.

Presión de vapor. Es la presión que ejerce la fase de vapor en el recipiente que lo contiene, cuando el líquido y vapor de un componente puro se encuentran en equilibrio a determinadas condiciones de presión y temperatura. El número de moléculas que se escapan del líquido, es igual al número que regresan a él.

Región de dos fases. Zona encerrada por las curvas de punto de rocío y de burbujeo, en un diagrama presión-temperatura del sistema, donde el gas y líquido coexisten en equilibrio.

Punto de ebullición normal. Temperatura que produce en un componente puro, una presión de vapor igual a una atmósfera.

Punto crítico. El límite superior de la línea de presión de vapor es llamado el punto crítico. La temperatura y presión representados en este punto son llamados Temperatura Crítica T c y Presión Crítica Pc. Para una sustancia pura, la temperatura crítica puede definirse como la temperatura por encima de la cual, el gas no puede ser licuado a pesar de la presión aplicada. De forma similar, la presión crítica de una sustancia pura es la presión por encima de la cual el líquido y el gas no pueden coexistir a pesar de la temperatura.Estas definiciones de propiedades críticas no son válidas para sistemas con más de un componente. En el caso de mezclas, el punto crítico es el punto en cual todas las propiedades en el líquido y el gas son idénticas.

Líneas isovolumétricas. También se denominan curvas de calidad. Es el lugar geométrico de los puntos de igual porcentaje de volumen líquido (o vapor) en la región de dos fases, en un diagrama presión-temperatura de un sistema dado.

Cricondembárico. Presión máxima a la cual las fases líquido y vapor pueden coexistir. Para componentes puros, el cricondembárico es igual a la presión crítica del componente.

Cricondentérmico. Temperatura máxima a la cual las fases liquidas y el vapor pueden coexistir. Para componentes puros, el cricondentérmico es igual a la temperatura crítica.

Punto triple. Condiciones a las cuales coexisten: sólido, líquido y vapor. Es un punto único para un componente puro.

Estado crítico. Es el término usado para identificar condiciones únicas de presión, temperatura y composición de un sistema, donde todas las propiedades del vapor y líquido coexistentes llegan a ser idénticas.

Punto de burbujeo (bubble point). Es el estado en equilibrio de un sistema compuesto de petróleo crudo y gas, en la cual el petróleo ocupa prácticamente todo el sistema, excepto en una cantidad infinitesimal de gas. Para propósitos prácticos puede considerarse 100 % líquido y la composición del líquido es la misma que la composición del sistema.

Presión de burbujeo (bubble point pressure). También se le traduce como presión en el punto de burbujeo. Es la presión de un sistema en el punto de burbujeo.

Punto de rocío (dew point). Es análogo al punto de burbujeo. Es el estado en equilibrio de un sistema compuesto de petróleo y gas en la cual el gas ocupa prácticamente todo el sistema, excepto en una cantidad infinitesimal de petróleo. Para propósitos prácticos puede considerarse 100 % gas y la composición del gas es la misma que la del sistema.

Presión de rocío (dew point pressure). También se le traduce como presión en el punto de rocío. Es la presión de un sistema en el punto rocío.

Líquido saturado (saturated liquid). Es un liquido (petróleo) en equilibrio con vapor (gas) a determinada presión y temperatura. En forma similar es el vapor en equilibrio con líquido a determinada presión y temperatura.

Presión de saturación (saturación pressure). Es la presión a la cual líquido (petróleo) y vapor (gas) están en equilibrio. A menudo, presión de saturación se usa sinónimamente con presión de burbujeo o presión de rocío.

Fluido no-saturado (undersaturated fluid o unsaturated fluid). Es el material (fluido, petróleo) con capacidad de llevar en solución, a las condiciones de presión y temperatura existentes, cantidad adicional de gas. En otras palabras, hay deficiencia de gas a las condiciones existentes. Si hubiera suficiente gas a las condiciones existentes, la presión del sistema sería la presión de saturación.

Liberación instantánea (flash liberation). Se define como el proceso por el cual un petróleo crudo de yacimiento se expande a temperatura constante y el gas desprendido permanece en contacto con el petróleo durante todo el tiempo de la expansión. La composición total del sistema permanece constante, pero la composición de las fases del sistema-gas y líquido-cambia con la disminución de presión.

Separación instantánea (flash separation). Se define como el proceso dinámico (proceso de separación continua en varias etapas) por el cual gas se separa de un petróleo crudo de yacimiento a presión y temperatura menores que las existentes en el yacimiento. Por ejemplo un proceso de separación instantánea en superficie consiste de una o varias etapas de separación instantánea. Una etapa es un paso en el proceso de separación instantánea continua, de una corriente de petróleo a presión y temperatura constante. El volumen de petróleo final se denomina petróleo a condiciones de tanque (stock tank oil).

Liberación diferencial (differencial liberation). Se define como el proceso por el cual gas se separa de un petróleo de yacimiento por reducción en presión en tal forma que a medida que el gas se desprende del líquido se remueve del sistema, es decir, del contacto con el petróleo. En el laboratorio, la disminución de presión se hace por pasos, como un substituto de la remoción continua de gas en un proceso verdaderamente diferencial. La liberación diferencial se hace a condiciones del yacimiento y el volumen de petróleo final se le denomina petróleo residual (residual oil).

Separación diferencial (differencial separation). Es una liberación diferencial, pero a condiciones superficiales. Sin embargo, este proceso tiene poca importancia desde el punto de vista de ingeniería de yacimientos.

Constantes de equilibrio (equilibrium constants). Se define como la razón de la fracción molar de un componente de hidrocarburo en la fase de vapor (y) a la fracción molar del mismo componente en la

fase líquida (x), es decir, xyK

.

Factor volumétrico (formation volume factor). Es la relación existente entre un fluido (petróleo, gas, agua) a condiciones del yacimiento y a condiciones superficiales. Existen varios de estos factores:

Factor volumétrico del gas (gas formation volume factor). Es un factor que representa el volumen de gas libre, a presión y temperatura del yacimiento, por unidad volumétrica de gas libre a condiciones normales. Se expresa por Bg y sus unidades generalmente son barriles en el yacimiento (BY) por pie cúbico de gas a condiciones normales (PCN).

Factor volumétrico total (total formation volume factor). Es un factor adimensional que representa el volumen en el yacimiento a determinada presión y temperatura, de la unidad volumétrica de petróleo a condiciones normales más su gas originalmente en solución (a presión de burbujeo). El volumen en el yacimiento estará formado por petróleo saturado con gas (a las condiciones del yacimiento) más gas libre (diferencia entre el gas original menos el gas en solución para saturar el petróleo). Se expresa por el símbolo Bt y sus unidades son las mismas de Bo.

Merma (shrinkage). Es la disminución en el volumen de la fase líquida del yacimiento, debido a la liberación de gas en solución (por disminución en presión), disminución en temperatura, o a ambos factores. Puede expresarse como porcentaje respecto al volumen en el yacimiento (volumen inicial) o

respecto al volumen a condiciones finales. Cuando se expresa en esta forma, equivale a decir que la merma es igual al factor volumétrico del petróleo menos la unidad.Factor de merma. Es el inverso del factor volumétrico del petróleo, es decir, barriles normales por barril de petróleo a condiciones de yacimiento.

Razón gas petróleo, RGP (gas-oil-ratio, GOR). Es el resultado de dividir una cantidad de gas a condiciones normales por determinada cantidad de petróleo, también a condiciones normales. Existen varios tipos de razón gas-petróleo.

Razón gas en solución-petróleo, RGsP, Rs (solution gas-oil-ratio). Gas en solución (a condiciones normales), generalmente en PCN, por unidad volumétrica de petróleo (a condiciones normales), generalmente en BN.

Razón gas petróleo instantánea, R (instantaneous gas-oil-ratio). También se le conoce con el nombre de razón gas producido-petróleo o razón gas-petróleo de producción (producing gas-oil-ratio). Es la RGP producida (obtenida) en un momento dado (de allí el nombre de instantánea) durante la vida de un yacimiento. Por lo tanto, es una cantidad que cambia constantemente.

Razón gas -petróleo instantánea (net instantaneous gas-oil-ratio). Cuando en operaciones de inyección de gas se reinyecta a la formación una fracción i del gas producido, luego el gas realmente producido será i1 del gas total producido. Aplicando este concepto al gas producido por unidad volumétrica de petróleo producido, la razón gas-petróleo instantánea o razón gas-petróleo de

producción neta será iR 1 .

Razón gas-petróleo acumulada, Rp (cumulative gas-oil ratio). A veces se le denomina también razón gas-petróleo acumulativa. Es el resultado de dividir la cantidad de gas producida acumulada por la cantidad de petróleo producida acumulada, ambas a un mismo tiempo.

Comportamiento retrógrado. Formación de una fase de mayor densidad (condensación), al someter un sistema a una reducción isotérmica de presión o a un incremento isobárico de temperatura. También puede definirse como: formación de una fase de menor densidad (vaporización), al someter un sistema a un aumento isotérmico de presión o a una reducción isobárica de temperatura.

Región retrógrada. Cualquier región, en el diagrama presión-temperatura de un sistema, donde se produce condensación o vaporización en sentido inverso a lo que normalmente ocurre, es decir, donde existe comportamiento retrógrado.

Condensación retrógrada. Formación de líquido (condensación) en un sistema, debido a la disminución isotérmica de presión o aumento isobárico de temperatura.Condiciones normales (standar conditions). A veces también se le traduce como condiciones estándar, condiciones de tanque; condiciones de superficie. Debido al control de los yacimientos de petróleo por parte de los gobiernos a las empresas petroleras, se ha introducido otro término; condiciones fiscales. Cualquiera de los términos mencionados se refiere a determinadas condiciones base de presión temperatura a las que se acostumbra medir los fluidos producidos de un yacimiento, bien sea para cálculos en ingeniería o para propósitos de venta. Las condiciones más usadas en la práctica son 14,7 psia y 60 ºF.

Yacimiento volumétrico (volumetric reservoir). Es el yacimiento de petróleo cuyo volumen permanece constante.

Gas natural. El Gas Natural se define como un gas que se obtiene del subsuelo en forma natural. Casi siempre contiene una gran cantidad de metano acompañado de hidrocarburos más pesados como etano, propano, isobutano, butano normal, etc. En su estado natural a menudo contiene una cantidad considerable de sustancias que no son hidrocarburos como el nitrógeno, dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno. Además puede contener trazas de compuestos como el helio, sulfuro de carbonilo y varios mercaptanos. En su estado natural casi siempre está saturado con agua.

Gas residual o gas para la venta. Un gas que tiene la calidad requerida para usarse como combustible industrial o doméstico.

Gas ácido o agrio. Gas que contiene más de 1 gramo de SH2 por 100 pies cúbicos estándar de gas. Casi siempre mucho mayor.

Gas dulce. Gas que contiene menos de 1 gramo de H2S por 100 pies cúbicos estándar de gas.

Gas rico. Gas que contiene una cantidad de compuestos más pesados que el etano, alrededor de 0.7 galones de C3+ por 1000 pies cúbicos estándar de alimento a una torre absorbedora.

Gas pobre. Un gas que contiene muy poca cantidad de propano y de compuestos más pesados que el propano, o el gas efluente de una unidad de absorción.

Gas seco. Son hidrocarburos en estado gaseoso compuestos casi exclusivamente por metano. Puede provenir directamente de yacimientos de gas, caso en el cual se le denomina también Gas no-asociado, o sea hidrocarburos gaseosos que ocurren como gas libre en el yacimiento, o también puede provenir de plantas de gasolina natural, donde el gas húmedo ha sido despojado de sus productos más pesados en forma líquida.

Yacimientos de gas seco. (dry gas reservoir). Se conocen simplemente como yacimientos de gas. Se caracterizan porque tanto a las condiciones del yacimiento como a las condiciones de superficie, el gas se encuentra siempre como gas. También se le conoce con el nombre de yacimientos de gas no-asociado, o sea yacimientos que producen gas no-asociado. En algunos casos, el gas seco puede producir una mínima cantidad de liquido (condensado), pero muy bajas cantidades, menos de 10 BN/MMPCN, o sea razones gas-petróleo mayores de 100.000 PCN/BN.

Factor de supercompresibilidad del gas (supercompressibility factor) o factor de desviación del gas. Es una cantidad adimensional, para corregir el comportamiento ideal de los gases a su comportamiento actual. Se denomina por la letra z.

Gas asociado (associated gas). Hidrocarburos gaseosos que ocurren como gas libre en un yacimiento a condiciones iniciales, en contacto con petróleo crudo comercialmente explotable.

Gas disuelto o en solución (dissolved or solution gas). Son hidrocarburos gaseosos que ocurren en solución con petróleo crudo bajo condiciones iniciales, en un yacimiento de petróleo comercialmente explotable.

Gas libre (free gas). Cuando determinada cantidad de gas se introduce a un yacimiento de petróleo, cierta cantidad puede entrar en solución en el petróleo y cierta cantidad permanece como gas. El gas que existe como tal en el yacimiento, se le denomina gas libre.

Gas húmedo (wet gas). Son hidrocarburos en estado gaseoso, en cuya composición aún predomina un alto porcentaje de metano (generalmente 75-90 %), aunque las cantidades relativas de los componentes más pesados son mayores que en el caso de gas seco.

Condensado (condensate). Es un producto líquido compuesto primordialmente por productos de baja presión de vapor, obtenido a través del equipo de separación normalmente usado en el campo para separación de petróleo crudo. En general, es un producto claro, muchas veces prácticamente incoloro a condiciones normales, con gravedad API mayores de 45º y razones gas-líquido entre 5.000 y 100.000 PCN/BN. Proviene generalmente de yacimientos intermedios entre petróleo y gas y de yacimientos de condensado, aunque en este último caso, generalmente se instala equipo especial de separación en superficie y el condensado se produce a través de plantas de gasolina natural. Antiguamente, al condensando se le denominaba destilado (distillate).

Gasolina natural (natural gasoline). Es un condensado compuesto primordialmente por productos de presión de vapor intermedia, obtenido a través de una planta de gasolina natural, equipo especial de separación. Proviene especialmente de yacimientos de condensado sometidos a un proceso de reciclo, o también de yacimientos de petróleo. En este caso, el gas cargado de productos intermedios es despojado de estos productos y el gas resultante, gas seco, se usa para inyección o para uso doméstico e industrial.

Gases licuados del petróleo (liquefied petroleum gases, LPG). Son productos de hidrocarburos primordialmente de alta presión de vapor (principalmente butano, propano, etano), obtenidos por equipo especial en plantas de gasolina, y mantenidos en estado líquido a altas presiones.

Saturación de gas (gas saturación o free-gas saturación). Es la fracción del espacio poroso en el yacimiento ocupada por el gas libre.

Solubilidad del gas (gas solubility). Es la cantidad de gas que se encuentra en solución en un petróleo crudo a determinadas condiciones de presión y temperatura. Generalmente se expresa por los pies cúbicos de gas a condiciones normales (PCN) disueltos en un barril de petróleo, también a condiciones normales (BN), y se denomina:

BNPCNRS

.

Punto de fusión. Temperatura a la cual una sustancia pasa de la fase sólida a la fase liquida.

Termodinámica. Significa potencia térmica o potencia obtenida a partir del calor, debido a sus orígenes en el análisis de las máquinas de vapor.