CLASIFICACIÓN DE LOS TIPOS DE YACIMIENTOS DE ACUERDO CON LOS DIAGRAMAS DE FASES (COMPOSICIÓN) ( COMPOSICIÓN) Desde un punto de vista más técnico, los diferentes tipos de yacimientos pueden c lasificarse lasificarse de acuerdo con la localización de la temperatura y presión iniciales del yacimiento con respecto a la región de do s fases (gas y petróleo) en los diagramas de fases que relacionan temperatura y presión. La figura 2 es uno de estos diagramas "diagrama de fases PT" para un determinado fluido de un yacimiento. El área cerrada por las curvas del punto de burbujeo y del punto de rocío hacia el lado izquierdo inferior, inferior, es la región reg ión de combinaciones de presión y temperatura te mperatura en donde existen dos do s fases: líquida y gaseosa. Las curvas dentro de la región de dos fases muestra el porcentaje de líquido en el volumen total de hidrocarburo, para cualquier presión y temperatura. Inicialmente, toda acumulación de hidrocarburos tiene su propio diagrama de fases que depende sólo de la co mposición mposición de la acumulación.
Figura 2: Diagrama de fases (composición) Consideremos un yacimiento con el fluido de la figura 2, a una temperatura de 300 °F y una presión inicial de 3700 lpca, punto A. Como dicho punto se encuentra fuera de la región de dos fases, el fluido se hallará inicialmente en estado de una sola fase (monofásico), comúnmente llamado gas. Como el fluido que queda en el yacimiento durante la producción permanece a 300 °F, es evidente que el fluido permanecerá en estado gaseoso (una sola fase) a medida que la presión disminuya a lo largo de la trayectoria A"A1. Más aún, la composición del fluido producido por el pozo no variará a medida que el yacimiento
se agota. Esto será cierto para cualquier acumulación de esta composición, donde la temperatura del yacimiento excede el punto cricondentérmico o máxima temperatura a la cual pueden existir dos fases, o sea, 250 °F para el ejemplo considerado. Aunque el fluido que queda en el yacimiento permanecerá en estado monofásico, el fluido producido al pasar del fondo del pozo a los separadores en la superficie, aunque en la misma composición, puede entrar en la región de dos fases debido a la disminución de la temperatura, como lo representa la línea A"A2. Esto implica la pro ducción de líquido condensado en la superficie a partir de un gas en e l yacimiento. Es lógico que si el punto cricondentérmico de un fluido está por debajo, por ejemplo, 50 °F, sólo existirá gas en las superficies a las temperaturas normales de ambiente, y la producción se denominará de gas seco. No obstante, la producción puede aún contener fracciones líquidas que pueden removerse por separación a baja temperatura o por plantas de recuperación de gasolina del gas natural.
Clasificación de Acuerdo al Estado de los Fluidos Petróleo negro Consiste de una amplia variedad de especies químicas que incluyen moléculas gra ndes, pesadas y no volátiles. El punto crítico está localizado hacia la pendiente de la curva. Las líneas (iso-volumétricas o de calidad) están uniformemente espaciadas y t ienen un rango de temperatura amplio. Los primeros crudos de este tipo fueron de color negro, de allí su nombre.
Petróleo volátil. El rango de temperatura es más pequeño que en petróleo negro. La temperatura crítica, Tcr, es también menor que en crudos negros y está cerca de la temperatura del yacimiento, TR (Tcr > TR). Las líneas de calidad no están igualmente espaciadas y están desplazadas hacia arriba hacia el punto de burbuja. Una pequeña reducción en presión por debajo del punto de burbuja causa una liberación enorme de gas. Hasta un 50 % de estos crudos puede convertirse en gas en el yacimiento cuando la presión cae unos cientos psi debajo del punto de burbuja.
Gas húmedo. Todo el diagrama de fases de la mezcla de hidrocarburos con moléculas predominantemente pequeñas yacen debajo de la temperatura del yacimiento. La línea de presión no entra la envolvente y por tanto no se forma líquido en el yacimiento, pero si en superficie (dos fases). La gravedad, mayor de 60 API, de los líquidos es similar a la de los gases retrógrados. La gravedad se mantiene co nstante y el color de los líquidos es transparente.
Gas seco.
Está formado principalmente por metano y algunos intermedios. El diagrama de fases muestra una mezcla de hidrocarburos gaseosa tanto en superficie como en el yacimiento. No hay presencia de líquidos ni en yacimiento ni superficie. Sin embargo, a temperaturas criogénicas, menores de 50 °F, se puede obtener fluidos de estos gases. La EBM puede aplicarse tanto a gas como gases húmedos para determinar gas original in-situ y predecir reservas de gas.
Clasificación de Acuerdo al Mecanismo de Producción La producción inicial de hidrocarburos está acompañada por el uso de la energía natural de este y normalmente se conoce como producción primaria. El petróleo y el gas son desplazados hacia los pozos productores bajo producción primaria mediante a) expansión de fluido, b) desplazamiento de fluidos, c) drenaje gravitacional y d) expulsión capilar.
En general la producción de los yacimientos se debe a los siguientes mecanismos: 1. Hidráulico: cuando se presenta agua proveniente de un acuífero adyacente. 2. Gas en Solución. Los fluidos gaseosos ayudan a producir la fase líquida cuando el gas intenta liberarse del seno del crudo.
3. Capa de gas (No hay distribución uniforme de los fluidos) 4. Expansión líquida y de roca (hasta el punto de burbuja) 5. Gravedad o segregación gravitacional, el cual es común en yacimientos con espesor considerable y que tienen buena comunicación vertical o en yacimientos que tienen alto buzamiento pues permiten la migración del gas a la parte superior de la estructura.
6. Combinado 7. En yacimientos gasíferos se tiene depleción o expansión gaseosa
