Clasificación de los yacimientos petroleros

Clasificación de los yacimientos petroleros en función de su punto critico

El diagrama de fase típico de un yacimiento petrolero, puede ser usado convenientemente para describir varios yacimientos en función del tipo de fluido que contienen. Un yacimiento contiene gas si su temperatura es mayor que la temperatura crítica de la mezcla de hidrocarburos, en caso contrario contiene aceite.

El agotamiento de presión del yacimiento puede resultar en una condensación retrógrada en el yacimiento si su temperatura cae entre la temperatura crítica y la cricondenterma, mientras que no habrá formación de líquido si su temperatura está por arriba de la cricondenterma. El aceite en un yacimiento con una temperatura cerca al punto crítico es más volátil que un yacimiento a una temperatura menor. Una pequeña reducción de presión por debajo de la presión de burbuja, en un yacimiento con una temperatura justo por debajo de la temperatura crítica, puede vaporizar hasta medio volumen de aceite. Es evidente, por lo tanto, que la localización de la temperatura del yacimiento en el diagrama de fase puede ser utilizada para clasificar los fluidos del yacimiento. El comportamiento de fase de un fluido de yacimiento está determinado por su composición-

 Las temperaturas críticas de los hidrocarburos pesados son mayores que aquellas de los componentes ligeros. Por lo tanto, la temperatura crítica de una mezcla de hidrocarburos predominantemente compuesta por componentes pesados es mayor que el rango normal de temperaturas en los yacimientos, y estos fluidos se comportan como líquido, es decir aceite. Mientras que la temperatura de un yacimiento compuesto principalmente por metano, con una temperatura crítica de 190.6 K, será mayor que la temperatura crítica de la mezcla de hidrocarburos. Cuando la presión del yacimiento cae por debajo del punto de saturación, el diagrama de fase del fluido original del yacimiento ya no es válido. Las fases de aceite y gas son producidas a un gasto diferente del original, resultando en cambios en la composición global del sistema. La segregación gravitacional de las dos fases con diferentes densidades también inhibe el contacto entre las fases, evitando el alcance de equilibrio en el yacimiento.

La clasificación de los yacimientos petroleros por varios autores (Méndez , Pérez , McCain y Moses ) está basada en su diagrama de fase característico y en los rangos de propiedades de los fluidos típicos como son:

 a) El factor de volumen de aceite, Bo,

 b) Factor de volumen del gas, Bg,

c) RGA,

d) Contenido de la fracción, C7+

 e) Densidad del aceite, ρo,  

f) Contenido de la fracción C1 7

En base a estos criterios los yacimientos petroleros son clasificados de manera general como yacimientos de aceite o de gas. Estas clasificaciones posteriormente son subdivididas dependiendo de:

 (1) La composición de la mezcla de hidrocarburos del yacimiento.

 (2) La presión y temperatura iniciales.

 (3)La presión y temperatura de las condiciones superficiales

 La clasificación tradicional de los yacimientos de acuerdo a los fluidos que contienen es:

 1. Aceite Negro.

 2. Aceite Volátil

 3. Gas y Condensado.

 4. Gas Húmedo.

 5. Gas Seco

Caracteristicas:

 Gas Seco:

Los yacimientos de gas seco tienden a tener una temperatura mayor a la temperatura del punto cridondentérmico, la mezcla de hidrocarburos se mantiene en fase gaseosa en el yacimiento y hasta la superficie independientemente de la reducción de la presión, la composición de hidrocarburos presente en el yacimiento es mayoritariamente gas metano (C1)>90%, en este tipo de yacimientos no se observa condensación retrograda debido a que siempre nos mantenemos fuera de la curva de rocío.

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