Clasificación de Yacimientos de Acuerdo a los Diagramas de Fases

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Una alternativa muy eficaz para clasificar los yacimientos es por medio de los diagramas de fases. Considérese la siguiente figura.

El punto A representa un yacimiento con una temperatura de 300°F y a una presión de 3700 lpca, que se encuentra fuera de la región de dos fases, por lo que el fluido es monofásico en estado gaseoso. A medida que la producción va avanzando el fluido se queda en el yacimiento a la misma temperatura (300°F) y fase. La composición del fluido producido a través del pozo tampoco cambiara, por lo cual no observamos en nuestro diagrama de fases ningún cambio en la trayectoria A-A1, lo cual nos indica que tanto en el yacimiento como en superficie el fluido permanece en estado gaseoso, de allí el nombre que adopta esta acumulación “yacimiento de gas seco”, el cual se caracteriza por el hecho de que la temperatura del mismo supera la temperatura cricondentérmica 250°F (máxima tempera a la cual coexisten en equilibrio vapor y liquido). No obstante, el proceso puede darse de una forma distinta cuando manteniendo la composición del sistema, encontramos en los separadores en superficie algo de líquido condesado proveniente de un yacimiento de gas, denominando en este caso a la acumulación como “yacimientos de gas húmedo” los cuales se caracterizan por el hecho de que al fluir la mezcla hasta los separadores en superficie (línea A-A2) el fluido entra en la región bifásica condensándose así un 6% del volumen de la mezcla de gas. Esto ocurre principalmente debido a la disminución de presión y temperatura.

Consideremos ahora el punto B, el cual representa un yacimiento con una presión inicial de 3300 lpca y una temperatura de 180°F. Como se puede observar en la figura, este se ubica a una temperatura superior a la temperatura critica, (correspondiente al punto crítico) por encima de la curva de rocío, lo cual nos indica que el yacimiento se encuentra en fase gaseosa al igual que el yacimiento correspondiente al punto A. En este se mantiene la misma composición del sistema hasta que al disminuir la presión isotérmicamente(debido a la producción), se alcanza el punto de rocío (punto B1) a una presión de 2545 lpca.

Disminuyendo la presión aún más por debajo del punto de rocío, se penetra la envolvente de fases, entrando a la zona de condensación retrógrada, la cual está delimitada por los puntos de máxima temperatura de las curvas de isocalidad. En esta zona se produce la condensación de las fracciones más pesadas e intermedias de la mezcla, las cuales se quedan atrapadas en forma de líquido en los poros más pequeños de la roca, debido a que no se alcanza la saturación crítica del líquido y en consecuencia el mismo no puede fluir hacia los pozos. Este hecho representa un gran agravante en la producción, debido a que se pierde la parte de mayor importancia en el yacimiento que es el líquido atrapado, rico en componentes pesados y en cambio se produce un fluido mucho más pobre en dichos componentes.

La composición del líquido cambia a medida que se va disminuyendo la presión, lo cual aumenta la cantidad de componentes pesados en su composición, por lo cual se observa el desplazamiento del diagrama de fases hacia abajo.

Una vez que se alcanza la máxima condensación (punto B2 a 2250 lpca), al continuar disminuyendo la presión, la mezcla comienza a evaporarse, disminuyendo así el volumen de fluido y la RGC (relación gas condensado), hasta que se alcance de nuevo la presión de rocío, lo cual no es posible en la práctica ya que se requiere de presiones por debajo de la presión atmosférica (de vacio), es por esto que la evaporación de la mezcla llega a una presión de abandono correspondiente al punto B3 en la cual se concluye con el proceso. Estas acumulaciones son llamadas “yacimientos de gas condensado”, “yacimientos de punto de roció” ó “yacimientos de condensación retrograda de gas”.

Ubicando ahora nuestra acumulación en el punto C a 3000 lpca y 75°F, temperatura menor a la temperatura critica justo por encima de la curva de burbujeo , el mismo se encuentra en fase líquida y a medida que se va disminuyendo la presión isotérmicamente se alcanza la presión de burbuja, que en base a nuestro diagrama tiene un valor de 2550 lpca (punto C1). Acto seguido se penetra la envolvente entrando a la región bifásica, en la cual se van produciendo mayores cantidades de gas a través del pozo, caso contrario con el petróleo que fluye en cantidades cada vez menores y cuando el yacimiento se agota aún queda mucho petróleo por recuperar, por lo cual es necesaria la infección de algún tipo de fluido para así extraer la mayor cantidad de crudo que sea posible. Acumulaciones de este tipo son denominadas “yacimientos de petróleo”, “yacimientos de punto de burbujeo” ó “yacimientos de gas disuelto”.

Si la mezcla se encontrase a la temperatura de 150°F y a la presión de 2000 lpca, correspondiente al punto D, se puede observar en la figura, que el mismo es un yacimiento que lleva consigo dos fases involucradas, por lo cual existirá una zona de petróleo (yacimiento de petróleo) con una capa de gas en la parte superior (yacimiento de gas) que para una mejor representación y estudio de cada uno, se hace más sencillo visualizar ambos por separado a través de diagramas de fases.