a clasificación de los yacimientos en función a la mezcla de hidrocarburos que contienen se

puede clasificar de acuerdo a los siguientes parámetros:

Parámetros Medidos en Campo: Presión, Temperatura, Relación Gas – Petróleo,

Gravedad °API, color del líquido en el tanque, entre otros.

Parámetros Medidos en el Laboratorio: Se usan muestras significativas del yacimiento

y se simula el comportamiento de los fluidos durante el agotamiento isotérmico de

presión.

Los yacimientos de hidrocarburos se encuentran inicialmente como una mezcla, de acuerdo a

dicha mezcla se pueden clasificar en:

1. Yacimientos de Gas.

1.1. Yacimientos de Gas Seco.

1.2. Yacimientos de Gas Húmedo.

1.3. Yacimientos de Gas Condensado.

2. Yacimientos de Petróleo.

2.1. Yacimientos de Petróleo de Alta Volatilidad

2.2. Yacimientos de Petróleo de Baja Volatilidad

XXX2.2.1. Liviano.

XXX2.2.2. Mediano.

XXX2.2.3. Pesado.

XXX2.2.4. Extrapesado.

Yacimientos de Gas

Los yacimientos de gas generalmente pueden ser clasificados de acuerdo a sus características

y constituyentes químicos, y a sus propiedades físicas. Los yacimientos de gas están

comúnmente compuestos de hidrocarburos de serie de alcanos o parafinas, conteniendo

principalmente metano y etano en un rango de 80 al 90% de su volumen. El remanente de este

volumen está formado por propano y otros hidrocarburos pesados e impurezas. Por lo tanto,

considerando el rango limitado de los componentes, el análisis composicional de los

yacimientos de gas es de fácil obtención a través de técnicas como: la cromatografía del gas y

la destilación a bajas temperaturas. Para la clasificación física de los yacimientos de gas se usa

frecuentemente el parámetro de gravedad específica.

Yacimientos de Gas Seco

Los yacimientos de gas seco son inicialmente formados por componentes de hidrocarburos en

la fase gaseosa solamente. Los componentes no hidrocarburos son hallados en forma líquida.

Durante la producción de este tipo de yacimiento, el gas del yacimiento y el gas producido

están en una sola fase, por ejemplo en la fase gaseosa. Además los yacimientos de gas

convencionales y no convencionales incluyen metano covalente, el cual queda atrapado en el

subsuelo. Las formaciones extremadamente impermeables son conocidas como una fuente

comercial productiva de gas y consideradas como fuentes convencionales.

A continuación se presentan las características más resaltantes de los yacimientos de gas

seco:

La temperatura del yacimiento es mayor que la temperatura cricondentérmica.

Los hidrocarburos se mantienen en fase gaseosa en el yacimiento y en superficie, es

decir, que al disminuir la presión no se condensa el gas.

Solo se puede extraer líquido por procesos criogénicos (temperaturas por debajo de

0°F) .

No se presenta condensación retrógrada.

Gas mayormente metano, mayor a 90%.

Figura 1. Diagrama de Fases para un Yacimiento de Gas Seco.

Yacimientos de Gas Húmedo

Estos yacimientos son inicialmente encontrados con componentes de hidrocarburos en la fase

gaseosa, como en los yacimientos de gas seco. Cuando la presión del yacimiento disminuye

por la producción, el gas remanente en el yacimiento podría estar enteramente en una sola

fase, sin sufrir condensación en la formación. Sin embargo, una porción de gas producida a

través del pozo se condensa debido a la reducción de la presión y temperatura en la superficie.

Esto ocurre por la presencia de hidrocarburos en el yacimiento de gas que se condensan bajo

condiciones de superficie. Los componentes hallados en este tipo de yacimientos son más

pesados que los encontrados en los yacimientos de gas seco.

A continuación se presentan las características más resaltantes de los yacimientos de gas

húmedo:

La temperatura del yacimiento es mayor que la temperatura cricondentérmica.

Los hidrocarburos se mantienen en fase gaseosa en el yacimiento, pero una vez en

superficie entran a la región bifásica.

El líquido producido es de incoloro a amarillo claro.

Poseen una gravedad °API mayor a 60°.

En comparación con los gases secos, hay una mayor acumulación de componentes

intermedios.

La relación gas – petróleo se encuentra entre 60 y 100 (MCP/BN).

Figura 2. Diagrama de Fases para un Yacimiento de Gas Húmedo.

Yacimientos de Gas Condensado

Con respecto al agotamiento del yacimiento, una porción de gas domina el comportamiento de

los hidrocarburos condensados más pesados y los almacena en el volumen poroso del

yacimiento. Esto ocurre cuando la presión del yacimiento disminuye por debajo de la presión de

rocío del yacimiento. La condensación puede ser significativa cercana al fondo del pozo debido

a las variaciones de presión. El fenómeno está referido a una condensación retrógrada al

evaporarse una sustancia pura, no condensada bajo la disminución de la presión. La

temperatura prevalente en el yacimiento está por encima de la temperatura cricondertérmica, la

cual se define como la temperatura limite bajo la cual el fluido solo existe en forma gaseosa. La

revaporización del condensado puede tomar lugar bajo ciertas condiciones cuando la presión

del yacimiento se vuelve suficientemente baja. Sin embargo la revaporización esta inhibida

como las características de la condensación y vaporización del yacimiento de hidrocarburos

alternado de manera desfavorable. Los efectos adversos de la condensación retrograda

resultan en la producción de gas pobre únicamente. El gas seco es reinyectado para mantener

la presión del yacimiento por encima de la presión de rocío obteniendo así un recobro más

efectivo.

A continuación se presentan las características más resaltantes de los yacimientos de gas

condensado:

La temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura crítica y la

temperatura cricondertérmca.

Se puede definir como un gas con líquido disuelto.

Los hidrocarburos se mantienen en fase gaseosa o en el punto de rocío a condiciones

iniciales de yacimiento.

Al disminuir la presión a temperatura constante entra en la zona de condensación

retrógrada.

La reducción de presión y temperatura en el sistema de producción hace que se entre

en la región bifásica y origina en superficie un condensado.

El condensado producido es de incoloro a amarillo.

Posee una gravedad °API entre 40° y 60°.

La relación gas – petróleo se encuentra entre 5.000 y 100.000 (PCN/BN).

Figura 3. Diagrama de Fases para un Yacimiento de Gas Condensado.