Comportamiento de Fases en Yacimientos de Hidrocarburos: Vaporización Retrógrada y Clasificación

Comportamiento de Fases en Yacimientos de Hidrocarburos

Si se corta el segundo punto en la curva de burbujeo (G o F) sin cruzar la curva de rocío, el sistema estará de nuevo en la misma fase líquida que cuando cortó inicialmente la curva de burbujeo.

Es evidente que la vaporización incrementó de cero, pasó por un máximo y disminuyó de nuevo a cero al cruzar por segunda vez la curva de burbujeo. Por tanto, entre F y G estará un punto de vaporización máxima y G indica, bien sea condensación (con aumento de temperatura) o vaporización (con disminución de temperatura) de acuerdo a la dirección seguida. Este comportamiento anómalo fue denominado por Sage y Lacey como "**vaporización retrógrada isobárica**".

En el Caso IV, la línea isotérmica 7-8 está a una temperatura intermedia entre Tc (C) y Tm y cruza la curva de rocío en los puntos H y J sin cruzar la curva de burbujeo, dando lugar a un comportamiento de condensación y vaporización anómalas, similares al Caso III. Ya que este caso está relacionado con la curva de rocío, Sage y Lacey denominan este comportamiento como "**condensación retrógrada isotérmica**".

Las áreas marcadas con líneas oblicuas se denominan "**región retrógrada**", o sea el área donde ocurre vaporización o condensación en forma inversa al comportamiento convencional; es decir, **vaporización retrógrada**, por la cual se forma vapor al disminuir isobáricamente la temperatura (línea 6-G-K) o aumentar isotérmicamente la presión (línea L-J-8) y **condensación retrógrada**, por la cual se forma líquido al disminuir isotérmicamente la presión (línea 8-J-L) o aumentar isobáricamente la temperatura (línea K-G-6).

Clasificación de Sistemas de Hidrocarburos

Los sistemas de hidrocarburos multicomponentes encontrados en los yacimientos se clasifican muy ampliamente como petróleo y gases. Para cada uno de estos sistemas, existe una clasificación determinada. Para sistemas gaseosos, o sea aquellos que en el yacimiento se encuentran como gas, se clasifican en condensados o retrógrados, gases húmedos y gases secos. Para sistemas de petróleos, o sea aquellos que en el yacimiento se encuentran como líquidos, se clasifican, de acuerdo al líquido recuperado en superficie, como petróleos de baja o alta merma.

Los diagramas P-T para estos sistemas, varían en la forma y la posición del punto crítico, dependiendo del contenido de volátiles en el sistema. Para sistemas con un alto contenido de volátiles, la temperatura critica del sistema se acerca más a la temperatura crítica del componente más liviano.

La Figura 5 presenta un diagrama P-T donde se indican diferentes zonas de acuerdo al tipo de yacimiento: Zona I. Si la temperatura del yacimiento está por encima del cricondentérmico, se habla de yacimientos de gas, tal como el punto A del diagrama. Puede ocurrir que sean yacimientos de gas seco o de gas húmedo. En ambos casos, el gas en el yacimiento siempre estará en estado gaseoso y su composición permanece constante. El gas seco se compone principalmente de metano y etano con pequeños porcentajes de componentes más pesados. La Figura 6 ilustra un diagrama típico P-T para un gas seco con condiciones del yacimiento y de producción (separación en superficie). Ambas condiciones se encuentran en la zona de una sola fase. No se condensan hidrocarburos líquidos, ni en el yacimiento ni en superficie.

Para el caso de yacimientos de gas húmedo, las condiciones de producción (separación en superficie), se encuentran en la región de dos fases (punto A2 de la Figura 5) y se obtiene una fase líquida del separador denominada destilado o condensado. La Figura 7 ilustra un diagrama P-T típico para un gas húmedo con condiciones del yacimiento y de producción. Puede también ocurrir que las condiciones de separación de gas húmedo se encuentren en la zona de una sola fase y la producción sea totalmente gas. No obstante, el gas producido contiene fracciones líquidas que pueden removerse por separación a baja temperatura o con.