ResumenLas condiciones de presin y temperatura determinan el comportamiento y composicin de los fluidos dentro de un yacimiento, y su comportamiento al llevarse a condiciones de superficie. Existe as una gran diferencia entre los fluidos recuperados en superficie con respecto de los que se encuentran en el mismo yacimiento del que provienen. Es por eso que el siguiente paso despus del descubrimiento de un yacimiento, es la clasificacin de los fluidos que contiene.El comportamiento de fases de la mezcla de hidrocarburos puede emplearse para clasificar el yacimiento. El diagrama de fases es una representacin grfica de los puntos de burbuja, los puntos de roco y el punto crtico de una mezcla de fluidos. Dentro de un diagrama de fases la lnea que une los puntos de burbuja y roci con el punto crtico se conoce como envolvente de fases y divide el diagrama en tres regiones, la regin de lquidos, la regin de gases ambas fuera de la envolvente a la izquierda y derecha de la isoterma crtica respectivamente y dentro de la envolvente la regin de dos fases.El diagrama de fases, es diferente para cada mezcla de hidrocarburos y permanece constante en tanto la composicin se mantenga constante, lo que quiere decir que durante la explotacin el diagrama puede cambiar debido a la extraccin preferencial de fluidos o la inyeccin de alguno.Entre las clasificaciones de yacimiento mas frecuentemente mencionados se encuentran: De aceite y gas disuelto de bajo encogimientoTambin llamados de aceite negro, su contenido de componentes intermedios es bajo y alto el contenido de componentes pesados, se distinguen por poseer una temperatura por debajo de la temperatura crtica de la mezcla de hidrocarburos, y dependiendo de la presin del yacimiento pueden ser saturados o bajo saturados. Las condiciones de produccin se encuentran por lo general en la regin de dos fases obteniendo bajas relaciones gas-aceite, con aceites obscuros de alta densidad. Aceite y gas disuelto de alto encogimientoLlamado comnmente aceite voltil, tienen un alto contenido de componentes intermedios su temperatura es cercana a la temperatura critica de la mezcla de hidrocarburos, adems se distinguen por que pequeos cambios en la presin y/o temperatura del yacimiento produzcan modificaciones importantes en los volmenes de lquido y gas que coexisten, la relacin gas aceite depende fuertemente de las condiciones y etapas de separacin produciendo aceites menos obscuros de densidad media.

Yacimientos de gas y condensadoLa temperatura de estos yacimientos se encuentra entre la temperatura crtica y la cricondenterma de la mezcla de fluidos presente. Si la presin del yacimiento es superior a la presin de roco, los fluidos se encuentran en fase gaseosa y al fluir por el pozo entran en la regin de dos fases, produciendo as altas relaciones gas-aceite con lquidos de coloracin semi-obscura densidad media. Una caracterstica importante es que con la reduccin isotrmica de la presin se puede producir la condensacin retrgrada, empobreciendo la composicin de los fluidos producidos. Yacimientos de gas hmedoLa temperatura de este yacimiento es mayor a la cricondenterma de la mezcla, por lo que nunca se entra en la regin de dos fases en el yacimiento, al ser llevados a condiciones de superficie, los fluidos entran en la regin de dos fases produciendo muy altas relaciones gas-aceite con lquidos semi transparentes de baja densidad.

Yacimientos de gas secoEstos yacimientos contienen principalmente metano, con pequeas cantidades de etano propano y ms pesados, ni en el yacimiento ni a condiciones de produccin se entra en la regin de dos fases, aunque en la prctica relaciones gas-aceite mayores a 20000 m3/m3 se consideran yacimientos de gas seco.

Los parmetros que se consideran tiles para clasificar a los fluidos de un yacimiento petrolero, se dividen en dos grupos: los que se miden en campo y los que se obtienen en laboratorio.En campoLa temperatura del yacimiento depende de la profundidad y el gradiente trmico local adems se considera que es constante durante la vida productiva del mismo, la presin del yacimiento, depende de la profundidad y del gradiente hidrulico (presin hidrosttica), decrece durante su vida productiva. El volumen de aceite y la relacin gas-aceite producido son parmetros medidos a condiciones de flujo estables, la densidad y coloracin de los lquidos producidos es dependiente de la composicin de la mezcla que puede variar durante la vida productiva del yacimiento.

En laboratorioLa presencia o ausencia de puntos de burbuja y de roco dependen totalmente de la composicin de la mezcla de hidrocarburos y la temperatura del yacimiento. La relacin de solubilidad dependen de las condiciones de presin y temperatura del yacimiento, y del mtodo de laboratorio usado. La densidad y viscosidad de las fases, a condiciones de yacimiento durante la vida productiva del mismo dependern de la composicin del fluido y del mtodo utilizado para simular el agotamiento del reservorio. En yacimientos de gran espesor ser necesario adems caracterizar los fluidos existentes a cada profundidad debido a los efectos gravitacionales.En el laboratorio se utilizan los experimentos PVT para simular el comportamiento de la mezcla de hidrocarburos, tanto en el yacimiento como en la produccin en superficie. Para simular el yacimiento existen 2 tipos de experimentos: agotamiento a volumen constante y agotamiento a volumen variable ambos experimentos se llevan a cabo a temperatura constante. Para simular las condiciones de produccin se simulan las condiciones de presin y temperatura de separacin, donde es necesario recalcar que los parmetros de clasificacin obtenidos dependen del tipo de experimento utilizado. Se cree que el agotamiento a volumen constante representa mejor el comportamiento de los fluidos dentro del yacimiento durante su explotacin.