12 marzo 2009

Caídas de presión en un yacimiento de gas condensado ¿Agotamiento o formación de un bloque condensado?
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En los yacimientos de gas condensados a medida que la presión del yacimiento declina y atraviesa el punto de rocío, se forma líquido y el volumen de la fase líquida aumenta con la caída de presión. El sistema alcanza un punto en un condensado retrógrado en el que conforme la presión continua declinando, el líquido se re-evapora. El comportamiento de un sistema reservorio de gas condensado, puede ser dificultoso de modelar e incluso predecir.

Existe una interrogante que surge cuando se presenta una declinación inesperada en la producción de gas la cual es: ¿Es esta declinación resultado del proceso de agotamiento, o de la formación de un bloque condensado?

Sabemos que se generan condensados a medida que la presión declina por debajo de la presión de rocío y el grado en que esta situación ocurre va a depender de ciertos factores. ¿Cuáles son estos factores? Bueno la composición del gas y las condiciones del reservorio, ya que la acumulación de líquido impide el flujo de la fase de gas, restringe la tasa de producción y afecta de manera adversa los niveles de recuperación.

¿A que nos referimos cuando hablamos de la formación de un bloque de condensado? Es el resultado de la reducción de la movilidad del gas en las adyacencias de un pozo productor por debajo del punto de rocío.

Cuando la presión del reservorio en las inmediaciones del pozo cae por debajo del punto de rocío, se genera una condensación retrograda y se empieza a formar un banco de condensado en el reservorio.

¿Todos los yacimientos de gas están limitados por la formación de un bloque de gas condensado?

No todos los yacimientos están limitados por presión debido a la formación de un bloque de condensado en la región vecina al pozo, aunque todos experimentaran este fenómeno. El grado en el que la segregación de condensado constituye un problema para la producción, depende de la relación entre la caída de presión experimentada dentro del yacimiento y la caída de presión total que se produce desde las áreas lejanas del yacimiento, hasta un punto de control en la superficie.

¿Qué sucede si la caída de presión es muy pequeña o si por el contrario es muy significativa?

Si es significativa la caída de presión adicional debida a la segregación de condensado puede ser muy importante para la productividad del pozo. Típico en formaciones con un valor bajo de capacidad de flujo. Por el contrario si en el yacimiento se produce una pequeña fracción de la caída de presión, habitual en formaciones con valores altos de Kh, por lo que tendrá poco impacto sobre la productividad de los pozos, como consecuencia del bloque condensado.

“Se puede asumir que el bloque de condensado duplica la caída de presión en el yacimiento para la misma tasa de flujo”

Primera evidencia de gotas de rocío en un yacimiento de gas condensado

Cuando se forman gotas de rocío por primera vez en un yacimiento de gas, el líquido condensado es: inmóvil. ¿Porque ocurre esto? El líquido condensado permanece inmóvil debido a las fuerzas capilares que actúan sobre los fluidos, esto se debe a que una vez formada una gota microscópica de líquido la misma se quedará atrapada en las gargantas de poros muy pequeños.

¿Cómo es el efecto de la caída de presión cerca de un pozo productor?

Cerca de un pozo productor la situación es distinta ya que se forma un sumidero1 en la región vecina al pozo, provocando que el gas va ingresando al mismo se condense. Por lo que luego de un breve período se acumula cierta cantidad de líquido como para que su movilidad se vuelva significativa.

¿Cómo es el comportamiento de los campos de gas cuando la presión cae por debajo de la presión de punto de rocío ? ¿Qué sucede?

Conceptualmente, el flujo en los yacimientos de gas condensado puede dividirse en tres regiones de yacimiento cuando la saturación del condensado alcanza un valor crítico, aunque en ciertas situaciones no están presentes las tres.

*Existe una Zona 3, que consideraremos lejos del pozo productor donde la presión del yacimiento es mayor que la presión del punto de rocío, solo hay una fase de hidrocarburo presente que es el GAS. ¿Cuál es el límite interior de ésta región? Donde la presión de punto de rocío del gas iguala a la presión del yacimiento original, pero no es fijo sino que se desplaza hacia afuera a medida que el pozo produce hidrocarburos y la presión de formación cae.

* Más cerca del pozo encontramos una Zona (2), es la región de segregación de condensación, el líquido se separa de la fase gaseosa, pero su saturación continúa siendo suficientemente baja, como para que se mantenga inmóvil, sigue existiendo flujo de gas monofásico, aunque se encuentran presentes ambas fases.

* En la Zona ( 1) , la más cercana al pozo productor, fluye tanto la fase gaseosa como la fase de condensado. Esto ocurre cuando la saturación del condensado excede la saturación crítica, y ambas fases fluyen hacia el pozo.

¿Cuáles son los resultados que ocasiona la caída de presión del yacimiento por debajo del punto de rocío?

Provoca principalmente dos resultados, ambos negativos:

*La producción de gas y condensado declina debido a la formación del bloque de condensado en la región vecina al pozo.

*El gas producido tiene menos fracciones pesadas debido a la condensación, donde el condensado tiene una movilidad insuficiente como para fluir en dirección hacia el pozo.

Términos usados:

1sumidero: abertura, conducto o canal.

Presión de burbujeo: presión a la cual se libera la primera burbuja de gas.

Punto de rocío: punto en el cual existe una fase gaseosa con una cantidad infinitesimal de agua (gota).

Fuentes:

http://lima.spe.org/images/UNILima/articles/56/COND-FIP-LC-230505.pdf

http://www.slb.com/media/services/resources/oilfieldreview/spanish06/spr06/p16_29.pdf

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