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16 Oilfield Review
Revisión de los yacimientos de gas condensado
Li FanCollege Station, Texas, EUA
Billy W. HarrisWagner & Brown, Ltd.Midland, Texas
A. (Jamal) JamaluddinRosharon, Texas
Jairam KamathChevron Energy Technology CompanySan Ramon, California, EUA
Robert MottConsultor IndependienteDorchester, Reino Unido
Gary A. PopeUniversidad de TexasAustin, Texas
Alexander ShandryginMoscú, Rusia
Curtis Hays WhitsonUniversidad Noruega de Ciencia y Tecnología y PERA, A/STrondheim, Noruega
Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Syed Ali, Chevron, Houston; y a JeromeManiere, Moscú. ECLIPSE 300, LFA (Analizador de Fluidos para la herramientaMDT), MDT (Probador Modular de la Dinámica de laFormación) y PVT Express son marcas de Schlumberger.CHEARS es una marca de Chevron. Teflón es una marca deE.I. du Pont de Nemours and Company.
¿Cómo optimiza una compañía el desarrollo de un campo de gas condensado, cuando
el proceso de explotación deja valiosos fluidos líquidos en un yacimiento y la forma-
ción de un bloque de condensado puede provocar la pérdida de la productividad del
pozo? Los campos de gas condensado presentan este desafío. El primer paso para
enfrentar este reto consiste en conocer los fluidos y cómo fluyen en el yacimiento.
Un yacimiento de gas condensado puede obs-truirse con sus componentes más valiosos. Lasaturación del líquido condensado puede incre-mentarse en la región vecina al pozo como con-secuencia de la caída de presión por debajo delpunto de rocío, restringiendo en última instanciael flujo de gas. La restricción en la zona vecina alpozo puede reducir la productividad de un pozoen un factor de dos o más.
Este fenómeno, conocido como formación debloque o banco de condensado, es el resultado deuna combinación de factores, incluyendo las pro-piedades de las fases de fluidos, las característicasdel flujo de la formación y las presiones existentesen la formación y en el pozo. Si estos factores no secomprenden en las primeras instancias del desa-rrollo de un campo petrolero, tarde o temprano elrendimiento de la producción se verá afectado.
Por ejemplo, la productividad de los pozos delCampo Arun, situado en Sumatra del Norte,Indonesia, declinó significativamente unos 10años después de que comenzara la producción.Se trataba de un problema serio, ya que la pro-ductividad de los pozos resultaba crítica parasatisfacer las obligaciones contractuales deentrega de gas. Los estudios de pozos, incluyendolas pruebas de presiones transitorias, indicaronque la pérdida era causada por la acumulaciónde condensado cerca del pozo.1
El Campo Arun es uno de los tantos yaci-mientos de gas condensado gigantes que en con-
junto contienen un recurso global significativo.El Campo Shtokmanovskoye, situado en el Marde Barents en Rusia, el Campo Karachaganak enKazajstán, el Campo Norte en Qatar que se con-vierte en el Campo Sur Pars en Irán, y el CampoCupiagua en Colombia, son otros de los grandesrecursos de gas condensado que existen en elmundo.2
Este artículo analiza la combinación de la ter-modinámica de los fluidos y la física de las rocas,que resulta en la segregación de condensado y enla formación de bloques de condensado. Se exa-minan las implicancias para la producción y losmétodos de manejo de los efectos de la segrega-ción de condensado, incluyendo el modelado deyacimientos, para pronosticar el desempeño delos campos petroleros. Algunos ejemplos deRusia, EUA y el Mar del Norte describen las prác-ticas y los resultados de campo.
Formación de gotas de rocíoUn gas condensado es un fluido monofásico encondiciones de yacimiento originales. Está com-puesto principalmente de metano [C1] y de otroshidrocarburos de cadena corta, pero tambiéncontiene hidrocarburos de cadena larga, denomi-nados fracciones pesadas. Bajo ciertas condicio-nes de temperatura y presión, este fluido se sepa-rará en dos fases, una fase gaseosa y una faselíquida, lo que se conoce como condensado retró-grado.3
1. Afidick D, Kaczorowski NJ y Bette S: “ProductionPerformance of a Retrograde Gas Reservoir: A CaseStudy of the Arun Field,” artículo de la SPE 28749,presentado en la Conferencia de Petróleo y Gas delPacífico Asiático de la SPE, Melbourne, 7 al 10 denoviembre de 1984.
2. Para ver un ejemplo del Campo Karachaganak, consulte:Elliott S, Hsu HH, O’Hearn T, Sylvester IF y Vercesi R: “TheGiant Karachaganak Field, Unlocking Its Potential,”Oilfield Review 10, no. 3 (Otoño de 1998): 16–25.
3. Los fluidos de gas condensado se denominanretrógrados porque su comportamiento puede ser lainversa de los fluidos que comprenden componentes
puros. A medida que la presión de yacimiento declina yatraviesa el punto de rocío, se forma líquido y el volumende la fase líquida aumenta con la caída de la presión. Elsistema alcanza un punto en un condensado retrógradoen el que, conforme la presión continúa declinando, ellíquido se re-evapora.
4. La inyección de fluidos fríos o calientes puede modificarla temperatura del yacimiento; sin embargo, estoraramente ocurre cerca de los pozos de producción. Elfactor dominante para el comportamiento de los fluidosen el yacimiento es el cambio de presión. Como seanalizará más adelante, esto no sucede una vez que elfluido es producido dentro del pozo.
T emperatura
Pres
ión
Condición inicialdel yacimiento Punto crítico
Condición del separador
Cricondenterma
Región bifásica
60%
70%
80 %
90 %
100% vapo r
Lín
ea de
l pun
to de burbujeo
Línea del punto de rocío
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> Diagrama de fases de un sistema de gas condensado. Esta gráfica de larelación presión-volumen-temperatura (PVT) indica el comportamiento mo-nofásico fuera de la región bifásica, que está limitada por las líneas corres-pondientes al punto de burbujeo y al punto de rocío. Todas las líneas desaturación de fase constante (líneas de guiones) convergen en el puntocrítico. Los números indican la saturación de la fase vapor. En un yacimien-to de gas condensado, la condición inicial del yacimiento se encuentra enel área monofásica, a la derecha del punto crítico. Conforme declina la pre-sión del yacimiento, el fluido atraviesa el punto de rocío y una fase líquidase separa del gas. El porcentaje de vapor disminuye, pero puede aumentarnuevamente con la declinación continua de la presión. La cricondentermaes la temperatura máxima a la cual pueden coexistir dos fases. Los sepa-radores de superficie habitualmente operan en condiciones de baja presióny baja temperatura.
Durante el proceso de producción del yaci-miento, la temperatura de formación normalmen-te no cambia, pero la presión se reduce.4 Lasmayores caídas de presión tienen lugar cerca delos pozos productores. Cuando la presión de unyacimiento de gas condensado se reduce hasta uncierto punto, denominado presión de saturación opresión del punto de rocío, una fase líquida ricaen fracciones pesadas se separa de la solución; lafase gaseosa muestra una leve disminución de lasfracciones pesadas (derecha). La reducción con-tinua de la presión incrementa la fase líquidahasta que alcanza un volumen máximo; luego elvolumen de líquido se reduce. Este comporta-miento se puede mostrar en un diagrama de larelación presión-volumen-temperatura (PVT).
El volumen de la fase líquida presente depen-de no sólo de la presión y la temperatura, sino tam-bién de la composición del fluido. Un gas seco, pordefinición, tiene insuficientes componentes pesa-dos como para generar líquidos en el yacimientoaunque se produzca una gran caída de presióncerca del pozo. Un gas condensado pobre generaun volumen pequeño de fase líquida—menos de561 m3 por millón de m3 [100 bbl por millón depies3] —y un gas condensado rico genera un volu-men de líquido más grande, generalmente supe-
rior a 842 m3 por millón de m3 [150 bbl por millónde pies3] (arriba).5 No existen límites establecidosen las definiciones de pobre y rico, y descripcionesadicionales—tales como muy pobre—también seaplican, de modo que estas cifras deben tomarsecomo meros indicadores de rangos.
La determinación de las propiedades de losfluidos puede ser importante en cualquier yaci-miento, pero desempeña un rol particularmentevital en los yacimientos de gas condensado. Porejemplo, la relación gas/condensado juega un
papel importante en lo que respecta a la estima-ción del potencial de ventas tanto de gas como delíquido, necesarias para dimensionar las instala-ciones de procesamiento de superficie. La canti-dad de líquido que puede encontrarse inmovili-zado en un campo, también es un aspecto econó-mico esencial. Éstas y otras consideraciones,tales como la necesidad de contar con tecnologí-as de levantamiento artificial y estimulación depozos, dependen de la extracción precisa demuestras de fluido. Los errores pequeños produ-cidos en el proceso de toma de muestras, talescomo la recolección de un volumen de líquidoincorrecto, pueden traducirse en errores signifi-cativos en el comportamiento medido, de modoque la extracción de muestras debe hacerse consumo cuidado (véase “Extracción de muestraspara la determinación de las propiedades de losfluidos,” próxima página).
Una vez que los fluidos del yacimiento ingre-san en un pozo, tanto las condiciones de tempera-tura como las condiciones de presión puedenvariar. El líquido condensado puede producirsedentro del pozo; sin embargo, también puede acu-mularse en el fondo como resultado de los cam-bios producidos en las condiciones imperantes enel pozo. Si el gas no tiene suficiente energía comopara transportar el líquido a la superficie, se pro-duce la carga o retorno del líquido en el pozo por-que el líquido es más denso que la fase gaseosaque viaja con él. Si el líquido retorna por el pozo,el porcentaje de líquido aumentará pudiendofinalmente restringir la producción. Es de hacernotar que las tecnologías de levantamiento artifi-cial por gas y bombeo que se utilizan para contra-rrestar este comportamiento no se abordarán eneste artículo.6
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Cond
ensa
ción
del
líqu
ido,
%
Presión, lpc
1,0000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,0000
5
10
15
20
25
Gas condensado pobre
Gas condensado rico
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0
Gas condensado pobre
Gas condensado rico
Ppromedio/Ppunto de rocío
Rela
ción
de
prod
uctiv
idad
, J/J
o
Punto crítico
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
150 200 250 300 350 400 450 500 550 600
Temperatura, K
Temperatura del yacimiento
98.5 % 99 %
99.5 %
Pres
ión,
lpc
Gas condensado pobre
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
100 0 200 300 400 500 600 700 800 900
Temperatura, K
Pres
ión,
lpc
Punto crítico
Temperatura del yacimiento
75% 80%
85% 90%
95%
Gas condensado rico
5. En este artículo, los volúmenes de gas se dan en lascondiciones que se consideran estándar en el punto demedición, lo que no sucede alrededor del pozo. Lasconversiones entre unidades métricas y unidades decampos petroleros son volumétricas.
6. Para obtener más información sobre sistemas delevantamiento artificial, consulte: Fleshman R, Harryson yLekic O: “Artificial Lift for High-Volume Production,”Oilfield Review 11, no. 1 (Primavera de 1999): 48–63.
> Ejemplos del comportamiento del gas condensado rico y pobre. Cuando la presión disminuye a la temperatura del yacimiento, un gas rico (extremo su-perior izquierdo) forma un porcentaje superior de líquido que un gas pobre (extremo superior derecho). El gas rico produce la condensación de más con-densado que el gas pobre (extremo inferior izquierdo). La curva de condensación de líquido se traza asumiendo que las dos fases permanecen encontacto entre sí. No obstante, en un yacimiento se produce la fase de gas móvil; la saturación del líquido en la región vecina al pozo aumenta hasta quetambién se vuelve móvil. Como resultado, la formación de un bloque de condensado puede afectar finalmente a las formaciones que contienen tanto gaspobre como gas rico y el índice de productividad del pozo normalizado (J/J0) de ambos puede verse severamente impactado (extremo inferior derecho).
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La composición de los fluidos se determinaobteniendo una muestra representativa defluido de yacimiento. Las muestras de super-ficie pueden obtenerse en forma relativamentefácil a través de la recolección de muestras delíquido y gas desde separadores de prueba ode producción. Luego, las muestras se recom-binan en un laboratorio. Sin embargo, elresultado puede ser no representativo de lascondiciones del yacimiento, particularmentecuando se extraen muestras de un yacimientode gas condensado. La recombinación demuestras de gas y líquido en una relaciónincorrecta, cambios en las condiciones deproducción existentes antes o durante laextracción de las muestras, y la mezcla defluidos de zonas con diferentes propiedades,son algunos ejemplos de problemas potencia-les. Si el contenido de líquido es bajo cuandose toman las muestras de superficie, unapequeña pérdida del líquido en los tubulareso en los separadores de producción podríahacer que la muestra de condensado resulta-ra no representativa del fluido de formación.
Las muestras de fluidos de los yacimientosde gas condensado también pueden tomarseen el fondo del pozo. Esto resulta práctico yconveniente si la presión de flujo del pozo essuperior a la presión del punto de rocío; sinembargo, en general no se recomienda si lapresión, en cualquier punto de la tubería deproducción, es menor que la presión del puntode rocío. En esa condición, el flujo en el pozoes bifásico. Cualquier líquido que se forme enla tubería de producción durante o antes delproceso de extracción de muestras puede se-gregarse en el extremo inferior de la sarta deproducción—donde un tomador de muestrasde fondo de pozo recoge los fluidos—lo que
puede conducir a una muestra no representa-tiva con demasiados componentes más pesados.
Los probadores de formación operados concable han mejorado significativamente en laúltima década. El Probador Modular de laDinámica de la Formación MDT recolecta losfluidos insertando una probeta en las paredesde un pozo sin entubar y extrayendo los fluidosde una formación.1 El Analizador de FluidosVivos LFA de la herramienta mide la limpiezade la contaminación producida por los fluidosde perforación a base de aceite o por losfluidos de terminación de pozos, minimizandoel tiempo de espera y asegurando la calidad delas muestras.2 El detector LFA proporcionaademás una indicación de la cantidad demetano, de otros componentes livianos y delíquidos. A partir de estos datos, la relaciónmetano/líquido provee una medida de larelación gas/condensado; consideraciónimportante para la evaluación económicainicial de un área prospectiva. El análisistambién puede mostrar zonas con diferentescomposiciones o gradientes composicionales.
Los datos medidos con la herramienta MDTse transmiten a la superficie de inmediato,para poder tomar decisiones relacionadas conla extracción de muestras en base al conoci-miento de la composición aproximada y lapresión del yacimiento, otro parámetro medido.En cada profundidad de prueba deseada es po-sible tomar muestras de fluido antes de despla-zarse a otro punto de prueba de fondo de pozo.
En lo que respecta al gas condensado quese encuentra a presiones superiores al puntode rocío en el yacimiento, es importanterecolectar y conservar el fluido en estadomonofásico. Si la presión del fluido cae pordebajo del punto de rocío, puede llevar mucho
tiempo recombinar la muestra. Peor aún,algunos cambios que se producen en unamuestra durante su traslado a la superficiepueden ser irreversibles. Con evidenciasacerca de cuándo un fluido atraviesa su puntode rocío, la medición LFA puede indicarcuándo la caída de presión es demasiadogrande y debiera reducirse antes de laextracción de las muestras, a fin de mantenerla presión por encima del punto de rocío.
Una muestra obtenida en estado monofásicodebe mantenerse en dicho estado cuando se lalleva a la superficie. Para ello se dispone debotellas de muestreo MDT especiales. Unabotella monofásica utiliza un colchón denitrógeno para incrementar la presión en elfluido muestreado.3 La muestra se enfríacuando se la lleva a la superficie, pero elcolchón de nitrógeno de la muestra mantienesu presión por encima del punto de rocío.
En la mayoría de los casos, el servicio deanálisis de fluidos en la localización del pozoPVT Express puede proveer datos de laspropiedades de los fluidos en el sitio del pozoen unas 24 horas, lo que ahorra las semanas omeses que demanda la obtención de resultadosen un laboratorio.4 Los sistemas PVT Expresspueden medir la relación gas/líquido, lapresión de saturación—presión del punto deburbujeo o presión del punto de rocío—lacomposición hasta C30+, la densidad del fluidodel yacimiento, la viscosidad y la contamina-ción producida por el lodo a base de aceite.5
Estas mediciones son críticas porque unacompañía operadora puede utilizarlas en formainmediata para tomar la decisión de terminar oprobar un pozo. La ejecución rápida resultacrucial si se perfora un pozo de exploración ode desarrollo con un costoso equipo deperforación marino. Más adelante se puedenobtener análisis más completos evaluandomuestras enviadas a un laboratorio.
Con el conocimiento básico del lugar y laforma en que el condensado se separa de lafase gaseosa, los ingenieros pueden concebirformas de optimizar la producción de gas ycondensado.
Extracción de muestras para la determinación de las propiedades de los fluidos
1. Andrews RJ, Beck G, Castelijns K, Chen A, Cribbs ME,Fadnes FH, Irvine-Fortescue J, Williams S, Hashem M,Jamaluddin A, Kurkjian A, Sass B, Mullins OC, RylanderE y Van Dusen A: “Cuantificación de la contaminaciónutilizando el color del crudo y del condensado,”Oilfield Review 13, no. 3 (Invierno de 2001/2002): 24–43.
2. Betancourt S, Fujisawa G, Mullins OC, Carnegie A,Dong C, Kurkjian A, Eriksen KO, Haggag M, JaramilloAR y Terabayashi H: “Análisis de hidrocarburos en elpozo,” Oilfield Review 15, no. 3 (Invierno de 2003/2004):60–69.
3. Jamaluddin AKM, Ross B, Calder D, Brown J y HashemM: “Single-Phase Bottomhole Sampling Technology,”
Journal of Canadian Petroleum Technology 41, no. 7(Julio de 2002): 25–30.
4. Jamaluddin AKM, Dong C, Hermans P, Khan IA,Carnegie A, Mullins OC, Kurkjian A, Fujisawa G,Nighswander J y Babajan S: “Real-Time and On-SiteReservoir Fluid Characterisation Using SpectralAnalysis and PVT Express,” Australian PetroleumProduction & Exploration Association Journal (2004):605–616.
5. La nomenclatura “composición hasta C30+” indica quelos compuestos que poseen hasta 29 átomos decarbono son diferenciados por separado, combinándoseel resto en una fracción indicada como C30+.
Gotas de rocío en un yacimientoCuando se forma por primera vez en un yaci-miento de gas, el líquido condensado es inmóvildebido a las fuerzas capilares que actúan sobrelos fluidos. Es decir, una gota microscópica delíquido, una vez formada, tenderá a quedarseatrapada en los poros o gargantas de poros pe-queñas. Incluso en el caso de los gases conden-sados ricos, con una condensación sustancial delíquido, la movilidad del condensado, que es larelación entre la permeabilidad relativa y la vis-cosidad, sigue siendo insignificante lejos de lospozos. En consecuencia, el condensado que seforma en la mayor parte del yacimiento se pierdeen la producción a menos que el plan de explota-ción del yacimiento incluya el reciclaje del gas.El efecto de esta condensación sobre la movili-dad del gas es habitualmente despreciable.
Cerca de un pozo productor, la situación esdiferente. Cuando la presión de fondo de pozocae por debajo del punto de rocío, se forma unsumidero en la región vecina al pozo. A medidaque el gas ingresa en el sumidero, el líquido secondensa. Luego de un breve período transitorio,se acumula suficiente líquido como para que su
movilidad se vuelva significativa. El gas y el líqui-do compiten por las trayectorias de flujo, como lodescribe la relación entre sus correspondientespermeabilidades relativas. La formación de unbloque de condensado es el resultado de lareducción de la movilidad del gas en las adya-cencias de un pozo productor por debajo delpunto de rocío (izquierda).
La caída de la presión del yacimiento pordebajo del punto de rocío tiene dos resultadosprincipales, ambos negativos: la producción degas y condensado declina debido a la formaciónde un bloque de condensado en la región vecinaal pozo y el gas producido contiene menos frac-ciones pesadas valiosas debido a la condensacióna través de todo el yacimiento, donde el conden-sado tiene una movilidad insuficiente como parafluir en dirección hacia el pozo.
Grandes pérdidas de productividad han sidoreportadas en pozos de campos de gas condensa-do. En el Campo Arun, operado por Mobil, ahoraExxonMobil, la pérdida en ciertos pozos era supe-rior al 50%.7 En otro ejemplo, Exxon, ahoraExxonMobil, reportó el caso de dos pozos ahoga-dos debido a la formación de un bloque de con-densado.8 Shell y Petroleum Development Omanreportaron una pérdida de productividad del 67%en los pozos de dos campos petroleros.9
En otro campo, se reportó la inversión de ladeclinación de la productividad inicial. La produc-tividad de los pozos en el yacimiento de gas con-densado moderadamente rico declinó rápidamen-te cuando las presiones de fondo de pozo cayeronpor debajo del punto de rocío. Esta declinacióncontinuó hasta que la presión en todo el yaci-miento cayó por debajo del punto de rocío, por loque la productividad del gas comenzó a incremen-tarse. El modelado composicional indicó que lasaturación del condensado aumentaba cerca delos pozos hasta un 68% aproximadamente, redu-ciéndose la permeabilidad del gas y, en conse-cuencia, su productividad. No obstante, al caer lapresión en todo el yacimiento por debajo delpunto de rocío, algo de líquido se condensaba entodas partes. El gas que se desplazaba en direc-ción al pozo era más pobre y tenía menos conden-sado para acumular en la región vecina al pozo, loque se tradujo en una reducción de la saturacióndel condensado a un 55% aproximadamente y con-dujo a un aumento de la productividad del gas.10 Elbloque de condensado se redujo al aumentar lamovilidad del gas en la región vecina al pozo.
Bloque de condensadoNo todos los yacimientos de gas condensadoestán limitados por presión debido a la forma-ción de un bloque de condensado en la regiónvecina al pozo, aunque todos estos campos expe-
rimentarán este fenómeno. El grado en que lasegregación de condensado constituye un proble-ma para la producción, depende de la relaciónentre la caída de presión experimentada dentrodel yacimiento y la caída de presión total que seproduce desde las áreas lejanas del yacimientohasta un punto de control en la superficie.
Si la caída de la presión del yacimiento es sig-nificativa, la caída de presión adicional debida a lasegregación de condensado puede ser muy impor-tante para la productividad del pozo. Esta condi-ción es típica en formaciones con un valor bajo dela capacidad de flujo, que es el producto de la per-meabilidad por el espesor neto de la formación(kh). Contrariamente, si en el yacimiento se pro-duce una pequeña fracción de la caída de presióntotal, lo que es habitual en formaciones con valo-res de kh altos, la caída de presión adicional pro-ducida en el yacimiento como consecuencia delbloque de condensado tendrá probablementepoco impacto sobre la productividad de los pozos.Como pauta general, se puede asumir que el blo-que de condensado duplica la caída de presión enel yacimiento para la misma tasa de flujo.
Conceptualmente, el flujo en los yacimientosde gas condensado puede dividirse en tres regio-nes de yacimiento, aunque en ciertas situacionesno están presentes las tres (próxima página).11
Las dos regiones más próximas a un pozo puedenformarse cuando la presión de fondo de pozo estápor debajo del punto de rocío del fluido. La terce-ra región, que se forma lejos de los pozos produc-tores, existe sólo cuando la presión del yacimien-to está por encima del punto de rocío.
Esta tercera región incluye la mayor parte delárea del yacimiento que se encuentra alejada delos pozos productores. Dado que está por encimade la presión del punto de rocío, sólo existe y fluyeuna fase de hidrocarburo: el gas. El límite interiorde esta región tiene lugar donde la presión igualaa la presión del punto de rocío del gas de yaci-miento original. Este límite no es fijo sino que sedesplaza hacia afuera a medida que el pozo produ-ce hidrocarburos y la presión de formación cae,desapareciendo finalmente cuando la presión en ellímite exterior cae por debajo del punto de rocío.
En la segunda región, la región de segrega-ción de condensado, el líquido se separa de lafase gaseosa, pero su saturación continúa siendosuficientemente baja como para que se manten-ga inmóvil; sigue existiendo flujo de gas monofá-sico. La cantidad de líquido que se condensaqueda determinada por las características de lafase del fluido, como lo indica su diagrama PVT.La saturación del líquido aumenta y la fase gase-osa se vuelve más pobre a medida que el gas fluyehacia el pozo. Esta saturación en el límite inte-rior de la región usualmente se aproxima a la
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Distancia al pozo
k ro
S o
Perm
eabi
lidad
rel
ativ
a
0
0.5
1.0
0 0.5 1.0Saturación de condensado
krokrg
krg
Canal de flujo decondensado
Grano dearenisca
Canal de flujode gas
> Formación del bloque de condensado. Cuandola presión de fondo de pozo cae por debajo delpunto de rocío, el condensado se separa de lafase gaseosa. Las fuerzas capilares favorecen elcontacto del condensado con los granos (inserto,a la derecha). Luego de un breve período transi-torio, la región alcanza una condición de flujo enestado estacionario con el gas y el condensadofluyendo (inserto, extremo superior). La satura-ción de condensado, So, es mayor cerca del pozoporque la presión es más baja, lo que implicamás condensación de líquido. La permeabilidadrelativa al petróleo, kro, aumenta con la satura-ción. La reducción de la permeabilidad relativa al gas, krg, cerca del pozo, ilustra el efecto de laformación del bloque. El eje vertical, represen-tado por un pozo, es sólo esquemático.
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saturación crítica del líquido para el flujo, que esla saturación residual de petróleo.
En la primera región, la más cercana a unpozo productor, fluye tanto la fase gaseosa comola fase de condensado. La saturación del conden-sado en esta región es mayor que la saturacióncrítica. Las dimensiones de esta región oscilanentre decenas de pies para los condensados po-bres y cientos de pies para los condensados ricos.Su tamaño es proporcional al volumen de gas dre-nado y al porcentaje de condensación de líquido.Dicha región se extiende más lejos del pozo paralas capas con una permeabilidad más alta que lapermeabilidad promedio, ya que a través de esascapas ha fluido un mayor volumen de gas. Inclusoen los yacimientos que contienen gas pobre, conbaja condensación de líquido, el bloque de con-densado puede ser significativo porque las fuer-zas capilares pueden retener un condensado quecon el tiempo desarrolla alta saturación.
Esta región correspondiente al bloque de con-densado en la zona vecina al pozo controla la pro-ductividad del mismo. La relación gas/condensadocirculante es básicamente constante y la condi-ción PVT se considera una región de expansión acomposición constante.12 Esta condición simplifi-ca la relación existente entre la permeabilidadrelativa al gas y la permeabilidad relativa al petró-leo, lo que hace que la relación entre ambas seauna función de las propiedades PVT.
No obstante, en la región vecina al pozo seproducen efectos de permeabilidad relativa adi-cionales porque la velocidad del gas, y en conse-cuencia la fuerza viscosa, es extrema. La relaciónentre la fuerza viscosa y la fuerza capilar se deno-mina número capilar.13 Las condiciones del gra-diente de presión producidas por la alta veloci-dad o la baja tensión interfacial poseen númeroscapilares altos, lo que indica que predominan lasfuerzas viscosas y que la permeabilidad relativa
al gas es mayor que el valor que se registra contasas de flujo más bajas.
A velocidades de flujo aún más altas, en la zonamás cercana al pozo, el efecto inercial o efecto deForchheimer reduce de alguna manera la permea-bilidad relativa al gas.14 La base de este efecto esel arrastre inicial que se produce cuando el fluidose acelera para atravesar las gargantas de poros yluego disminuye la velocidad una vez que ingresaen un cuerpo poroso.15 El resultado es una perme-abilidad aparente más baja que la que podríaesperarse a partir de la ley de Darcy. Este efecto seconoce normalmente como flujo no darciano.
El impacto global de los dos efectos produci-dos por la alta velocidad es usualmente positivo,lo que reduce el impacto del bloque de conden-sado. Se necesitan experimentos de impregna-ción de núcleos de laboratorio para medir elefecto inercial y el efecto del número capilarsobre la permeabilidad relativa.
Si bien la primera indicación de la presenciade un bloque de condensado es habitualmenteuna declinación de la productividad, su presenciaa menudo se determina mediante pruebas de pre-sión transitoria. Se puede interpretar una pruebade incremento de presión para mostrar la distri-bución del líquido antes de cerrar el pozo. El com-portamiento a corto plazo en la prueba de presióntransitoria refleja las condiciones existentes en laregión vecina al pozo. El bloque de condensado seindica por la existencia de un gradiente de pre-sión más pronunciado cerca del pozo. Con tiem-pos de prueba más prolongados, la permeabilidadefectiva del gas lejos del pozo domina la respues-ta; la permeabilidad puede determinarse a partirde la curva de la derivada del cambio de presiónen un gráfico doble logarítmico de los cambios depseudo-presión y tiempo de cierre. Si la prueba seprolonga suficiente tiempo—y ese tiempo deprueba de cierre depende de la permeabilidad dela formación—las propiedades del flujo lejos delpozo serán evidentes.
Manejo de yacimientos de gas condensadoHistóricamente, los líquidos condensados hansido significativamente más valiosos que el gas,situación que se mantiene en algunos lugaresalejados de los mercados de gas o de los sistemasde transporte. El diferencial de precios motivóque el reciclaje del gas se convirtiera en unapráctica común. La inyección de gas seco en unaformación para mantener la presión del yaci-miento por encima del punto de rocío desplazalentamente las valiosas fracciones pesadas queaún se encuentran en solución en el gas del yaci-miento. Con el tiempo, el yacimiento es purgado;es decir, el gas seco o pobre es producido a unapresión de fondo de pozo baja.
7. Afidick et al, referencia 1.8. Barnum RS, Brinkman FP, Richardson TW y Spillette AG:
“Gas Condensate Reservoir Behaviour: Productivity andRecovery Reduction Due to Condensation,” artículo de laSPE 30767, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Dallas, 22 al 25 de octubre de1995.
9. Smits RMM, van der Post N y al Shaidi SM: “AccuratePrediction of Well Requirements in Gas CondensateFields,” artículo de la SPE 68173, presentado en laExhibición del Petróleo de Medio Oriente de la SPE,Bahrain, 17 al 20 de marzo de 2001.
10. El-Banbi AH, McCain WD Jr y Semmelbeck ME:“Investigation of Well Productivity in Gas-CondensateReservoirs,” artículo de la SPE 59773, presentado en elSimposio de Tecnología del Gas de las SPE/CERI,Calgary, 3 al 5 de abril de 2000.
11. Fevang Ø and Whitson CH: “Modeling Gas-CondensateWell Deliverability,” SPE Reservoir Engineering 11, no. 4(Noviembre de 1996): 221–230.
12. En una condición de expansión a composición constante,el fluido se expande con la declinación de la presiónpudiéndose formar dos fases, pero no se remueve ningún
componente. Esto contrasta con la segunda región, quese considera una región de agotamiento del volumenconstante, porque la fase líquida que se forma se separade la fase gaseosa y queda atrapada.
13. Henderson GD, Danesh A, Tehrani DH y Al-Kharusi B:“The Relative Significance of Positive Coupling andInertial Effects on Gas Condensate RelativePermeabilities at High Velocity,” artículo de la SPE 62933,presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anualde la SPE, Dallas, 1° al 4 de octubre de 2000.Whitson CH, Fevang Ø y Sævareid A: “Gas CondensateRelative Permeability for Well Calculations,” artículo dela SPE 56476, presentado la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Houston, 3 al 6 de octubre de1999.
14. Forchheimer PH: “Wasserbewegung durch Boden,”Zeitschrift ver Deutsch Ingenieur 45 (1901): 1782–1788.
15. Barree RD y Conway MW: “Beyond Beta Factors: AComplete Model for Darcy, Forchheimer, and Trans-Forchheimer Flow in Porous Media,” artículo de la SPE89325, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Houston, 26 al 29 deseptiembre de 2004.
Pres
ión
P D
P BH
r 1
Presión del punto de rocío
Presión del yacimiento
Distancia
2 3 Po
zo
1
> Tres regiones de yacimiento. El comportamiento de los campos de gascondensado puede dividirse en tres regiones cuando la presión de fondode pozo, PBH, cae por debajo de la presión del punto de rocío, PD. Lejos deun pozo productor (3), donde la presión del yacimiento es mayor que PD,sólo hay una fase de hidrocarburo presente: gas. Más cerca del pozo (2),existe una región entre la presión del punto de rocío y el punto, r1, en laque el condensado alcanza la saturación crítica para iniciar el flujo. Enesta región de segregación de condensado, se encuentran presentesambas fases, pero sólo fluye gas. Cuando la saturación del condensadoexcede la saturación crítica, ambas fases fluyen hacia el pozo (1).
El precio del gas ha subido hasta alcanzar unvalor que hace que el proceso de re-inyección seconvierta en una estrategia menos atractiva,salvo que el fluido sea muy rico en fraccionespesadas. El proceso de inyección de gas ahora seutiliza más comúnmente como actividad tempo-raria, hasta que se construye una línea de con-ducción u otro mecanismo de transporte, o comoactividad estacional durante períodos de escasademanda de gas.
Los operadores trabajan además, para supe-rar los problemas que traen aparejados los blo-ques de condensado. Algunas técnicas son lasmismas en un campo de gas condensado que enun campo de gas seco. El fracturamiento hidráu-lico es la tecnología de mitigación más común-mente utilizada en los yacimientos siliciclásticosy la acidificación en los yacimientos carbonata-dos. Ambas técnicas aumentan el área de con-tacto efectivo con una formación. La producciónpuede mejorarse con menos caída de presión enla formación. Para ciertos campos de gas con-
densado, una menor caída de presión significaque la producción en estado monofásico por enci-ma de la presión del punto de rocío, puede exten-derse por más tiempo.
No obstante, el fracturamiento hidráulico nogenera un conducto que se extienda más allá delárea de incremento de la saturación de conden-sado, al menos no por mucho tiempo. Cuando lapresión en la formación descienda por debajo delpunto de rocío, la saturación aumentará alrede-dor de la fractura como lo hizo alrededor del pozo.
Los pozos horizontales o inclinados tambiénse están utilizando para aumentar el área de con-tacto dentro de las formaciones. El condensadose sigue acumulando en torno a estos pozos máslargos pero su acumulación demanda más tiem-po. La productividad de los pozos permanece altadurante más tiempo; sin embargo, el beneficiodebe considerarse en función del incremento delcosto del pozo.
Algunos operadores han probado cerrar lospozos para dar tiempo a que el gas y el conden-
sado se recombinen, pero el comportamiento defase de fluidos generalmente no favorece esteprocedimiento. La separación de un fluido enuna fase gaseosa y una fase líquida en la regiónbifásica del diagrama de fases sucede rápida-mente y luego las fases tienden a segregarse, yasea dentro de los poros o en una escala más gran-de. Esta separación de fases retarda notable-mente el proceso inverso de recombinación degas y líquido. Esta inversión requiere el contactoinmediato entre la fase gaseosa y la fase líquida.
Otra alternativa, el método de inyección cícli-ca y producción de un pozo, a veces conocidocomo inyección intermitente, utiliza gas secopara vaporizar el condensado acumulado alrede-dor de un pozo y luego producirlo. Esto puedeaportar beneficios en términos de incremento dela productividad a corto plazo, pero el bloqueretorna cuando la producción comienza nueva-mente y la presión de formación cae por debajode la presión del punto de rocío de la mezcla degas que se tenga en ese momento.
En una prueba efectuada en el CampoHatter’s Pond, situado en Alabama, EUA se inyec-tó metanol como solvente. En este campo, la pro-ducción de gas condensado proviene principal-mente de la arenisca Norphlet inferior, pero elcampo también produce de la dolomíaSmackover. Los pozos del Campo Hatter’s Pondtienen una profundidad de aproximadamente5,490 m [18,000 pies], con unos 60 a 90 m [200 a300 pies] de espesor productivo neto. La produc-tividad del gas ha declinado en un factor de tres
22 Oilfield Review
16. Al-Anazi HA, Walker JG, Pope GA, Sharma MM yHackney DF: “A Successful Methanol Treatment in aGas-Condensate Reservoir: Field Application,” artículode la SPE 80901, presentado en el Simposio deProducción y Operaciones de la SPE, Oklahoma City,Oklahoma, EUA, 22 al 25 de marzo de 2003.
17. En un desplazamiento miscible, un solvente permite quelos fluidos se mezclen libremente en una mezcla homo-génea. La miscibilidad con contactos múltiples requieresuficiente transferencia de masa entre el solvente y loshidrocarburos para lograr la miscibilidad.
18. Al-Anazi et al, referencia 16.19. Zhabrev IP (ed): Gas and Gas-Condensate Fields—Libro
de referencia. Moscú: Nedra, 1983 (en Ruso).Ter-Sarkisov RM: The Development of Natural Gas Fields.Moscú: Nedra, 1999 (en Ruso).La conversión de masa a volumen se basa en unadensidad de condensado de 8.55 bbl/ton.
20. Vyakhirev RI, Gritsenko AI y Ter-Sarkisov RM: TheDevelopment and Operation of Gas Fields. Moscú:Nedra, 2002 (en Ruso).
21. Ter-Sarkisov RM, Gritsenko AI y Shandrygin AN:Development of Gas Condensate Fields UsingStimulation of Formation. Moscú: Nedra, 1996 (en Ruso). Vyakhirev et al, referencia 20.
22. Para obtener más información sobre el rol del propanoen la reducción del punto de rocío de un campo de gascondensado, consulte: Jamaluddin AKM, Ye S, Thomas J,D’Cruz D y Nighswander J: “Experimental andTheoretical Assessment of Using Propane to RemediateLiquid Buildup in Condensate Reservoirs,” artículo de laSPE 71526, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, 30 deseptiembre al 3 de octubre de 2001.
0
4 0 km
mi 4
N
Komi
R U S I A
Componente Composiciónmolar, %
C 2
C 1
C 3
C 4
C 5 +
N 2
74. 6 8. 9 3. 8 1. 8 6. 4 4. 5
Porosidad, % Permeabilidad, mDLitotipoPorosidad fina, microvacuolas,microfracturadoPoroso, microvacuolas, microfracturadoFracturado, microvacuolas, poroso 0.1 a 4513
0.01 a 0.1
<0.1 0.1 a 3
3 a 6>6
> Campo Vuktyl, Rusia. El Campo Vuktyl, situado en la República de Komi en el oeste de Rusia (extremosuperior), corresponde a un anticlinal de 80 km [50 mi] de largo y hasta 6 km [3.7 mi] de ancho (extremoinferior). Los números romanos denotan las áreas de recolección de las instalaciones de procesamientode gas. El fluido predominante es el metano [C1], pero con una cantidad significativa de componentesde hidrocarburos intermedios y nitrógeno (tabla, a la derecha). El campo posee tres litotipos (tabla, a laizquierda).
Primavera de 2006 23
a cinco, debido a la presencia de bloques de con-densado y agua. El operador, Texaco (ahoraChevron), bombeó 160 m3 [1,000 bbl] de metanolpor la tubería de producción a un régimen de 0.8a 1.3 m3/min [5 a 8 bbl/min] en las formaciones debaja permeabilidad.16 El tratamiento con metanolremueve tanto el petróleo como el agua, a travésde un desplazamiento miscible con contactosmúltiples.17 Como resultado del tratamiento, laproducción de gas aumentó en un factor de tresinicialmente y luego se estabilizó en 14,160 m3/d[500,000 pies3/d]; un factor de dos con respectoal régimen previo al tratamiento. La producciónde condensado se duplicó, alcanzando 25 m3/d[157 bbl/d]. Tanto el régimen de producción degas como el de producción de condensado persis-tieron durante más de 10 meses después del tra-tamiento.18
Se han sugerido métodos de tratamiento pararemover los bloques de condensado a través de lainyección de surfactantes mezclados con solven-tes para alterar la preferencia de la mojabilidaden el yacimiento. Este tema será analizado másadelante en este artículo.
Removilización del condensado inmovilizadoEl campo de gas condensado Vuktyl, situado en laRepública de Komi, en Rusia, ha estado en pro-ducción desde el año 1968. Si bien la productivi-dad no fue severamente impactada por la pre-sencia de bloques de condensado en el campo, unvolumen significativo de condensado se ha acu-mulado en el yacimiento carbonatado. En estecampo se implementaron varios proyectos pilotode recuperación de condensado.
El campo corresponde a un largo anticlinal ysu producción proviene de las secuenciasMoscow y Bashkir del Carbonífero Medio (páginaanterior). La estructura, de 1,440 m [4,724 pies]de espesor, está compuesta por una alternanciade capas de caliza y dolomía cuyo espesor pro-medio entre capas es de 1.5 m [5 pies]. Si bienlas propiedades del yacimiento varían considera-blemente a lo largo del campo, éste ha sido divi-dido en siete secuencias productivas de tres tiposbásicos. Los tres tipos poseen microfracturas yporosidad microvacuolar. Los poros finos, la bajapermeabilidad y la baja porosidad caracterizan elprimer tipo. El tercer tipo posee fracturas sufi-cientemente grandes como para contribuir a lapermeabilidad. El otro tipo es intermedio.
En el momento del descubrimiento, las con-diciones del yacimiento correspondían a una pre-sión de 5,200 lpc [36 MPa] y una temperatura de61°C [142°F], con una saturación de gas inicialdel 77.5% y un pequeño borde con petróleo livia-no. El volumen de gas inicial en sitio era de apro-ximadamente 430 x 109 m3 [15 x 1012 pies3] y el
volumen de condensado inicial, de unos 142millones de toneladas métricas [1,214 millonesde barriles].19 La relación inicial estable de pro-ducción de gas/condensado era de 360 g/m3 [87.1bbl por millón de pies3].20 El campo posee unacuífero subyacente, pero el empuje de agua erainsignificante y lateralmente cambiante.
La compleja geología del campo, incluyendolas zonas de alta permeabilidad que podríanhaber actuado como zonas de pérdida de circula-ción, condujo al operador, Gazprom, a desarro-llarlo sin reciclaje del gas, utilizando la expan-sión como mecanismo de producción primaria.
Aproximadamente 170 pozos verticales, con unespaciamiento típico de 1,000 a 1,500 m [3,280 a4,920 pies], se colocaron en una reticulado trian-gular irregular. La mayoría de los pozos de produc-ción poseían tubería de revestimiento intermediade 10 pulgadas y tubería de revestimiento de pro-ducción de 65⁄8 pulgadas. En varios pozos prolíficosse utilizó tubería de revestimiento de producciónmás grande, de 75⁄8 pulgadas, admitiendo tuberíade producción de 45⁄8 pulgadas. Las terminacionesde pozos típicas en la zona productiva de 500 a800 m [1,640 a 2,625 pies] involucraron tubería derevestimiento disparada, pero en algunos pozos seutilizaron terminaciones con filtro o terminacio-nes a agujero descubierto. Los pozos productoresmás profundos se perforaron entre aproximada-mente 100 y 150 m [328 y 492 pies] por encima delcontacto agua-gas. Un tratamiento con ácido clor-hídrico en dos etapas fue el principal método deestimulación de pozos utilizado.
Al cabo de nueve años, la meseta de produc-ción fue de 19 x 109 m3/año [671 x 109 pies3/año].Durante el sexto año de desarrollo se registróuna producción estable máxima de condensado
de 4.2 millones de toneladas/año [36 millones debarriles/año].
Actualmente, el Campo Vuktyl se encuentraen su fase de desarrollo final. La presión del yaci-miento oscila entre 508 y 725 lpc [3.5 y 5 MPa].Las recuperaciones aproximadas del campocorresponden a 83% del gas y 32% del condensa-do, de manera que aproximadamente 100 millo-nes de toneladas [855 millones de barriles] decondensado permanecen en el campo.
Especialistas de Severgazprom, una parte dela corporación de gas rusa Gazprom, y los institu-tos VNIIGAZ y SeverNIPIgaz llevaron a cabo unaserie de proyectos piloto en el Campo Vuktyl pararecuperar condensado adicional. En 1988, lacompañía puso en marcha el primer experimen-to piloto, utilizando un solvente para recuperarel condensado inmovilizado.21 El proyecto pilotoincluyó seis pozos productores, un pozo de inyec-ción y tres pozos de observación (arriba). El sol-vente, 25,800 toneladas [293,000 bbl en condicio-nes de formación] de una mezcla de propano[C3] y butano [C4], se inyectó en la formaciónseguido de 35 millones de m3 [1.24 x 109 pies3] degas separador.22 El objetivo era recuperar el con-densado a través del desplazamiento miscible delbanco de solvente.
Las observaciones geofísicas realizadasdurante el experimento indicaron que el solven-te y el gas inyectado ingresaron en los intervalosproductivos del pozo de inyección en forma irre-gular. Los análisis de componentes de las mues-tras tomadas en los pozos de producción y deobservación indicaron que el solvente y el gasinyectado irrumpieron sólo en los dos pozos deobservación más cercanos y en ninguno de lospozos de producción. En estos pozos de observa-
2 ,3 0 0
2,400 2,500 2,600
2,700 2,800
2,900 3,000 m
64
90
95
101 102 15
159
66 93
257 38
103
104
256
105
92
91 86
12
19
264
106
GPF -1
Área piloto Pozo productor
Pozo inyector Pozo de observación
> Vista en planta a la profundidad del tope de la formación, en un proyectopiloto de inyección de solvente cerca de la instalación de procesamientode gas número 1 (GPF-1). Se inyectó propano y butano en el Pozo 103,seguidos de gas del separador. El área de estudio piloto está compuestapor seis pozos productores—designados con los números 91, 92, 93, 104,105 y 106—y tres pozos de observación—designados con los números 38,256 y 257. Sólo se observó y se produjo solvente de los dos pozos deobservación más cercanos: 38 y 256.
Oct Ene Abril Julio Oct Ene Abril Julio Oct Ene Abril Julio Oct Ene Abril Julio Oct Ene
93 94 94
94
94
95
95
95
95
96
96
96
96
97
97
97
97
98
Com
posi
ción
mol
ar, %
0
1
2
3
4 40
30
20
10
0
Frac
ción
de
gas,
%
Fecha
Componente a partir del:Gas de
formación, millón de m3
Gas de formación, miles
de toneladas
Condensado inmovilizado,
miles de toneladasGas seco,
millón de m3
5,9731,996380
238208
Gas producidoGas inyectado
C2 a C4 producidosC5+ producido
10,0357,366
130
270 129
269 7
195
158
273
133
254 151
128
127
100
2,700 m 2,600 2,500 2,400 2,300
2,200 2,100
2,100 2,200 2,300
131/150 132
Pozo inyector Pozo productor Área piloto
ción se notaron dos episodios, un cambio en larelación gas/condensado de 43 a 65 g/m3 [10.4 a15.7 bbl por millón de pies3] con una declinaciónhasta alcanzar la relación inicial, seguida de unsegundo incremento de 43 a 54 g/m3 [a 13 bbl pormillón de pies3].
Los registros de producción de los pozos deobservación revelaron la presencia de flujo bifási-co—gas y solvente—sólo en la porción inferior dela sección productiva. En general, 95% del solven-te fue producido desde los dos pozos de observa-ción, pero la recuperación de condensado fue desólo 0.4% aproximadamente. La conclusión delestudio piloto fue que el banco de propano y buta-
no como solvente no demostró ser suficientemen-te efectivo en la recuperación del condensado.
En el año 1993, se implementó un método derecuperación diferente en el Campo Vuktyl: lainyección de gas seco. El gas, proveniente de unalínea de conducción troncal que parte del distri-to de Tyumen, se inyecta bajo una presión degasoducto que oscila entre 780 y 1,070 lpc [5.4 y7.4 MPa], sin compresión local.23 El gas de for-mación, que se encuentra en equilibrio con elcondensado retrógrado, es reemplazado por el gasseco inyectado. Los componentes C2 a C4 livianosy las fracciones C5+ intermedias se evaporan enel gas seco.24 De este modo, se mejora la recupe-
ración tanto a través de la producción de más gasde formación, que sigue conteniendo componen-tes distintos del metano, como mediante la vapo-rización de los líquidos inmovilizados y su pro-ducción junto con el gas inyectado. Además, elgas inyectado no causa ningún problema a las ins-talaciones de producción en el momento de suirrupción. No obstante, se debe inyectar un volu-men significativo de gas seco para producir canti-dades tangibles de condensado.
Los ingenieros monitorearon el proceso tantoen los pozos de inyección como en los pozos deproducción, utilizando cromatografía gas-líquidoy cromatografía de adsorción de gas (izquierda).25
Dado que el gas de inyección no contenía nitró-geno, se utilizó el contenido de nitrógeno comoindicador de la presencia de gas de formación.26
El programa de prueba piloto de 1993 seexpandió a otras localizaciones piloto en 1997,2003 y 2004. Para mediados del año 2005, el ope-rador había inyectado 10 x 109 m3 [354 x 109 pies3]de gas seco en los pozos piloto, recuperando unvolumen significativo de líquido. La comparaciónde la recuperación con estimaciones de la produc-ción obtenida a través del mecanismo de expan-sión solamente, indicó que el área piloto produjo785 mil toneladas [9.45 millones de bbl] de C2 a C4
y 138 mil toneladas [1.22 millón de bbl] de C5+adicionales.27
Los operadores también implementaron pro-yectos piloto compuestos de un solo pozo en elCampo Vuktyl. Si bien el bloque de condensadono era suficientemente severo para causar unacaída alarmante de la productividad de estecampo, el operador intentó hallar alternativaspara contrarrestar el incremento de la satura-ción producido en torno a los pozos. El trata-miento incluyó la inyección de solvente—unamezcla de etano y propano—en un pozo, seguidode gas seco. Luego de un suficiente volumen deinyección, el pozo fue puesto en producción nue-vamente.
Cuando el solvente entra en contacto con elcondensado atrapado, el solvente, el gas de for-mación y el condensado se mezclan librementepara formar una sola fase. El gas seco que siguepuede mezclarse libremente con la mezcla desolvente. De este modo, cuando el pozo vuelve aproducir, el gas inyectado, el solvente y el con-densado son producidos como un fluido simple.Como resultado, la saturación del condensado enla zona tratada es nula o casi nula. Cuando el gasde formación siga nuevamente a la mezcla a tra-vés de la zona tratada, se volverá a formar unazona de incremento de la saturación del conden-sado, pero la productividad del pozo se podrámejorar mediante tratamientos periódicos.
24 Oilfield Review
> Proyecto piloto de inyección de gas seco. El gas del separador inyectado en tres pozos—designa-dos con los números 269, 270 y 273—vaporizó el condensado inmovilizado para lograr la producciónde los pozos adyacentes (extremo superior). El gas seco (azul) irrumpió a los pocos meses de lapuesta en marcha del proyecto piloto (centro). El nitrógeno presente en el gas producido (verde) seredujo gradualmente, lo que indicó que se estaba produciendo menos gas de formación. La fracciónde C5+ líquida (rojo) indica una declinación lenta después de la irrupción de gas. Los resultadosmuestran una producción significativa de gas de formación y de componentes livianos (C2 a C4) eintermedios (C5+), tanto a partir del gas de formación producido como del condensado inmovilizadoque ha sido removilizado (tabla, extremo inferior).
Primavera de 2006 25
Los volúmenes de tratamiento oscilaron entre900 y 2,900 toneladas [10,240 y 33,000 bbl] de sol-vente y entre 1.2 y 4.2 millones de m3 [42 y 148millones de pies3] de gas seco.28 Si bien la eficien-cia varió entre un pozo y otro, los tratamientos engeneral arrojaron buenos resultados. La producti-vidad de cuatro de los pozos aumentó en un 20% aun 40% a lo largo de un período de 6 meses a 1.5años, seguido por un período de declinación hastaalcanzar los niveles de producción originales(arriba).
Modelado del bloque de condensadoNormalmente se utilizan modelos numéricos desimulación de yacimientos para pronosticar eldesempeño de los campos de gas condensado.Estos modelos incorporan las propiedades de lasrocas y de los fluidos para estimar la influenciadinámica del bloque de condensado sobre la pro-ducción de gas y condensado. No obstante, el blo-que de reticulado típico de un modelo de campocompleto (FFM, por sus siglas en inglés) puedeser mucho más grande que la zona del bloque decondensado, de manera que un modelo con reti-culado convencional puede sobrestimar significa-tivamente la productividad de los pozos.
La forma más exacta de determinar el com-portamiento de un campo de gas condensado enla región vecina al pozo es recurrir a un simula-dor con retículas de menor tamaño. Esto sepuede hacer de dos formas: utilizando un modeloFFM con refinamientos locales del reticulado(LGR, por sus siglas en inglés ) o empleando unmodelo compuesto de un solo pozo, con un reti-culado de alta resolución (retículas pequeñas)cerca del pozo.
Los simuladores modernos, tales como el pro-grama de simulación de yacimientos ECLIPSE300, poseen capacidad para incorporar LGRs. Sepueden utilizar bloques de reticulado pequeñoscerca de los pozos o de otros rasgos—tales comofallas—que pueden incidir significativamente enel flujo local. A mayor distancia de esos rasgos, eltamaño de los bloques del reticulado aumentahasta alcanzar las dimensiones habituales de unmodelo FFM. El costo de utilizar LGRs puedeimplicar un incremento significativo del tiempocomputacional en ciertos casos.
Otra forma de examinar los efectos del bloquede gas condensado consiste en utilizar un modelocompuesto de un solo pozo. En muchos casos, lasimetría radial permite tratar un pozo en unmodelo bidimensional, utilizando las dimensio-nes de altura y distancia radial. Los bloques delreticulado más cercanos al pozo son pequeños yaque miden nominalmente medio pie [unos 15 cm]en la dirección radial. La dimensión radialaumenta con cada bloque del reticulado a medidaque se incrementa la distancia al pozo, hasta quealcanza un tamaño máximo que se utiliza para elresto del modelo. El reticulado de alta resoluciónprovee buena definición donde el flujo es máximoy el comportamiento de la saturación de la for-mación es más complejo. Las fuerzas capilares,viscosas e inerciales pueden modelarse correcta-mente. Lejos del pozo, las condiciones de presióny flujo pueden tomarse de un modelo FFM y apli-carse como condiciones de borde.
A veces, las operaciones de simulación deyacimientos de gas condensado pueden realizar-se utilizando un modelo de petróleo negro. Este
tipo de modelo asume que sólo hay dos compo-nentes de hidrocarburos en el fluido; es decirpetróleo y gas, y permite cierto grado de mezcladel gas en el petróleo que depende de la presión.Este modelo resulta inadecuado cuando las com-posiciones cambian significativamente con eltiempo, por ejemplo, a través de la inyección degas o cuando el gradiente composicional es signi-ficativo. En esos casos, es necesario un modelocomposicional con varios componentes de hidro-carburos. Además, algunos modelos de petróleonegro no incluyen los efectos del número capilar,que son importantes para determinar la produc-tividad de los pozos.
Otra forma de dar cuenta de la presencia deun bloque de condensado en un modelo decampo completo es a través de la utilización depseudo-presiones. La ecuación para el flujo degas desde un yacimiento hacia un pozo puedeexpresarse en términos de una pseudo-presión.Mediante el tratamiento independiente de lastres regiones descriptas anteriormente—flujobifásico cerca del pozo, flujo de gas seguido desegregación de condensado y flujo de gas mono-fásico lejos del pozo—es posible calcular la pseu-do-presión a partir de la relación gas/petróleo deproducción, las propiedades PVT del fluido y laspermeabilidades relativas al gas y el petróleo.29
Como se analizó previamente, la condición deexpansión de la composición constante en la pri-mera región simplifica las relaciones entre laspermeabilidades relativas. Este método que utili-za pseudo-presiones agrega poco tiempo a lacarrera de un modelo FFM.
23. Ter-Sarkisov RM, Zakharov FF, Gurlenov YM, Levitskii KOy Shirokov AN: Monitoring the Development of Gas-Condensate Fields Subjected to Dry Gas Injection.Geophysical and Flow-Test Methods. Moscú: Nedra,2001 (en Ruso).Dolgushin NV (ed): Scientific Problems and Prospects ofthe Petroleum Industry in Northwest Russia, Part 2: TheDevelopment and Operation of Fields, ComprehensiveFormation and Well Tests and Logs, A Scientific andTechnical Collection. Ukhta: SeverNIPIgaz, 2005 (enRuso).Vyakhirev et al, referencia 20.Ter-Sarkisov et al, referencia 21.Ter-Sarkisov, referencia 19.
24. Para ver un estudio de laboratorio de inyección demetano en núcleos con saturación de condensado,consulte: Al-Anazi HA, Sharma MM y Pope G:“Revaporization of Condensate with Methane Flood,”artículo de la SPE 90860, presentado en la ConferenciaInternacional del Petróleo de la SPE, Puebla, México, 8 al 9 de noviembre de 2004.
25. Dolgushin, referencia 23.26. Vyakhirev et al, referencia 20.27. Dolgushin, referencia 23.28. Gritsenko AI, Ter-Sarkisov RM, Shandrygin AN y Poduyk
VG: Methods of Increase of Gas Condensate WellProductivity. Moscú: Nedra, 1997 (en Ruso).Vyakhirev et al, referencia 20.La densidad de la mezcla de solvente es 553 kg/m3.
29. Fevang y Whitson, referencia 11.
> Cambios producidos en la productividad del pozo como resultado de lainyección de etano y propano, seguidos de gas seco. La diferencia de loscuadrados de la presión del yacimiento, PYacimiento, y la presión de fondo depozo, PFondo de pozo, a medida que aumenta la tasa de flujo (gasto) propor-ciona una medida de la productividad. Antes del tratamiento (azul), el pozorequería para producir una diferencia de presión mayor que la necesariadespués del tratamiento (rojo). A los cuatro meses del tratamiento, laproductividad se había reducido levemente (verde), pero seguía siendosignificativamente mejor que antes del mismo.
(P2 Ya
cim
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2
0
4
8
12
16
0 5 0 100 150 200 250
Producción mixta de gas condensado, miles de m3/d
Los métodos que emplean pseudo-presionestambién han sido implementados en formato dehoja de cálculo.30 Estas hojas de cálculo asumenun yacimiento homogéneo y un modelo de petró-leo negro simple y proveen predicciones rápidasque pueden utilizarse cuando se necesitan mu-chas carreras de sensibilidad. Un método semi-analítico similar se combinó con los efectos delflujo no darciano y la estratificación de la perme-abilidad. Las comparaciones realizadas utilizan-do un simulador composicional con un reticuladode alta resolución demostraron que el métodosemianalítico capturaba con precisión todos losefectos de la región vecina al pozo y resultaba
fácil de encastrar en un modelo FFM sin incre-mentar básicamente el tiempo computacional.31
Modelado del comportamiento en las adyacencias de una fracturaPara determinar la efectividad de un tratamientode fracturamiento en el Campo SW Rugeley, situa-do en el sur de Texas, EUA, se recurrió a una simu-lación de yacimientos. Este campo produce gascondensado de la arenisca Frío de baja permeabi-lidad—aproximadamente 1 mD. Uno de sus pozos,perforado y terminado por Wagner & Brown, fuefracturado inicialmente en forma hidráulica perouna rápida declinación de la productividad condu-
jo a la compañía a refracturar la formación unostres meses más tarde, en junio de 2002. La pro-ductividad luego continuó declinando en losmeses siguientes. La presión de flujo en las mejo-ró, pero inmediaciones del pozo era inferior a lapresión del punto de rocío, de manera que la com-pañía investigó la acumulación de la saturación decondensado en las adyacencias de una fractura.
Los ingenieros de Schlumberger desarrolla-ron un modelo compuesto de un solo pozo, radial-mente simétrico y homogéneo. Este modelo sim-ple demostró que el bloque de condensado podíaconducir a una rápida caída de la productividad.Además constituyó una forma de controlar rápi-damente el impacto de la reducción de la perme-abilidad, debida a la compactación causada porla declinación de la presión.
Con estos resultados a mano, Wagner &Brown solicitó que Schlumberger desarrollara unmodelo de yacimiento más detallado, utilizandoel programa de simulación de yacimientosECLIPSE 300 (arriba). El modelo se refinómediante un ajuste histórico con el régimen de
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Fractura Pozo
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5Datos de campoSimulación
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> Ajuste histórico del modelo del Campo SW Rugeley con una fractura hidráulica. El modelo ECLIPSE 300 de un pozo en la arenisca Frío posee pequeñasretículas alrededor del pozo y a lo largo de la fractura (extremo superior izquierdo). También se colocaron retículas más pequeñas en los extremos de lafractura. La historia de producción de gas del campo se ajustó con la simulación (extremo superior derecho), proveyendo buenos resultados para la pro-ducción de condensado (extremo inferior derecho). Los cambios producidos en la producción después de la operación de fracturamiento hidráulico sedebieron a la limpieza de la fractura y a los cambios de presión en las líneas de flujo. El modelo indicó que la presión de yacimiento promedio cayó pordebajo de la presión del punto de rocío de 6,269 lpc durante este período de producción (extremo inferior izquierdo).
> Efecto de la fractura hidráulica. La nueva carrera del modelo del pozo dela arenisca Frío sin fractura generó una curva simple de declinación de laproducción, lo que indicó que un incremento significativo de la productivi-dad podía atribuirse a una fractura inducida.
30. Mott R: “Engineering Calculations of Gas-Condensate-Well Productivity,” SPE Reservoir Evaluation &Engineering 6, no. 5 (Octubre de 2003): 298–306.
31. Chowdhury N, Sharma R, Pope GA y Sepehrnoori K: “ASemi-Analytical Method to Predict Well Deliverability inGas-Condensate Reservoirs,” artículo de la SPE 90320,presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Houston, 26 al 29 de septiembre de 2004.
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< Formación del bloque de condensado alrededorde una fractura en la arenisca Frío. Para cadaincremento de tiempo, los resultados del modeloindican la declinación de la presión (extremosuperior), la saturación del condensado (centro)y la permeabilidad relativa al gas (extremo infe-rior). Los primeros dos incrementos de tiempo, enjulio de 2002 (izquierda), se centran en la proxi-midad inmediata de la fractura y los últimos tresincrementos de tiempo (abajo) muestran una vistamás amplia de todo el área del modelo. Lapresión declina rápidamente a lo largo de lafractura (extremo superior izquierdo). El perfil depunto de rocío aproximado (curvas ovales) seexpande hacia afuera de la fractura. La bajapermeabilidad del gas alrededor de la fracturaen los incrementos de tiempo posteriores indicala formación del bloque de condensado.
producción de gas, que además proporcionó unabuena correlación con la producción de conden-sado. La caída de presión en la fractura indujo elincremento de la saturación del condensado a lolargo de la fractura (izquierda). La presión deyacimiento promedio cayó por debajo de la pre-sión del punto de rocío de 6,269 lpc [43.22 MPa]durante el período modelado.
Con un buen ajuste histórico, Wagner &Brown pudo determinar si la fractura proporcio-naba beneficios significativos en términos deproductividad. El modelo volvió a correrse sin lafractura, lo que se tradujo en una curva de pro-ducción que continuó la tasa de declinación pre-via (página anterior, abajo). La diferencia entre
el caso no fracturado y la producción medidaindica el éxito de la operación de fracturamiento.A lo largo de un período de siete meses, la pro-ducción acumulada atribuida a la operación defracturamiento fue de 7.25 millones de m3 [256millones de pies3] de gas y 2,430 m3 [15,300 bbl]de condensado. Este estudio de modelado verifi-có el éxito de una aplicación de campo.
Aplicación de las mejores prácticasChevron finalizó recientemente un estudio decinco yacimientos de gas condensado que seencuentran en distintas fases de desarrollo. Elobjetivo era transferir las mejores prácticasentre los distintos equipos de desarrollo.
Uno de los campos del estudio, un yacimientodel Mar del Norte, corresponde a una turbiditamarina con un intervalo productivo total de másde 120 m [400 pies] de espesor. La permeabilidadpromedio del yacimiento oscila entre 10 y 15 mD,con una porosidad promedio del 15%. La presiónde yacimiento original de 6,000 lpc [41.4 MPa]está unos cientos de lpc [algunos Mpa] por enci-ma de la presión del punto de rocío, si bien elpunto de rocío varía de este a oeste.32
La presión de fondo de pozo se encontrabapor debajo del punto de rocío desde el comienzode la producción. La relación gas/condensadooscilaba entre 393 m3 por millón de m3 [70 bbl
por millón de pies3] en el este y 618 m3 por millónde m3 [110 bbl por millón de pies3] en el oeste.Algunos pozos experimentaron una reducción dela productividad de aproximadamente 80%, pro-ducida en su mayor parte al comienzo de la pro-ducción.
Chevron adoptó un procedimiento gradualpara comprender el comportamiento del gas con-densado del campo y realizar un ajuste históricodel mismo. El operador seleccionó los núcleosque abarcaban el rango de permeabilidad y poro-sidad del campo y los fluidos que simulaban elcomportamiento de los fluidos de yacimiento—ellíquido se condensa como una función de la pre-sión, la viscosidad y la tensión interfacial—atemperatura más baja. La compañía midió la per-meabilidad relativa a lo largo de un rango de con-diciones de flujo y ajustó esos datos a variosmodelos de permeabilidad relativa para utilizar-los en los simuladores.
Se utilizó una hoja de cálculo en la que seaplicó un método analítico de pseudo-presionespara calcular la productividad. El cálculo demos-tró que el índice de productividad (IP) se redujode aproximadamente 33 a aproximadamente 6mil m3/d/kPa [80 a 15 mil pies3/d/lpc], con lapoca diferencia basada en la presión de fondo depozo hasta las últimas etapas de la vida producti-va del campo (arriba).
Se realizó una operación detallada de simula-ción del flujo composicional, compuesta de unsolo pozo, utilizando el simulador de yacimientosCHEARS de Chevron con geología realista. Lascondiciones de borde de campo lejano se obtu-vieron de un modelo de campo completo. Lasimulación respetó las prácticas de producciónde pozos y el agotamiento diferencial del campo.Las predicciones proporcionaron un buen ajustecon los resultados de tres pozos verticales y unpozo inclinado (próxima página).
Este estudio condujo a la implementación devarias iniciativas en el campo. El tratamiento defracturamiento hidráulico para mejorar la pro-ductividad constituye un esfuerzo activo en estecampo, de manera que se están utilizando estosmodelos para comprender mejor la efectividadde las fracturas. Además, las lecciones aprendi-das en este campo en lo referente al impacto delbloque de condensado, han sido utilizadas exten-sivamente en la planeación de pozos de nuevosproyectos en otros campos de gas condensado.
Una alteración fundamentalEl alto precio registrado por el gas natural en losmercados de todo el mundo en los últimos añosha despertado interés en el desarrollo de los yaci-mientos de gas. Las compañías procuran hallarnuevas formas de optimizar sus recursos de gascondensado.
Los tratamientos de fracturamiento hidráuli-co pueden mitigar el efecto del bloque de con-densado, pero no eliminan la acumulación decondensado en áreas en las que la presión en laformación está por debajo del punto de rocío. Lainyección de gas seco y solvente permite movili-zar cierto condensado, pero el perfil de satura-ción de líquido cerca de un pozo productor sevuelve a formar y el efecto del bloque aparecenuevamente.
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32. Ayyalasomayajula P, Silpngarmlers N y Kamath J: “WellDeliverability Predictions for a Low Permeability GasCondensate Reservoir,” artículo de la SPE 95529,presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Dallas, 9 al 12 de octubre de 2005.
33. Fahes M y Firoozabadi A: “Wettability Alteration toIntermediate Gas-Wetting in Gas/Condensate Reservoirs at High Temperatures,” artículo de la SPE96184, presentado en la Conferencia y ExhibiciónTécnica Anual de la SPE, Dallas, 9 al 12 de octubre de 2005.
34. Kumar V, Pope G y Sharma M: “Improving Gas andCondensate Relative Permeability Using ChemicalTreatments,” artículo de la SPE 100529, a ser presentadoen el Simposio de Tecnología del Gas de la SPE, Calgary,15 al 18 de mayo de 2006.
> Resultados de un modelo de hoja de cálculo para un pozo del Mar del Norte. Un modelo homogéneode un solo pozo, construido con la ayuda de una simple hoja de cálculo, proporcionó una forma deexaminar rápidamente diferentes efectos. Por ejemplo, la presión de fondo de pozo produjo pocoefecto sobre el índice de productividad (IP) del gas.
Primavera de 2006 29
Se están examinando nuevas alternativas enlos laboratorios. Por ejemplo, algunos estudios sehan concentrado en descubrir formas de preve-nir la acumulación de fluidos mediante la altera-ción de la mojabilidad de la roca yacimiento.
Si bien las superficies de minerales talescomo el cuarzo, la calcita y la dolomía exhibenmayor mojabilidad a los líquidos que al gas; haysólidos que muestran mojabilidad al gas. En par-ticular, los compuestos fluorinados tales como lassuperficies de teflón son humedecidas por el gas.Por ese motivo, se han utilizado solventes fluori-nados para alterar la mojabilidad de los núcleos.Los resultados reportados recientemente en con-diciones de alta temperatura—140°C [284°F]—típicas de los yacimientos de gas condensado,indicaron una marcada inversión de la mojabili-dad en un sistema de gas-agua-roca yacimiento,pero el éxito fue menor en un sistema de gas-petróleo-roca yacimiento.33
Los investigadores de la Universidad de Texasen Austin realizaron pruebas de laboratorio utili-zando surfactantes a base de fluorocarburo 3M.34
Los resultados en núcleos de yacimientos blo-queados con condensado indican que los valoresde permeabilidad relativa al gas y el condensadoprácticamente se duplicaron después del trata-miento. En base a estos prometedores datos delaboratorio, es probable que Chevron pruebe estetratamiento en un pozo bloqueado con gas con-densado en algún momento del año 2006. Los tra-tamientos de este tipo deben comprobarse en elcampo bajo una diversidad de condiciones paradesarrollar y comprobar la tecnología completa-mente. Si la tecnología resulta finalmente exito-sa, los costos de los surfactantes utilizados en eltratamiento serán muy pequeños comparadoscon los beneficios de incrementar los regímenesde producción de gas y condensado.
La alteración que estos solventes producenen la roca encara una de las causas fundamenta-les de la formación de bloques de condensado: laacumulación capilar de líquido debido a la prefe-rencia de la roca en términos de mojabilidad. Laprevención de la acumulación de líquido reduceel problema de restricción de la producción, demanera de lograr un régimen de producción ele-vado. —MAA
> Resultados de una operación de simulación de un solo pozo. El simuladorarrojó un buen ajuste tanto con el IP del gas (extremo superior) como con lapresión de fondo de pozo (centro) para determinar el comportamiento en unpozo del Mar del Norte. Las diferentes propiedades de las capas se tradu-jeron en diferentes grados de incremento de la saturación de condensado(extremo inferior).
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