Yacimientos de gas condensado
El gas condensado, es un fluido monofásico a condiciones de yacimiento originalmente. Está compuesto por metano, etano, y otros compuestos de cadena corta, además, se encuentran elementos pesados o de cadena larga .
Éste tipo de gas, bajo condiciones de presión y temperatura adecuadas, se convertirá en un fluido bifásico. A éste comportamiento se le conoce como condensación retrograda.
Si representamos un diagrama de fase presión-temperatura, para un gas condensado, se podrá observar el comportamiento del gas con la variación de la presión en el yacimiento asumiendo una temperatura constante. En base a éste diagrama de fases se pueden enunciar algunas características del gas condensado:
- La temperatura de yacimiento, se encuentra entre la temperatura crítica y la temperatura cricondentermica.
- La mezcla de hidrocarburos, se encuentra en fase gaseosa o de saturación al momento de descubrir el yacimiento.
- Presenta condensación retrograda, durante la disminución de la presión isotermicamente en el yacimiento.
- Se puede considerar un gas con liquido disuelto.
- En la superficie, se producirá gas y liquido, por encontrarnos a presión atmosférica o menor a la de punto de rocío. Los fluidos producidos poseerán las siguientes características:
* Color: incoloro, amarillo, anaranjado, marrón, verdoso y se ha reportado negro.
* Densidad: El liquido, estará entre 40 y 60 °API.
* Relación gas condensado: 5000 a 100000 PCN/BN.
El liquido condensado, en el yacimiento generalmente no fluye o no se puede producir.
Éste tipo de gas, bajo condiciones de presión y temperatura adecuadas, se convertirá en un fluido bifásico. A éste comportamiento se le conoce como condensación retrograda.
Si representamos un diagrama de fase presión-temperatura, para un gas condensado, se podrá observar el comportamiento del gas con la variación de la presión en el yacimiento asumiendo una temperatura constante. En base a éste diagrama de fases se pueden enunciar algunas características del gas condensado:
- La temperatura de yacimiento, se encuentra entre la temperatura crítica y la temperatura cricondentermica.
- La mezcla de hidrocarburos, se encuentra en fase gaseosa o de saturación al momento de descubrir el yacimiento.
- Presenta condensación retrograda, durante la disminución de la presión isotermicamente en el yacimiento.
- Se puede considerar un gas con liquido disuelto.
- En la superficie, se producirá gas y liquido, por encontrarnos a presión atmosférica o menor a la de punto de rocío. Los fluidos producidos poseerán las siguientes características:
* Color: incoloro, amarillo, anaranjado, marrón, verdoso y se ha reportado negro.
* Densidad: El liquido, estará entre 40 y 60 °API.
* Relación gas condensado: 5000 a 100000 PCN/BN.
El liquido condensado, en el yacimiento generalmente no fluye o no se puede producir.
Durante la producción de yacimientos de gas condensado, las mayores caídas de presión se presentan en las cercanías de los pozos productores, por lo q la formación de liquido condensado en primera instancia se originará en ésta zona.
El volumen de la fase liquida, no sólo depende de la presión y la temperatura, sino de los componentes que conforman el gas, es decir, un gas sin componentes pesados suficientes, no desprende liquido al bajar la presión, en cambio un gas con componentes de cadena larga suficientes si generará liquido al bajar la presión del punto de rocío.
En base a los componentes del gas condensado, se puede clasificar en dos:
- Gas condensado pobre.
- Gas condensado rico.
El gas pobre, genera un volumen pequeño de liquido aproximadamente menor a 100 bbl de liquido por 1MMPC de gas. El porcentaje de liquido que se alcanza a la zona de condensación retrograda es mucho menor que para un gas condensado rico.
El gas rico, genera proporciones superiores a 150 bbl de liquido por 1 MMPC de gas, en realidad no existen límites establecidos en las definiciones de gas pobre o gas rico.
Comportamiento de la generación de liquido condensado cuando entramos en zona de condensación retrogradra, entre gas condensado rico y gas condensado pobre:
Cuando se forman las primeras gotas de liquido, éste permanece inmóvil debido a fuerzas capilares, es decir, la gota formada quedará atrapada en los poros; esto nos lleva al estudio de la movilidad del liquido, que viene dado por la relación entre la permeabilidad relativa y la viscosidad. Las fuerzas capilares favorecen el contacto del liquido condensado con la roca, luego de una etapa transitoria, la región alcanza una condición de flujo en estado estacionario con el gas y el condensado fluyendo. La saturación del condensado es mayor cerca del pozo, porque la presión es más baja, lo que implica más condensación de liquido. La permeabilidad relativa al petróleo, Kro, aumenta con la saturación. La reducción del la permeabilidad relativa al gas, Krg, cerca del pozo, ilustra el efecto de la formación de bloque de liquido condensado, que no permite el flujo del gas al pozo, es decir, al acumularse suficiente liquido en la vecindad del pozo, el gas y el liquido compiten por la trayectoria de flujo, por la reducción de la movilidad del gas, que ve obstruido su camino por el liquido, se forma el bloque de liquido condensado. 
Gráfica de permeabilidad relativa Vs. saturación de liquido, para yacimientos tipos.
Corte de un yacimiento de gas condensado que presenta un bloque de liquido condensado en las cercanías de un pozo productor (liquido condensado color verde).
Éste fenómeno, se transforma en una perdida de productividad de gas, lo que es un gran problema que suele presentarse en los yacimientos de gas condensado. Por ello es indispensable, conocer las propiedades del gas, las propiedades de fases de los fluidos, la características de flujo de la formación y las presiones existentes en la formación y en el pozo. Si éstos parámetros, no se estudian y comprenden eficientemente durante el desarrollo de un yacimiento de gas condensado, el índice de productividad se verá afectado, por una caída de producción de gas, debido a la generación de el bloque de liquido en las cercanías del pozo.
Entre las soluciones que se han planteado para combatir un bloque de liquido condensado, se encuentran:
1.- Fracturamiento hidráulico:
Éste puede disminuir, el efecto de bloque pero no es muy eficiente, ya que la acumulación de liquido se llevará a cabo a medida, que sigamos descendiendo en presión.
2.- Inyección de gas y solventes:
Permite la movilidad del liquido condensado, pero esa condición es temporal, ya que con el paso del tiempo, la saturación de liquido, en la vecindad del pozo aumenta, originando de nuevo el bloque.
3.- Alteración de la mojabilidad de la roca:
La fase mojante en un yacimiento de gas con liquido, será el liquido, pero existen solidos que son mojados por el gas, por éste motivo, surgió la idea de suministrar éstos solidos como los fluorinados al yacimiento con el fin de alterar la movilidad en las zonas invadidas por liquido, y así crear una mojabilidad por el liquido por lo que un canal de flujo más grande dará paso al movimiento de gas hacia el pozo, y enmendar los problemas de producción.
4.- Surfactantes a base de fluorocarbonos 3M:
Los análisis en laboratorios, para núcleos con bloques de liquido, han aumentado los valores de permeabilidad relativa al gas y el condensado, después del uso de éste surfactante. Por tal motivo, se espera su aplicación a yacimientos de gas condensados, con el fin de evaluar su eficiencia, y si resulta exitoso, se podrá implementar para corregir el bloqueo e incrementar los regímenes de producción de gas.
Entre las soluciones que se han planteado para combatir un bloque de liquido condensado, se encuentran:
1.- Fracturamiento hidráulico:
Éste puede disminuir, el efecto de bloque pero no es muy eficiente, ya que la acumulación de liquido se llevará a cabo a medida, que sigamos descendiendo en presión.
2.- Inyección de gas y solventes:
Permite la movilidad del liquido condensado, pero esa condición es temporal, ya que con el paso del tiempo, la saturación de liquido, en la vecindad del pozo aumenta, originando de nuevo el bloque.
3.- Alteración de la mojabilidad de la roca:
La fase mojante en un yacimiento de gas con liquido, será el liquido, pero existen solidos que son mojados por el gas, por éste motivo, surgió la idea de suministrar éstos solidos como los fluorinados al yacimiento con el fin de alterar la movilidad en las zonas invadidas por liquido, y así crear una mojabilidad por el liquido por lo que un canal de flujo más grande dará paso al movimiento de gas hacia el pozo, y enmendar los problemas de producción.
4.- Surfactantes a base de fluorocarbonos 3M:
Los análisis en laboratorios, para núcleos con bloques de liquido, han aumentado los valores de permeabilidad relativa al gas y el condensado, después del uso de éste surfactante. Por tal motivo, se espera su aplicación a yacimientos de gas condensados, con el fin de evaluar su eficiencia, y si resulta exitoso, se podrá implementar para corregir el bloqueo e incrementar los regímenes de producción de gas.
Bibliografía:
1. Fan L , Harrys W. Billy, Jamaluddin A, Mott Robert, Pope Gary, Shandrygin Alexander y Curtis Whitson: “Revisión de yacimientos de gas condensado,” Oilfield Review 18, no 4 (primavera 2006): 16-29.
