revision de yac gc

8/14/2019 Revision de Yac GC

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Revisin de losyacimientos de gas condensado

Li FanCollege Station, Texas, EUA

Billy W. HarrisWagner & Brown, Ltd.Midland, Texas

A. (Jamal) JamaluddinRosharon, Texas

Jairam KamathChevron Energy Technology Company San Ramon, California, EUA

Robert MottConsultor Independiente Dorchester, Reino Unido

Gary A. PopeUniversidad de Texas

Austin, Texas

Alexander ShandryginMosc, Rusia

Curtis Hays WhitsonUniversidad Noruega de Ciencia y Tecnologa y PERA, A/S Trondheim, Noruega

Por su colaboracin en la preparacin de este artculo, seagradece a Syed Ali, Chevron, Houston; y a JeromeManiere, Mosc.ECLIPSE 300, LFA (Analizador de Fluidos para la herramientaMDT), MDT (Probador Modular de la Dinmica de la

Formacin) y PVT Express son marcas de Schlumberger.CHEARS es una marca de Chevron. Ten es una marca deE.I. du Pont de Nemours and Company.

Cmo optimiza una compaa el desarrollo de un campo de gas condensado, cuando

el proceso de explotacin deja valiosos uidos lquidos en un yacimiento y la forma-

cin de un bloque de condensado puede provocar la prdida de la productividad del

pozo? Los campos de gas condensado presentan este desafo. El primer paso para

enfrentar este reto consiste en conocer los uidos y cmo uyen en el yacimiento.

Un yacimiento de gas condensado puede obs-truirse con sus componentes ms valiosos. Lasaturacin del lquido condensado puede incre-mentarse en la regin vecina al pozo como con-secuencia de la cada de presin por debajo delpunto de roco, restringiendo en ltima instanciael ujo de gas. La restriccin en la zona vecina alpozo puede reducir la productividad de un pozoen un factor de dos o ms.

Este fenmeno, conocido como formacin debloque o banco de condensado, es el resultado deuna combinacin de factores, incluyendo las pro-piedades de las fases de uidos, las caractersticasdel ujo de la formacin y las presiones existentesen la formacin 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 produccin se ver afectado.

Por ejemplo, la productividad de los pozos delCampo Arun, situado en Sumatra del Norte,Indonesia, declin signicativamente unos 10aos despus de que comenzara la produccin.Se trataba de un problema serio, ya que la pro-ductividad de los pozos resultaba crtica parasatisfacer las obligaciones contractuales deentrega de gas. Los estudios de pozos, incluyendolas pruebas de presiones transitorias, indicaronque la prdida era causada por la acumulacinde 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 signicativo.El Campo Shtokmanovskoye, situado en el Marde Barents en Rusia, el Campo Karachaganak enKazajstn, el Campo Norte en Qatar que se con-vierte en el Campo Sur Pars en Irn, y el CampoCupiagua en Colombia, son otros de los grandesrecursos de gas condensado que existen en elmundo.2

Este artculo analiza la combinacin de la ter-modinmica de los uidos y la fsica de las rocas,que resulta en la segregacin de condensado y enla formacin de bloques de condensado. Se exa-minan las implicancias para la produccin y losmtodos de manejo de los efectos de la segrega-cin de condensado, incluyendo el modelado deyacimientos, para pronosticar el desempeo delos campos petroleros. Algunos ejemplos deRusia, EUA y el Mar del Norte describen las prc-

ticas y los resultados de campo.Formacin de gotas de rocoUn gas condensado es un uido monofsico encondiciones de yacimiento originales. Est com-puesto principalmente de metano [C1] y de otroshidrocarburos de cadena corta, pero tambincontiene hidrocarburos de cadena larga, denomi-nados fracciones pesadas. Bajo ciertas condicio-nes de temperatura y presin, este uido se sepa-rar en dos fases, una fase gaseosa y una faselquida, lo que se conoce como condensado retr-grado.3

1. Adick D, Kaczorowski NJ y Bette S: ProductionPerformance of a Retrograde Gas Reservoir: A CaseStudy of the Arun Field, artculo de la SPE 28749,presentado en la Conferencia de Petrleo y Gas delPacco Asitico de la SPE, Melbourne, 7 al 10 denoviembre de 1984.

2. Para ver un ejemplo del Campo Karachaganak, consulte:Elliott S, Hsu HH, OHearn T, Sylvester IF y Vercesi R: TheGiant Karachaganak Field, Unlocking Its Potential,Oileld Review 10, no. 3 (Otoo de 1998): 1625.

3. Los uidos de gas condensado se denominanretrgrados porque su comportamiento puede ser lainversa de los uidos que comprenden componentes

puros. A medida que la presin de yacimiento declina yatraviesa el punto de roco, se forma lquido y el volumende la fase lquida aumenta con la cada de la presin. Elsistema alcanza un punto en un condensado retrgradoen el que, conforme la presin contina declinando, ellquido se re-evapora.

4. La inyeccin de uidos fros o calientes puede modicarla temperatura del yacimiento; sin embargo, estoraramente ocurre cerca de los pozos de produccin. Elfactor dominante para el comportamiento de los uidosen el yacimiento es el cambio de presin. Como seanalizar ms adelante, esto no sucede una vez que eluido es producido dentro del pozo.


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Temperatura

P r e s

i n

Condicin inicialdel yacimiento Punto crtico

Condicin del separador

Cricondenterma

Regin bifsica

60%

70%

80%

90%

100% vapor

L n e

a d e

l p u n

t o d e

b u r b u j

e o

L n e a d e l p u n t o d e

r o c

o

Primavera de 2006 1

> Diagrama de fases de un sistema de gas condensado. Esta grca de larelacin presin-volumen-temperatura (PVT) indica el comportamiento mo-nofsico fuera de la regin bifsica, que est limitada por las lneas corres-pondientes al punto de burbujeo y al punto de roco. Todas las lneas desaturacin de fase constante (lneas de guiones) convergen en el puntocrtico. Los nmeros indican la saturacin de la fase vapor. En un yacimien- to de gas condensado, la condicin inicial del yacimiento se encuentra enel rea monofsica, a la derecha del punto crtico. Conforme declina la pre-sin del yacimiento, el uido atraviesa el punto de roco y una fase lquidase separa del gas. El porcentaje de vapor disminuye, pero puede aumentarnuevamente con la declinacin continua de la presin. La cricondentermaes la temperatura mxima a la cual pueden coexistir dos fases. Los sepa-radores de supercie habitualmente operan en condiciones de baja presiny baja temperatura.

Durante el proceso de produccin del yaci-miento, la temperatura de formacin normalmen-te no cambia, pero la presin se reduce.4 Lasmayores cadas de presin tienen lugar cerca de

los pozos productores. Cuando la presin de unyacimiento de gas condensado se reduce hasta uncierto punto, denominado presin de saturacin opresin del punto de roco, una fase lquida ricaen fracciones pesadas se separa de la solucin; lafase gaseosa muestra una leve disminucin de lasfracciones pesadas(derecha). La reduccin con-tinua de la presin incrementa la fase lquidahasta que alcanza un volumen mximo; luego elvolumen de lquido se reduce. Este comporta-miento se puede mostrar en un diagrama de larelacin presin-volumen-temperatura (PVT).

El volumen de la fase lquida presente depen-

de no slo de la presin y la temperatura, sino tam-bin de la composicin del uido. Un gas seco, pordenicin, tiene insucientes componentes pesa-dos como para generar lquidos en el yacimientoaunque se produzca una gran cada de presincerca del pozo. Un gas condensado pobre generaun volumen pequeo de fase lquidamenos de561 m3 por milln de m3 [100 bbl por milln depies3] y un gas condensado rico genera un volu-men de lquido ms grande, generalmente supe-


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rior a 842 m3 por milln de m3 [150 bbl por millnde pies3] (arriba).5 No existen lmites establecidosen las deniciones de pobre y rico, y descripcionesadicionalestales como muy pobretambin seaplican, de modo que estas cifras deben tomarsecomo meros indicadores de rangos.

La determinacin de las propiedades de losuidos puede ser importante en cualquier yaci-

miento, pero desempea un rol particularmentevital en los yacimientos de gas condensado. Porejemplo, la relacin gas/condensado juega un

papel importante en lo que respecta a la estima-cin del potencial de ventas tanto de gas como delquido, necesarias para dimensionar las instala-ciones de procesamiento de supercie. La canti-dad de lquido que puede encontrarse inmovili-zado en un campo, tambin es un aspecto econ-mico esencial. stas y otras consideraciones,tales como la necesidad de contar con tecnolog-

as de levantamiento articial y estimulacin depozos, dependen de la extraccin precisa demuestras de uido. Los errores pequeos produ-cidos en el proceso de toma de muestras, talescomo la recoleccin de un volumen de lquidoincorrecto, pueden traducirse en errores signi-cativos en el comportamiento medido, de modoque la extraccin de muestras debe hacerse consumo cuidado (vase Extraccin de muestraspara la determinacin de las propiedades de losuidos, prxima pgina ).

Una vez que los uidos del yacimiento ingre-san en un pozo, tanto las condiciones de tempera-tura como las condiciones de presin puedenvariar. El lquido condensado puede producirsedentro del pozo; sin embargo, tambin puede acu-mularse en el fondo como resultado de los cam-bios producidos en las condiciones imperantes enel pozo. Si el gas no tiene suciente energa como

para transportar el lquido a la supercie, se pro-duce la carga o retorno del lquido en el pozo por-que el lquido es ms denso que la fase gaseosaque viaja con l. Si el lquido retorna por el pozo,el porcentaje de lquido aumentar pudiendonalmente restringir la produccin. Es de hacernotar que las tecnologas de levantamiento arti-cial por gas y bombeo que se utilizan para contra-rrestar este comportamiento no se abordarn eneste artculo.6

18 Oileld Review

C o n

d e n s a c

i n

d e l l q u i

d o , %

Presin, lpc1,0000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000

0

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 rico

Ppromedio /Ppunto de roco

R e l a c

i n

d e p r o d u c t

i v i d a d

, J / J

o

Puntocrtico

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

150 200 250 300 350 400 450 500 550 Temperatura, K

Temperatura del yacimiento

98.5%99%

99.5%

P r e s

i n ,

l p c


0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

1000 200 300 400 500 600 700 800 900Temperatura, K

P r e s

i n ,

l p c

Puntocrtico

Temperatura del yacimiento

75%80%

85%90%

95%

Gas condensado rico

5. En este artculo, los volmenes de gas se dan en lascondiciones que se consideran estndar en el punto demedicin, lo que no sucede alrededor del pozo. Lasconversiones entre unidades mtricas y unidades decampos petroleros son volumtricas.

6. Para obtener ms informacin sobre sistemas delevantamiento articial, consulte: Fleshman R, Harryson yLekic O: Articial Lift for High-Volume Production,Oileld Review 11, no. 1 (Primavera de 1999): 4863.

> Ejemplos del comportamiento del gas condensado rico y pobre. Cuando la presin disminuye a la temperatura del yacimiento, un gas rico ( extremo su-perior izquierdo ) forma un porcentaje superior de lquido que un gas pobre ( extremo superior derecho ). El gas rico produce la condensacin de ms con-

densado que el gas pobre ( extremo inferior izquierdo ). La curva de condensacin de lquido se traza asumiendo que las dos fases permanecen encontacto entre s. No obstante, en un yacimiento se produce la fase de gas mvil; la saturacin del lquido en la regin vecina al pozo aumenta hasta que tambin se vuelve mvil. Como resultado, la formacin de un bloque de condensado puede afectar nalmente a las formaciones que contienen tanto gaspobre como gas rico y el ndice de productividad del pozo normalizado ( J /J 0 ) de ambos puede verse severamente impactado ( extremo inferior derecho ).


4/14Primavera de 2006 1

La composicin de los uidos se determinaobteniendo una muestra representativa deuido de yacimiento. Las muestras de super-cie pueden obtenerse en forma relativamentefcil a travs de la recoleccin de muestras delquido y gas desde separadores de prueba ode produccin. 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 recombinacin demuestras de gas y lquido en una relacinincorrecta, cambios en las condiciones deproduccin existentes antes o durante laextraccin de las muestras, y la mezcla deuidos de zonas con diferentes propiedades,son algunos ejemplos de problemas potencia-les. Si el contenido de lquido es bajo cuandose toman las muestras de supercie, unapequea prdida del lquido en los tubulareso en los separadores de produccin podrahacer que la muestra de condensado resulta-ra no representativa del uido de formacin.

Las muestras de uidos de los yacimientosde gas condensado tambin pueden tomarseen el fondo del pozo. Esto resulta prctico y

conveniente si la presin de ujo del pozo essuperior a la presin del punto de roco; sinembargo, en general no se recomienda si lapresin, en cualquier punto de la tubera deproduccin, es menor que la presin del puntode roco. En esa condicin, el ujo en el pozoes bifsico. Cualquier lquido que se forme enla tubera de produccin durante o antes delproceso de extraccin de muestras puede se-gregarse en el extremo inferior de la sarta deproduccindonde un tomador de muestrasde fondo de pozo recoge los uidoslo que

puede conducir a una muestra no representa-tiva con demasiados componentes ms pesados.

Los probadores de formacin operados concable han mejorado signicativamente en laltima dcada. El Probador Modular de laDinmica de la Formacin MDT recolecta losuidos insertando una probeta en las paredesde un pozo sin entubar y extrayendo los uidosde una formacin.1El Analizador de Fluidos Vivos LFA de la herramienta mide la limpiezade la contaminacin producida por los uidosde perforacin a base de aceite o por losuidos de terminacin de pozos, minimizandoel tiempo de espera y asegurando la calidad delas muestras.2El detector LFA proporcionaadems una indicacin de la cantidad demetano, de otros componentes livianos y delquidos. A partir de estos datos, la relacinmetano/lquido provee una medida de larelacin gas/condensado; consideracinimportante para la evaluacin econmicainicial de un rea prospectiva. El anlisistambin puede mostrar zonas con diferentescomposiciones o gradientes composicionales.

Los datos medidos con la herramienta MDTse transmiten a la supercie de inmediato,para poder tomar decisiones relacionadas con

la extraccin de muestras en base al conoci-miento de la composicin aproximada y lapresin del yacimiento, otro parmetro medido.En cada profundidad de prueba deseada es po-sible tomar muestras de uido 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 roco en el yacimiento, es importanterecolectar y conservar el uido en estadomonofsico. Si la presin del uido cae pordebajo del punto de roco, puede llevar mucho

tiempo recombinar la muestra. Peor an,algunos cambios que se producen en unamuestra durante su traslado a la superciepueden ser irreversibles. Con evidenciasacerca de cundo un uido atraviesa su puntode roco, la medicin LFA puede indicarcundo la cada de presin es demasiadogrande y debiera reducirse antes de laextraccin de las muestras, a n de mantenerla presin por encima del punto de roco.

Una muestra obtenida en estado monofsicodebe mantenerse en dicho estado cuando se lalleva a la supercie. Para ello se dispone debotellas de muestreo MDT especiales. Unabotella monofsica utiliza un colchn denitrgeno para incrementar la presin en eluido muestreado.3La muestra se enfracuando se la lleva a la supercie, pero elcolchn de nitrgeno de la muestra mantienesu presin por encima del punto de roco.

En la mayora de los casos, el servicio deanlisis de uidos en la localizacin del pozoPVT Express puede proveer datos de laspropiedades de los uidos en el sitio del pozoen unas 24 horas, lo que ahorra las semanas omeses que demanda la obtencin de resultadosen un laboratorio.4Los sistemas PVT Express

pueden medir la relacin gas/lquido, lapresin de saturacinpresin del punto deburbujeo o presin del punto de rocolacomposicin hasta C30+, la densidad del uidodel yacimiento, la viscosidad y la contamina-cin producida por el lodo a base de aceite.5Estas mediciones son crticas porque unacompaa operadora puede utilizarlas en formainmediata para tomar la decisin de terminar oprobar un pozo. La ejecucin rpida resultacrucial si se perfora un pozo de exploracin ode desarrollo con un costoso equipo deperforacin marino. Ms adelante se pueden

obtener anlisis ms completos evaluandomuestras enviadas a un laboratorio.Con el conocimiento bsico del lugar y la

forma en que el condensado se separa de lafase gaseosa, los ingenieros pueden concebirformas de optimizar la produccin de gas ycondensado.

Extraccin de muestras para la determinacin de las propiedades de los uidos

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: Cuanticacin de la contaminacinutilizando el color del crudo y del condensado,Oileld Review 13, no. 3 (Invierno de 2001/2002): 2443.

2. Betancourt S, Fujisawa G, Mullins OC, Carnegie A,Dong C, Kurkjian A, Eriksen KO, Haggag M, JaramilloAR y Terabayashi H: Anlisis de hidrocarburos en elpozo, Oileld Review 15, no. 3 (Invierno de 2003/2004):6069.

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): 2530.4. 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 Petroleum Production & Exploration Association Journal (2004):605616.

5. La nomenclatura composicin hasta C 30+ indica quelos compuestos que poseen hasta 29 tomos decarbono son diferenciados por separado, combinndoseel resto en una fraccin indicada como C 30+.


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Gotas de roco en un yacimiento

Cuando se forma por primera vez en un yaci-miento de gas, el lquido condensado es inmvildebido a las fuerzas capilares que actan sobrelos uidos. Es decir, una gota microscpica delquido, una vez formada, tender a quedarseatrapada en los poros o gargantas de poros pe-queas. Incluso en el caso de los gases conden-sados ricos, con una condensacin sustancial delquido, la movilidad del condensado, que es larelacin entre la permeabilidad relativa y la vis-cosidad, sigue siendo insignicante lejos de lospozos. En consecuencia, el condensado que seforma en la mayor parte del yacimiento se pierde

en la produccin a menos que el plan de explota-cin del yacimiento incluya el reciclaje del gas.El efecto de esta condensacin sobre la movili-dad del gas es habitualmente despreciable.

Cerca de un pozo productor, la situacin esdiferente. Cuando la presin de fondo de pozocae por debajo del punto de roco, se forma unsumidero en la regin vecina al pozo. A medidaque el gas ingresa en el sumidero, el lquido secondensa. Luego de un breve perodo transitorio,se acumula suciente lquido como para que su

movilidad se vuelva signicativa. El gas y el lqui-do compiten por las trayectorias de ujo, como lodescribe la relacin entre sus correspondientespermeabilidades relativas. La formacin de unbloque de condensado es el resultado de lareduccin de la movilidad del gas en las adya-cencias de un pozo productor por debajo delpunto de roco(izquierda).

La cada de la presin del yacimiento pordebajo del punto de roco tiene dos resultadosprincipales, ambos negativos: la produccin degas y condensado declina debido a la formacinde un bloque de condensado en la regin vecinaal pozo y el gas producido contiene menos frac-ciones pesadas valiosas debido a la condensacina travs de todo el yacimiento, donde el conden-sado tiene una movilidad insuciente como parauir en direccin hacia el pozo.

Grandes prdidas de productividad han sidoreportadas en pozos de campos de gas condensa-do. En el Campo Arun, operado por Mobil, ahoraExxonMobil, la prdida en ciertos pozos era supe-rior al 50%.7 En otro ejemplo, Exxon, ahoraExxonMobil, report el caso de dos pozos ahoga-dos debido a la formacin de un bloque de con-densado.8 Shell y Petroleum Development Omanreportaron una prdida de productividad del 67%en los pozos de dos campos petroleros.9

En otro campo, se report la inversin de ladeclinacin de la productividad inicial. La produc-tividad de los pozos en el yacimiento de gas con-densado moderadamente rico declin rpidamen-te cuando las presiones de fondo de pozo cayeronpor debajo del punto de roco. Esta declinacin

continu hasta que la presin en todo el yaci-miento cay por debajo del punto de roco, por loque la productividad del gas comenz a incremen-tarse. El modelado composicional indic que lasaturacin del condensado aumentaba cerca delos pozos hasta un 68%aproximadamente, redu-cindose la permeabilidad del gas y, en conse-cuencia, su productividad. No obstante, al caer lapresin en todo el yacimiento por debajo delpunto de roco, algo de lquido se condensaba entodas partes. El gas que se desplazaba en direc-cin al pozo era ms pobre y tena menos conden-sado para acumular en la regin vecina al pozo, lo

que se tradujo en una reduccin de la saturacindel condensado a un 55%aproximadamente y con-dujo a un aumento de la productividad del gas.10Elbloque de condensado se redujo al aumentar lamovilidad del gas en la regin vecina al pozo.

Bloque de condensadoNo todos los yacimientos de gas condensadoestn limitados por presin debido a la forma-cin de un bloque de condensado en la reginvecina al pozo, aunque todos estos campos expe-

rimentarn este fenmeno. El grado en que lasegregacin de condensado constituye un proble-ma para la produccin, depende de la relacinentre la cada de presin experimentada dentrodel yacimiento y la cada de presin total que seproduce desde las reas lejanas del yacimientohasta un punto de control en la supercie.

Si la cada de la presin del yacimiento es sig-nicativa, la cada de presin adicional debida a lasegregacin de condensado puede ser muy impor-tante para la productividad del pozo. Esta condi-cin es tpica en formaciones con un valor bajo dela capacidad de ujo, que es el producto de la per-meabilidad por el espesor neto de la formacin( kh ). Contrariamente, si en el yacimiento se pro-duce una pequea fraccin de la cada de presintotal, lo que es habitual en formaciones con valo-res de kh altos, la cada de presin adicional pro-ducida en el yacimiento como consecuencia delbloque de condensado tendr probablementepoco impacto sobre la productividad de los pozos.Como pauta general, se puede asumir que el blo-que de condensado duplica la cada de presin enel yacimiento para la misma tasa de ujo.

Conceptualmente, el ujo en los yacimientosde gas condensado puede dividirse en tres regio-nes de yacimiento, aunque en ciertas situacionesno estn presentes las tres (prxima pgina).11Las dos regiones ms prximas a un pozo puedenformarse cuando la presin de fondo de pozo estpor debajo del punto de roco del uido. La terce-ra regin, que se forma lejos de los pozos produc-tores, existe slo cuando la presin del yacimien-to est por encima del punto de roco.

Esta tercera regin incluye la mayor parte delrea del yacimiento que se encuentra alejada delos pozos productores. Dado que est por encimade la presin del punto de roco, slo existe y uyeuna fase de hidrocarburo: el gas. El lmite interiorde esta regin tiene lugar donde la presin igualaa la presin del punto de roco del gas de yaci-miento original. Este lmite no es jo sino que sedesplaza hacia afuera a medida que el pozo produ-ce hidrocarburos y la presin de formacin cae,desapareciendo nalmente cuando la presin en ellmite exterior cae por debajo del punto de roco.

En la segunda regin, la regin de segrega-

cin de condensado, el lquido se separa de lafase gaseosa, pero su saturacin contina siendosucientemente baja como para que se manten-ga inmvil; sigue existiendo ujo de gas monof-sico. La cantidad de lquido que se condensaqueda determinada por las caractersticas de lafase del uido, como lo indica su diagrama PVT.La saturacin del lquido aumenta y la fase gase-osa se vuelve ms pobre a medida que el gas uyehacia el pozo. Esta saturacin en el lmite inte-rior de la regin usualmente se aproxima a la

20 Oileld Review

Distancia al pozo

kro

So

P e r m e a

b i l i d a d r e

l a t i v a

0

0.5

1.0

0 0.5 1.0Saturacin de condensado

krokrg

krg

Canal de flujo decondensado

Grano de

areniscaCanal de flujode gas

> Formacin del bloque de condensado. Cuandola presin de fondo de pozo cae por debajo delpunto de roco, 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 perodo transitorio, la regin alcanza una condicin de ujo enestado estacionario con el gas y el condensadouyendo ( inserto, extremo superior ). La satura-cin de condensado, S o , es mayor cerca del pozoporque la presin es ms baja, lo que implicams condensacin de lquido. La permeabilidadrelativa al petrleo, k ro , aumenta con la satura-cin. La reduccin de la permeabilidad relativaal gas, k rg , cerca del pozo, ilustra el efecto de laformacin del bloque. El eje vertical, represen- tado por un pozo, es slo esquemtico.



saturacin crtica del lquido para el ujo, que esla saturacin residual de petrleo.

En la primera regin, la ms cercana a unpozo productor, uye tanto la fase gaseosa comola fase de condensado. La saturacin del conden-sado en esta regin es mayor que la saturacincrtica. Las dimensiones de esta regin oscilanentre decenas de pies para los condensados po-bres y cientos de pies para los condensados ricos.Su tamao es proporcional al volumen de gas dre-nado y al porcentaje de condensacin de lquido.Dicha regin se extiende ms lejos del pozo paralas capas con una permeabilidad ms alta que lapermeabilidad promedio, ya que a travs de esas

capas ha uido un mayor volumen de gas. Inclusoen los yacimientos que contienen gas pobre, conbaja condensacin de lquido, el bloque de con-densado puede ser signicativo porque las fuer-zas capilares pueden retener un condensado quecon el tiempo desarrolla alta saturacin.

Esta regin correspondiente al bloque de con-densado en la zona vecina al pozo controla la pro-ductividad del mismo. La relacin gas/condensadocirculante es bsicamente constante y la condi-cin PVT se considera una regin de expansin acomposicin constante.12 Esta condicin simpli-ca la relacin existente entre la permeabilidadrelativa al gas y la permeabilidad relativa al petr-leo, lo que hace que la relacin entre ambas seauna funcin de las propiedades PVT.

No obstante, en la regin 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 relacin

entre la fuerza viscosa y la fuerza capilar se deno-mina nmero capilar.13 Las condiciones del gra-diente de presin producidas por la alta veloci-dad o la baja tensin interfacial poseen nmeroscapilares altos, lo que indica que predominan lasfuerzas viscosas y que la permeabilidad relativa

al gas es mayor que el valor que se registra cotasas de ujo ms bajas.

A velocidades de ujo an ms altas, en la zoms cercana al pozo, el efecto inercial o efectoForchheimer reduce de alguna manera la permeabilidad relativa al gas.14 La base de este efecto eel arrastre inicial que se produce cuando el uidse acelera para atravesar las gargantas de poros yluego disminuye la velocidad una vez que ingreen un cuerpo poroso.15El resultado es una permeabilidad aparente ms baja que la que podresperarse a partir de la ley de Darcy. Este efecto sconoce normalmente como ujo no darciano.

El impacto global de los dos efectos produdos por la alta velocidad es usualmente positivlo que reduce el impacto del bloque de condsado. Se necesitan experimentos de impregncin de ncleos de laboratorio para medir efecto inercial y el efecto del nmero capisobre la permeabilidad relativa.

Si bien la primera indicacin de la presencde un bloque de condensado es habitualmentuna declinacin de la productividad, su presenca menudo se determina mediante pruebas de presin transitoria. Se puede interpretar una pruebade incremento de presin para mostrar la distribucin del lquido antes de cerrar el pozo. El coportamiento a corto plazo en la prueba de presitransitoria reeja las condiciones existentes en lregin vecina al pozo. El bloque de condensadoindica por la existencia de un gradiente de presin ms pronunciado cerca del pozo. Con tiepos de prueba ms prolongados, la permeabilidaefectiva del gas lejos del pozo domina la respu

ta; la permeabilidad puede determinarse a partirde la curva de la derivada del cambio de presien un grco doble logartmico de los cambiospseudo-presin y tiempo de cierre. Si la prueba prolonga suciente tiempoy ese tiempo prueba de cierre depende de la permeabilidad dla formacinlas propiedades del ujo lejos pozo sern evidentes.

Manejo de yacimientos de gas condensadoHistricamente, los lquidos condensados hasido signicativamente ms valiosos que el gasituacin que se mantiene en algunos lugare

alejados de los mercados de gas o de los sistemde transporte. El diferencial de precios motivque el reciclaje del gas se convirtiera en unprctica comn. La inyeccin de gas seco en uformacin para mantener la presin del yacmiento por encima del punto de roco desplalentamente las valiosas fracciones pesadas quan se encuentran en solucin en el gas del yacmiento. Con el tiempo, el yacimiento es purgades decir, el gas seco o pobre es producido a upresin de fondo de pozo baja.

7. Adick et al, referencia 1.8. Barnum RS, Brinkman FP, Richardson TW y Spillette AG:

Gas Condensate Reservoir Behaviour: Productivity andRecovery Reduction Due to Condensation, artculo de laSPE 30767, presentado en la Conferencia y ExhibicinTcnica 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, artculo de la SPE 68173, presentado en laExhibicin del Petrleo 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, artculo de la SPE 59773, presentado en elSimposio de Tecnologa del Gas de las SPE/CERI,Calgary, 3 al 5 de abril de 2000.

11. Fevang and Whitson CH: Modeling Gas-CondensateWell Deliverability, SPE Reservoir Engineering 11, no. 4(Noviembre de 1996): 221230.

12. En una condicin de expansin a composicin constante,el uido se expande con la declinacin de la presinpudindose formar dos fases, pero no se remueve ningn

componente. Esto contrasta con la segunda regin, quese considera una regin de agotamiento del volumenconstante, porque la fase lquida que se forma se separade la fase gaseosa y queda atrapada.

13. Henderson GD, Danesh A, Tehrani DH y Al-Kharusi B:The Relative Signicance of Positive Coupling andInertial Effects on Gas Condensate RelativePermeabilities at High Velocity, artculo de la SPE 62933,presentado en la Conferencia y Exhibicin Tcnica Anual

de la SPE, Dallas, 1 al 4 de octubre de 2000.Whitson CH, Fevang y Svareid A: Gas CondensateRelative Permeability for Well Calculations, artculo dela SPE 56476, presentado la Conferencia y ExhibicinTcnica Anual de la SPE, Houston, 3 al 6 de octubre de1999.

14. Forchheimer PH: Wasserbewegung durch Boden,Zeitschrift ver Deutsch Ingenieur 45 (1901): 17821788.

15. Barree RD y Conway MW: Beyond Beta Factors: AComplete Model for Darcy, Forchheimer, and Trans-Forchheimer Flow in Porous Media, artculo de la SPE89325, presentado en la Conferencia y ExhibicinTcnica Anual de la SPE, Houston, 26 al 29 deseptiembre de 2004.

P r e s

i n

PD

PBH

r1

Presin del punto de roco

Presin del yacimiento

Distancia

2 3

P o z o

1

> Tres regiones de yacimiento. El comportamiento de los campos de gascondensado puede dividirse en tres regiones cuando la presin de fondode pozo, P BH , cae por debajo de la presin del punto de roco, P D . Lejos deun pozo productor (3), donde la presin del yacimiento es mayor que P D ,slo hay una fase de hidrocarburo presente: gas. Ms cerca del pozo (2),existe una regin entre la presin del punto de roco y el punto, r 1, en laque el condensado alcanza la saturacin crtica para iniciar el ujo. Enesta regin de segregacin de condensado, se encuentran presentesambas fases, pero slo uye gas. Cuando la saturacin del condensadoexcede la saturacin crtica, ambas fases uyen hacia el pozo (1).


7/14



a cinco, debido a la presencia de bloques de con-densado y agua. El operador, Texaco (ahoraChevron), bombe 160 m3[1,000 bbl] de metanolpor la tubera de produccin a un rgimen de 0.8a 1.3 m3 /min [5 a 8 bbl/min] en las formaciones debaja permeabilidad.16El tratamiento con metanolremueve tanto el petrleo como el agua, a travsde un desplazamiento miscible con contactosmltiples.17 Como resultado del tratamiento, laproduccin de gas aument en un factor de tresinicialmente y luego se estabiliz en 14,160 m3 /d[500,000 pies3 /d]; un factor de dos con respectoal rgimen previo al tratamiento. La produccinde condensado se duplic, alcanzando 25 m3 /d[157 bbl/d]. Tanto el rgimen de produccin degas como el de produccin de condensado persis-tieron durante ms de 10 meses despus del tra-tamiento.18

Se han sugerido mtodos de tratamiento pararemover los bloques de condensado a travs de lainyeccin de surfactantes mezclados con solven-tes para alterar la preferencia de la mojabilidaden el yacimiento. Este tema ser analizado msadelante en este artculo.

Removilizacin del condensado inmovilizadoEl campo de gas condensado Vuktyl, situado en laRepblica de Komi, en Rusia, ha estado en pro-duccin desde el ao 1968. Si bien la productivi-dad no fue severamente impactada por la pre-sencia de bloques de condensado en el campo, unvolumen signicativo de condensado se ha acu-mulado en el yacimiento carbonatado. En estecampo se implementaron varios proyectos piloto

de recuperacin de condensado.El campo corresponde a un largo anticlinal ysu produccin proviene de las secuenciasMoscow y Bashkir del Carbonfero Medio(pginaanterior) . La estructura, de 1,440 m [4,724 pies]de espesor, est compuesta por una alternanciade capas de caliza y doloma cuyo espesor pro-medio entre capas es de 1.5 m [5 pies]. Si bienlas propiedades del yacimiento varan considera-blemente a lo largo del campo, ste ha sido divi-dido en siete secuencias productivas de tres tiposbsicos. Los tres tipos poseen microfracturas yporosidad microvacuolar. Los poros nos, la baja

permeabilidad y la baja porosidad caracterizan elprimer tipo. El tercer tipo posee fracturas su-cientemente grandes como para contribuir a lapermeabilidad. El otro tipo es intermedio.

En el momento del descubrimiento, las con-diciones del yacimiento correspondan a una pre-sin de 5,200 lpc [36 MPa] y una temperatura de61C [142F], con una saturacin de gas inicialdel 77.5%y un pequeo borde con petrleo livia-no. El volumen de gas inicial en sitio era de apro-ximadamente 430 x 109 m3 [15 x 1012pies3] y el

volumen de condensado inicial, de unos 142millones de toneladas mtricas [1,214 millonesde barriles].19 La relacin inicial estable de pro-duccin de gas/condensado era de 360 g/m3[87.1bbl por milln de pies3].20 El campo posee unacufero subyacente, pero el empuje de agua erainsignicante y lateralmente cambiante.

La compleja geologa del campo, incluyendolas zonas de alta permeabilidad que podranhaber actuado como zonas de prdida de circula-cin, condujo al operador, Gazprom, a desarro-llarlo sin reciclaje del gas, utilizando la expan-sin como mecanismo de produccin primaria.

Aproximadamente 170 pozos verticales, con unespaciamiento tpico de 1,000 a 1,500 m [3,280 a4,920 pies], se colocaron en una reticulado trian-gular irregular. La mayora de los pozos de produc-cin posean tubera de revestimiento intermediade 10 pulgadas y tubera de revestimiento de pro-duccin de 65 8 pulgadas. En varios pozos prolcosse utiliz tubera de revestimiento de produccinms grande, de 75 8 pulgadas, admitiendo tuberade produccin de 45 8 pulgadas. Las terminacionesde pozos tpicas en la zona productiva de 500 a800 m[1,640 a 2,625 pies] involucraron tubera derevestimiento disparada, pero en algunos pozos se

utilizaron terminaciones con ltro o terminacio-nes a agujero descubierto. Los pozos productoresms profundos se perforaron entre aproximada-mente 100 y 150 m [328 y 492 pies] por encima delcontacto agua-gas. Un tratamiento con cido clor-hdrico en dos etapas fue el principal mtodo deestimulacin de pozos utilizado.

Al cabo de nueve aos, la meseta de produc-cin fue de 19 x 109 m3 /ao [671 x 109pies3 /ao].Durante el sexto ao de desarrollo se registruna produccin estable mxima de condensado

de 4.2 millones de toneladas/ao [36 millones barriles/ao].

Actualmente, el Campo Vuktyl se encuenten su fase de desarrollo nal. La presin del yacmiento oscila entre 508 y 725 lpc [3.5 y 5 MPLas recuperaciones aproximadas del campcorresponden a 83%del gas y 32%del condendo, de manera que aproximadamente 100 millnes de toneladas [855 millones de barriles] dcondensado permanecen en el campo.

Especialistas de Severgazprom, una parte dla corporacin de gas rusa Gazprom, y los institutos VNIIGAZ y SeverNIPIgaz llevaron a cabo u

serie de proyectos piloto en el Campo Vuktyl parecuperar condensado adicional. En 1988, compaa puso en marcha el primer experimento piloto, utilizando un solvente para recuperael condensado inmovilizado.21 El proyecto pilotincluy seis pozos productores, un pozo de inycin y tres pozos de observacin(arriba). El sovente, 25,800 toneladas [293,000 bbl en condicnes de formacin] de una mezcla de propa[C3] y butano [C4], se inyect en la formaciseguido de 35 millones de m3[1.24 x 109pies3] dgas separador.22 El objetivo era recuperar el condensado a travs del desplazamiento miscible d

banco de solvente.Las observaciones geofsicas realizaddurante el experimento indicaron que el solvente y el gas inyectado ingresaron en los intervaloproductivos del pozo de inyeccin en forma irgular. Los anlisis de componentes de las muetras tomadas en los pozos de produccin y observacin indicaron que el solvente y el ginyectado irrumpieron slo en los dos pozos observacin ms cercanos y en ninguno de lpozos de produccin. En estos pozos de obser

2 , 3 0 0

2,400

2, 500

2,600

2,700

2,800

2,9003,000 m

64

9095

101 10215

159

66 93

25738

103104

256

105

92

9186

12

19264

106GPF -1

rea pilotoPozo productor

Pozo inyectorPozo de observacin

> Vista en planta a la profundidad del tope de la formacin, en un proyectopiloto de inyeccin de solvente cerca de la instalacin de procesamientode gas nmero 1 (GPF-1). Se inyect propano y butano en el Pozo 103,seguidos de gas del separador. El rea de estudio piloto est compuestapor seis pozos productoresdesignados con los nmeros 91, 92, 93, 104,105 y 106y tres pozos de observacindesignados con los nmeros 38,256 y 257. Slo se observ y se produjo solvente de los dos pozos deobservacin ms cercanos: 38 y 256.


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Oct Ene Abril Julio Oct Ene Abril Julio Oct Ene Abril Julio Oct Ene Abril Julio Oct Ene93 94 94 94 94 95 95 95 95 96 96 96 96 97 97 97 97 98

C o m p o s i c i

n m o l a r

, %

0

1

2

3

4 40

30

20

10

0

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i n

d e g a s ,

%

Fecha

Componente a partir del:Gas de

formacin,milln de m3

Gas deformacin, miles

de toneladas

Condensadoinmovilizado,

miles de toneladasGas seco,

milln de m3

5,9731,996380

238208

Gas producido

Gas inyectado

C2 a C4 producidosC5+producido

10,035

7,366

130270

1292697

195

158

273

133

254151

128

127

100

2,700 m

2,600 2,500 2,400 2,300

2,200 2,100

2,100 2,200 2,300

131/150132

Pozo inyectorPozo productorrea piloto

cin se notaron dos episodios, un cambio en larelacin gas/condensado de 43 a 65 g/m3 [10.4 a15.7 bbl por milln de pies3] con una declinacinhasta alcanzar la relacin inicial, seguida de unsegundo incremento de 43 a 54 g/m3[a 13 bbl pormilln de pies3].

Los registros de produccin de los pozos deobservacin revelaron la presencia de ujo bifsi-cogas y solventeslo en la porcin inferior dela seccin productiva. En general, 95%del solven-te fue producido desde los dos pozos de observa-cin, pero la recuperacin de condensado fue deslo 0.4% aproximadamente. La conclusin delestudio piloto fue que el banco de propano y buta-

no como solvente no demostr ser sucientemen-te efectivo en la recuperacin del condensado.

En el ao 1993, se implement un mtodo derecuperacin diferente en el Campo Vuktyl: lainyeccin de gas seco. El gas, proveniente de unalnea de conduccin troncal que parte del distri-to de Tyumen, se inyecta bajo una presin degasoducto que oscila entre 780 y 1,070 lpc [5.4 y7.4 MPa], sin compresin local.23 El gas de for-macin, que se encuentra en equilibrio con elcondensado retrgrado, es reemplazado por el gasseco inyectado. Los componentes C2 a C4livianosy las fracciones C5+ intermedias se evaporan enel gas seco.24 De este modo, se mejora la recupe-

racin tanto a travs de la produccin de ms gasde formacin, que sigue conteniendo componen-tes distintos del metano, como mediante la vapo-rizacin de los lquidos inmovilizados y su pro-duccin junto con el gas inyectado. Adems, elgas inyectado no causa ningn problema a las ins-talaciones de produccin en el momento de suirrupcin. No obstante, se debe inyectar un volu-men signicativo de gas seco para producir canti-dades tangibles de condensado.

Los ingenieros monitorearon el proceso tantoen los pozos de inyeccin como en los pozos deproduccin, utilizando cromatografa gas-lquidoy cromatografa de adsorcin de gas(izquierda).25Dado que el gas de inyeccin no contena nitr-geno, se utiliz el contenido de nitrgeno comoindicador de la presencia de gas de formacin.26

El programa de prueba piloto de 1993 seexpandi a otras localizaciones piloto en 1997,2003 y 2004. Para mediados del ao 2005, el ope-rador haba inyectado 10 x 109m3[354 x 109pies3]de gas seco en los pozos piloto, recuperando unvolumen signicativo de lquido. La comparacinde la recuperacin con estimaciones de la produc-cin obtenida a travs del mecanismo de expan-sin solamente, indic que el rea piloto produjo785 mil toneladas [9.45 millones de bbl] de C2a C4y 138 mil toneladas [1.22 milln de bbl] de C5+adicionales.27

Los operadores tambin implementaron pro-yectos piloto compuestos de un solo pozo en elCampo Vuktyl. Si bien el bloque de condensadono era sucientemente severo para causar unacada alarmante de la productividad de este

campo, el operador intent hallar alternativaspara contrarrestar el incremento de la satura-cin producido en torno a los pozos. El trata-miento incluy la inyeccin de solventeunamezcla de etano y propanoen un pozo, seguidode gas seco. Luego de un suciente volumen deinyeccin, el pozo fue puesto en produccin nue-vamente.

Cuando el solvente entra en contacto con elcondensado atrapado, el solvente, el gas de for-macin y el condensado se mezclan librementepara formar una sola fase. El gas seco que siguepuede mezclarse libremente con la mezcla de

solvente. De este modo, cuando el pozo vuelve aproducir, el gas inyectado, el solvente y el con-densado son producidos como un uido simple.Como resultado, la saturacin del condensado enla zona tratada es nula o casi nula. Cuando el gasde formacin siga nuevamente a la mezcla a tra-vs de la zona tratada, se volver a formar unazona de incremento de la saturacin del conden-sado, pero la productividad del pozo se podrmejorar mediante tratamientos peridicos.

24 Oileld Review

> Proyecto piloto de inyeccin de gas seco. El gas del separador inyectado en tres pozosdesigna-dos con los nmeros 269, 270 y 273vaporiz el condensado inmovilizado para lograr la produccinde los pozos adyacentes ( extremo superior ). El gas seco (azul) irrumpi a los pocos meses de lapuesta en marcha del proyecto piloto ( centro ). El nitrgeno presente en el gas producido (verde) seredujo gradualmente, lo que indic que se estaba produciendo menos gas de formacin. La fraccinde C5+ lquida (rojo) indica una declinacin lenta despus de la irrupcin de gas. Los resultadosmuestran una produccin signicativa de gas de formacin y de componentes livianos (C 2 a C4) eintermedios (C 5+), tanto a partir del gas de formacin producido como del condensado inmovilizadoque ha sido removilizado ( tabla, extremo inferior ).



Los volmenes 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.28Si bien la ecien-cia vari entre un pozo y otro, los tratamientos engeneral arrojaron buenos resultados. La producti-vidad de cuatro de los pozos aument en un 20%aun 40%a lo largo de un perodo de 6 meses a 1.5aos, seguido por un perodo de declinacin hastaalcanzar los niveles de produccin originales(arriba).

Modelado del bloque de condensadoNormalmente se utilizan modelos numricos desimulacin de yacimientos para pronosticar eldesempeo de los campos de gas condensado.Estos modelos incorporan las propiedades de lasrocas y de los uidos para estimar la inuenciadinmica del bloque de condensado sobre la pro-duccin de gas y condensado. No obstante, el blo-que de reticulado tpico de un modelo de campocompleto (FFM, por sus siglas en ingls) puedeser mucho ms grande que la zona del bloque decondensado, de manera que un modelo con reti-culado convencional puede sobrestimar signica-

tivamente la productividad de los pozos.La forma ms exacta de determinar el com-portamiento de un campo de gas condensado enla regin vecina al pozo es recurrir a un simula-dor con retculas de menor tamao. Esto sepuede hacer de dos formas: utilizando un modeloFFM con renamientos locales del reticulado(LGR, por sus siglas en ingls ) o empleando unmodelo compuesto de un solo pozo, con un reti-culado de alta resolucin (retculas pequeas)cerca del pozo.

Los simuladores modernos, tales como el pro-grama de simulacin de yacimientos ECLIPSE300, poseen capacidad para incorporar LGRs. Sepueden utilizar bloques de reticulado pequeoscerca de los pozos o de otros rasgostales comofallasque pueden incidir signicativamente enel ujo local. A mayor distancia de esos rasgos, eltamao de los bloques del reticulado aumentahasta alcanzar las dimensiones habituales de unmodelo FFM. El costo de utilizar LGRs puedeimplicar un incremento signicativo 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, lasimetra radial permite tratar un pozo en unmodelo bidimensional, utilizando las dimensio-nes de altura y distancia radial. Los bloques delreticulado ms cercanos al pozo son pequeos yaque miden nominalmente medio pie [unos 15 cm]en la direccin radial. La dimensin radialaumenta con cada bloque del reticulado a medidaque se incrementa la distancia al pozo, hasta quealcanza un tamao mximo que se utiliza para elresto del modelo. El reticulado de alta resolucin

provee buena denicin donde el ujo es mximoy el comportamiento de la saturacin de la for-macin es ms complejo. Las fuerzas capilares,viscosas e inerciales pueden modelarse correcta-mente. Lejos del pozo, las condiciones de presiny ujo pueden tomarse de un modelo FFMy apli-carse como condiciones de borde.

A veces, las operaciones de simulacin deyacimientos de gas condensado pueden realizar-se utilizando un modelo de petrleo negro. Este

tipo de modelo asume que slo hay dos comnentes de hidrocarburos en el uido; es decpetrleo y gas, y permite cierto grado de mezdel gas en el petrleo que depende de la presiEste modelo resulta inadecuado cuando las composiciones cambian signicativamente con tiempo, por ejemplo, a travs de la inyeccin gas o cuando el gradiente composicional es sigcativo. En esos casos, es necesario un modecomposicional con varios componentes de hidcarburos. Adems, algunos modelos de petrlnegro no incluyen los efectos del nmero capilque son importantes para determinar la productividad de los pozos.

Otra forma de dar cuenta de la presencia dun bloque de condensado en un modelo campo completo es a travs de la utilizacin pseudo-presiones. La ecuacin para el ujo gas desde un yacimiento hacia un pozo puedexpresarse en trminos de una pseudo-presinMediante el tratamiento independiente de latres regiones descriptas anteriormenteujbifsico cerca del pozo, ujo de gas seguidosegregacin de condensado y ujo de gas mofsico lejos del pozoes posible calcular la psdo-presin a partir de la relacin gas/petrleo dproduccin, las propiedades PVT del uido y permeabilidades relativas al gas y el petrleo2Como se analiz previamente, la condicin expansin de la composicin constante en la pmera regin simplica las relaciones entre lapermeabilidades relativas. Este mtodo que utilza pseudo-presiones agrega poco tiempo a carrera de un modelo FFM.

23. Ter-Sarkisov RM, Zakharov FF, Gurlenov YM, Levitskii Ky Shirokov AN:Monitoring the Development of Gas-Condensate Fields Subjected to Dry Gas Injection.Geophysical and Flow-Test Methods . Mosc: Nedra,2001 (en Ruso).Dolgushin NV (ed):Scientic Problems and Prospects of the Petroleum Industry in Northwest Russia, Part 2: The Development and Operation of Fields, Comprehensive Formation and Well Tests and Logs, A Scientic and Technical 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 inyeccin demetano en ncleos con saturacin de condensado,consulte: Al-Anazi HA, Sharma MM y Pope G:

Revaporization of Condensate with Methane Flood,artculo de la SPE 90860, presentado en la ConferenciaInternacional del Petrleo de la SPE, Puebla, Mxico,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 Well Productivity. Mosc: Nedra, 1997 (en Ruso).Vyakhirev et al, referencia 20.La densidad de la mezcla de solvente es 553 kg/m 3.

29. Fevang y Whitson, referencia 11.

> Cambios producidos en la productividad del pozo como resultado de lainyeccin de etano y propano, seguidos de gas seco. La diferencia de loscuadrados de la presin del yacimiento, P Yacimiento , y la presin de fondo depozo, P Fondo de pozo , a medida que aumenta la tasa de ujo (gasto) propor-ciona una medida de la productividad. Antes del tratamiento (azul), el pozorequera para producir una diferencia de presin mayor que la necesariadespus del tratamiento (rojo). A los cuatro meses del tratamiento, laproductividad se haba reducido levemente (verde), pero segua siendosignicativamente mejor que antes del mismo.

( P

2 Y a c i m

i e n t o

- P

) ,

2 F o n d o

d e p o z o

M P a

2

0

4

8

12

16

0 50 100 150 200 250Produccin mixta de gas condensado, miles de m3 /d


11/14

Los mtodos que emplean pseudo-presionestambin han sido implementados en formato dehoja de clculo.30 Estas hojas de clculo asumen

un yacimiento homogneo y un modelo de petr-leo negro simple y proveen predicciones rpidasque pueden utilizarse cuando se necesitan mu-chas carreras de sensibilidad. Un mtodo semi-analtico similar se combin con los efectos delujo no darciano y la estraticacin de la perme-abilidad. Las comparaciones realizadas utilizan-do un simulador composicional con un reticuladode alta resolucin demostraron que el mtodosemianaltico capturaba con precisin todos losefectos de la regin vecina al pozo y resultaba

fcil de encastrar en un modelo FFMsin incre-mentar bsicamente el tiempo computacional.31

Modelado del comportamiento enlas adyacencias de una fracturaPara determinar la efectividad de un tratamientode fracturamiento en el Campo SWRugeley, situa-do en el sur de Texas, EUA, se recurri a una simu-lacin de yacimientos. Este campo produce gascondensado de la arenisca Fro de baja permeabi-lidadaproximadamente 1 mD. Uno de sus pozos,perforado y terminado por Wagner & Brown, fuefracturado inicialmente en forma hidrulica perouna rpida declinacin de la productividad condu-

jo a la compaa a refracturar la formacin unostres meses ms tarde, en junio de 2002. La pro-ductividad luego continu declinando en losmeses siguientes. La presin de ujo en las mejo-r, pero inmediaciones del pozo era inferior a lapresin del punto de roco, de manera que la com-

paa investig la acumulacin de la saturacin decondensado en las adyacencias de una fractura.Los ingenieros de Schlumberger desarrolla-

ron un modelo compuesto de un solo pozo, radial-mente simtrico y homogneo. Este modelo sim-ple demostr que el bloque de condensado podaconducir a una rpida cada de la productividad. Adems constituy una forma de controlar rpi-damente el impacto de la reduccin de la perme-abilidad, debida a la compactacin causada porla declinacin de la presin.

Con estos resultados a mano, Wagner &Brown solicit que Schlumberger desarrollara un

modelo de yacimiento ms detallado, utilizandoel programa de simulacin de yacimientosECLIPSE 300 (arriba). El modelo se refinmediante un ajuste histrico con el rgimen de

26 Oileld Review

Fractura Pozo

Mar Abr Mayo Junio Julio Ago Sep Oct Nov Dic Ene2002 2002 2002 2002 2002 2002 2002 2002 2002 2002 2003

P r e s

i n

d e y a c i m

i e n t o p r o m e d

i o , l

p c13,000

11,000

9,000

7,000

5,000

3,000

R g i m e n

d e p r o d u c c i

n d e g a s ,

m i l l n d e p i e s

3 / d

0

1

2

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4

5

Mar2002

April2002

May2002

June2002

July2002

Aug2002

Sept2002

Oct2002

Nov2002

Dec2002

Jan2003

R g i m e n

d e p r o d u c c i

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0

1

2

3

4

5Datos de campoSimulacin

Mar2002

Abr2002

Historia de produccinModelo sin fractura

R g i m e n

d e p r o d u c c i

n d e g a s ,

m i l l n d e p i e s

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Mayo2002

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2

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Junio2002

Julio2002

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Oct2002

Nov2002

Dic2002

Ene2003

> Ajuste histrico del modelo del Campo SW Rugeley con una fractura hidrulica. El modelo ECLIPSE 300 de un pozo en la arenisca Fro posee pequeasretculas alrededor del pozo y a lo largo de la fractura ( extremo superior izquierdo ). Tambin se colocaron retculas ms pequeas en los extremos de lafractura. La historia de produccin de gas del campo se ajust con la simulacin ( extremo superior derecho ), proveyendo buenos resultados para la pro-duccin de condensado ( extremo inferior derecho ). Los cambios producidos en la produccin despus de la operacin de fracturamiento hidrulico sedebieron a la limpieza de la fractura y a los cambios de presin en las lneas de ujo. El modelo indic que la presin de yacimiento promedio cay pordebajo de la presin del punto de roco de 6,269 lpc durante este perodo de produccin ( extremo inferior izquierdo ).

> Efecto de la fractura hidrulica. La nueva carrera del modelo del pozo dela arenisca Fro sin fractura gener una curva simple de declinacin de laproduccin, lo que indic que un incremento signicativo de la productivi-dad poda 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): 298306.

31. Chowdhury N, Sharma R, Pope GA y Sepehrnoori K: ASemi-Analytical Method to Predict Well Deliverability inGas-Condensate Reservoirs, artculo de la SPE 90320,presentado en la Conferencia y Exhibicin TcnicaAnual de la SPE, Houston, 26 al 29 de septiembre de 2004.


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Primavera de 2006 2

< Formacin del bloque de condensado alrededorde una fractura en la arenisca Fro. Para cadaincremento de tiempo, los resultados del modeloindican la declinacin de la presin ( extremo superior ), la saturacin 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 ltimos tresincrementos de tiempo ( abajo ) muestran una vistams amplia de todo el rea del modelo. Lapresin declina rpidamente a lo largo de lafractura ( extremo superior izquierdo ). El perl depunto de roco aproximado (curvas ovales) seexpande hacia afuera de la fractura. La bajapermeabilidad del gas alrededor de la fracturaen los incrementos de tiempo posteriores indicala formacin del bloque de condensado.

produccin de gas, que adems proporcion ubuena correlacin con la produccin de condesado. La cada de presin en la fractura indujo eincremento de la saturacin del condensado a largo de la fractura (izquierda). La presin dyacimiento promedio cay por debajo de la psin del punto de roco de 6,269 lpc [43.22 MPdurante el perodo modelado.

Con un buen ajuste histrico, Wagner Brown pudo determinar si la fractura proporcionaba benecios signicativos en trminos dproductividad. El modelo volvi a correrse sinfractura, lo que se tradujo en una curva de produccin que continu la tasa de declinacin prvia(pgina anterior, abajo). La diferencia entr


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el caso no fracturado y la produccin medidaindica el xito de la operacin de fracturamiento. A lo largo de un perodo de siete meses, la pro-duccin acumulada atribuida a la operacin 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 veri-c el xito de una aplicacin de campo.

Aplicacin de las mejores prcticasChevron naliz recientemente un estudio decinco yacimientos de gas condensado que seencuentran en distintas fases de desarrollo. Elobjetivo era transferir las mejores prcticasentre 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 msde 120 m [400 pies] de espesor. La permeabilidadpromedio del yacimiento oscila entre 10 y 15 mD,con una porosidad promedio del 15%. La presinde yacimiento original de 6,000 lpc [41.4 MPa]

est unos cientos de lpc [algunos Mpa] por enci-ma de la presin del punto de roco, si bien elpunto de roco vara de este a oeste.32

La presin de fondo de pozo se encontrabapor debajo del punto de roco desde el comienzode la produccin. La relacin gas/condensadooscilaba entre 393 m3 por milln de m3 [70 bbl

por milln de pies3] en el este y 618 m3por millnde m3 [110 bbl por milln de pies3] en el oeste. Algunos pozos experimentaron una reduccin dela productividad de aproximadamente 80%, pro-ducida en su mayor parte al comienzo de la pro-duccin.

Chevron adopt un procedimiento gradualpara comprender el comportamiento del gas con-densado del campo y realizar un ajuste histrico

del mismo. El operador seleccion los ncleosque abarcaban el rango de permeabilidad y poro-sidad del campo y los uidos que simulaban elcomportamiento de los uidos de yacimientoellquido se condensa como una funcin de la pre-sin, la viscosidad y la tensin interfacialatemperatura ms baja. La compaa midi la per-meabilidad relativa a lo largo de un rango de con-diciones de ujo y ajust esos datos a variosmodelos de permeabilidad relativa para utilizar-los en los simuladores.

Se utiliz una hoja de clculo en la que seaplic un mtodo analtico de pseudo-presiones

para calcular la productividad. El clculo demos-tr que el ndice 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 presin de fondo depozo hasta las ltimas etapas de la vida producti-va del campo(arriba).

Se realiz una operacin detallada de simula-cin del ujo composicional, compuesta de unsolo pozo, utilizando el simulador de yacimientosCHEARS de Chevron con geologa realista. Lascondiciones de borde de campo lejano se obtu-vieron de un modelo de campo completo. Lasimulacin respet las prcticas de produccinde pozos y el agotamiento diferencial del campo.Las predicciones proporcionaron un buen ajustecon los resultados de tres pozos verticales y unpozo inclinado(prxima pgina).

Este estudio condujo a la implementacin devarias iniciativas en el campo. El tratamiento defracturamiento hidrulico para mejorar la pro-ductividad constituye un esfuerzo activo en estecampo, de manera que se estn utilizando estosmodelos para comprender mejor la efectividadde las fracturas. Adems, las lecciones aprendi-das en este campo en lo referente al impacto delbloque de condensado, han sido utilizadas exten-sivamente en la planeacin de pozos de nuevosproyectos en otros campos de gas condensado.

Una alteracin fundamentalEl alto precio registrado por el gas natural en losmercados de todo el mundo en los ltimos aosha despertado inters en el desarrollo de los yaci-mientos de gas. Las compaas procuran hallarnuevas formas de optimizar sus recursos de gascondensado.

Los tratamientos de fracturamiento hidruli-co pueden mitigar el efecto del bloque de con-densado, pero no eliminan la acumulacin decondensado en reas en las que la presin en la

formacin est por debajo del punto de roco. Lainyeccin de gas seco y solvente permite movili-zar cierto condensado, pero el perl de satura-cin de lquido 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, artculo de la SPE 95529,presentado en la Conferencia y Exhibicin TcnicaAnual de la SPE, Dallas, 9 al 12 de octubre de 2005.

33. Fahes M y Firoozabadi A: Wettability Alteration toIntermediate Gas-Wetting in Gas/CondensateReservoirs at High Temperatures, artculo de la SPE96184, presentado en la Conferencia y Exhibicin

Tcnica Anual de la SPE, Dallas, 9 al 12 de octubrede 2005.

34. Kumar V, Pope G y Sharma M: Improving Gas andCondensate Relative Permeability Using ChemicalTreatments, artculo de la SPE 100529, a ser presentadoen el Simposio de Tecnologa del Gas de la SPE, Calgary,15 al 18 de mayo de 2006.

> Resultados de un modelo de hoja de clculo para un pozo del Mar del Norte. Un modelo homogneode un solo pozo, construido con la ayuda de una simple hoja de clculo, proporcion una forma deexaminar rpidamente diferentes efectos. Por ejemplo, la presin de fondo de pozo produjo pocoefecto sobre el ndice de productividad (IP) del gas.


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Se estn examinando nuevas alternativas enlos laboratorios. Por ejemplo, algunos estudios han concentrado en descubrir formas de prevnir la acumulacin de uidos mediante la alteracin de la mojabilidad de la roca yacimiento.

Si bien las supercies de minerales talecomo el cuarzo, la calcita y la doloma exhibmayor mojabilidad a los lquidos que al gas; hslidos que muestran mojabilidad al gas. En paticular, los compuestos uorinados tales como lsupercies de ten son humedecidas por el gaPor ese motivo, se han utilizado solventes uonados para alterar la mojabilidad de los ncleoLos resultados reportados recientemente en condiciones de alta temperatura140C [284F]tpicas de los yacimientos de gas condensadindicaron una marcada inversin de la mojabildad en un sistema de gas-agua-roca yacimientpero el xito fue menor en un sistema de gapetrleo-roca yacimiento.33

Los investigadores de la Universidad de Texen Austin realizaron pruebas de laboratorio utilizando surfactantes a base de uorocarburo 3M3Los resultados en ncleos de yacimientos blqueados con condensado indican que los valorde permeabilidad relativa al gas y el condensadprcticamente se duplicaron despus del tratamiento. En base a estos prometedores datos dlaboratorio, es probable que Chevron pruebe estratamiento en un pozo bloqueado con gas codensado en algn momento del ao 2006. Los trtamientos de este tipo deben comprobarse en campo bajo una diversidad de condiciones padesarrollar y comprobar la tecnologa complet

mente. Si la tecnologa resulta nalmente exitosa, los costos de los surfactantes utilizados en tratamiento sern muy pequeos comparadocon los benecios de incrementar los regmende produccin de gas y condensado.

La alteracin que estos solventes produceen la roca encara una de las causas fundamenta-les de la formacin de bloques de condensadoacumulacin capilar de lquido debido a la prefrencia de la roca en trminos de mojabilidad. Lprevencin de la acumulacin de lquido reduel problema de restriccin de la produccin, manera de lograr un rgimen de produccin el

vado. MA > Resultados de una operacin de simulacin de un solo pozo. El simuladorarroj un buen ajuste tanto con el IP del gas ( extremo superior ) como con lapresin 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 saturacin de condensado(extremo inferior ).

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