Comportamiento de fases en muestras de gas condensado

410001275_22b1bde880_oUn gas condensado es un tipo de fluido que se encuentra en fase gaseosa dentro del yacimiento. Cuando ocurre una disminución de presión, se produce una condensación de líquidos proveniente del gas en forma de fase líquida libre en el yacimiento. Los gases condensados se caracterizan por una relación gas/líquido (RGP) que oscila entre los 3.000 a 150.0000 PCN/BN, con una gravedad API del líquido que se encuentra en un rango desde los 40 a 60° API, aunque gravedades tan bajas como 29° API han sido reportadas. El color solo no es un buen indicador para poder distinguir si se está en presencia de un condensado o petróleo. El condensado de 29° API fue de color negro. Los condensados con una alta gravedad API presentan un color cristalino (como el agua). Normalmente no se esperan observan comportamiento retrógrados dentro de un yacimiento a presiones por debajo de las 2.500 lpca. A estas relativamente bajas presiones, el condensado presenta colores muy ligeros y de alta gravedad API. Las bajas gravedades y colores más oscuros en los condensados, son indicadores de que los mismos contienen alta proporción de componentes pesados en la mezcla. Altas presiones son necesarias para vaporizar los hidrocarburos pesados, en consecuencia, un yacimiento que produzca un condensado muy oscuro es indicativo que el mismo tenga una alta presión de rocío. El diagrama de fase característico de estos fluidos se puede ver en la Figura No. 1.

Las muestras de gas condensado casi siempre son tomadas del separador y son recombinadas de acuerdo a una relación gas/petróleo. Los pozos de petróleo son acondicionados para realizar tomas de muestras de fondo, mediante  una reducción de la tasa de producción por cierto período de tiempo y luego son cerrados hasta alcanzar la presión estática del yacimiento. Si se intentara acondicionar un pozo de gas condensado de la misma manera, encontraría que el líquido condensado se precipitaría al fondo del pozo, tan pronto como se cierre el pozo. La muestra de fondo solo podría recuperar una muestra de líquido; este líquido podría presentar punto de burbuja en vez de un punto de rocío. La composición del líquido va a ser totalmente diferente al fluido original del yacimiento.

Para obtener muestras representativas de fluidos provenientes de pozos de gas condensado, el pozo debería producir a una tasa igual o ligeramente mayor a la mínima tasa de producción estable. Sin embargo, si el pozo se encuentra produciendo a una tasa de producción estable por un período de tiempo prolongado y la tasa no es excesiva, es generalmente mucho mejor utilizar esta que estar ajustando a la tasa mínima de producción estable. El factor más importante en la prueba de flujo es la estabilización. Esta debe incluir una estable presión de cabezal, producción de gas y líquidos estabilizada. Para pozos que producen con una presión de fondo fluyente por debajo de la presión de rocío, la saturación y composición de fluidos en el área de drenaje debe ser también estabilizada. Una vez que la estabilización es alcanzada, como un barril de líquido se condensa en el yacimiento cercano a la vecindad del pozo, otro barril de líquido debe entrar en la vecindad del pozo. De esta manera, las saturaciones y composiciones en los alrededores del pozo no cambian.  Si la tasa de producción es cambiada, se necesitarían hasta 3 meses para re-estabilizar el pozo. Una vez alcanzada la estabilización, la tasa de producción de gas y líquido debe ser medida por 48 horas o más antes de realizar el muestreo.

condensado

Figura No. 1. Diagrama de Fases para un yacimiento de Gas Condensado

Como en el caso de los yacimientos de  petróleo, en los yacimientos de gas condensados las muestras deben ser tomadas en los primeros días de producción del yacimiento, antes de que ocurra una pérdida de presión importante. Una vez la presión de yacimiento declina por debajo de la presión de rocío original, no es posible obtener muestras representativas del fluido original del yacimiento. Cuando la presión de yacimiento tiene una caída por debajo de la presión de rocío, se empieza a formar líquido retrógrado dentro del yacimiento. Inicialmente este líquido no tiene permeabilidad, y solo el gas remanente fluye hacia el pozo. Si se toma una muestra de fluido bajo estas condiciones de flujo, y el gas es posteriormente recombinado con el líquido a  la RGP con la que produce el mismo, la presión de rocío de la mezcla debería ser igual a la presión actual del yacimiento. Como la caída de presión en el yacimiento continua, más y más líquido retrógrado se condensa dentro de la formación, hasta que llega a un punto de saturación específico –generalmente llamado saturación crítica de condensado– cuando este líquido retrógrado empieza a fluir hacia el pozo (Ver Figura No. 2). Si el pozo es probado y se toman muestras de fluido bajo estas condiciones, la presión de rocío obtenida después de la recombinación puede ser mayor que la presión actual del yacimiento, e inclusive, considerablemente mayor que la presión original de yacimiento. Cuando la muestra recombinada del fluido del yacimiento es examinada, siempre se va a observar una proporción de líquido libre en la celda PVT. La cantidad relativa de gas en la celda con respecto a la cantidad de líquido es generalmente interpretada como una medición de la razón de movilidad en el yacimiento, en los límites del área de drenaje.

Un estudio de un fluido condensado debe incluir la composición del gas en el separador, el líquido en el separador, y la recombinación del fluido de yacimiento. En el pasado, estas composiciones eran reportadas hasta el hexano, con un C7+ como única fracción pesada en la mezcla. Es recomendable que las composiciones estén reportadas hasta los decanos como mínimo y los undecanos y más pesados agrupados en un solo componente, para facilitar el modelado composicional de los yacimientos de gas condensados. Como se ha indicado en otros artículos, los más sofisticados laboratorios usan cromatógrafos de alta tecnología, lo que permiten reportar las composiciones PVT hasta el C30 y mayores. Adicional a esto, el análisis de fluido debe incluir una medición del punto de rocío, la compresibilidad del fluido por encima del punto de rocío y los volúmenes de gas y líquidos por debajo del punto de rocío durante la prueba de expansión a composición constante. Finalmente, el estudio de fluido debe reportar un análisis de agotamiento de presión, es decir, que se observe los cambios en la composición del gas en un proceso de agotamiento de presión a volumen constante, donde el factor de desviación de gas producido, el factor de compresibilidad bifásico del fluido y el volumen de líquido remanente dentro de la celda deben ser medidos en cada etapa de declino de presión. El factor de compresibilidad bifásico del fluido no es muy comprendido por la mayoría de los ingenieros de yacimiento, pero una de sus principales usos está en la ecuación de balance de materiales composicional (P/Z2f vs. Gpt) para el cálculo de gas original en sitio y reservas recuperables. El factor de compresibilidad monofásico es utilizado en casi todos los yacimientos para el cálculo de reservas. El factor de desviación usado debe ser el factor de desviación de todos los hidrocarburos que permanecen en el yacimiento. Esta incluye la fase remanente de gas y la fase del líquido retrógrado. El factor de compresibilidad bifásico proporciona esta información. Para yacimientos de gas condensado de bajo ANP, el uso de un factor de compresibilidad de gas incorrecto no causará un error serio de cálculos, pero el empleo de un factor de compresibilidad de gas incorrecto en un yacimiento de gas condensado rico causará errores serios y generalmente conducirá a un error considerable en la estimación de reservas.

regiones Figura No. 2. Regiones de Saturación de Condensado en las cercanías del pozo

Fragmento extraído del paper: Engineering Applications of Phase Behavior of Crude Oil and Condensate Systems. Phillip L. Moses, SPE, Core Lab. Diagrama de Fase extraídas del libro: Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos. Freddy Escobar. Editorial Universidad Surcolombiana.

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