Revisión de los yacimientos de gas condensado

Un yacimiento de gas condensado puede obstruirse con sus componentes más valiosos. La saturación del líquido condensado puede incrementarse en la región vecina al pozo como consecuencia de la caída de presión por debajo del punto de rocío, restringiendo en última instancia el flujo de gas. La restricción en la zona vecina al pozo puede reducir la productividad de un pozo en un factor o más.


Este fenómeno, conocido como formación de bloque o banco de condensado, es el resultado de una combinación de factores, incluyendo las propiedades de las fases de fluidos, las características del fluido de la formación y de las presiones existentes en la formación y en el pozo. Si estos factores no se comprenden en las primeras instancias del desarrollo de un campo petrolero, tarde o temprano el rendimiento de la producción se verá afectado.
Por ejemplo, la productividad de los pozos del Campo Arun situado en Sumatra del Norte, Indonesia, declinó significativamente unos 10 años después de que comenzara la producción.
Se trataba de un problema serio, ya que la productividad de los pozos resultaba crítica para satisfacer las obligaciones contractuales de entrega de gas. Los estudios de pozos incluyendo las pruebas transitorias, indicaron que la perdida era causada por la acumulación de condensado cerca del pozo.

El Campo Arun es uno de los tantos yacimientos de gas condensado gigantes que en conjunto contienen un recurso global significativo.El Campo Shtomanovskoye, situado en el Mar de Barents en Rusia, el Campo Karachaganak en Kazajstán, el Campo Norte en Qatar que se convierte en el Campo Sur Pars en Irán y el Campo Cupiaga en Colombia son otros de los grandes recursos de gas condensado que existen en el mundo.



Se analiza la Termodinámica de fluidos y la física de las rocas, que resulta en la segregación de condensado y en la formación de bloques de condensado. Se examinan las implicancias para la producción y los métodos de manejo de los efectos de la segregación de condensado, incluyendo el modelado de yacimientos, para pronosticar el desempeño de los campos petroleros. Algunos ejemplos de Rusia, EUA y el Mar del Norte describen las prácticas y los resultados de campo.


Formación de gotas de rocío
Un gas condensado es un fluido monofásico en condiciones de yacimientos originales. Está compuesto principalmente de metano y de otros hidrocarburos de cadena corta, pero también contiene hidrocarburo de cadena larga, denominado fracciones pesadas. Bajo ciertas condiciones de temperatura y presión, este fluido se separará en dos fases, una fase gaseosa y una fase liquida lo que se conoce como condensado retrógrado.


Durante el proceso de producción del yacimiento, la temperatura de formación normalmente no cambia pero la presión se reduce. Las mayores caídas de presión tienen lugar cerca de los pozos productores. Cuando la presión de un yacimiento de gas condensado se reduce hasta cierto punto, denominado presión de saturación o presión del punto de rocío, una fase liquida en fracciones pesadas se separa de la solución; La fase gaseosa muestra una leve disminución de las fracciones pesadas. La reducción continua de la presión incrementa la fase líquida hasta que alcanza un volumen máximo; Luego el volumen de líquido se reduce. Este comportamiento se puede mostrar en un diagrama de la relación presión-volumen-temperatura (PVT).






FUENTE: Afidick D,Kaczorowoski NJ y Bette S: "Production Performance of a Retrograde Gas Reservoir: A Case Study of the Arun Field" articulo de la SPE 28749.

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