REVISON DE LOS YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO

¿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 formación 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 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 de dos 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 flujo de la formación y 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 de presiones transitorias, indicaron que la pérdida 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 Shtokmanovskoye, 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 Cupiagua en Colombia, son otros de los grandes recursos de gas condensado que existen en el mundo.

     Este artículo analiza la combinación de la termodinámica de los 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 yacimiento originales. Está compuesto principalmente de metano [C1] y de otros hidrocarburos de cadena corta, pero también contiene hidrocarburos de cadena larga, denominados fracciones pesadas. Bajo ciertas condiciones de temperatura y presión, este fluido se separará en dos fases, una fase gaseosa y una fase líquida, 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 un cierto punto, denominado presión de saturación o presión del punto de rocío, una fase líquida rica 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).   

Diagrama de fases de un sistema de gas condensado. Esta gráfica de la relación presión-volumen-temperatura (PVT) indica el comportamiento monofásico fuera de la región bifásica, que está limitada por las líneas correspondientes al punto de burbujeo y al punto de rocío. Todas las líneas de saturación de fase constante (líneas de guiones) convergen en el punto crítico. Los números indican la saturación de la fase vapor. En un yacimiento de gas condensado, la condición inicial del yacimiento se encuentra en el área monofásica, a la derecha del punto crítico. Conforme declina la presión del yacimiento, el fluido atraviesa el punto de rocío y una fase líquida se separa del gas. El porcentaje de vapor disminuye, pero puede aumentar nuevamente con la declinación continua de la presión. La cricondenterma es la temperatura máxima a la cual pueden coexistir dos fases.

     El volumen de la fase líquida presente depende no sólo de la presión y la temperatura, sino también de la composición del fluido. Un gas seco, por definición, tiene insuficientes componentes pesados como para generar líquidos en el yacimiento aunque se produzca una gran caída de presión cerca del pozo. Un gas condensado pobre genera un volumen pequeño de fase líquida—menos de 561 m3 por millón de m3 [100 bbl por millón de pies3] —y un gas condensado rico genera un volumen de líquido más grande, generalmente superior a 842 m3 por millón de m3 [150 bbl por millón de pies3] (arriba).5 No existen límites establecidos en las definiciones de pobre y rico, y descripciones adicionales—tales como muy pobre—también se aplican, de modo que estas cifras deben tomarse como meros indicadores de rangos.

     La determinación de las propiedades de los fluidos puede ser importante en cualquier yacimiento, pero desempeña un rol particularmente vital en los yacimientos de gas condensado. Por ejemplo, la relación gas/condensado juega un papel importante en lo que respecta a la estimación del potencial de ventas tanto de gas como de líquido, necesarias para dimensionar las instalaciones de procesamiento de superficie. La cantidad de líquido que puede encontrarse inmovilizado en un campo, también es un aspecto económico esencial. Éstas y otras consideraciones, tales como la necesidad de contar con tecnologías de levantamiento artificial y estimulación de pozos, dependen de la extracción precisa de muestras de fluido. Los errores pequeños producidos en el proceso de toma de muestras, tales como la recolección de un volumen de líquido incorrecto, pueden traducirse en errores significativos en el comportamiento medido, de modo que la extracción de muestras debe hacerse con sumo cuidado (véase “Extracción de muestras para la determinación de las propiedades de los fluidos,” próxima página).

     Una vez que los fluidos del yacimiento ingresan en un pozo, tanto las condiciones de temperatura como las condiciones de presión pueden variar. El líquido condensado puede producirse dentro del pozo; sin embargo, también puede acumularse en el fondo como resultado de los cambios producidos en las condiciones imperantes en el pozo. Si el gas no tiene suficiente energía como para transportar el líquido a la superficie, se produce la carga o retorno del líquido en el pozo porque el líquido es más denso que la fase gaseosa que viaja con él. Si el líquido retorna por el pozo, el porcentaje de líquido aumentará pudiendo finalmente restringir la producción. Es de hacer notar que las tecnologías de levantamiento artificial por gas y bombeo que se utilizan para contrarrestar este comportamiento no se abordarán en este artículo.

 

Ejemplos del comportamiento del gas condensado rico y pobre. Cuando la presión disminuye a la temperatura del yacimiento, un gas rico (extremo superior izquierdo) forma un porcentaje superior de líquido que un gas pobre (extremo superior derecho). El gas rico produce la condensación de más condensado que el gas pobre (extremo inferior izquierdo). La curva de condensación de líquido se traza asumiendo que las dos fases permanecen en contacto 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 que también se vuelve móvil. Como resultado, la formación de un bloque de condensado puede afectar finalmente a las formaciones que contienen tanto gas pobre como gas rico y el índice de productividad del pozo normalizado (J/J0) de ambos puede verse severamente impactado (extremo inferior derecho).

Extracción de muestras para la determinación de las propiedades de los fluidos

     La composición de los fluidos se determina obteniendo una muestra representativa de fluido de yacimiento. Las muestras de superficie pueden obtenerse en forma relativamente fácil a través de la recolección de muestras de líquido y gas desde separadores de prueba o de producción. Luego, las muestras se recombinan en un laboratorio. Sin embargo, el resultado puede ser no representativo de las condiciones del yacimiento, particularmente cuando se extraen muestras de un yacimiento de gas condensado. La recombinación de muestras de gas y líquido en una relación incorrecta, cambios en las condiciones de producción existentes antes o durante la extracción de las muestras, y la mezcla de fluidos de zonas con diferentes propiedades, son algunos ejemplos de problemas potenciales. Si el contenido de líquido es bajo cuando se toman las muestras de superficie, una pequeña pérdida del líquido en los tubulares o en los separadores de producción podría hacer que la muestra de condensado resultara no representativa del fluido de formación.

     Las muestras de fluidos de los yacimientos de gas condensado también pueden tomarse en el fondo del pozo. Esto resulta práctico y conveniente si la presión de flujo del pozo es superior a la presión del punto de rocío; sin embargo, en general no se recomienda si la presión, en cualquier punto de la tubería de producción, es menor que la presión del punto de rocío. En esa condición, el flujo en el pozo es bifásico. Cualquier líquido que se forme en la tubería de producción durante o antes del proceso de extracción de muestras puede segregarse en el extremo inferior de la sarta de producción—donde un tomador de muestras de fondo de pozo recoge los fluidos—lo que

puede conducir a una muestra no representativa con demasiados componentes más pesados.

     Los probadores de formación operados con cable han mejorado significativamente en la última década. El Probador Modular de la Dinámica de la Formación MDT recolecta los fluidos insertando una probeta en las paredes de un pozo sin entubar y extrayendo los fluidos de una formación.1 El Analizador de Fluidos Vivos LFA de la herramienta mide la limpieza de la contaminación producida por los fluidos de perforación a base de aceite o por los fluidos de terminación de pozos, minimizando el tiempo de espera y asegurando la calidad de las muestras. El detector LFA proporciona además una indicación de la cantidad de metano, de otros componentes livianos y de líquidos. A partir de estos datos, la relación metano/líquido provee una medida de la relación gas/condensado; consideración importante para la evaluación económica inicial de un área prospectiva. El análisis también puede mostrar zonas con diferentes

composiciones o gradientes composicionales.

     Los datos medidos con la herramienta MDT se transmiten a la superficie de inmediato, para poder tomar decisiones relacionadas con la extracción de muestras en base al conocimiento de la composición aproximada y la presión del yacimiento, otro parámetro medido. En cada profundidad de prueba deseada es posible tomar muestras de fluido antes de desplazarse a otro punto de prueba de fondo de pozo.

     En lo que respecta al gas condensado que se encuentra a presiones superiores al punto de rocío en el yacimiento, es importante recolectar y conservar el fluido en estado monofásico. Si la presión del fluido cae por debajo del punto de rocío, puede llevar mucho tiempo recombinar la muestra. Peor aún, algunos cambios que se producen en una muestra durante su traslado a la superficie pueden ser irreversibles. Con evidencias acerca de cuándo un fluido atraviesa su punto

de rocío, la medición LFA puede indicar cuándo la caída de presión es demasiado grande y debiera reducirse antes de la extracción de las muestras, a fin de mantener la presión por encima del punto de rocío.

     Una muestra obtenida en estado monofásico debe mantenerse en dicho estado cuando se la lleva a la superficie. Para ello se dispone de botellas de muestreo MDT especiales. Una botella monofásica utiliza un colchón de nitrógeno para incrementar la presión en el fluido muestreado. La muestra se enfría cuando se la lleva a la superficie, pero el colchón de nitrógeno de la muestra mantiene su presión por encima del punto de rocío.

     En la mayoría de los casos, el servicio de análisis de fluidos en la localización del pozo PVT Express puede proveer datos de las propiedades de los fluidos en el sitio del pozo en unas 24 horas, lo que ahorra las semanas o meses que demanda la obtención de resultados en un laboratorio. Los sistemas PVT Express pueden medir la relación gas/líquido, la presión de saturación—presión del punto de burbujeo o presión del punto de rocío—la composición hasta C30+, la densidad del fluido del yacimiento, la viscosidad y la contaminación producida por el lodo a base de aceite. Estas mediciones son críticas porque una compañía operadora puede utilizarlas en forma inmediata para tomar la decisión de terminar o probar un pozo. La ejecución rápida resulta crucial si se perfora un pozo de exploración o de desarrollo con un costoso equipo de perforación marino. Más adelante se pueden obtener análisis más completos evaluando muestras enviadas a un laboratorio.

     Con el conocimiento básico del lugar y la forma en que el condensado se separa de la fase gaseosa, los ingenieros pueden concebir formas de optimizar la producción de gas y condensado.

Elaborador po: Leonard Zambrano

Fuente: Schlumbeger