Reservorios de Gas y Condensado Saturados

Para realizar un adecuado desarrollo de un yacimiento es necesario, entre otras cosas, identificar el tipo de fluido que se encuentra en el reservorio y determinar el comportamiento termodinámico de este fluido.

Aunque la clasificación teórica requiera del conocimiento del comportamiento termodinámico del fluido (diagrama P-T), las condiciones del reservorio y de las instalaciones de superficie, los yacimientos suelen usualmente clasificarse en función de propiedades observables durante la operación. Para la clasificación de la naturaleza del reservorio, se utilizan criterios que incluyen la relación gas petróleo y densidad del líquido de tanque. Según estas clasificaciones, se consideran yacimientos de gas y condensado a aquellos que al comienzo de su explotación poseen una relación gas petróleo entre 550 y 27.000 m3/m3 y una densidad de líquido de tanque entre 40 y 60 ºAPI.

Sin embargo, para determinar el comportamiento termodinámico real, se debe realizar un estudio PVT sobre una muestra representativa del fluido de reservorio. En los yacimientos de gas y condensado resulta adecuado obtener esta muestra en superficie bajo ciertas condiciones recomendadas para garantizar su representatividad.

El estudio PVT subsiguiente permite identificar los reservorios de Gas y Condensado por la observación del fenómeno de condensación retrógrada. 

En la práctica, durante la determinación de la presión de rocío a temperatura de reservorio pueden presentarse tres situaciones:

1. La presión de rocío resulta inferior a la presión estática del reservorio. En esta condición y habiéndose seguido un adecuado procedimiento de muestreo, se puede concluir que la muestra de fluido es representativa y que el fluido se encuentra en una sola fase a las condiciones de reservorio. Por lo tanto, se puede obtener una caracterización del comportamiento termodinámico del fluido de reservorio a través de la realización de un ensayo de Depletación a Volumen Constante (CVD) a temperatura de reservorio.

2. A la inversa de la situación anterior, la presión de rocío es mayor que la presión estática del reservorio. Esto suele interpretarse como el resultado de la existencia de dos fases móviles en la vecindad del pozo que conducen al muestreo de un flujo bifásico. Estas muestras son consideradas como no representativas ya que la proporción en que ambas fases fluyen al pozo no es directamente proporcional a la saturación de cada fase sino que obedece a la movilidad relativa de las mismas.

3. La última alternativa es que la presión de rocío resulte igual a la presión estática del reservorio (dentro de las incertezas experimentales). Esta condición resulta ser la más común y la interpretación habitual es que la muestra es representativa, y en el yacimiento existe una única fase en condición de saturación (reservorio de Gas y Condensado Saturado). 

En esta página se discute en detalle la tercera de las alternativas mencionadas debido a que, como ya se mencionó, es la situación más frecuente (cercana al 90 % de los casos) y porque la interpretación esbozada no es la única interpretación posible. Una alternativa, que probablemente coincida con la situación más frecuente, es que el fluido en el reservorio se encuentre en dos fases (gas y líquido), pero que el líquido esté en una cantidad igual o inferior a la mínima saturación móvil. 

En estas condiciones (líquido inmóvil disperso en el medio poroso) no es posible obtener una muestra representativa del fluido mediante el procedimiento habitual de muestreo pues al pozo sólo fluye una de las dos fases hidrocarbonadas presentes en el reservorio.

Esta interpretación toma mayor relevancia en los casos en que existe evidencia de la presencia de un halo de petróleo. Este halo de petróleo estaría confirmando la presencia de líquido en el reservorio como resultado de tres posibles orígenes:

1. El petróleo se acumuló inicialmente en la trampa y el gas lo desplazó de la misma en una migración posterior.

2. El petróleo es el resultado de una condensación de líquido a escala de reservorio (despresurización y/o  disminución de temperatura en tiempos geológicos).

3. El petróleo corresponde a una migración posterior  a la del gas y por lo tanto nunca ocupó completamente la trampa.

En los dos primeros casos (desplazamiento del petróleo con gas o escurrimiento del petróleo hasta formar una fase móvil) es de esperar la presencia de líquido disperso (residual) en todo el medio poroso.

En el tercer caso sólo se espera petróleo disperso como resultado de la zona de transición capilar y por lo tanto su efecto sobre la acumulación de gas depende de las características del reservorio (estructura, interacción roca-fluidos).

El punto que debe resaltarse es que en los casos de coexistencia de gas con líquido disperso, el estudio PVT puede no describir adecuadamente el comportamiento futuro del reservorio. 

A modo de ejemplo, en una publicación reciente7 se analiza la evolución de un yacimiento de gas y condensado bajo dos posibles circunstancias. En la primera, el fluido se encuentra solamente en fase gas en el reservorio mientras que, en la segunda, el reservorio posee originalmente líquido (en proporción inferior a la mínima saturación móvil) en equilibrio con una fase gaseosa idéntica a la del primer caso. 

El procedimiento de análisis presentado en dicho trabajo sirve de metodología para integrar los estudios termodinámicos con información de producción y así poder predecir el comportamiento real de un yacimiento de gas y condensado.

Como es de esperar el líquido residual no sólo afecta el cálculo de la reserva de gas sino la cantidad y composición del gas producido durante la depletación (Fig.1). En este caso es importante evaluar la cantidad y comportamiento de este líquido residual. 

La evaluación del tipo y cantidad de líquido residual puede realizarse mediante la caracterización del fluido retenido en coronas o en "cuttings" preservados adecuadamente.

Fig 1. - Comparación del comportamiento de la relación gas petróleo para los dos casos estudiados.

En estos casos, para predecir el comportamiento de los fluidos de producción es necesario realizar una integración de datos entre la composición y cantidad de líquido residual y el estudio PVT. Cuando se dispone de historia de producción y de estudios PVT realizados al comienzo de la explotación, pueden realizarse una integración adecuada de la información.

XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX

Yacimientos de gas seco.-

Son aquellos yacimientos cuya temperatura inicial excede a la cricocondentermica y están constituidos por metano casi, con rastros de hidrocarburos superiores, que en superficie no condensan. Debido a la alta energía cinética de las moléculas y a su baja atracción, no alcanzan la forma de líquidos a la presión y temperatura del tanque de almacén esta representado por el punto d en la figura N

Diagrama de fases de yacimientos de hidrocarburos

Es muy importante conocer detalladamente que compone y el significado de las curvas y puntos que forman parte de este diagrama aqui esta una breve pero muy detallada informacion de cada uno de sus componentes

La envolvente de fase se forma de unir las curvas de punto de rocio y punto de burbuja

Las curvas de 100% del punto de burbuja y la de 0% de punto de rocio convergen en el punto critico

La zona del punto de critico hacia la izquierda esta en fase liquida y del punto critico a la derecha se encuentra en fase gaseosa

Un punto en el medio de la envolvente como lo es el punto D se dice que el fluido es bifasico

para cada yacimiento existe una envolvente diferente, los yacimientos que se encuentran debajo de la temperatura critica, ejemplo el punto C, el yacimiento se encuentra en estado monofasico

Para este caso en tase liquida a esta yacimiento se le denomina yacimiento de punto de burbuja.

Un yacimiento que se encuentra fuera de las fases (liquida-vapor), y este exeda la temperatura cricondentermica, este fluido se encontrara en una sola fase durante toda su vida del yacimiento esta fase es gaseosa; a estos yacimientos se les denomina yacimientos de gas.

Para yacimientos donde la temperatura mayor a la temperatura critica, el fluido se encuentra en fase gaseosa, A medida que la presion disminuye la composicion del fluido permanecera constante. hasta alcanzar la presion del punto de rocio por debajo de esta presion se condensa el liquido del fluido del yacimiento en forma de rocio, a ese yacimiento se le denomina yacimiento de punto de rocio.

Lo que acurre en un yacimiento de punto de rocio es una condensacion retrograda, cuando la presion esta por debajo de la presion de punto de rocio. debido a esta condensacion la fase gaseosa disminuira su contenido liquido; como el liquido condensado se adhiere al material solido o paredes de los poros de la roca permanecera inmovil. por consiguite el gas promedio en la superficie tendra un contenido liquido menor encontrando la razon gas-petroleo de produccion esto ocurre hasta alcanzar el punto de amximo volumen de liquido.

Se dice retrograda porque genaralmente una dilatacion isotermica ocurre vaporizacion en lugar de condensacion

La vaporizacion del liquido formado por condensacion retrograda. liquido retrogrado presenta a partir del punto de presion de rocio hasta la presion de abandono; Esta revaporizacion ayuda a la recuperacion liquida y se hace evidente por la disminucion en las razones gas-petroleo en la superficie.

En el punto critico las propiedades intensivas del gas y liquido son identicas

Temperatura cricondertermica:Es la maxime temperatura donde existe un equilibrio entre el vapor y el liquido, temperatura superior a esta el sistema se encuentra en fase gaseosa.

Presion criconderbarica:Es la maxima presion donde existen en equilibrio el vapor y el liquido

La posicion relativa de los puntos criconderbaricos y cricondertermicos van a depender de la composicion del sistema.

Se puede obserbar que a medida que la mezcla es mas liviana y volatil las presiones de burbuja y rocio son mayores.

XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX

Ecuacion de balance de Materiales

El ingeniero de petróleo también debe estimar el volumen en sitio cuando solo existe gas e el yacimiento. La ecuación general de balance de materia puede ser reducida a una forma en el cual permita el cálculo de gas inicial en sitio. Desde que no hay petróleo en esta evaluación, el valor del termino petróleo en sitio N es igual a cero, de la misma manera el termino de la relación gas-petróleo en producción y la producción de de la capa de gas Gpc es igual al valor de producción total de gas Gp. para una diferencia de presión pequeña el cambio en el volumen de gas es muy grande en comparación con los cambios en la roca y el volumen de agua connata, entonces el cambio en el volumen de agua y roca puede ser tratado como cero.Para simplificar, es asumido que el influjo de agua, la producción de agua y la inyección de gas y agua, todos estos términos son cero. Insertando las asunciones antes mencionadas en la ecuación original de balance de material, nos queda:

Reacomodando términos nos da: Ecuación (8-30):

El factor volumétrico de formación de gas será rellamado como:

Y desde que esto es asumido con una temperatura del yacimiento constante, la ecuación (8-30) se transforma en:

La cual puede ser resuelta con producción limitada y datos de laboratorio. En el evento que hay un influjo de fluido hacia el yacimiento o un fenómeno de fluido-condensación exhibido durante el historial de producción, estos factores deben ser tomados en consideración y la ecuación anterior apropiadamente modificada.La ecuación (8-30) puede ser reacomodada para expresar la relación de la presión del yacimiento y su factor de compresibilidad como una función lineal de la producción de gas acumulada.

XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX

POR EMPUJE POR AGUA

En este tipo de reservorio no existe capa de gas, por lo tanto la presión inicial es mayor que la presión del punto de burbuja. Cuando la presión se reduce debido a la producción de fluidos, se crea un diferencial de presión a través del contacto agua-petróleo. De acuerdo con las leyes básicas de flujo de fluidos en medio poroso, el acuífero reacciona haciendo que el agua contenida en él, invada al reservorio de petróleo originando Intrusión o Influjo lo cual no solo ayuda a mantener la presión sino que permite un desplazamiento inmiscible del petróleo que se encuentra en la parte invadida. La Intrusión ocurre debido a:(a) Apreciable expansión del agua del acuífero. A medida que se reduce la presión, el agua se expande y reemplaza parcialmente los fluidos extraídos del reservorio.

(b) El acuífero es parte de un sistema artesiano. El agua que rodea al reservorio de petróleo esta en contacto con agua proveniente de la superficie.Dependiendo de la forma como ingresa el agua al reservorio de petróleo, los reservorios por empuje de agua se denominan:(a) Reservorios por empuje de fondo, en la cual la formación es usualmente de gran espesor con suficiente permeabilidad vertical, tal que el agua puede moverse verticalmente. En este tipo de reservorios la conificación puede convertirse en un gran problema. (b) Reservorios por empuje lateral, en la cual el agua se mueve hacia el reservorio desde los lados.Algunos indicadores para determinar la presencia de un empuje de agua son:(a) El hidrocarburo (petróleo o gas) esta rodeado por agua. (b) Debe existir suficiente

permeabilidad para permitir el movimiento del agua (por lo menos 50 md).(c) A medida que el tiempo transcurre, la producción de agua incrementa.(d) El método de balance de materiales es el mejor indicador.Entre los métodos para estimar la recuperación se tiene: Buckley-Leverett, la técnica de Dykstra-Parsons, el método de Stiles, Balance de Materiales, Correlaciones y Simulación Numérica. Para estimar el influjo tenemos las teorías de Van-Everdingen y Fetkovich.

RESERVORIOS DE IMPULSION POR AGUA

CARACTERÍSTICAS TENDENCIA

Presión del Reservorio Permanece alta

GOR de superficie Permanece bajo.

Producción de agua Inicia muy temprano e incrementa a cantidades apreciables.

Comportamiento del pozo

Fluye hasta que la producción de agua es excesiva.

Recuperación esperada 10 al 70 % del OOIP

 XXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXXX