Yacimientos de gas de condensación retrógrada

Si la temperatura del reservorio T cae entre la temperatura crítica Tc y el punto cricondentérmico Tct del fluido de reservorio, el reservorio se clasifica como reservorio de gas con condensación retrógrada. Esta categoría de reservorio de gas es un tipo único de acumulación de hidrocarburo en que el comportamiento termodinámico especial del fluido de reservorio es el factor central en el proceso de desarrollo y depleción del reservorio. Cuando la presión decrece en las mezclas, en vez de expandirse (si es gas) o vaporizarse (si es petróleo) como puede esperarse, ellos se contraen o se condensan.

Se ha visto anteriormente que la línea de puntos de rocío de un sistema de componentes múltiples pueden tener una curvatura convexa de manera que la temperatura critica “Tc” sea menor que la temperatura máxima alcanzada por la línea de rocío (punto cricondentérmico).

Entre estas dos temperaturas designadas como los puntos C y A de la figura 1, se presenta la evidencia del fenómeno denominado condensación retrograda.

Se han formado a altas presiones y temperaturas y por lo tanto se deberían encontrar a mayores profundidades que los reservorios típicos de petróleo y gas. Muchos reservorios de gas condensado son encontrados en el rango de 3,000 a 8,000 psia y 200 a 400 °F.

Comportamiento complejo debido a la existencia de un sistema fluido de dos fases (gas y condensado). Las dos fases se generan por la caída líquida (liquid dropout) cuando la presión en los pozos se encuentran por debajo del punto de rocío y originan tres problemas: (1) reducción irreversible de la productividad del pozo, (2) menor disponibilidad de gas para ventas, y (3) presencia de condensados que bloquean la producción de gas.

Explicación

Consideremos la reducción de presión entre los puntos P1,T1 y P2,T1 tal como se muestra en la figura 1.

A la presión P1 el sistema tiene una sola fase, (gaseosa). Entre los puntos P1 y P el vapor se expande. En el punto P aparece la primera condenación de

líquido, dando como resultado dos fases, (Liquido – gas). Entre los puntos P y P’ persisten las dos fases aumentando la cantidad del liquido. En el punto P’ habrá mayor cantidad de liquido que en cualquier punto de la trayectoria. Entre los puntos P’ y P’’ La cantidad de liquido decrece nuevamente y el gas se expande hasta

llegar al punto P2 donde el yacimiento nuevamente es gasifero.

La cantidad de liquido que se formara durante la reducción de presión sobre la trayectoria retrograda depende de la temperatura que alcance la misma trayectoria. Cuando mas cerca esta la trayectoria de la temperatura critica, la formación de líquido será mayor.

Al comenzar la reducción de presión se empieza con una fase gaseosa y al terminar la misma se vuelve a presentar la fase gaseosa, con una licuefacción intermedia, este proceso se ha llamado Condensación Retrograda.

Curva de Goteo (Condensación Retrograda)

La Figura 2.12 muestra una curva típica de encogimiento del volumen líquido para un sistema de condensado. La curva se llama comúnmente curva de goteo de líquido. En la mayoría de los reservorios de gas condensado el volumen de líquido condensado raramente excede más de 15%–19% del volumen poral. Esta saturación de líquido no es tan grande como para permitir que fluya cualquier líquido. Se debe reconocer, sin embargo, que alrededor del pozo donde la caída de presión es alta, bastante líquido de goteo puede acumularse para dar flujo bifásico de gas y líquido retrógrado.

Las características físicas asociadas de esta categoría son:

RGP entre 8,000 y 70,000 scf/STB. Generalmente, la RGP para un sistema condensado aumenta con el tiempo debido al goteo de líquido y la perdida de componentes pesados en el líquido.

Gravedad del condensado por encima de 50° API El líquido de tanque de almacenaje es usualmente agua blanca o ligeramente coloreado.

Regiones de flujo en una condensación retrógrada

Región 1: Es donde ocurre la pérdida de productividad (deliverability) en un pozo de gas-condensado, ya que la permeabilidad relativa al gas se reduce drásticamente en esta región debido a la acumulación de condensado y por la ocurrencia de flujo bifásico. Si bien es cierto que la acumulación de condensado empieza en la región 2, la fase líquida se encuentra inmóvil. El tamaño de la región 1 aumenta con el tiempo y es en esta región, donde la presión del reservorio es la menor de las 3 regiones.Región 2: Representa una zona de acumulación de condensado (Condensate Buildup) y donde solamente está fluyendo gas. Ésta es la zona intermedia donde inicia la caída del condensado y define una región de acumulación neta de condensado. La saturación del condensado está debajo del valor crítico (Scc) por lo que la movilidad del líquido es cero (o muy pequeña).

La composición de la fase gas esta cambiando en la Región 2, ya que los componentes pesados están saliendo en la forma de condensado. Este fenómeno continúa ocurriendo a medida que el flujo se acerca al pozo y el as alcanza un mínimo de riqueza en el pozo.

La premisa es que solo gas esta fluyendo en la Región 2 -- por lo tanto, los componentes intermedios y pesados salen del gas como condensados cerca de los límites de la región 1 y 2. Esto genera el condensado que forma el "banco" en la Región 1.

Región 3: Esta región se caracteriza porque contiene gas (original) en fase simple y es la única fase móvil ya que por definición, no existe condesado en esta región, pues solo la fase gas esta presente debido a que la presión del reservorio es mayor que la presión de rocío. Esta región es la más lejana con respecto al pozo.