Trabajo de Explo Yacimientos de Gas Condensados Corregido

YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO CONDENSADO 1.-INTRODUCCION:

Durante la última década, los reservorios de gas-condensado están siendo considerados de gran importancia tanto desde el punto de vista de desarrollo económico como desde el punto de vista estratégico, a tal punto que se está llevando a cabo la exploración a mayores profundidades, altas presiones y temperaturas. Estos reservorios presentan un comportamiento complejo debido a la existencia de un sistema de fluidos de dos fases (gas y condensados). Las dos fases se generan por la caída liquida esto cuando la presión en los pozos se encuentran por debajo del punto de Rocío y originan tres problemas: 1.-Reduccion irreversible de la producción del pozo 2.-Menor disponibilidad de gas para venta 3.-Presencia de condensados que bloquean la producción de gas En el momento del descubrimiento, se considera que la presión del reservorio se encuentra por encima o cerca a la presión del punto de rocío, por lo que solo existirá gas en fase simple (fluido monofásico). Sin embargo a medida a medida que se lleva a cabo la producción ocurre una declinación de la presión (conocido como isotérmico). La formación de condensado retrogrado da lugar a la acumulación de una fase liqida alrededor del pozo, generando una reducción de la permeabilidad efectiva al gas, la perdida de la productividad asociada a la acumulación de condensado puede ser importante a tal punto que la productividad del pozo podría reducirse por la acumulación e condensados.

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2.-OBJETIVOS: 2.1.- OBJETIVO GENERAL: 

Comprender el estudio de lo que se refiere el comportamiento del gas condensado en un yacimiento

2.2.- OBJETIVOS ESPECIFICOS: 

Explicar los diagramas de faces de un gas condensado



Conocer los tipos de gases condensados.



Analizar los factores que determinan estos tipos de yacimientos.

3.- JUSTIFICACION:

El gas natural es procesado para separar los diferentes hidrocarburos que lo componen. La composición real de un determinado gas se obtiene y se aprecia por medio de análisis cualitativo y cuantitativo. Este análisis enumeran los componentes presentes y el porcentaje de cada componente en la composición real total, además de los hidrocarburos presente y el porcentaje de cada compuesto por análisis se detecta la presencia de otras sustancias que merecen atención debido a que pueden ocasionar trastorno en las operaciones las operaciones de manejo, tratamiento y procesamientos industrial del gas Es necesario el estudio de este tipo de yacimientos debido a que sus propiedades de presión y temperatura son mas altas, en lo que respecta al comportamiento de los fluidos en su interior, repercutirá en desarrollar un tipo de producción de estas, puesto a que tanto los yacimientos de gas condensado, seco o de petróleo se comportan de distinta manera.









4.- MARCO TEORICO:

Yacimiento de Gas y Condensado Los yacimientos de gas condensado son aquellos que están formados, o contienen un gas condensado. Bajo ciertas condiciones de temperatura y presión, este fluido se separará en dos fases, una gaseosa y otra 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 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 PVT.









(Diagrama de fases de un sistema de gas condensado. Esta gráfica de la relación 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 de 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 cricondeterma es la temperatura máxima a la cual pueden coexistir dos fases. Los separadores de superficie habitualmente operan en condiciones de baja presión y baja temperatura.) 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, 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 [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]. No existen límites establecidos en las definiciones de pobre y rico, y descripciones adicionales - tales como muy pobre - también se aplican, de

















La determinación de las propiedades de los fluidos puede ser importante e cualquier yacimiento, pero desempeña un rol particularmente vital en los yacimientos e 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. Estas 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. 4.1.- Condensación retrograda:

Generalmente en yacimientos de gas condensado al caer la presión por debajo del valor de la presión de rocío, el gas en el yacimiento empieza a transformarse en líquido, formando una fase discontinua y no móvil, si la presión sigue disminuyendo el líquido que se ha formado vuelve a su estado gaseoso; este fenómeno ocurre en fracciones de segundos. En el diagrama que está en esta hoja podemos observar dicha zona en color rojo. Para fines comerciales nos importa mantener la presión por encima del punto de rocío y tratar de producir en más cantidad la fase liquida ya que esta es la que mayor valor posee en el mercado, la fase gaseosa también se vende pero no en tanto el dinero que puede ingresar al vender la parte liquida.











Diagrama de fases donde podemos observar la zona de condensacion retrograda (Clases del profesor Angel Da Silva ). Como la presión de un yacimiento cae al producir su contenido será necesario implementar un método para mantener la presión del yacimiento mayor a la presión de punto de roció, estos métodos generalmente son inyección de fluidos para mantener estable la presión del sistema.

Comportamiento de la generación de líquido condensado cuando entramos en zona de condensación retrógrada, entre gas condensado rico y gas condensado pobre:









Cuando se forman las primeras gotas de líquido, éste permanece inmóvil debido a fuerzas capilares, es decir, la gota formada quedará atrapada en los poros; esto nos lleva al estudio de la movilidad del líquido, que viene dado por la relación entre la permeabilidad relativa y la viscosidad. Las fuerzas capilares favorecen el contacto del líquido condensado con la roca, luego de una etapa transitoria, la región alcanza una condición de flujo en estado estacionario con el gas y el condensado fluyendo. La saturación del condensado es mayor cerca del pozo, porque la presión es más baja, lo que implica más condensación de líquido. La permeabilidad relativa al petróleo, Kro, aumenta con la saturación. La reducción de la permeabilidad relativa al gas, Krg, cerca del pozo, ilustra el efecto de la formación de bloque de líquido condensado, que no permite el flujo del gas al pozo, es decir, al acumularse suficiente liquido en la vecindad del pozo, el gas y el líquido compiten por la trayectoria de flujo, por la reducción de la movilidad del gas, que ve obstruido su camino por el líquido, se forma el bloque de líquido condensado.









Corte de un yacimiento de gas condensado que presenta un bloque de líquido condensado en las cercanías de un pozo productor (liquido condensado color verde).

Éste fenómeno, se transforma en una pérdida de productividad de gas, lo que es un gran problema que suele presentarse en los yacimientos de gas condensado. Por ello es indispensable, conocer las propiedades del gas, las propiedades de fases de los fluidos, las características de flujo de la formación y las presiones existentes en la formación y en el pozo. Si estos parámetros, no se estudian y comprenden eficientemente durante el desarrollo de un yacimiento de gas condensado, el índice de productividad se verá afectado, por una caída de producción de gas, debido a la generación del bloque de líquido en las cercanías del pozo.









4.3.- Inyección de gas y solventes:

Permite la movilidad del líquido condensado, pero esa condición es temporal, ya que con el paso del tiempo, la saturación de líquido, en la vecindad del pozo aumenta, originando de nuevo el bloque. 4.4.- Alteración de la mojabilidad de la roca:

La fase mojante en un yacimiento de gas con líquido, será el líquido, pero existen solidos que son mojados por el gas, por éste motivo, surgió la idea de suministrar éstos solidos como los fluorinados al yacimiento con el fin de alterar la movilidad en las zonas invadidas por líquido, y así crear una mojabilidad por el líquido po r lo que un canal de flujo más grande dará paso al movimiento de gas hacia el pozo, y enmendar los problemas de producción. 4.5.- Surfactantes a base de fluorocarbonos 3M:

Los análisis en laboratorios, para núcleos con bloques b loques de líquido, han aumentado los valores de permeabilidad relativa al gas y el condensado, después del uso de éste surfactante. Por tal motivo, se espera su aplicación a yacimientos de gas condensados, con el fin de evaluar su eficiencia, y si resulta exitoso, se podrá implementar para corregir el bloqueo e incrementar los regímenes de producción de gas. Los yacimientos de Gas-Condensado se han formado a altas presiones y altas









Una vez que se ha iniciado la producción, la presión del reservorio empieza a reducirse y cuando se alcanza la presión del punto de roció, se genera la primera ocurrencia del líquido. A medida que la presión fluye del fondo continua disminuye a una temperatura constante, (en el diagrama de fase se muestra como la línea 12-3) el porcentaje de condensado caído en el reservorio incrementa hasta almacenar un máximo. Este proceso es conocido como CONDENSACION RETROGRADA posteriormente, la fracción de condensado empieza a disminuir, a medida que la presión continua reduciéndose, como consecuencia de la revaporización.











entonces la declinación isotérmica de la presión durante el agotamiento del yacimiento seguiría la línea 1-2. Debido a que la presión inicial del yacimiento esta sobre la presión del punto de condensación (dew point), el sistema hidrocarburo existe como una fase simple (fase vapor) y permanece así durante la declinación de presión isotérmica 1-2. A medida que la presión del reservorio cae por debajo del punto 2, el dew point será alcanzado y pasado y una fase liquida se desarrollara en el yacimiento. El líquido (dropout continuara aumentando y alcanzara un máximo que ocurre entre los puntos 2-3. Sin embargo, a medida que la presión declina, la curva del dew point puede ser cruzada otra vez., lo cual significa que todo el líquido , que se formó, debe vaporizarse y se logrará un sistema conformado exclusivamente por vapor en el punto de condensación más bajo. El comprender el fenómeno de flujo multifacico, es importante para caracterizar y desarrollar los reservorios de gas condensado. Cuando la presión del pozo cae debajo del punto de condensación del líquido, ocurre la caída del líquido debido a









pueden ser revaporizados ni producidos, aun si la presión del yacimiento fuera incrementada por inyección de gas hasta alcanzar una presión por sobre el punto de condensación (dew point). 4.6.-Bloque de condensado:

No todos los yacimientos de gas condensado están limitados por presión debido a la formación de un bloque de condensado en la región vecina al pozo, aunque todos estos campos experimentaron este fenómeno. El grado en que la segregación de condensado constituye u problema para la producción, depende de la relación entre la caída de presión experimentada dentro del yacimiento y la caída de presión total que se produce desde las áreas lejanas del yacimiento hasta un punto de control de la superficie. Si la caída de la presión del yacimiento es significativa, la caída de presión adicional debida a la segregación de condensado puede ser muy importante para la productividad del pozo. Esta condición es típica de formación con un valor bajo









productores. Dado que está por encima de la presión de punto de roció, solo existe y fluye una fase de hidrocarburo: el gas. El limite interior de esta región tiene lugar donde la presión igual a la presión del punto de roció del yacimiento original. Este límite no es fijo sino que se desplaza hacia fuera a medida que el poco produce hidrocarburos y la presión de formación cae, desapareciendo finalmente cunado la presión el limite exterior cae por debajo del punto de roció. En la según da región la región de segregación de condensado, el líquido de se separa de la fase gaseosa, pero su saturación continua siendo suficientemente baja como para que se mantenga inmóvil; sigue existiendo flujo de gas monofásico. La cantidad de líquido que se condensa que determinada por las características de la fase del fluido, como lo indica su diagrama PVT: la saturación del líquido aumenta y la fase gaseosa se vuelve más pobre a medida que el gas fluye hacia el pozo. Esta saturación en el límite interior de la región usualmente se aproxima a la saturación crítica del líquido para el flujo que es la saturación residual del petróleo. En la primera región, la más cercana a un pozo productor fluye tanto la fase gaseosa como la fase condensada. La saturación del









hace que la relación entre ambas sea una función de las propiedades PVT no obstante, en la región vecina al pozo se producen efectos de permeabilidad relativa adicionales porque la velocidad del gas, y en consecuencia la fuerza viscosa es extrema. La relación entre la fuerza viscosa y la fuerza capilar se denomina Número capilar. El bloque de condensado se indica por la existencia de un gradiente de presión más pronunciado cerca del pozo con tiempos de prueba más prolongados la permeabilidad efectiva del gas lejos del pozo domina la respuesta ; la permeabilidad puede determinarse a parir de la curva de la derivada del cambio de presión en un gráfico doble logarítmico de los cambios de pseudo – presión y tiempo de cierre si la prueba se prolonga suficiente tiempo y ese tiempo de prueba de cierre depende de la permeabilidad de la formación las propiedades del flujo lejos del pozo pozo será evidente.









el punto, R1, en la que el condensado alcanza la saturación critica para iniciar el flujo. En esta región de segregación de condensado se encuentran presentes ambas fases pero solo fluye gas. Cuando la saturación del condensado excede la saturación critica, ambas fases fluyen hacia el pozo (1). 4.8.- diagrama de la representación de fases en los yacimientos en general:











atribuye al CO2 el 65% de la influencia de la actividad humana en el efecto invernadero, y al CH4 el 19% de dicha influencia. La mayor parte del CO2 emitido (75% - 90%) es producido por la combustión de combustibles fósiles. Sin embargo, las emisiones de metano son producidas en su mayoría por la ganadería y la agricultura, los vertederos, las aguas residuales, y las actividades relacionadas con los combustibles fósiles. A las empresas que distribuyen gas natural les corresponde menos del 10% de las emisiones de metano a la atmósfera, cifra que cada año se va reduciendo por las medidas que han adoptado las empresas como renovación de tuberías antiguas, recuperación

















positivamente al comportamiento medioambiental asociado a sus procesos, instalaciones y servicios, prestando especial atención a la protección del entorno. La compañía realiza un esfuerzo continuado en identificar, caracterizar y mejorar el impacto medioambiental derivado de sus actividades, instalaciones y procesos de negocio, procurando una utilización eficiente de los mismos. Del mismo modo, efectúa tareas de prevención de la contaminación y evaluación de riesgos potenciales, que consisten en aplicar el principio básico de prevención de la contaminación desde la planificación y evaluación de decisiones sobre









7.-CONCLUSION:

Se requiere comprender el comportamiento del flujo multifasico muy bien en los reservorios de gas-condensado para poder lograr un incremento de la producción de los pozos, si la mojabilidad del medio poroso es alterada logrando un cambio desde un estado de mojabilidad preferencial al líquido hacia un estado de mojabilidad preferencial al gas. El parámetro clave que permite saber si un pozo de este tipo es exitoso o seco es la Relación Gas-Petróleo. Cuando se realiza un análisis nodal, siempre se deben









caudal inicial de producción de petróleo si se procede a realizar un fracturamiento hidráulico después de la completación al pozo.

8.-BIBLIOGRAFIA:

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http://www.slb.com/media/services/resources/oilfieldreview/spanish06/spr06 /p16_29.pdf

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https://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield.../p16_29.pdf

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www.oilproduction.net/cms3/files/COND-FIP-LC-230505.pdf

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