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.^1,2,3

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^4,5,6 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.

Figura 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.

■ REFERENCIAS

1– Mc. Cain Jr., W.D.: “Reservoir Fluid Property Correlations – State of the Art”, SPERE (May 1991), 266.

2– Mc. Cain Jr., W.D.: “Revised Gas-Oil Ratio Criteria Key Indicators of Reservoir Fluid Type”, Petroleum Engineer International (April 1994), 57.

3– Moses,P.M.: “Engineering applications of phase behavior of crude oil and condensate systems”, Journal of Petroleum Technology (July 1986), 715.

4– API-RP 44: “Recommended Practice for Sampling Petroleum Reservoir Fluids”, (January 1966).

5– Reudelhuber, F.O.: “Separator Sampling of Gas-Condensate Reservoirs”, Oil & Gas Journal (June 21, 1954), 138.

6– Mc. Cain Jr., W.D., and, Alexander, R.A.: “Sampling Gas Condensate Wells”, SPERE (August 1992), 358.

7– S. Bosco, R. H. Cobeñas, M. A. Crotti.: “Yacimientos de Gas y Condensado Saturados. Integración de Estudios Termodinámicos con Información de Producción”.  Presentado en el congreso de Producción 2000 del IAPG. Cataratas del Iguazú, 8-12 mayo de 2000.

Más temas sobre el reservorio