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Reservorios
de Gas y Condensado Saturados
por: S. Bosco y M. Crotti (Última
modificación - 20 de noviembre de 2000).
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
recomendadas4,5,6
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:
- 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.
- 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.
- 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:
- El petróleo se acumuló inicialmente en la trampa y el
gas lo desplazó de la misma en una migración posterior.
- El petróleo es el resultado de una condensación de
líquido a escala de reservorio (despresurización y/o disminución de
temperatura en tiempos geológicos).
- 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.
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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.
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Bibliografía
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.
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