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Lucio Carrillo Barandiarán UNI-FIP 2005

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RESERVORIOS DE GAS CONDENSADO – ANALISIS DEL

COMPORTAMIENTO Lucio Carrillo Barandiarán, UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERIA, Lima - PERU 1.- RESUMEN Los reservorios de gas condensado se están convirtiendo en objetivos cada vez mas importantes en la exploración, incluyendo a nuestro país, que ha sido motivo de interés para llevar a cabo exploraciones por gas en la zona sur de la Cuenca Ucayali y la Cuenca Madre de Dios. Este tipo de reservorios, presenta un comportamiento complejo el cual aún no es comprendido en su totalidad, debido a la existencia de un sistema fluido de dos fases cerca al pozo cuando la presión en esta zona cae por debajo de la presión de rocío (dew point). Cuando un reservorio de este tipo es producido ante la existencia de fluido de dos fases, se originan teóricamente tres problemas principales: (1) reducción irreversible de la productividad del pozo, (2) menor gas disponible para ventas, y (3) condensados que bloquean la producción de gas. El comprender el comportamiento complejo del sistema fluido de dos fases tendrá un impacto directo en la exactitud de los cálculos de ingeniería de reservorios, tales como: resultados de la interpretación de las pruebas Well Testing, estimados de reservas de gas seco y líquidos, diseño de facilidades de superficie y pronóstico de las tendencias productivas. Más aún si consideramos que tanto la historia de producción como de presión se utilizan para estimar las propiedades del reservorio y establecer a través de comparaciones, la diferencia entre el comportamiento real y el esperado del reservorio. Esta historia muchas veces está afectada por aspectos relacionados a depletación y a complejidades geológicas (tal como fallas y variación de permeabilidad), lo cual complica el análisis cuando tales efectos se combinan, ya que son muy difíciles de “segregar” y puede ser indistinguible uno de otro. El presente trabajo tiene por objetivo proporcionar pautas estructuradas y estratégicas que permita obtener el máximo provecho productivo de los reservorios de gas-condensado, a fin de maximizar el beneficio económico y social de sus productos (gas seco y líquidos) sobre la base de la literatura e investigaciones publicadas recientemente. La base técnica se ha enfocado en la mejora de la productividad a través de su relación con la mojabilidad y de la planificación estratégica del reservorio sobre la base de la interpretación de Well Testing. Se discute y comentan aspectos relacionados al Well testing el cual es un medio primario para establecer la presencia de ciertas características tales como el efecto de los condensados sobre el comportamiento del flujo de gas, la configuración de la estructura geológica, etc., a pesar que no es tan fácil lograr


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obtener un modelo único para la interpretación correspondiente y que las actuales técnicas convencionales de análisis/interpretación pueden no ser suficientes para caracterizar apropiadamente tales efectos. Sobre la base de un análisis estructurado y estratégico de los datos es factible apoyar el logro del análisis de Well Testing que consiste en proporcionar información relacionada con las propiedades del flujo (permeabilidad, factor skin cerca al pozo y coeficiente de flujo No-Darcy) así como la extensión radial del banco de condensado alrededor del wellbore, para lograr un estimado de la productividad de los pozos y poder evaluar la necesidad de estimulación de los pozos. Este análisis es también útil para actividades relacionadas con “Reservoir Management” tal como la conceptualización de un balance de inyección de gas y optimización del performance. A la fecha, existen muy pocas publicaciones relacionadas con el Well Testing en reservorios de gas-condensado y la mayoría de éstos artículos se refieren a situaciones para cuando la presión del reservorio se encuentra por debajo de la presión del punto de rocío (dew point) y presentan un modelo radial compuesto de dos zonas, las que representan (1) una región de gas con composición original localizada muy alejada del pozo y (2) una región de acumulación de condensado (condensate drop-out) alrededor del wellbore. Los recientes experimentos de laboratorio, muestran que podría existir tres zonas con diferente movilidad: (1) una zona alejada del pozo, con saturación inicial del condensado; (2) una zona cercana al pozo, con saturación creciente de condensado y menor movilidad del gas; y (3) una zona en las inmediaciones del pozo, con un alto número capilar que incrementa la permeabilidad relativa al gas, resultando en una recuperación de la movilidad del gas que fuera perdida al pasar por el bloque de condensado1. En muchos casos, esta última zona es dificultosa de identificar, debido a que la data está dominadas por efectos de redistribución de fase en el wellbore. En los casos donde es factible identificar las tres fases, los datos se analizan usando un modelo radial compuesto de tres zonas a fin de producir una caracterización completa de los efectos cercanos al pozo (near-wellbore), y en particular lograr conocer los diferentes componentes del skin total (skin mecánico, skin dependiente de la tasa de dos fases y skin debido al bloqueo del condensado). En adición a la información lograda por el análisis de Well Testing, Li y Firoozabadi2 en uno de sus recientes estudios teóricos, han demostrado que 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, se logra un incremento de la productividad de los pozos.

1 La literatura ha demostrado la presencia de una zona donde incrementa la movilidad del gas debido al efecto del número capilar en la inmediata vecindad del wellbore. Esta zona denominada “velocity stripping zone”, compensa la pérdida de productividad del pozo debido a la acumulación de condensado (condensate drop-out). La existencia de esta zona ha sido reconocida recientemente en el Well Test. 2 Kewen Li and Abbas Firoozabadi, “Experimental Study of Wettability Alteration to Preferential Gas-Wetting in Porous Media and its Effects”, Reservoir Engineering Research Institute (RERI).


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2.- INTRODUCCIÓN 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 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. En el momento del descubrimiento, se considera que la presión del reservorio se encuentra por encima o cercana a la presión del punto de rocío, por lo que sólo existirá gas en fase simple (fluido monofásico). Sin embargo, a medida que se lleva a cabo la producción, ocurre una declinación de la presión (proceso asumido isotérmico dentro del reservorio) y se forma una fase hidrocarbura líquida cuando la presión fluyente de fondo cae por debajo del punto de rocío. La formación de condensado retrógrado da lugar a la acumulación de una fase líquida alrededor del pozo, generando una reducción de la permeabilidad efectiva al gas en la vecindad del pozo. La pérdida de la productividad asociada a la acumulación de condensado puede ser importante a tal punto que las productividad de los pozos podría reducirse por un factor de dos a cuatro como resultado de la acumulación de condensado (análisis de Afidick et al.-1994 y Barnum et al. - 1995). La primera caída de líquido (dropout) ocurre cerca al pozo y se propaga radialmente desde el pozo (asumiendo al pozo localizado en el centro de un reservorio radial) hacia dentro del reservorio siguiendo la tendencia de la caída de presión. Fevang (1995) y Ali et al. (1997) mostraron que, cuando la presión del reservorio en las cercanías del pozo cae por debajo de la presión del punto de rocío, se produce la condensación retrógrada y se forman tres regiones cada una con saturación líquida diferente. Una tercera región, lejana al pozo donde el líquido tiene una saturación inicial menor o igual a la saturación crítica del condensado, una segunda región que se caracteriza por un incremento rápido en la saturación líquida y una disminución de la permeabilidad relativa al gas. El líquido en esta región tiene una saturación menor que la saturación crítica del condensada y por lo tanto es inmóvil. La primera región se encuentra muy cerca al pozo y es aquí donde la saturación de líquido supera al valor crítico, generando un flujo bifásico de composición constante (el condensado depositado como consecuencia de la reducción de presión es de igual característica al que fluye hacia el pozo). De acuerdo a lo manifestado por Economides et al. (1987) y Fussel (1973) puede existir una cuarta región localizada muy cerca al pozo y donde las bajas tensiones interfaciales (IFT) a


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altas tasa generan una reducción de la saturación líquida y por lo tanto una mejora de la permeabilidad relativa al gas. El lograr comprender las características y el comportamiento del flujo multifásico en este tipo de reservorios es importante para la caracterización de la caída del condensado y el efecto subsiguiente de obstrucción al flujo de gas. Se considera que el comportamiento del flujo de gas y condensado en el medio poroso es diferente del que ocurre en reservorios con flujo gas-petróleo ó agua-petróleo. La saturación crítica del condensado en este tipo de reservorios se ha estimado dentro de un rango entre 30% a 50% del volumen poroso, utilizando información de permeabilidad relativa y saturación crítica, generados a partir de estudios relacionados a sistemas gas-petróleo, sistemas gasolina-nitrógeno (Eilerts et al., 1967) y agua-gas (Naville et al., 1965), debido a la escasez de información en este tipo de reservorios. Saeidi y Handy (1974) estudiaron el flujo y el comportamiento de fase del gas-condensado (metano-propano) en un medio poroso de arenisca e indicaron que no observaron flujo de condensado en este sistema aún con un drop-out de 18% (volumétrico), y ante la presencia de una saturación intersticial de agua del 30%. Asar y Handy (1988) investigaron la influencia de la tensión interfacial sobre la permeabilidad relativa del gas y del condensado en un sistema de gas-condensado y su conclusión fue de que la saturación irreducible de gas y de líquido se aproximan a cero a medida que la tensión interfacial se aproxima a cero, observando además que el condensado podría fluir a bajo nivel de saturación de condensado (Scc = 10%). Finalmente, concluyeron que el líquido podría fluir a muy baja saturación líquida a bajas tensiones interfaciales en un reservorio de gas condensado. Esto es importante para tomar en cuenta en reservorios que presentan regiones con dos fases (gas y líquido) y que presentan baja tensión interfacial. Gravier et al. (1983) utilizó el método de desplazamiento steady-state en núcleos horizontales de caliza con saturación intersticial de agua entre 19.5% hasta 30% y determinaron la saturación crítica del condensado (Scc) considerando la inyección de gas-condensado en este núcleo. Los valores de Scc estuvieron entre 24.5 a 50%, con tensión interfacial entre 0.5 a 1.5 mN/m. Danesh et al. (1988) investigó la condensación retrógrada en sistema poroso mojables al agua para núcleos de arenisca y determinó valores para Scc en el orden de 20.5% a 6.8% en ausencia y presencia de agua intersticial, respectivamente. Estos diferentes estudios sugieren que la saturación mínima que requiere el condensado para que ocurra flujo de condensado es bastante alta, aunque la experiencia de campo sugiere lo contrario. Allen y Roe (1950) reportaron sobre el comportamiento de un reservorio de gas con una saturación promedia de agua de 30% y una saturación líquida máxima de 12% y concluyeron que el condensado fluyó desde la formación hacia el pozo durante gran parte de la vida productiva del reservorio.


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Nikravesh et al. (1996) ha observado que ante la existencia de un valor umbral (threshold value) o un intervalo de tensión interfacial (0.03-0.05 dynas/cm), la forma de la curva de permeabilidad relativa cambia significativamente y la Scc incrementa drásticamente. Al analizar el efecto del agua intersticial sobre la Scc, encontró que uno de los trabajos no mostró ningún efecto del agua intersticial sobre la Scc, mientras que otro mostró efecto negativo sobre la Scc, y otro mostró que (Scc + Swi) era una constante. De esta manera se puede comentar que las conclusiones son contradictorias, debido a la inadecuada concepción del proceso químico y físico, especialmente respecto a la adsorción y a la fase de transformación implicada en el comportamiento del flujo y formación de condensado. ÓDell y Miller (1965) estimaron la productividad de los pozos, a través de un método simple basado en conceptos de flujo steady-state, el cual indicó que la predicción de las tasas de producción de los pozos será pesimista si la presión promedia del reservorio está por debajo de la presión de rocío. Fussell (1973) modificó una versión de un modelo radial unidimensional desarrollado por Roebuck et al. (1969) para estudiar el comportamiento de un solo pozo en el largo plazo y concluyó que la acumulación de condensado en la región cercana al pozo fue mucho mayor a la medida experimentalmente durante el proceso de depletación a volumen constante (CVD). Hinchman y Barree (1985) estudiaron el efecto de las características de los fluidos sobre la declinación de la productividad de un pozo de gas-condensado y demostraron que la cantidad de acumulación de condensado cerca al pozo depende de la riqueza del gas-condensado, de los datos de permeabilidad relativa y de la viscosidad del líquido. Sognesand (1991) estudió la acumulación de condensado en pozos verticalmente fracturados y demostró que la acumulación de condensado depende de las características de permeabilidad relativa y del modo de producción, ya que para una mayor permeabilidad al gas se redujo la cantidad de acumulación de condensado, y para una producción a presión constante se genera una mayor acumulación de condensado cerca de la fractura. Jones, Vo y Raghavan (1989) estudiaron la teoría del flujo steady-state para los reservorios de gas-condensado, considerando dos zonas: una donde se tiene fluido en el reservorio en una sola fase y éste es móvil y otra zona cerca al pozo donde se tiene gas y condensado y ambas fases son móviles. Los valores para la saturación del condensado obtenida por ésta teoría fueron mayores que la saturación crítica. A modo de conclusión, estos estudios muestran la importancia de la saturación del condensado y la acumulación líquida a través del reservorio. Para un escenario donde la presión del reservorio es mayor que la presión del punto de rocío, la productividad es controlada por la permeabilidad, espesor del reservorio y la viscosidad del gas. Para una presión del reservorio por debajo del punto de rocío, la productividad será controlado por la saturación crítica del condensado (Scc) y la forma de las curvas de permeabilidad relativa del gas y del condensado.


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Asimismo, debido a que en la región de condensación retrógrada, la tensión interfacial entre el gas y la fase condensado es muy pequeña, se espera que las fuerzas capilares, que son el factor principal que gobierna el comportamiento del flujo multifásico en el reservorio, desempeñe un papel tan importante como el de la gravedad y las fuerzas viscosas. Los reservorios de gas-condensado 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 gas3. Muchos reservorios de gas condensado son encontrados en el rango de 3,000 a 8,000 psia y 200 a 400 °F. Estos reservorios de gas condensado tienen un amplio rango de composición en sus fluidos. La Figura 1 muestra un diagrama de fase de composición constante. Una vez que se ha iniciado la producción, la presión del reservorio empieza a reducirse y cuando se alcanza la presión del punto de rocío, se genera la primera ocurrencia de líquido. A medida que la presión fluyente de fondo continúa disminuyendo a una temperatura constante (en el diagrama de fase se muestra como la línea 1-2-3), el porcentaje de condensado caído en el reservorio incrementa hasta alcanzar un máximo. Este proceso es conocido como condensación retrograda. Posteriormente, la fracción de condensado empieza a disminuir, a medida que la presión continúa reduciéndose, como consecuencia de la revaporización.

FIGURA N° 1

3 Los reservorios peruanos de gas-condensado presentes en el Lote 88, se encuentran a aproximadamente 2000-2500 m TVD, 3100 psia y 170°F.


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Los estudios publicados muestran que la productividad de los pozos es afectada por “condensate blockage”, debido a parámetros naturales tales como la presión del reservorio, permeabilidad, propiedades PVT y el tiempo, a parámetros de producción tales como turbulencia (flujo no-Darcy, skin mecánico y presión capilar), flujo multi-fásico (permeabilidad relativa) y daño a la formación (skin). Kniazeff y Naville muestran que cuando la saturación del condensado alcanza un valor crítico, aparecen tres zonas radiales con diferente saturaciones líquidas. Una tercera zona, lejos del pozo, donde el fluido presente es gas, por lo que la saturación líquida dentro de esta zona es igual a la saturación líquida inicial en el reservorio. En la segunda zona, la saturación líquida varía con la permeabilidad efectiva al gas, y la composición del fluido también varía dentro de esta zona. La primera zona corresponde a las cercanías del pozo. En esta zona, el fluido del reservorio se presenta en dos-fases (líquido y gas). La composición de cada fase es constante (la cantidad de condensado producido es igual al que fluye hacia el pozo. La Figura 2 muestra la saturación de condensado versus la distancia radial radial en un modelo radial de tres zonas.

FIGURA N° 2

3.- TEXTO PRINCIPAL Propiedades del Fluido Gas-Condensado El fluido del reservorio puede ser clasificado por:

(1) Gas seco, cuando la temperatura del reservorio es mayor que la cricondentherm y las condiciones de superficie se representan por un punto que se encuentra fuera de la región de dos fases (en el diagrama de fases),


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(2) Gas Húmedo, cuando la temperatura del reservorio es menos que el cricondentherm y mayor que la temperatura crítica,

(3) Petróleo (volátil o negro) cuando la temperatura del reservorio es

menos que la temperatura crítica de la mezcla. La figura N° 3 muestra el espectro de los fluidos del reservorio desde el gas húmedo hasta el petróleo negro (black oil).

FIGURA N° 3

Comportamiento del Flujo El término "condensación retrógrada" se utiliza para describir el comportamiento anómalo de una mezcla que forma un líquido por la disminución isotérmica de la presión o por un aumento isobárico en la temperatura. La región de comportamiento retrógrado (área a rayas de la figura N° 3) esta definida por la línea de calidad constante que exhiba un máximo con respecto a la temperatura o presión. La figura N° 3 muestra que para que ocurra fenómeno retrógrado, la temperatura debe estar entre la temperatura crítica y la cricondentherm. Si la condición inicial del reservorio fuera representada por el punto 1 en el diagrama de fase Presión-Temperatura de la figura N° 1, entonces la declinación isotérmica de la presión durante el agotamiento del reservorio seguiría la línea 1-2. Debido a que la presión inicial del reservorio está sobre la presión del punto de condensación (dew point), el sistema hidrocarburo existe como una fase simple (fase vapor) y permanece así


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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 líquida se desarrollará en el reservorio. El líquido (dropout) continuará aumentando y alcanzará 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. Comportamiento drawdown Las tres regiones de flujo enunciadas anteriormente, definen condiciones de flujo pseudosteady-state, lo cual significa que en un momento dado, el flujo representa condiciones de steady-state, pero que estas condiciones de steady-state cambian gradualmente durante el agotamiento (depletación). En la figura N° 4 se muestra la representación esquemática del flujo de gas-condensado durante la producción y se pueden identificar el bloque de acumulación de condensado y las fases móviles en las tres regiones. Región 1: Esta región interna se encuentra muy cerca al pozo y es donde ocurre simultáneamente flujo de gas y líquido a diferentes velocidades. La saturación de condensado en esta región se encuentra por sobre la saturación crítica del condensado (Scc) y por lo tanto las fases de gas y de líquido son móviles. La composición del flujo de fluidos que fluye dentro de la región 1 es constante en todas partes, lo cual significa que el gas en fase simple que ingresa a la región 1 tiene la misma composición que la mezcla producida por el pozo. Por lo tanto, podemos decir que si conocemos la mezcla que se produce en el pozo, podemos conocer la composición que fluye dentro de la región 1, además que la presión del punto de rocío (dew point) de la mezcla que se produce es igual a la presión del reservorio en el extremo de salida de la región 1. En la 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 De acuerdo al concepto de condición steady-state, la saturación del condensado en la región 1 es factible de determinar si consideramos que todo el líquido que condensa del gas en fase simple que ingresa a la región 1 tiene suficiente movilidad para fluir a través de la región 1 y para salir de esta región sin permitir alguna acumulación neta. Si se supone de que la composición de la mezcla que fluye es constante a través de la región 1 (es aproximadamente la misma composición que la del gas en fase simple que fluye en el límite de la Región 1 y Región 2), indicado por un casi constante GOR, entonces se puede calcular la saturación líquida a partir de la composición del fluido que se


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produce. La cantidad de líquido caído en la región 1 dependerá principalmente de las características PVT de la mezcla de gas-condensado y de la tasa de producción. El criterio específico usado para caracterizar la fase condensado es que existe flujo de condensado en la Región 1 (aunque la evolución de este condensado “móvil” es considerado por ser la sección límite para las Regiones 1 y 2). Como se muestra esquemáticamente en la Figura N° 4, la saturación de condensado disminuye a medida que la distancia radial desde el pozo hacia el reservorio incrementa y esto sugiere que existe un gradiente “condensado" en la región cerca al pozo, pero el gradiente en esta región es sustancialmente menor que la experimentada en la "Región 2" (la zona de "condensate buildup" o "transition" zone). Este concepto (validado por simulación numérica) sugiere que la Región 1 puede ser tratada como una región de dos fases con movilidad constante. Por otro lado, la Región 2 es visualizada como una región de cambio rápido en la saturación de condensado.

FIGURA N° 4

Región 2: Esta región 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 saturación del condensado en la región 2 puede ser aproximada por la curva de caída líquida (dropout) a partir de un experimento de depletación a volumen constante (CVD), corregido por la saturación de agua. El tamaño de la región 2 es mayor en los momentos iniciales, inmediatamente cuando la presión del reservorio cae por debajo del punto de condensación (dew point) y este tamaño disminuye con el tiempo como consecuencia de que la región 1 se está expandiendo. El tamaño y la importancia de la región 2 es mayor para reservorios de gas con poco condensado.


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La saturación crítica del condensado (Scc) también afecta el tamaño de la región 2, ya que esta región incrementa de manera directa con el incremento de Scc. Como consecuencia de que en esta región esta ocurriendo un cambio constante de la composición de los fluidos del reservorio, el estimado de Scc es importante. Asimismo, en esta región, la composición del fluido producido (GOR) es más pobre que la calculada por un simple balance de materiales volumétrico (medidas del CVD). Esta región difiere de la Región 1 ya que se considera que el condensado tiene una movilidad baja y mientras se establece un gradiente o zona de transición, el condensado no tiende a fluir. El margen externo de la Región 2 es el punto que se encuentra a una distancia radial desde el pozo donde se obtiene la primera gota de líquido que sale de la fase gas, lo cual significa que a esta distancia particular (que continuará propagándose) se logra la presión de punto de rocío del gas original del reservorio. 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 gas alcanza un mínimo de riqueza en el pozo. Es importante notar que la saturación del condensado es sustancialmente menor en la Región 2 que en la Región 1, lo cual nos permite (conceptualmente) considerar a la Región 2 como una región con gas en fase simple para el propósito del well testing (en algunos casos). Los investigadores han utilizado el concepto de las 3 regiones para el análisis de los datos del well test para reservorios de gas condensado con el objetivo de caracterizar cada región usando un modelo de reservorio radial compuesto de tres zonas. Existe un variado grado de éxito con el uso de este concepto, y muchos analistas prefieren usar solo un modelo con dos zonas mientras otros analistas insisten que un modelo de tres zonas es el mas apropiado. 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 a 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 condensado 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.


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FIGURA N° 5

Proceso de formación de las regiones: El concepto básico es que las tres regiones existen en un típico reservorio de gas condensado. La región 1 existe cuando Pres < Pdew y la Región 2 existirá si es que la Región 1 existe (debe existir una región con gradiente de condensado). La Región 3 existe durante el comportamiento de flujo transiente (transient flow behavior), y si existen límites externos, entonces la presión del reservorio puede caer por debajo de Pdew, y la Región 3 puede no existir. Inicialmente, cuando la presión del reservorio está sobre el punto de rocío (dew point), el reservorio completo es la región 3. A medida que el reservorio esta siendo depletado, aparecen las regiones 2 y 1 dependiendo de la acumulación de condensado a través del reservorio. Si la presión fluyente de fondo (BHFP) es menor que la presión del punto de rocío (dew point), la región 1 estará siempre presente (después de un corto transient requerido para acumular la saturación steady state en la región 1), pero si por el contrario, si la presión fluyente de fondo es mayor que la presión del punto de rocío, la región 1 no existirá. Para el caso cuando la presión en todo el reservorio ha caído por debajo del punto de rocío, la región 2 existirá conjuntamente con la región 1, pero la región 3 no existirá. Las tres regiones existen para los reservorios que son ligeramente bajosaturados (undersaturated) y con BHFP menor que el punto de rocío. La región 2 puede "desaparecer" o tener efecto insignificante para reservorios altamente bajo-saturados (undersaturated) y también es insignificante o muy pequeña para reservorios de gas-condensado ricos. Si en el reservorio, se logró alcanzar la condición de steady-state y no esta presente la región 1, entonces no es posible la existencia de las regiones 2 y 3. Para el caso de un reservorio de gas-condensado muy rico (near critical), cuya presión ha caído por debajo del punto de rocío, la región 1 puede existir a través de todo el reservorio o del área del drenaje, en ausencia de las regiones 2 y 3.


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La Región 2 puede llegar a ser insignificante para el caso de un gas muy rico. Es importante considerar que el comportamiento de los reservorios reales pueden diferir de los resultados de estos estudios “idealizados”, ya que un reservorio de gas condensado puede no exhibir un banco de condensado y/o podría tener ciertas características de reservorios (geológicas) que mejoren o compliquen el análisis/interpretación. Los aspectos económicos de estas situaciones son importantes, ya que la futura estrategia de desarrollo depende de una representativa caracterización del reservorio. Banco de Condensado El comprender el fenómeno del flujo multifásico, 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 la condensación retrógrada. Esto resulta en una incremento de la saturación de líquido, comenzando desde el pozo y moviéndose hacia dentro del reservorio en función del tiempo. Dependiendo del valor de la saturación crítica del condensado (Scc), la fase líquida puede ser móvil o inmóvil. Aún, si el líquido es inmóvil (región 2), éste puede reducir la permeabilidad relativa al gas, en una magnitud que por ahora no es factible de comprender y estimar. A medida que la caída líquida continúa, el fluido que se produce es mas pobre en líquidos ya que mucho de los componentes pesados se depositan en el reservorio. Cuando la saturación líquida excede la saturación crítica del condensado, tanto la fase gas y la fase líquido son móviles (región 3). El movimiento de la fase líquida reduce la permeabilidad relativa al gas de manera drástica y por lo tanto reduce la productividad del pozo (well deliverability) y la caída de estos líquidos en el reservorio llega a ser irrecuperable. Una vez que el líquido es móvil, la composición del fluido producido (GOR) alcanza un valor constante (mayor GOR que el fluido original). El fenómeno de la caída del condensado se denomina "banco de condensado" y estos líquidos no pueden ser revaporizados ni producidos, aun si la presión del reservorio fuera incrementada por inyección de gas hasta alcanzar una presión por sobre el punto de condensación (dew point). Curvas de Permeabilidad Relativa Se ha reconocido en la literatura que las curvas de permeabilidad relativa afectan significativamente al flujo en un reservorio de gas-condensado una vez que la presión cae por debajo de la presión del punto de condensación y que la cuantificación de su efecto no es factible determinar. Li y Horne (2003) han mostrado que la incertidumbre en la permeabilidad relativa puede ser reducida si se reduce el número de los parámetros input, lo cual puede ser efectuado ingresando solo datos de presión capilar como input a los simuladores numéricos. Asimismo, encontraron que el modelo de Purcell


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(1949) es el que mejor ajusta la data experimental de la permeabilidad relativa de la fase mojante. La mojabilidad y su relación con la productividad de un pozo de gas Kewen Li y Abbas Firoozabadi4, demostraron que la gravedad reduce la saturación crítica del condensado; pero a medida que la tensión interfacial aumenta, el efecto gravedad se convierte en menos evidente, pero el efecto gravedad es pronunciado cuando las fuerzas viscosas son pequeñas. Existe un importante efecto del sistema mojable al gas sobre la permeabilidad relativa al gas; ya que esta puede aumentar ordenes de magnitud si es que el ángulo de contacto de retroceso (receding contact angle) aumenta desde 0° a 80°. El resultado implica que el método mas efectivo para incrementar la productividad de un pozo de gas puede ser la alteración de la mojabilidad alrededor del wellbore. Li y Firoozabadi5 en uno de sus recientes estudios teóricos, han demostrado que si la mojabilidad del medio poroso es alterada desde un estado de mojabilidad preferencial al líquido hacia un estado de mojabilidad preferencial al gas, se logra un incremento de la productividad de los pozos de gas en un reservorio de gas condensado. Ellos alteraron la mojabilidad del medio poroso y lograron cambiarlo a mojabilidad preferencial al gas, usando dos químicos denominados FC 754 y FC 722. El FC 754 alteró el ángulo de contacto θ desde 50° a 90° y desde 0° a 60° en un tubo capilar de vidrio para sistemas agua-aire y normal decano-aire respectivamente. El FC 722 tuvo un impacto mas pronunciado sobre la mojabilidad, ya que alteró el ángulo de contacto θ desde 50° a 120° y desde 0° a 60° en un tubo capilar de vidrio para sistemas agua-aire y normal decano-aire respectivamente. Muchos reservorios de gas condensado presentan una fuerte caída en la productividad de sus pozos, cuando la presión del reservorio cae por debajo de la presión del punto de rocío (dewpoint), ya que las fuerzas viscosas por si solas no pueden mejorar la productividad de los pozos. Se ha sugerido la remoción de los líquidos alrededor del wellbore, logrando efectos en el comportamiento de fase a través de inyección de CO2 y propano, pero este procedimiento se ha probado en el campo con éxito limitado y el efecto es temporal. En 1941, Buckley and Leverett reconocieron la importancia de la mojabilidad sobre el comportamiento de la inyección de agua. Posteriormente muchos autores estudiaron el efecto de la mojabilidad sobre la presión capilar, permeabilidad relativa, saturación inicial de agua, saturación residual de petróleo, recuperación de petróleo, propiedades eléctricas del reservorio,

4 Kewen Li and Abbas Firoozabadi, “Phenomenological Modeling of Critical Condensate Saturation and Relative Permeabilities in Gas Condensate Systems”, Reservoir Engineering Research Institute (RERI) 5 Kewen Li and Abbas Firoozabadi, “Experimental Study of Wettability Alteration to Preferential Gas-Wetting in Porous Media and its Effects”, Reservoir Engineering Research Institute (RERI).


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reservas y estimulación de pozos. En 1959, Wagner y Leach manifestaron que podría ser posible mejorar la eficiencia del desplazamiento si se ajustaba la mojabilidad durante la inyección de agua. En 1967, Froning y Leach manifestaron que se había logrado una mejora en la recuperación de petróleo al haber alterado la mojabilidad de los reservorios Clearfork y Gallup. Casi todos los estudios fueron llevados a cabo en sistemas de reservorios petróleo-agua. En sistemas gas-líquido, se asume que el ángulo de contacto θ, es igual a 0° (el ángulo de contacto es medido a través de la fase líquida). Li y Firoozabadi demostraron que θ es siempre pequeño, pero no igual a cero. Nuevas Técnicas de Interpretación y Análisis En el campo de Arun, se han llevado a cabo aproximadamente 100 pruebas de pozos (well tests), y el análisis e interpretación de esta data sugiere la existencia de acumulación de condensado cerca al wellbore así como una denominada “declinación regional de la presión” causada por los pozos de producción a diferentes tasas6. Se ha encontrado que un modelo de reservorio radial compuesto de 2 zonas es efectivo para diagnosticar el efecto del banco de condensado en el campo de Arun. Marhaendrajana et. al., utilizó para su análisis de la data well test, el concepto de Seudopresión en Fase Simple, ya que este método no requiere del conocimiento de datos de permeabilidad relativa y es mucho mas conveniente y práctico. El uso del concepto de Seudopresión en Fase Simple es justificado por que muchos reservorios se encuentran a presiones por sobre el punto de rocío (dew point). Por otro lado, el concepto de Seudopresión Multifásica requiere del conocimiento de un juego de datos representativos de permeabilidad relativa así como de una función presión-saturación que es utilizada para relacionar presión y movilidad. La combinación de los conceptos (1) el uso de Seudopresión en Fase Simple y (2) un modelo de reservorio homogéneo para el análisis del performance de los pozos en un reservorio de gas condensado, ha sido bien documentado. Este concepto particular genera un estimado exacto de kh (el producto permeabilidad-espesor), pero el factor skin es mucho mayor que el factor skin real (cerca al pozo). Este fenómeno de “Mayor Skin” ocurre debido a la existencia de una acumulación del condensado en la región cerca al pozo (near-well) que se comporta como un segundo reservorio de baja permeabilidad, alrededor del wellbore. Para resolver este problema, se utiliza un modelo de reservorio compuesto de 2 zonas radiales, donde la zona interior (inner zone) representa el “banco de condensado” y la zona externa (outer zone) representa el “reservorio de gas seco”. 6 T. Marhaendrajana, Texas A&M U., and N.J. Kaczorowski, Mobil Oil (Indonesia), and T.A. Blasingame, “Analysis and Interpretation of Well Test Performance at Arun Field, Indonesia”, Texas A&M U, SPE 56487


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Este concepto proporciona el estimado de:

(.) Permeabilidad efectiva al gas tanto en el “banco de condensado” como en el “reservorio de gas seco”,

(.) Factor skin mecánico, (.) Extensión radial del banco de condensado,

El la mayoría de los casos, el almacenamiento de pozo (wellbore storage) oculta la región interna (inner region) y afecta la obtención de los resultados. En estos casos solo es factible obtener el factor skin total, lo cual nos permite alcanzar el objetivo de maximizar la productividad del pozo (estimulación del pozo) Otro fenómeno que afecta los resultados es el llamado “interferencia de pozos”, que tiende a ocultar la respuesta de flujo radial y por lo tanto influencia en el análisis e interpretación. El primer intento para analizar un sistema de reservorio multipozo fue presentado por Onur et.al., pero la aplicación de su método es limitado pues asume que todos los pozos involucrados producen al mismo tiempo y que se alcanza una condición de flujo seudo-estable (pseudosteady-state) antes del cierre (shut-in). El campo Arun ha sido producido por mas de 20 años y actualmente esta en modalidad de “blowdown" por lo que se puede asumir que el reservorio se encuentra actualmente en condiciones de flujo seudo-estable. Marhaendrajana et. al., presenta un nuevo método para el análisis de un pozo en un reservorio multipozo, donde trata al efecto “interferencia de pozo” como una “Declinación regional de la presión”, el cual emplea un análisis de los datos en un gráfico de línea recta, que genera una estimación directa de la permeabilidad. El modelo asume un reservorio rectangular homogéneo y limitado, con un número arbitrario de pozos y ubicados de manera arbitraria, fase de fluido simple y compresible. Características encontradas en el Well Testing El comportamiento de un sistema reservorio de gas condensado, puede ser dificultoso modelar y predecir. Una pregunta que ocurre ante una declinación inesperada en la producción de gas es que si esta se origina como resultado de la depletación (agotamiento) o si es el resultado de un banco de condensado7. Se generan condensados a medida que la presión declina por debajo de la presión de rocío y el grado de esta ocurrencia depende de muchos factores tales como la composición del gas y las condiciones del reservorio. La acumulación de líquido impide el flujo de la fase gas, restringe la tasa de producción y afecta adversamente la recuperación.

7 También denominado “condensate banking” o “condensate blocking” y esta relacionado al incremento de saturación de condensado alrededor del pozo – wellbore – lo cual reduce la permeabilidad efectiva al gas lo que genera una rápida declinación de la productividad del pozo, una vez que la presión del pozo ha caído por debajo de la presión de rocío.


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Cuando la presión del reservorio en las inmediaciones del pozo, cae por debajo del punto de rocío, se genera una condensación retrógrada y se empieza a formar un “banco de condensado” en el reservorio. Como consecuencia de este evento, se crean tres regiones con diferentes saturaciones líquidas: (1) una región cercana al pozo (inner region) donde la saturación líquida alcanza su valor crítico y el efluente viaja como un flujo de dos fases con composición constante (el condensado depositado a medida que la presión disminuye es igual al que fluye hacia el pozo), (2) una región intermedia con un rápido incremento en la saturación líquida y una reducción en la permeabilidad relativa al gas, el líquido en esta región es inmóvil, y como consecuencia de la falta de movilidad de la fase condensado, la composición del sistema cambia, los componentes livianos tales como el metano, etano y propano disminuyen, mientras que los componentes pesados (C7+) incrementan, (3) una región alejada del pozo (outer region) que tiene una saturación inicial de líquido y solo la fase gas se mueve y puede ser producida antes de que la saturación del condensado alcance su valor crítico. Los cambios en la composición del fluido resultan como consecuencia de los cambios en el fluido transportado desde el interior del reservorio. Si consideramos los eventos iniciando desde el reservorio hacia el pozo, tendremos: Primero un gas rico (in place), luego un gas pobre y finalmente un gas enriquecido por la revaporización. Es importante mencionar que los detalles de la evolución de la composición con el tiempo y la distancia respectiva son controlados por el esquema de producción, y que los distintos tipos de fluidos son diferentes para los diferentes puntos del tiempo y espacio dentro del reservorio. Podría existir una cuarta región8 en la inmediata vecindad del pozo donde las bajas tensiones interfaciales a altas tasas producen una disminución de la saturación líquida y un incremento de la permeabilidad relativa al gas. La primera, tercera y cuarta región deberían aparecer como tres zonas con diferentes permeabilidades en un well test. Esta cuarta región de movilidad incrementándose en la inmediata vecindad del wellbore9, generaría un perfil de saturación líquida que se origina a partir de la saturación original localizado en el radio externo del reservorio, y luego se incrementa en saturación hasta alcanzar un valor máximo antes de disminuir ligeramente cerca al wellbore. La Figura N° 6 muestra esquemáticamente un incremento en la movilidad del gas el cual es causado por una mayor permeabilidad relativa al gas y petróleo debido a la alta tasa de flujo y bajo IFT.

8 A. C. Gringarten, A. Al-Lamki, S. Daungkaew, Centre for Petroleum Studies, Imperial College of Science, Technology & Medicine, London, UK; R. Mott, AEA Technology; T. M. Whittle, Baker Hughes, “Well Test Analysis in Gas-Condensate Reservoirs”, SPE 62920 9 Saifon Daungkaew and Alain C. Gringarten, “The Effect of Capillary Number on a Condensate Blockage in Gas Condensate Reservoirs”, School of Engineering and Resources, Walailak University, Thailand, and Centre of Petroleum Studies, Department of Earth Resources and Engineering, London, 2004


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FIGURA N° 6

El incremento en la movilidad del gas en la zona “velocity-stripping” ha sido encontrada recientemente por la data de well test. La Figura N° 6 indica el comportamiento físico en un reservorio de gas condensado, tal como lo sugieren los estudios experimentales. Solo existe un artículo que menciona que los datos de well test muestran una región de movilidad del gas mejorada en la inmediata vecindad del wellbore (la cuarta región mencionada arriba). Se ha observado que en reservorios de alta calidad líquida, la productividad del pozo se reduce inicialmente y posteriormente se incrementa a medida que el reservorio es depletado, lo cual es controlado primariamente por la saturación del condensado cerca al wellbore. Tanto el gas como el líquido cambian en composición, el líquido llega a ser mas pesado y el gas llega a ser menos rico, lo cual resulta en que la viscosidad del líquido llega a ser mayor y la viscosidad del gas llega a ser menor con la producción, lo cual genera una mejora de la movilidad del gas con respecto al condensado. Cuando la presión del pozo (bottomhole) cae por debajo de la presión de rocío y la presión del reservorio esta aún por sobre la presión de rocío, el reservorio es dividido en cuatro zonas radiales. En términos de la derivada de la presión, la segunda y tercera zona no muestran diferentes movilidades. Esto es debido a dos razones: (1) ambas zonas tienen alta saturación de condensado, y (2) el tamaño de la segunda zona disminuye cuando la tercera zona es formada. Cuando la zona “velocity-stripping” no existe, se visualiza solo las zonas de dos movilidades como se muestra en la Figura 7.


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FIGURA N° 7

La Figura N° 8 muestra una interpretación de Well Testing para un pozo de la Selva Peruana, con probable presencia de las zonas comentadas.

FIGURA N° 8 INTERPRETACION DE POZO DE GAS – SELVA PERUANA

4.- CONCLUSIONES (1) Se requiere comprender el comportamiento del flujo multifásico en los

reservorios de gas condensado, a fin de poder llevar a cabo un proceso de Reservoir Management con el apoyo de la interpretación Well Testing, que permita un eficiente recobro de reservas y la maximización del valor económico y social de éste tipo de reservorios.

(2) Es factible lograr un incremento de la productividad 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.


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5.- CONTRIBUCIONES TECNICAS Y ECONOMICAS (1) Con la aplicación de los modelos discutidos y aplicando un estructurado

y estratégico Reservoir Management, es factible maximizar el valor de un reservorio. Si se cuenta con reservas iniciales de líquidos del Gas Natural del orden de 500 Millones de barriles y si a través del empleo de técnicas tal como las discutidas se logra reducir en un 2% a 3% la caída de líquidos dentro del reservorio, se puede lograr un beneficio de 10 a 15 Millones de barriles.

(2) El empleo de nuevas conceptualizaciones acorde con una realidad

particular de los reservorios de gas-condensado, puede lograrse una mayor recuperación de reservas y una sostenibilidad por una mayor tiempo.

6.- BIBLIOGRAFIA Kewen Li and Abbas Firoozabadi, “Phenomenological Modeling of Critical Condensate Saturation and Relative Permeabilities in Gas Condensate Systems”, Reservoir Engineering Research Institute (RERI) Kewen Li and Abbas Firoozabadi, “Experimental Study of Wettability Alteration to Preferential Gas-Wetting in Porous Media and its Effects”, Reservoir Engineering Research Institute (RERI). Rafael H. Cobenas and Marcelo A. Crotti, “Volatile Oil. Determination of Reservoir Fluid Composition From a Non-Representative Fluid Sample”, SPE & Inlab S.A, SPE 54005. T. Marhaendrajana, Texas A&M U., and N.J. Kaczorowski, Mobil Oil (Indonesia), and T.A. Blasingame, “Analysis and Interpretation of Well Test Performance at Arun Field, Indonesia”, Texas A&M U, SPE 56487 A. C. Gringarten, A. Al-Lamki, S. Daungkaew, Centre for Petroleum Studies, Imperial College of Science, Technology & Medicine, London, UK; R. Mott, AEA Technology; T. M. Whittle, Baker Hughes, “Well Test Analysis in Gas-Condensate Reservoirs”, SPE 62920 Saifon Daungkaew and Alain C. Gringarten, “The Effect of Capillary Number on a Condensate Blockage in Gas Condensate Reservoirs”, School of Engineering and Resources, Walailak University, Thailand, and Centre of Petroleum Studies, Department of Earth Resources and Engineering, London, 2004.

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