Flujo en Yacimientos de Gas Condensado (Parte I)

Conceptualmente, el flujo en los yacimientos de gas condensado puede dividirse en tres regiones de yacimiento, aunque en ciertas situaciones no están presentes las tres. Las dos regiones más próximas a un pozo pueden formarse cuando la presión de fondo de pozo está por debajo del punto de rocío del fluido. La tercera Región, que se forma lejos de los pozos productores, existe sólo cuando la presión del yacimiento está por encimadel punto de rocío.

Esta tercera región incluye la mayor parte del área del yacimiento que se encuentra alejada de los pozos productores. Dado que está por encima de la presión del punto de rocío, sólo existe y fluye una fase de hidrocarburo: el gas. El límite interior de esta región tiene lugardonde la presión iguala a la presión del punto de rocío del gas de yacimiento original. Este límite no es fijo sino que se desplaza hacia afuera a medida que el pozo produce hidrocarburos y la presión de formación cae, desapareciendo finalmente cuando la presión en el límite exterior cae por debajo del punto de rocío.

En la segunda región, la región de segregación del condensado, el líquido se separa de la fase gaseosa, pero su saturación continúa siendo suficientemente baja como para que se mantenga inmóvil; sigue existiendo flujo de gas monofásico. La cantidad de líquido que se condensa queda determinada por las características de la fase del fluido, como lo indica su diagrama PVT.

La saturación de 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 de petróleo.

En la primera región, la más cercana a un pozo productor, fluye tanto la fase gaseosa como la fase de condensado. La saturación del condensado en esta región es mayor que la saturación crítica. Las dimensiones de esta región oscilan entre decenas de pies para los condensados pobres y cientos de pies para los condensados ricos. Su tamaño es proporcional al volumen de gas drenado y al porcentaje de condensación de líquido. Dicha región se extiende más lejos del pozo para las capas con una permeabilidad más alta que la permeabilidad promedio, ya que a través de esas capas ha fluido un mayor volumen de gas. Incluso en los yacimientos que contiene gas pobre, con baja condensación de líquido, el bloque de condensado puede ser significativo porque las fuerzas capilares pueden retener un condensado que con el tiempo desarrolla alta saturación.

Esta región correspondiente al bloque de condensado en la zona vecina al pozo controla la productividad del mismo. La relación gas/condensado circulante es básicamente constante y la condición PVT se considera una región de expansión a composición constante. Esta condición simplifica la relación existente entre la permeabilidad relativa al gas y la permeabilidad relativa al petróleo, lo uqe hace que la relación entre ambas sea una función de las propiedades PVT.

Referencias Bibliográficas
"Revisión de los yacimientos de gas condensado" [artículo en línea] http://www.slb.com/media/services/resources/oilfieldreview/spanish06/spr06/p16_29.pdf(Consulta, Mayo 2009)