Modelaje en Yacimientos de Gas Condensado
En la figura 1 se observa la formación del bloque de condensado; cuando la presión de fondo del pozo cae por debajo de la presión de rocío, el condensado se separa de la fase gaseosa en donde las fuerzas capilares favorecen el contacto del líquido con los granos. A medida que se acerca al pozo, la región alcanza un flujo en estado estacionario con el gas y el condensado fluyendo, aumenta la saturación de condensado ya que va disminuyendo la presión. La permeabilidad relativa del condensado aumenta con la saturación So y disminuye la permeabilidad relativa al gas, indicando la formación del bloque.
El comprender el comportamiento complejo del sistema de fluidos de dos fases permitirá tener mejores resultados en las interpretaciones de pruebas de pozos, estimados de reservas de gas seco y líquidos, diseño de las facilidades de superficie y pronósticos de producción.
Publicaciones referentes a pruebas de presión en yacimientos de gas condensado que se encuentran por debajo de la presión de rocío presentan un modelo radial compuesto de dos zonas: una región de gas con composición original situada en las lejanías del pozo y una región de acumulación de condensado alrededor del pozo. Sin embargo, recientes investigaciones han mostrado la existencia de tres zonas con diferente movilidad (ver figura 2): una zona alejada del pozo (3) con saturación inicial de condensado, una zona cercana al pozo (2) con saturación creciente de líquido y menor movilidad de gas, y una zona (3) en las inmediaciones del pozo donde la saturación de condensado excede la saturación crítica, fluyendo ambas fases hacia el pozo
Los tratamientos de fracturamiento hidráulico pueden mitigar el efecto del bloque de condensado, creando canales de permeabilidad, pero no eliminan la acumulación de condensado en las áreas en la que la presión de la formación esta por debajo del punto de rocío. Inyección de gas seco y solvente permite movilizar cierto condensado, sin embargo el perfil de saturación de líquido cerca del pozo productor se vuelve a formar apareciendo nuevamente el efecto del bloque de condensado. Debido al aumento del precio registrado por el gas natural en los últimos tiempos ha incentivado al estudio y desarrollo de los yacimientos de gas condensado. Se están examinando nuevas alternativas a través de estudios de laboratorio. Entre ellos se ha buscado la manera de prevenir la acumulación de condensando mediante la alteración de la mojabilidad de la roca.
A la hora del estudio en yacimientos de gas condensado es de gran utilidad modelos numéricos de simulación de yacimientos para pronósticos de desempeño. Teniendo en cuenta el comportamiento que presenta el gas condensado, estos modelos incorporan las propiedades de la roca y fluido para estimar la influencia dinámica del bloque de condensado sobre la producción de gas y condensado. Sin embargo, el bloque de reticulado de un modelo de campo (FFM, por sus siglas en inglés), puede ser e mayor tamaño que la zona del bloque de condensado, con lo cual se sobreestima significativamente la productividad de los pozos.
Esto puede resolverse con la aplicación de retículas de menor tamaño en las cercanías del pozo. Puede realizarse de dos formas: Utilizando el modelo FFM con refinamientos locales del reticulado (LGR, por sus siglas en inglés) o empleando un modelo compuesto de un solo pozo, con un reticulado de alta resolución (retículas de menor tamaño) en las cercanías del pozo.
El simulador composicional ECLIPSE 300, posee la capacidad para incorporar modelos FFMs con refinamientos locales del reticulado. Se utilizan retículas pequeñas cerca de los pozos o de otros rasgos, tales como fallas, que pueden tener incidencia en el flujo local. A mayor distancia de esos rangos, el tamaño de los bloques del reticulado aumentan hasta alcanzar dimensiones del un modelo FFM.
Otra manera de identificar el bloque de condensado en un modelo de campo completo es a través de la utilización de pseudo-presiones. La ecuación para flujo de gas desde el yacimiento al pozo se puede expresar en términos de una pseudo-presión. Las tres regiones antes mencionadas pueden tratarse de manera independiente, flujo bifásico en las inmediaciones del pozo, flujo de gas seguido de segregación de condensado y flujo de gas monofásico en las lejanías del pozo. Es posible el cálculo de pseudo-presión a partir de la relación gas-petróleo de producción, las propiedades PVT del fluido y las permeabilidades relativas al gas y al petróleo. La condición de composición constante en la primera región simplifica las relaciones entre las permeabilidades relativas. De esta manera, este método agrega poco tiempo a la corrida de un modelo FFM.
Referencias: Oilfield Review Spring 2006. Schlumberger. 2006
