Fenómenos que afectan el Flujo de Fluidos en Yacimientos de Gas Condensado en la Región Cercana al Pozo
Mariü Alexander Pérez Urriago. Ing.de PetróleoslISCD.
I
Nelsan Alberto Marín Losada. Ing. de Petróleos. USCD.
Jaira Antonio Sepúlveda Gaona Ing de Petróleos.Msc. ProfescrTitular. Direcor Tesis1. USCD.
a descripción de los fenómenos que afectan el flujo de fluidos en yacimientos de gas condensado en la región cercana al pozo resulta trascendental para el desarrollo de este tipo de yacimientos
irla y >« r#ión
Los yacimientos de gas condensado se caracterizan por presentar un comportamiento retrógrado, que ocurre cuando la presión de fondo fluyendo cae por debajo de la presión de rocía Procesa que origina la formación de liquido, denominado bancos de condensado. en la cercanía del pozo, causando una disminución en la permeablidad relativa al gas. y por consiguiente, una severa disminución en la productividad del yacimienta
En la formación de estos bancos de condensado se ven implicados una serie de fenómenos que afectan negativa y positivamente el proceso de flujo de fluidos en la región cercana a la cara del pozo. Estos fenómenos son en su orden de importancia: Alto número capilar. Bajas IfTS (tensiones interfaciales). Flujo No-Darcy. Efectos composicionales. Vaporización del agua, y desequilibrio en la transferencia de masa.
Como resultado final de la investigación en el marco del convenio Universidad Surcolombiana. ECDPETROL S A-ICP. se presenta la explicación de dichos fenómenos, haciendo énfasis en la manera como se afectan las variables que gobiernan el flujo de fluidos y describiendo la forma como pueden ser modelados.
Aoicionalmente se hace una revisión de la literatura existente sobre el tema, recopilando la información más importante suministrada por diversos autores e investigadores.
La Figura 1corresponde a la envolvente de fases de los fluidos de un yacimiento de gas condensado; caso que se presenta cuando la temperatura del yacimiento cae entre la temperatura crítica y la crincondentérmica de la mezcla de hidrocarburos. El punto crítico generalmente cae a la izquierda del crincondenbárico y las líneas de calidad se desplazan predominantemente hacia la línea de puntos de burbuja.
Cuando en el yacimiento se produce una reducción isotérmica de la presión y se cruza la presión de rocío, se entra a la región de dos fases, ocurriendo la llamada condensación retrógrada de las^fracciones pesadas e intermedias que se depositan como líquido en los poros de la roca; los hidrocarburos depositados no logran fluir hacia los pozos, ya que raramente se alcanza la saturación crítica de líquido.
El efecto dañino de permitir la condensación retrógrada, tiene el agravante que lo depositado son las fracciones más pesadas de la mezcla y, por lo tanto, no sólo se pierde la parte de mayor valor en el yacimiento, sino que el Huido que se continúa extrayendo se empobrece en cuanto a su contenido de tales fracciones.
Ingintirta y> Regí ón
Algunas características importantes de los Huidos gas condensado son las siguientes;
En la composición de la mezcla de hidrocarburos de un yacimiento de gas . condensado predomina el metano (> 60%), como en el caso de los yacimientos de gas pobre y rico, aunque la cantidad de hidrocarburos pesados es considerablemente mayor.
La mezcla de hidrocarburos en condiciones iniciales de presión y temperatura, se encuentra en fase gaseosa.
La temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura crítica y la cricondertérmica de la mezcla.
Un gas condensado presenta condensación retrógrada isotérmica en un rango de temperaturas de ‘¿00 a 300 °F y presiones entre 3000 a 7000 Psia en el yacimiento.
En su camino hacia el tanque de almacenamiento el condensado sufre una fuerte reducción de presión y temperatura, y penetra rápidamente en la región de dos fases para llegar a la superficie con las siguientes características: relación gas-condensado, RGC, entre 350070000 PCS/BS; gravedad API del condensado entre 45-60; color del condensado, incoloro; y entre más rico en componentes pesados (C5*) sea, menor es su relación gas-condensado y su gravedad API.
Presión de rocía retrógrada. La importancia del
conocimiento de la presión de rocío, reside en que a presiones por debajo de ésta, empieza a ocurrir una condensación retrógrada en el yacimiento. Los factores que afectan en mayor grado a la presión de rocío son la temperatura del yacimiento y la composición de la mezcla, que se pueden caracterizar a través de la relación gas-condensado, RGC, y de la gravedad API del condensado.
Condensación y vaporización retrógrada. Cuando en un
yacimiento de gas condensado se produce una reducción isotérmica de la presión y se cruza la curva de puntos de rocío, se entra en la región de dos tases ocurriendo la llamada condensación retrógrada de las fracciones pesadas e intermedias. Estas fracciones se depositan como líquido en los canales de los poros más pequeños de la roca; los hidrocarburos así depositados no logran fluir hacia los pozos ya que raramente alcanzan la saturación crítica de líquido (S ). El proceso continúa hasta alcanzar un valor de presión determinado en el que el fluido comienza a vaporizarse adquiriendo nuevamente un estado gaseoso.
Esta revaporización produce una disminución de la relación gas-condensado, RGC, y origina un incremento en la gravedad específica de gas condensado producido. Sin embargo, el condensado retrógrado, no se evaporiza totalmente, aunque se tengan bajas presiones de agotamiento. Esto se debe a que sólo se alcanza la presión de rocío normal a presiones por debajo de la atmosférica (al vacío).
Fenómenos que afectan el Flujo de Fluidos en la Región cercana a! Pozo. Alto numero capilar. El numero capilar se define como un número adimensional que relaciona las fuerzas viscosas y las fuerzas capilares que gobiernan el flujo de Huidos en la región cercana a la cara del pozo y que además se utiliza para determinar el régimen de flujo de los fluidos presentes dentro del yacimiento. Como primer fenómeno a estudiar se encuentra el generado por el alto número capilar, el cual afecta de manera positiva el comportamiento del flujo de gas condensado en la región cercana al pozo, ya que cuando se tienen altos valores de este número adimensional la permeabilidad relativa al gas, Kr(¡, se incrementa permitiendo su preferencia en el flujo.
Fuerzas Viscosas Fuerzas Capilares
Nc =
Las fuerzas viscosas que están directamente relacionadas con la rata de flujo y la viscosidad, y las fuerzas capilares influenciadas principalmente por la tensión interfacial (IFT) son las principales variables del número capilar. Para que se tenga un alto número capilar en el proceso es necesario que las fuerzas viscosas predominen. Por lo anterior se puede deducir que si se tiene el control de variables como la rata de flujo, la viscosidad de los fluidos y la tensión interfacial (IFT) se pueden manipular de tal forma que se obtenga un alto número capilar y por consiguiente mejorar la miscibilidad del gas y condensado favoreciendo el flujo.
Según Haniff y A1P, el número capilar, juega un papel importante en el control de la saturación residual; un valor crítico de ésta puede ser identificado, al cual la saturación rápidamente se aproxima a cero. Esto se debe a los efectos de la tensión interfacial (IFT) sobre dicho parámetro adimensional. La inclusión de los efectos de alto número capilar nos lleva a un incremento significativo en la presión de fondo fluyente, y por lo tanto, la productividad del pozo es incrementada.
Efecto de bajas tensiones ¡nterfaciales (IFT). La tensión
interfacial (IFT) es una propiedad termodinámica fundamental de la interfase. Se define como la energía requerida para incrementar el área de la interfase en una unidad. A su vez, es una medida indirecta de la solubilidad.
En la medida en que la tensión interfacial se hace Debido a que las altas velocidades podrán ocurrir más baja, las dos fases se aproximan más a la en la región cercana al pozo, se presenta también un
miscibilidad, cuando existe un líquido y su vapor, la tensión interfacial se reconoce como tensión superficial y a medida que el sistema se acerca al punto crítico, las dos fases se hacen indistinguibles y la tensión superficial se hace cero.
A muy baja tensión interfacial, el gas y el condensado muestran propiedades similares. Este grado de similitud depende de que tan cerca se encuentre el gas condensado del punto crítico. Entre más cerca se encuentre el fluido del punto crítico más baja sería la tensión interfacial entre el gas y el condensado.
La fortaleza de la tensión interfacial esta relacionada con las fuerzas capilares pertenecientes a los fluidos de yacimiento en el medio poroso. Un sistema con baja tensión interfacial indica un sistema con fuerzas capilares débiles a baja tensión interfacial, por lo que las fuerzas capilares que dominan el gas y el condensado son muy débiles. Esto da lugar a un sistema en que el gas y el condensado puedan moverse mucho más fácilmente que a tensiones interfaciales más altas, originando el incremento de la permeabilidad relativa.
En junio de 1994', Henderson et al% fueron los primeros en reportar que la permeabilidad relativa al gas, podrá aumentarse con un incremento en la velocidad causada por una reducción en la tensión interfacial* utilizando fluidos condensados en muestras de corazonamiento, ó generando curvas de permeabilidad relativa a estado estable. Este efecto positivo, fue atribuido al acoplamiento del flujo de dos fases (gas y condensado) y se definió como el efecto positivo acoplado (positive coupling effect).
Efectos ¡tercíales (flujo no darey). El flujo no Darcy incrementa la caída de presión necesaria para establecer la proporción del caudal de gas en el pozo, disminuyendo así la productividad. Este incremento en la caída de presión es ocasionado por la caída y elevación de líquido la cual ocurre en pozos de gas condensado. La caída de presión adicional causada por el flujo no Darcy de dos fases, tiene un dramático efecto sobre la presión de fondo (BHP) necesaria para mantener los caudales de producción, especialmente en sistemas de gas condensado (altos caudales).
efecto negativo de inercia sobre el flujo, el cual reduce significativamente la permeabilidad relativa al gas con un incremento en la velocidad. Es allí, donde es considerado posiblemente que la combinación de los efectos inerciales y altas tensiones interfaciales (IFT) en la región cercana al pozo, pueden cancelar el beneficio del acoplamiento positivo (originado por las bajas tensiones interfaciales), resultando entonces, una reducción en la permeabilidad relativa.
Los efectos de flujo no Darcy son mucho más pronunciados en pozos de gas que en pozos de petróleo, porque altas velocidades de tlujo de gas, resultan de la baja viscosidad del gas y do las altas caídas de presión de fondo presentes en estos pozos.
EffJCtDS composicionales. A condiciones iniciales de presión y temperatura, los hidrocarburos en un yacimiento de gas condensado existen en una simple y homogénea fase gas. Sin embargo, alguna condensación de éstos a fase líquida- usualmente ocurre en el yacimiento cuando la presión declina, incidiendo directamente en la distribución, originando entonces un continuo cambio en la composición del gas producido.
Ingeniería y Raglón
Cuando la presión del yacimiento está por encima de la presión del punto de rocío, pero la presión de fondo fluyendo, Pwf, de los pozos está por debajo de la presión de rocío, un “anillo" o banco de líquido alrededor del pozo se forma.
Debido al gran volumen de gas que pasa a través de una región relativamente pequeña de baja presión alrededor del pozo, la saturación de condensado puede aumentar rápidamente y exceder la saturación crítica (S ) requerida para el tlujo de dos fases.
A la vez. que la presión de fondo fluyendo cae por debajo de la presión de rocío, ocurren cambios en dicha saturación del fluido y en la composición del mismo. Por tal motivo, al existir cambios composicionales, éstos van incidir directamente en la formación de líquido alrededor de la cara del pozo, ocasionando una disminución en la permeabilidad relativa al gas, incidiendo directamente en la productividad.
A medida que la presión promedio del yacimiento continúe declinando, todo el yacimiento caerá por debajo del punto de presión de rocío. Esto conllevará a una saturación líquida de hidrocarburos emergiendo del yacimiento. Dependiendo de la cantidad de condensación líquida y de saturación crítica liquida, podría o no darse el flujo de dos fases en el todos los puntos del yacimiento.
Por encima de la presión del punto de rocío la productividad es controlada por el espesor, la permeabilidad del yacimiento, y por la viscosidad del gas. Por debajo de la presión del punto de rocío el grado de reducción de la productividad podría ser controlado por la saturación crítica de condensado (S ) y la forma de las curvas de permeabilidad relativa de gas y condensado.
Un modelo simple de agotamiento en la región cercana al pozo, consistente en tres regiones de flujo, propuesto por Fevang and Whitson.' Sin embargo. Economides and Fussel ', afirmaron que puede también existir una región 4 en la vecindad del pozo, donde bajas tensiones interfaciales (IFT) a altos caudales, producen una disminución en la saturación de líquido y un incremento en la permeabilidad relativa al gas.
De acuerdo al modelo simple de agotamiento, una región 1, cercana al pozo, en donde la saturación de líquido alcanza su valor crítico, y se presenta un ■flujo de dos fases con una composición constante (el condensado depositado cuando la presión cae es igual al que fluye hacia el pozo). Una región ¡2, o intermedia presenta rápido incremento en la saturación de líquido y por lo tanto, una correspondiente disminución en la permeabilidad relativa al gas. El líquido en esta región, es menor que la saturación crítica de condensado y por lo tanto permanece inmóvil. Por último, una región 3, lejana al pozo, presenta la saturación inicial de gas.
VaponzaciQn de agu En yacimientos productores de gas, la vaporización ocurre como resultado del incremento en el contenido molar de agua cuando la presión declina alrededor de la cara del pozo. Así mismo, la vaporización de agua inicialmente incrementa la permeabilidad efectiva al gas incrementando el área disponible para el flujo. Este incremento en la permeabilidad efectiva al gas debido a la vaporización de agua, ha sido reportado para el caso de bloqueo de agua.
En general, dicha vaporización básicamente ocurre al existir una disminución en la presión del yacimiento, donde la solubilidad de agua en la fase gas se incrementa con una disminución en la presión.
El gradiente de presión aplicado a la formación, produce un sostenido incremento de agua contenida en la fase hidrocarburos cercanos al pozo, esto conduce a una caída significativa en la saturación de agua alrededor de la cara del pozo, incrementando entonces la productividad.
Robert Mott6, afirma que algunas simulaciones simples, han indicado que toda el agua encontrada a pocos pies del pozo puede ser removida debido a la vaporización, y a su vez, la productividad del pozo podrá ser incrementada alrededor de un 30%.
Efectos de desequilibrio en la transferencia de masa.
En simulación de yacimientos, se asume un equilibrio termodinámico instantáneo entre los fluidos. En la región cercana al pozo, lugar en donde se presentan altos caudales de flujo, éstos no pueden dar tiempo para que dicho equilibrio termodinámico ocurra. El líquido puede ser transportado en forma de llovizna en la fase gas. Si este fuera el caso, la cantidad de líquido condensado en la región cercana al pozo podría ser baja, según la predicción de simuladores; sin embargo los resultados de dicha simulación pueden llegar a sobreestimar la productividad del pozo. Hoy en día, este fenómeno puede ser modelado con la existencia de los simuladores de yacimientos, junto con la introducción de ecuaciones de estado (EOS).
Por lo tanto, el desequilibrio en el comportamiento de fases, conduce a una reducción en la saturación de condensado en la región cercana al pozo. Esta reducción en la saturación de condensado se incrementa cuando el coeficiente de desequilibrio en la transferencia de masa disminuye. En algunas simulaciones hechas, se encuentra una significativa reducción en la saturación del condensado cercano al pozo, debido a un muy alto número capilar (N).
En general, el efecto de desequilibrio en la transferencia de masa sobre el comportamiento de flujo, conduce a una lenta reducción en la
productividad del pozo, debido a que la formación de condensado se reduce en la región cercana a este.
Según el estado del arte llevado a cabo, las conclusiones más importantes son las siguientes:
El estudio de todos y cada uno de los fenómenos que afectan el flujo de fluidos en yacimientos de gas condensado en la región cercana al pozo, permitió de manera específica identificar como afecta cada uno de estos fenómenos la permeabilidad relativa al gas, y por consiguiente como se ve disminuida la productividad en los pozos.
La permeabilidad relativa (Kr) se ve incrementada a altos Números Capilares, lo cual predice que este fenómeno la afecta de manera positiva.
En yacimientos de gas condensado resulta favorable tener bajas tensiones interfaciales.
El flujo no Darcy incrementa la caída de presión necesaria para establecer la proporción del caudal de gas en el pozo, disminuyendo así la productividad.
Los cambios composicionales inciden directamente en la formación de líquido alrededor de la cara del pozo, causando una disminución en la permeabilidad relativa al gas, y por consiguiente una caída en la productividad.
El efecto de Vaporización de agua influye de manera positiva sobre la permeabilidad efectiva al gas, ya que al ocurrir una disminución de presión debido a la producción, el agua acumulada en la cara del pozo puede ser vaporizada, aumentando así el área disponible para el flujo de fluido, incrementando así la productividad en los pozos.
El desequilibrio en el comportamiento de fases, conduce a una reducción en la saturación de condensado en la región cercana al pozo. Esta reducción en la saturación de condensado se incrementa cuando el coeficiente de desequilibrio en la transferencia de masa disminuye.
La exactitud en cálculos de ingeniería para sistemas de gas condensado depende de un entendimiento básico del comportamiento de tases y de tlujo, así mismo, comprendiendo e interpretando todos y cada uno de los fenómenos especiales que afectan aquellas variables que gobiernan el tlujo de fluidos en yacimientos de este tipo.
Utilizar este estado del arte como apoyo teórico para el diseño de metodologías qug permitan
modelar el comportamiento del flujo de fluidos en yacimientos de gas condensado, con el fin de llevar acabo óptimas estrategias de producción y de recobro, que permitan un buen desarrollo de esta clase de yacimientos.
Profundizar en el estudio de aquellos fenómenos que afectan el tlujo de fluidos en yacimientos de gas condensado especialmente en la influencia de la vaporización de agua, y los efectos de desequilibrio en la transferencia de masa, sobre los cuales la información que se tiene es escasa en la literatura existente.
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Tesis forma parte de los trabajos efectuados por el Grupo de Investigación Comportamiento de Fases en marco del Desarrollo del convenio de Cooperación Tecnológica No. 009 suscrito entre el Instituto Colombiano de! Petróleo, ICP. y la Universidad Surcolombiana, USCO. Dirigido por Luis Fernando Kamón Bonilla Camacho, Ing. (USCO) y Alvaro Prada Velase,uez, Ing. (ECOPETROUICP).