En esta pgina se realiza una exposicin simple que no slo permite comprender conceptualmente este fenmeno propio de los reservorios de gas y condensado, sino que es aplicable a muchas situaciones que involucran equilibrios de fases a altas presiones, tanto en estudios PVT de laboratorio como en condiciones de reservorio.

Resumidamente, la "anomala" de la condensacin retrgrada se manifiesta en:

1. La condensacin de lquido durante la expansin a temperatura constante de un gas (Donde el fenmeno "normal" es la condensacin durante la compresin del gas).

2. La condensacin de lquido durante el calentamiento a presin constante de un gas (Donde el fenmeno "normal" es la condensacin durante el enfriamiento del gas).

Para introducir estos fenmenos no vamos a recurrir a los diagramas PT (donde la demostracin es clara pero algunos conceptos fsicos pueden quedar ocultos). En realidad vamos a tratar de emplear al sentido comn para mostrar que la condensacin retrgrada es un proceso "normal".

Cuando hay dos fases fluidas en un sistema, es muy fcil decidir cul es el lquido y cul es el gas: La fase superior corresponde al gas y la inferior al lquido. La diferencia ms notable entre un gas y un lquido es la densidad. Y la densidad est ligada a la distancia que separa las molculas. Si las molculas estn muy distanciadas (como suele ocurrir en el estado gaseoso) la densidad es baja.

Pero las molculas se acercan entre s por dos razones.

A bajas temperaturas porque la agitacin trmica no logra contrarrestar las fuerzas de atraccin entre molculas (Fuerzas de Van der Waals) y se produce la condensacin "normal" (formacin de lquidos por enfriamiento).

A altas presiones. Entregando alta energa al sistema para "oblgar" a las molculas a permanecer en contacto pese a la agitacin trmica.

De este modo tanto en los lquidos como en los gases a alta presin, las densidades son altas. Y esto hace que los gases a alta presin tengan un comportamientos similar al de los lquidos.

Y por esta misma razn los gases a alta presin son capaces de "disolver" lquidos. La disolucin implica la mezcla ntima de las molculas. Es difcil imaginar la "disolucin" de un lquido en un gas a presin atmosfrica pues en el mismo volumen en que el gas tiene apenas 1 molcula, una fase lquida puede contener cientos de molculas.

Pero en los gases a muy alta presin (200 ms Kg/cm2) las distancias

molculares se acortan de tal manera que es perfectamente razonable aceptar que una fase gaseosa en esas condiciones puede disolver molculas ms pesadas (el gas y el lquido pasan a tener cantidades similares de molculas por unidad de volumen).

Entonces qu ocurre si (luego de disolver algo de lquido), un gas a alta presin se expande?.

Respuesta: Pierde su capacidad de disolver lquidos (pasa a comportarse como un gas con las molculas distanciadas) y los componentes pesados se desprenden generando lo que se conoce como condensacin retrgrada, que es perfectamente "normal".

Y lo mismo pasa cuando un gas a alta presin se calienta (en forma isobrica). La expansin trmica aleja las molculas del gas y los componentes pesados se desprenden de la masa gaseosa.

La explicacin es sencilla, pero el problema subyacente es otro. Como mencionamos en otros desarrollos, los que trabajamos con petrleo y gas natural estamos acostumbrados a calificar las mezclas no por lo que son, sino por lo que va a ocurrir con ellas. En este caso (condensacin retrgrada) calificamos de gas a la mezcla inicial homognea, porque a partir de ella, mediante un proceso comn en la produccin de los reservorios, se empieza a desprender un lquido.

Qu otra cosa puede ser una mezcla de la cual se desprenden gotas ms densas que el fluido original?.

La respuesta puede ser sorprendente, pero para ello es conveniente emplear los diagramas de fases :

Fig. 1 - Dos Caminos Termodinmicos para la misma mezcla

Partiendo de una mezcla representada por el punto "X" en la figura 1, podemos estudiar su comportamiento mientras se la somete a una despresurizacin isotrmica (camino "a") o un calentamiento isobrico (camino "b"):

Camino "a". Es el camino termodinmico tpico de los estudios PVT para fluidos de reservorios sometidos a depletacin. En este caso diramos que nos encontramos frente a unPetrleo muy subsaturado. Cuando la presin desciende lo suficiente se comienza a liberar gas en el seno del fluido, dado que se "corta" la campana por la curva de presiones de burbuja (Trazo azul).

Camino "b". Es un camino termodinmico perfectamente vlido, pero infrecuente en la industria del petrleo, donde los procesos de reservorio transcurren (generalmente) a temperatura constante. Lo interesante de este camino es que cuando la temperatura sube lo suficiente, del seno de la muestra comienza a liberarse lquido (se "corta" la campana por la curva de presiones de roco representada con trazo rojo). De este modo calificaramos a la mezcla en el punto "X" como Gas.

Y cmo es posible que a la misma mezcla, en idnticas condiciones de Presin y Temperatura, la califiquemos como Petrleo o como Gas, dependiendo del proceso a que la sometemos?.

Sencillamente porque calificamos a la mezcla por lo que vamos a hacer con ella y no por lo que es.

Y, entonces, la mezcla "X" es Gaseosa o Lquida?.

Ni una cosa ni la otra. Es un fluido monofsico.

Como ya mencionamos, los trminos Gas o Lquido es conveniente (y muchas veces necesario) guardarlos slo para calificar las fases cuando coexisten. En los sistemas bifsicos fluidos, el gas es la fase superior y el liquido es la fase inferior. En los sistemas monofsicos es conveniente hablar de fluidos monofsicos y evitar prejuicios que pueden conducir a serios errores conceptuales y prcticos.

En la industria del petrleo, el uso poco cuidadoso de los trminos Gas y Liquido muchas veces resulta aceptable porque el camino termodinmico suele estar prefijado. Pero incluso en estos casos es conveniente estar prevenido pues cuando cambian los sistemas de explotacin o tratamiento, pueden cambiar los supuestos bsicos de estudio.

Yacimientos de Gas Condensado

Los yacimientos de Gas-Condensado se han formado a altas presiones y altas

temperaturas y por lo tanto se debera de encontrar a mayores profundidades que los

reservorios tpicos de petrleo y gas. Muchos reservorios de gas condensados son

encontrados en el rango de 3000 a8000 psia y 200 a 400 F.Estos yacimientos de gas

condensado tienen un amplio rango de composicin en sus fluidos. En la

Fig. Siguiente muestra un diagrama de fase de composicin constante.

Una vez que se a iniciado la produccin, la presin del reservorio empieza a reducirse

y cuando se alcanza la presin del punto de roci, se genera la primera ocurrencia del liquido.

A medida que la presin fluye del fondo continua disminuye a una temperatura constante, (en

el diagrama de fase se muestra como la lnea 1-2-3) el porcentaje de condensado cado en el

reservorio incrementa hasta almacenar un mximo. Este proceso es conocido

comoCONDENSACION RETROGRADA posteriormente, la fraccin de condensado empieza a disminuir, a medida que la presin continua reducindose, como consecuencia de

la revaporizacin.

El trmino de CONDENSACION RETROGRADA se utiliza para describir el comportamiento anmalo de una mezcla que forma un lquido por la disminucin isotrmica de

la presin o por un aumento isobarito en la temperatura.

La regin de comportamiento retrogrado (rea a rayas de la figura N 3) esta definida

por la lnea de calidad constante que exhiba un mximo con respecto a la temperatura o

presin. La figura N 3 muestra que para que ocurra fenmeno retrogrado, la temperatura

debe estar entre la temperatura crtica y la crincondentermica. Si la condicin inicial del

reservorio fuera representada por el punto 1 en el diagrama de fase de la fig. 1, entonces la

declinacin isotrmica de la presin durante el agotamiento del yacimiento seguira la lnea 1-

2. Debido a que la presin inicial del yacimiento esta sobre la presin del punto de

condensacin (dew point), el sistema hidrocarburo existe como una fase simple (fase vapor) y

permanece as durante la declinacin de presin isotrmica 1-2.A medida que la presin del

reservorio cae por debajo del punto 2, el dew point ser alcanzado y pasado y una fase liquida

se desarrollara en el yacimiento. El liquido (dropout9 continuara aumentando y alcanzara un

mximo que ocurre entre los puntos 2-3. Sin embargo, a medida que la presin declina, la

curva del dew point puede ser cruzada otra vez., lo cual significa que todo el liquido , que se

formo, debe vaporizarse y se lograr un sistema conformado exclusivamente por vapor en el

punto de condensacin mas bajo.

El comprender el fenmeno de flujo multifacico, es importante para caracterizar y

desarrollar los reservorios de gas condensado. Cuando la presin del pozo cae debajo del

punto de condensacin del lquido, ocurre la cada del lquido debido a la condensacin

retrograda. Esto resulta en un incremento de la saturacin de liquido, comenzando desde el

pozo y movindose hacia adentro del yacimiento en funcin del tiempo.Dependiendo del valor

de la saturacin critica del condensado (Scc), la fase liquida puede ser mvil o inmvil.An, si

el liquido es inmvil , este puede reducir la permeabilidad relativa al gas, en una magnitud que

por ahora no es factible de comprender y estimar.A medida que la cada liquida continua, el

flujo que se produce es mas pobre en lquidos ya que mucho de los componentes pesados se

depositan en el reservorio.

Cuando la saturacin liquida excede la saturacin critica del condensado, tanto la fase

gas y la fase liquida son movil.El movimiento de la fase liquida reduce la permeabilidad relativa

al gas de manera drstica y por lo tanto reduce la productividad del pozo y la cada de estos

lquidos en el reservorio llega a ser irrecuperable. Una vez que el liquido es mvil, la

composicin del flujo producido (GOR) alcanza un valor constante (mayor GOR que el fluido

original).El fenmeno de la cada del condensado se denomina BANCO DE CONDENSADO y estos lquidos no pueden ser revaporizados ni producidos, aun si la presin del yacimiento fuera incrementada por inyeccin de gas hasta alcanzar una presin

por sobre el punto de condensacin (dew point).

Bloque de condensado

No todos los yacimientos de gas condensado estn limitados por presin debido a la

formacin de un bloque de condensado en la regin vecina al pozo, aunque todos estos

campos experimentaron este fenmeno. El grado en que la segregacin de condensado

constituye u problema para la produccin, depende de la relacin entre la cada de presin

experimentada dentro del yacimiento y la cada de presin total que se produce desde las

reas lejanas del yacimiento hasta un punto de control de la superficie.

Si la cada de la presin del yacimiento es significativa, la cada de presin adicional debida a

la segregacin de condensado puede ser muy importante para la productividad del pozo. Esta

condicin es tpica de formacin con un valor bajo de la capacidad de flujo que es el producto

de la permeabilidad por el espesor neto de la formacin (kh). Contrariamente, si en el

yacimiento se produce una pequea fraccin de la cada de presin total, lo que es habitual en

formaciones con valores de kh altos, la cada de presin adicional en el yacimiento como

consecuencia del bloque de condensado tendr probablemente poco impacto sobre la

productividad del los pozos. Como pauta general, se puede asumir que el bloque de

condensado duplica la cada de presin en el yacimiento para la misma taza de flujo.

Conceptualmente, el flujo de los yacimientos de gas condensado puede dividirse en tres

regiones de yacimientos, aunque en ciertas situaciones no estn presentes las tres regiones.

Las dos regiones mas prximas a un pozos pueden formarse cuando la presin del

fondo de pozo esta por debajo del punto de roci del fluido. La tercera regin, que se forma

lejos de los pozos productores, existe solo cuando la presin del yacimientos esta por encima

del punto de rocio.Esta tercera regin incluye la mayor parte del rea de l yacimiento que se

encentra alejada de los pozos productores. Dado que esta por encima de la presin de punto

de roci, solo existe y fluye una fase de hidrocarburo: el gas. El limite interior de esta regin

tiene lugar donde la presin igual a la presin del punto de roci del yacimiento original. Este

limite no es fijo sino que se desplaza hacia fuera a medida que el poco produce hidrocarburos

y la presin de formacin cae, desapareciendo finalmente cunado la presin el limite exterior

cae por debajo del punto de roci. En la segn da regin la regin de segregacin de

condensado, el liquido de se separa de la fase gaseosa, pero su saturacin continua siendo

suficientemente baja como para que se mantenga inmvil; sigue existiendo flujo de gas

monofasico. La cantidad de lquido que se condensa que determinada por las caractersticas

de la fase del fluido, como lo indica su diagrama PVT: la saturacin del lquido aumenta y la

fase gaseosa se vuelve ms pobre a medida que el gas fluye hacia el pozo. Esta saturcin en

el lmite interior de la regin usualmente se aproxima a la saturacin crtica del lquido para el

flujo que es la saturacin residual del petrleo. En la primera regin, la ms cercana a un pozo

productor fluye tanto la fase gaseosa como la fase condensada. La saturacin del condensado

en esta regin es mayor que la saturacin crtica la dimensin de esta regin oscila entre

decenas de pies para el condensado pobre o cientos de pies para los condensados ricos. Su

tamao es proporcional al volumen de gas drenado y al porcentaje de condensacin del

lquido. Dicha regin se extiende ms lejos del pozo para las capas como una permeabilidad

ms alta que la permeabilidad promedio ya que a travs de esas capas ha fluido un mayor

volumen de gas. Incluso en los yacimientos que contiene gas pobre con baja condensacin de

liquido el bloque de condensado puede ser significativo porque las fuerzas capilares pueden

retener un condensado que con el tiempo desarrolla alta saturacin.

Esta regin correspondiente al bloque de condensado en la zona vecina al pozo

controla la productividad del mismo. La relacin gas /condensado circulante en bsicamente

constante y la condicin PVT se considera una regin de expansin a composicin constante.

Esta condicin simplifica la condicin existentes entre la permeabilidad relativa al gas y entre

la permeabilidad relativa al petroleo; lo que hace que la relacin entre ambas sea una funcin

de las propiedades PVT no obstante, en la regin vecina al pozo se producen efectos de

permeabilidad relativa adicionales porque la velocidad del gas, y en consecuencia la fuerza

viscosa es extrema. La relacin entre la fuerza viscosa y la fuerza capilar se denomina

Nmero capilar.

El bloque de condensado se indica por la existencia de un gradiente de presin mas

pronunciado cerca del pozo con tiempos de prueba mas prolongados la permeabilidad efectiva

del gas lejos del pozo domina la respuesta ; la permeabilidad puede determinarse a parir de la

curva de la derivada del cambio de presin en un grafico doble logartmico de los cambios

de PSEUDO PRESION y tiempo de cierre si la prueba se prolonga suficiente tiempo y ese tiempo de prueba de cierre depende de la permeabilidad de la formacin las propiedades del

flujo lejos del pozo ser evidente.

Tres regiones de yacimiento. El comportamiento de los campos

de gascondensado puede dividirse en tres regiones

cuando la presin de fondo de pozo Pbh, cae por debajo

de la presin del punto de roci P0. Lejos de un pozo

productor (3),0, solo hay una fase de hidrocarburos

presente; gas, Ms cerca del pozo (2), donde la presin

del yacimiento es mayor que P existe una regin entre la

presin del punto de roci y el punto, R1, en la que el

condensado alcanza la saturacin critica para iniciar el

flujo. En esta regin de segregacin de condensado se

encuentran presentes ambas fases pero solo fluye gas.

Cuando la saturacin del condensado excede la

saturacin critica, ambas fases fluyen hacia el pozo (1).