Yacimiento de Gas condensado

Cundo hablamos de un yacimiento nos referimos a una roca porosa y permeable de forma indefinida donde existe en el caso de yacimientos de gas una acumulacin de hidrocarburos en fase gaseosa. El yacimiento da gas condensado presentan condensacin retrgrada en el yacimiento a presiones por debajo de la presin de roco y temperaturas entre la crtica y la cricondentrmica de la mezcla. En este caso las relaciones gas-lquido son superiores a 3200 PCN/BN.

Los diferentes tipos de yacimientos pueden clasificarse de acuerdo con la localizacin de la temperatura y presin iniciales del yacimiento con respecto a la regin de dos fases (gas y petrleo) en los diagramas de fases que relacionan temperatura y presin.Diagrama de Fase para yacimientos de gas condensado

Considerando el punto A con un comportamiento de yacimiento de gas por poseer una temperatura mayor a la temperatura de critica, por esta razon el fluido se encuentra en estado monofsico denominado fase gaseosa. A medida que la presin disminuye debido a la produccin, la composicin del fluido producido ser la misma que la del fluido del yacimiento de gas seco, y permanecer constante hasta alcanzar la presin del punto de roco, punto A1. Por debajo de esta presin, se condensa lquido del fluido del yacimiento en forma de roco; de all que este tipo de yacimiento comnmente se le denomine yacimiento de punto de roco. Debido a esta condensacin, la fase gaseosa disminuir su contenido lquido. Como el lquido condensado se adhiere al material slido o paredes de los poros de la roca, permanecer inmvil. Por consiguiente, el gas producido en la superficie tendr un contenido lquido menor, aumentando la relacin gas-petrleo de produccin. Este proceso, denominado condensacin retrgrada, contina hasta alcanzar un punto de mximo volumen lquido, punto A2. Se emplea el trmino retrgrado porque generalmente durante una dilatacin isotrmica ocurre vaporizacin en lugar de condensacin, una vez que se alcanza el punto de roco, debido a que la composicin del fluido producido vara, la composicin del fluido remanente en el yacimiento tambin cambia, y la curva envolvente comienza a desviarse.El diagrama de fases representa una mezcla de hidrocarburos. Lamentablemente, para recuperacin mxima de lquido, esta desviacin es hacia la derecha, lo que acenta aun ms la prdida de lquido retrgrado en los poros de la roca del yacimiento.Si ignoramos por el momento esta desviacin en el diagrama de fases, la vaporizacin del lquido formado por condensacin retrgrada (lquido retrgrado) se presenta a partir de A2 hasta la presin de abandono. Esta revaporizacin ayuda a la recuperacin lquida y se hace evidente por la disminucin en las razones gas-petrleo en la superficie. La prdida neta de lquido retrgrado es evidentemente mayor para:

Menores temperaturas en el yacimiento. Mayores presiones de abandono. Mayor desviacin del diagrama de fases hacia la derecha.

lo cual es, naturalmente, una propiedad del sistema de hidrocarburos. En cualquier tiempo, el lquido producido por condensacin retrgrada en el yacimiento est compuesto, en gran parte, de un alto porcentaje (por volumen) de metano y etano, y es mucho mayor que el volumen de lquido estable que pudiera obtenerse por condensacin del fluido del yacimiento a presin y temperatura atmosfrica. La composicin del lquido producido por condensacin retrgrada cambia generalmente a medida que la presin disminuye.

Anlisis PVT yacimientos de gas condensado

El estudio PVT subsiguiente permite identificar los reservorios de Gas y Condensado por la observacin del fenmeno de condensacin retrgrada.es razonablemente representativo de los procesos que ocurren durante la depletacin. Tanto en la celda PVT, como en el reservorio, el lquido retrgrado queda retenido en el volumen inicial del sistema.

El efluente de la celda PVT ed representativo del efluente de los pozos productivos. El fluido remanente en la celda PVT es equivalente al fluido que permanece en el reservorio durante la depletacin.

En la prctica, durante la determinacin de la presin de roco a temperatura de reservorio pueden presentarse tres situaciones:

1) La presin de roco resulta inferior a la presin esttica del reservorio. En esta condicin y habindose seguido un adecuado procedimiento de muestreo, se puede concluir que la muestra de fluido es representativa y que el fluido se encuentra en una sola fase a las condiciones de reservorio. Por lo tanto, se puede obtener una caracterizacin del comportamiento termodinmico del fluido de reservorio a travs de la realizacin de un ensayo de Depletacin a Volumen Constante (CVD) a temperatura de reservorio.

2) A la inversa de la situacin anterior, la presin de roco es mayor que la presin esttica del reservorio. Esto suele interpretarse como el resultado de la existencia de dos fases mviles en la vecindad del pozo que conducen al muestreo de un flujo bifsico. Estas muestras son consideradas como no representativas ya que la proporcin en que ambas fases fluyen al pozo no es directamente proporcional a la saturacin de cada fase sino que obedece a la movilidad relativa de las mismas.

3) La ltima alternativa es que la presin de roco resulte igual a la presin esttica del reservorio (dentro de las incertezas experimentales). Esta condicin resulta ser la ms comn y la interpretacin habitual es que la muestra es representativa, y en el yacimiento existe una nica fase en condicin de saturacin (reservorio de Gas y Condensado Saturado).