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1. Revisión de los
yacimientos de gas condensado
¿Cómo optimiza una compañía el desarrollo de un campo de gas condensado, cuando
el proceso de explotación deja valiosos fluidos líquidos en un yacimiento y la formación de un bloque de condensado puede provocar la pérdida de la productividad del
pozo? Los campos de gas condensado presentan este desafío. El primer paso para
enfrentar este reto consiste en conocer los fluidos y cómo fluyen en el yacimiento.
Li Fan
College Station, Texas, EUA
Billy W. Harris
Wagner & Brown, Ltd.
Midland, Texas
A. (Jamal) Jamaluddin
Rosharon, Texas
Jairam Kamath
Chevron Energy Technology Company
San Ramon, California, EUA
Robert Mott
Consultor Independiente
Dorchester, Reino Unido
Gary A. Pope
Universidad de Texas
Austin, Texas
Alexander Shandrygin
Moscú, Rusia
Curtis Hays Whitson
Universidad Noruega de Ciencia y
Tecnología y PERA, A/S
Trondheim, Noruega
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Syed Ali, Chevron, Houston; y a Jerome
Maniere, Moscú.
ECLIPSE 300, LFA (Analizador de Fluidos para la herramienta
MDT), MDT (Probador Modular de la Dinámica de la
Formación) y PVT Express son marcas de Schlumberger.
CHEARS es una marca de Chevron. Teflón es una marca de
E.I. du Pont de Nemours and Company.
16
junto contienen un recurso global significativo.
El Campo Shtokmanovskoye, situado en el Mar
de Barents en Rusia, el Campo Karachaganak en
Kazajstán, el Campo Norte en Qatar que se convierte en el Campo Sur Pars en Irán, y el Campo
Cupiagua en Colombia, son otros de los grandes
recursos de gas condensado que existen en el
mundo.2
Este artículo analiza la combinación de la termodinámica de los fluidos y la física de las rocas,
que resulta en la segregación de condensado y en
la formación de bloques de condensado. Se examinan las implicancias para la producción y los
métodos de manejo de los efectos de la segregación de condensado, incluyendo el modelado de
yacimientos, para pronosticar el desempeño de
los campos petroleros. Algunos ejemplos de
Rusia, EUA y el Mar del Norte describen las prácticas y los resultados de campo.
Un yacimiento de gas condensado puede obstruirse con sus componentes más valiosos. La
saturación del líquido condensado puede incrementarse en la región vecina al pozo como consecuencia de la caída de presión por debajo del
punto de rocío, restringiendo en última instancia
el flujo de gas. La restricción en la zona vecina al
pozo puede reducir la productividad de un pozo
en un factor de dos o más.
Este fenómeno, conocido como formación de
bloque o banco de condensado, es el resultado de
una combinación de factores, incluyendo las propiedades de las fases de fluidos, las características
del flujo de la formación y las presiones existentes
en la formación y en el pozo. Si estos factores no se
comprenden en las primeras instancias del desarrollo de un campo petrolero, tarde o temprano el
rendimiento de la producción se verá afectado.
Por ejemplo, la productividad de los pozos del
Campo Arun, situado en Sumatra del Norte,
Indonesia, declinó significativamente unos 10
años después de que comenzara la producción.
Se trataba de un problema serio, ya que la productividad de los pozos resultaba crítica para
satisfacer las obligaciones contractuales de
entrega de gas. Los estudios de pozos, incluyendo
las pruebas de presiones transitorias, indicaron
que la pérdida era causada por la acumulación
de condensado cerca del pozo.1
El Campo Arun es uno de los tantos yacimientos de gas condensado gigantes que en con-
Formación de gotas de rocío
Un gas condensado es un fluido monofásico en
condiciones de yacimiento originales. Está compuesto principalmente de metano [C1] y de otros
hidrocarburos de cadena corta, pero también
contiene hidrocarburos de cadena larga, denominados fracciones pesadas. Bajo ciertas condiciones de temperatura y presión, este fluido se separará en dos fases, una fase gaseosa y una fase
líquida, lo que se conoce como condensado retrógrado.3
1. Afidick D, Kaczorowski NJ y Bette S: “Production
Performance of a Retrograde Gas Reservoir: A Case
Study of the Arun Field,” artículo de la SPE 28749,
presentado en la Conferencia de Petróleo y Gas del
Pacífico Asiático de la SPE, Melbourne, 7 al 10 de
noviembre de 1984.
2. Para ver un ejemplo del Campo Karachaganak, consulte:
Elliott S, Hsu HH, O’Hearn T, Sylvester IF y Vercesi R: “The
Giant Karachaganak Field, Unlocking Its Potential,”
Oilfield Review 10, no. 3 (Otoño de 1998): 16–25.
3. Los fluidos de gas condensado se denominan
retrógrados porque su comportamiento puede ser la
inversa de los fluidos que comprenden componentes
puros. A medida que la presión de yacimiento declina y
atraviesa el punto de rocío, se forma líquido y el volumen
de la fase líquida aumenta con la caída de la presión. El
sistema alcanza un punto en un condensado retrógrado
en el que, conforme la presión continúa declinando, el
líquido se re-evapora.
4. La inyección de fluidos fríos o calientes puede modificar
la temperatura del yacimiento; sin embargo, esto
raramente ocurre cerca de los pozos de producción. El
factor dominante para el comportamiento de los fluidos
en el yacimiento es el cambio de presión. Como se
analizará más adelante, esto no sucede una vez que el
fluido es producido dentro del pozo.
Oilfield Review

2. el
e
Condición inicial
del yacimiento
Lín
e
60%
ea
d
d
to
Punto crítico
70%
e
d
to
Presión
Lín
ad
un
e ro
80%
cío
Primavera de 2006
n
pu
eo
buj
bur
lp
Durante el proceso de producción del yacimiento, la temperatura de formación normalmente no cambia, pero la presión se reduce.4 Las
mayores caídas de presión tienen lugar cerca de
los pozos productores. Cuando la presión de un
yacimiento de gas condensado se reduce hasta un
cierto punto, denominado presión de saturación o
presión del punto de rocío, una fase líquida rica
en fracciones pesadas se separa de la solución; la
fase gaseosa muestra una leve disminución de las
fracciones pesadas (derecha). La reducción continua de la presión incrementa la fase líquida
hasta que alcanza un volumen máximo; luego el
volumen de líquido se reduce. Este comportamiento se puede mostrar en un diagrama de la
relación presión-volumen-temperatura (PVT).
El volumen de la fase líquida presente depende no sólo de la presión y la temperatura, sino también de la composición del fluido. Un gas seco, por
definición, tiene insuficientes componentes pesados como para generar líquidos en el yacimiento
aunque se produzca una gran caída de presión
cerca del pozo. Un gas condensado pobre genera
un volumen pequeño de fase líquida—menos de
561 m3 por millón de m3 [100 bbl por millón de
pies3] —y un gas condensado rico genera un volumen de líquido más grande, generalmente supe-
Región bifásica
90%
Cricondenterma
Condición del separador
100% vapor
Temperatura
> Diagrama de fases de un sistema de gas condensado. Esta gráfica de la
relación presión-volumen-temperatura (PVT) indica el comportamiento monofásico fuera de la región bifásica, que está limitada por las líneas correspondientes al punto de burbujeo y al punto de rocío. Todas las líneas de
saturación de fase constante (líneas de guiones) convergen en el punto
crítico. Los números indican la saturación de la fase vapor. En un yacimiento de gas condensado, la condición inicial del yacimiento se encuentra en
el área monofásica, a la derecha del punto crítico. Conforme declina la presión del yacimiento, el fluido atraviesa el punto de rocío y una fase líquida
se separa del gas. El porcentaje de vapor disminuye, pero puede aumentar
nuevamente con la declinación continua de la presión. La cricondenterma
es la temperatura máxima a la cual pueden coexistir dos fases. Los separadores de superficie habitualmente operan en condiciones de baja presión
y baja temperatura.
17

3. 7,000
6,000
Gas condensado rico
Temperatura del yacimiento
Temperatura del yacimiento
6,000
5,000
5,000
Punto
crítico
4,000
4,000
Presión, lpc
Presión, lpc
Gas condensado pobre
3,000
Punto
crítico
3,000
2,000
2,000
95%
99.5%
90%
1,000
80%
1,000
85%
99%
98.5%
75%
0
0
0
100
200
300
400
500
600
700
800
150
900
200
250
300
Temperatura, K
25
400
450
500
550
600
1.0
Gas condensado rico
Relación de productividad, J/Jo
Condensación del líquido, %
350
Temperatura, K
20
15
10
Gas condensado rico
0.8
0.6
Gas condensado pobre
0.4
0.2
5
Gas condensado pobre
0
0
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
Ppromedio/Ppunto de rocío
Presión, lpc
> Ejemplos del comportamiento del gas condensado rico y pobre. Cuando la presión disminuye a la temperatura del yacimiento, un gas rico (extremo superior izquierdo) forma un porcentaje superior de líquido que un gas pobre (extremo superior derecho). El gas rico produce la condensación de más condensado que el gas pobre (extremo inferior izquierdo). La curva de condensación de líquido se traza asumiendo que las dos fases permanecen en
contacto entre sí. No obstante, en un yacimiento se produce la fase de gas móvil; la saturación del líquido en la región vecina al pozo aumenta hasta que
también se vuelve móvil. Como resultado, la formación de un bloque de condensado puede afectar finalmente a las formaciones que contienen tanto gas
pobre como gas rico y el índice de productividad del pozo normalizado (J/J0) de ambos puede verse severamente impactado (extremo inferior derecho).
rior a 842 m3 por millón de m3 [150 bbl por millón
de pies3] (arriba).5 No existen límites establecidos
en las definiciones de pobre y rico, y descripciones
adicionales—tales como muy pobre—también se
aplican, de modo que estas cifras deben tomarse
como meros indicadores de rangos.
La determinación de las propiedades de los
fluidos puede ser importante en cualquier yacimiento, pero desempeña un rol particularmente
vital en los yacimientos de gas condensado. Por
ejemplo, la relación gas/condensado juega un
5. En este artículo, los volúmenes de gas se dan en las
condiciones que se consideran estándar en el punto de
medición, lo que no sucede alrededor del pozo. Las
conversiones entre unidades métricas y unidades de
campos petroleros son volumétricas.
6. Para obtener más información sobre sistemas de
levantamiento artificial, consulte: Fleshman R, Harryson y
Lekic O: “Artificial Lift for High-Volume Production,”
Oilfield Review 11, no. 1 (Primavera de 1999): 48–63.
18
papel importante en lo que respecta a la estimación del potencial de ventas tanto de gas como de
líquido, necesarias para dimensionar las instalaciones de procesamiento de superficie. La cantidad de líquido que puede encontrarse inmovilizado en un campo, también es un aspecto económico esencial. Éstas y otras consideraciones,
tales como la necesidad de contar con tecnologías de levantamiento artificial y estimulación de
pozos, dependen de la extracción precisa de
muestras de fluido. Los errores pequeños producidos en el proceso de toma de muestras, tales
como la recolección de un volumen de líquido
incorrecto, pueden traducirse en errores significativos en el comportamiento medido, de modo
que la extracción de muestras debe hacerse con
sumo cuidado (véase “Extracción de muestras
para la determinación de las propiedades de los
fluidos,” próxima página).
Una vez que los fluidos del yacimiento ingresan en un pozo, tanto las condiciones de temperatura como las condiciones de presión pueden
variar. El líquido condensado puede producirse
dentro del pozo; sin embargo, también puede acumularse en el fondo como resultado de los cambios producidos en las condiciones imperantes en
el pozo. Si el gas no tiene suficiente energía como
para transportar el líquido a la superficie, se produce la carga o retorno del líquido en el pozo porque el líquido es más denso que la fase gaseosa
que viaja con él. Si el líquido retorna por el pozo,
el porcentaje de líquido aumentará pudiendo
finalmente restringir la producción. Es de hacer
notar que las tecnologías de levantamiento artificial por gas y bombeo que se utilizan para contrarrestar este comportamiento no se abordarán en
este artículo.6
Oilfield Review

4. Extracción de muestras para la determinación de las propiedades de los fluidos
La composición de los fluidos se determina
obteniendo una muestra representativa de
fluido de yacimiento. Las muestras de superficie pueden obtenerse en forma relativamente
fácil a través de la recolección de muestras de
líquido y gas desde separadores de prueba o
de producción. Luego, las muestras se recombinan en un laboratorio. Sin embargo, el
resultado puede ser no representativo de las
condiciones del yacimiento, particularmente
cuando se extraen muestras de un yacimiento
de gas condensado. La recombinación de
muestras de gas y líquido en una relación
incorrecta, cambios en las condiciones de
producción existentes antes o durante la
extracción de las muestras, y la mezcla de
fluidos de zonas con diferentes propiedades,
son algunos ejemplos de problemas potenciales. Si el contenido de líquido es bajo cuando
se toman las muestras de superficie, una
pequeña pérdida del líquido en los tubulares
o en los separadores de producción podría
hacer que la muestra de condensado resultara no representativa del fluido de formación.
Las muestras de fluidos de los yacimientos
de gas condensado también pueden tomarse
en el fondo del pozo. Esto resulta práctico y
conveniente si la presión de flujo del pozo es
superior a la presión del punto de rocío; sin
embargo, en general no se recomienda si la
presión, en cualquier punto de la tubería de
producción, es menor que la presión del punto
de rocío. En esa condición, el flujo en el pozo
es bifásico. Cualquier líquido que se forme en
la tubería de producción durante o antes del
proceso de extracción de muestras puede segregarse en el extremo inferior de la sarta de
producción—donde un tomador de muestras
de fondo de pozo recoge los fluidos—lo que
puede conducir a una muestra no representativa con demasiados componentes más pesados.
Los probadores de formación operados con
cable han mejorado significativamente en la
última década. El Probador Modular de la
Dinámica de la Formación MDT recolecta los
fluidos insertando una probeta en las paredes
de un pozo sin entubar y extrayendo los fluidos
de una formación.1 El Analizador de Fluidos
Vivos LFA de la herramienta mide la limpieza
de la contaminación producida por los fluidos
de perforación a base de aceite o por los
fluidos de terminación de pozos, minimizando
el tiempo de espera y asegurando la calidad de
las muestras.2 El detector LFA proporciona
además una indicación de la cantidad de
metano, de otros componentes livianos y de
líquidos. A partir de estos datos, la relación
metano/líquido provee una medida de la
relación gas/condensado; consideración
importante para la evaluación económica
inicial de un área prospectiva. El análisis
también puede mostrar zonas con diferentes
composiciones o gradientes composicionales.
Los datos medidos con la herramienta MDT
se transmiten a la superficie de inmediato,
para poder tomar decisiones relacionadas con
la extracción de muestras en base al conocimiento de la composición aproximada y la
presión del yacimiento, otro parámetro medido.
En cada profundidad de prueba deseada es posible tomar muestras de fluido antes de desplazarse a otro punto de prueba de fondo de pozo.
En lo que respecta al gas condensado que
se encuentra a presiones superiores al punto
de rocío en el yacimiento, es importante
recolectar y conservar el fluido en estado
monofásico. Si la presión del fluido cae por
debajo del punto de rocío, puede llevar mucho
1. Andrews RJ, Beck G, Castelijns K, Chen A, Cribbs ME,
Fadnes FH, Irvine-Fortescue J, Williams S, Hashem M,
Jamaluddin A, Kurkjian A, Sass B, Mullins OC, Rylander
E y Van Dusen A: “Cuantificación de la contaminación
utilizando el color del crudo y del condensado,”
Oilfield Review 13, no. 3 (Invierno de 2001/2002): 24–43.
2. Betancourt S, Fujisawa G, Mullins OC, Carnegie A,
Dong C, Kurkjian A, Eriksen KO, Haggag M, Jaramillo
AR y Terabayashi H: “Análisis de hidrocarburos en el
pozo,” Oilfield Review 15, no. 3 (Invierno de 2003/2004):
60–69.
3. Jamaluddin AKM, Ross B, Calder D, Brown J y Hashem
M: “Single-Phase Bottomhole Sampling Technology,”
Journal of Canadian Petroleum Technology 41, no. 7
(Julio de 2002): 25–30.
4. Jamaluddin AKM, Dong C, Hermans P, Khan IA,
Carnegie A, Mullins OC, Kurkjian A, Fujisawa G,
Nighswander J y Babajan S: “Real-Time and On-Site
Reservoir Fluid Characterisation Using Spectral
Analysis and PVT Express,” Australian Petroleum
Production & Exploration Association Journal (2004):
605–616.
5. La nomenclatura “composición hasta C30+” indica que
los compuestos que poseen hasta 29 átomos de
carbono son diferenciados por separado, combinándose
el resto en una fracción indicada como C30+.
Primavera de 2006
tiempo recombinar la muestra. Peor aún,
algunos cambios que se producen en una
muestra durante su traslado a la superficie
pueden ser irreversibles. Con evidencias
acerca de cuándo un fluido atraviesa su punto
de rocío, la medición LFA puede indicar
cuándo la caída de presión es demasiado
grande y debiera reducirse antes de la
extracción de las muestras, a fin de mantener
la presión por encima del punto de rocío.
Una muestra obtenida en estado monofásico
debe mantenerse en dicho estado cuando se la
lleva a la superficie. Para ello se dispone de
botellas de muestreo MDT especiales. Una
botella monofásica utiliza un colchón de
nitrógeno para incrementar la presión en el
fluido muestreado.3 La muestra se enfría
cuando se la lleva a la superficie, pero el
colchón de nitrógeno de la muestra mantiene
su presión por encima del punto de rocío.
En la mayoría de los casos, el servicio de
análisis de fluidos en la localización del pozo
PVT Express puede proveer datos de las
propiedades de los fluidos en el sitio del pozo
en unas 24 horas, lo que ahorra las semanas o
meses que demanda la obtención de resultados
en un laboratorio.4 Los sistemas PVT Express
pueden medir la relación gas/líquido, la
presión de saturación—presión del punto de
burbujeo o presión del punto de rocío—la
composición hasta C30+, la densidad del fluido
del yacimiento, la viscosidad y la contaminación producida por el lodo a base de aceite.5
Estas mediciones son críticas porque una
compañía operadora puede utilizarlas en forma
inmediata para tomar la decisión de terminar o
probar un pozo. La ejecución rápida resulta
crucial si se perfora un pozo de exploración o
de desarrollo con un costoso equipo de
perforación marino. Más adelante se pueden
obtener análisis más completos evaluando
muestras enviadas a un laboratorio.
Con el conocimiento básico del lugar y la
forma en que el condensado se separa de la
fase gaseosa, los ingenieros pueden concebir
formas de optimizar la producción de gas y
condensado.
19

5. Permeabilidad relativa
1.0
k rg
0.5
k ro
0
0
0.5
1.0
Saturación de condensado
krg
So
Grano de
arenisca
Canal de flujo
de gas
Canal de flujo de
condensado
kro
Distancia al pozo
> Formación del bloque de condensado. Cuando
la presión de fondo de pozo cae por debajo del
punto de rocío, el condensado se separa de la
fase gaseosa. Las fuerzas capilares favorecen el
contacto del condensado con los granos (inserto,
a la derecha). Luego de un breve período transitorio, la región alcanza una condición de flujo en
estado estacionario con el gas y el condensado
fluyendo (inserto, extremo superior). La saturación de condensado, So, es mayor cerca del pozo
porque la presión es más baja, lo que implica
más condensación de líquido. La permeabilidad
relativa al petróleo, kro, aumenta con la saturación. La reducción de la permeabilidad relativa
al gas, krg, cerca del pozo, ilustra el efecto de la
formación del bloque. El eje vertical, representado por un pozo, es sólo esquemático.
Gotas de rocío en un yacimiento
Cuando se forma por primera vez en un yacimiento de gas, el líquido condensado es inmóvil
debido a las fuerzas capilares que actúan sobre
los fluidos. Es decir, una gota microscópica de
líquido, una vez formada, tenderá a quedarse
atrapada en los poros o gargantas de poros pequeñas. Incluso en el caso de los gases condensados ricos, con una condensación sustancial de
líquido, la movilidad del condensado, que es la
relación entre la permeabilidad relativa y la viscosidad, sigue siendo insignificante lejos de los
pozos. En consecuencia, el condensado que se
forma en la mayor parte del yacimiento se pierde
en la producción a menos que el plan de explotación del yacimiento incluya el reciclaje del gas.
El efecto de esta condensación sobre la movilidad del gas es habitualmente despreciable.
Cerca de un pozo productor, la situación es
diferente. Cuando la presión de fondo de pozo
cae por debajo del punto de rocío, se forma un
sumidero en la región vecina al pozo. A medida
que el gas ingresa en el sumidero, el líquido se
condensa. Luego de un breve período transitorio,
se acumula suficiente líquido como para que su
20
movilidad se vuelva significativa. El gas y el líquido compiten por las trayectorias de flujo, como lo
describe la relación entre sus correspondientes
permeabilidades relativas. La formación de un
bloque de condensado es el resultado de la
reducción de la movilidad del gas en las adyacencias de un pozo productor por debajo del
punto de rocío (izquierda).
La caída de la presión del yacimiento por
debajo del punto de rocío tiene dos resultados
principales, ambos negativos: la producción de
gas y condensado declina debido a la formación
de un bloque de condensado en la región vecina
al pozo y el gas producido contiene menos fracciones pesadas valiosas debido a la condensación
a través de todo el yacimiento, donde el condensado tiene una movilidad insuficiente como para
fluir en dirección hacia el pozo.
Grandes pérdidas de productividad han sido
reportadas en pozos de campos de gas condensado. En el Campo Arun, operado por Mobil, ahora
ExxonMobil, la pérdida en ciertos pozos era superior al 50%.7 En otro ejemplo, Exxon, ahora
ExxonMobil, reportó el caso de dos pozos ahogados debido a la formación de un bloque de condensado.8 Shell y Petroleum Development Oman
reportaron una pérdida de productividad del 67%
en los pozos de dos campos petroleros.9
En otro campo, se reportó la inversión de la
declinación de la productividad inicial. La productividad de los pozos en el yacimiento de gas condensado moderadamente rico declinó rápidamente cuando las presiones de fondo de pozo cayeron
por debajo del punto de rocío. Esta declinación
continuó hasta que la presión en todo el yacimiento cayó por debajo del punto de rocío, por lo
que la productividad del gas comenzó a incrementarse. El modelado composicional indicó que la
saturación del condensado aumentaba cerca de
los pozos hasta un 68% aproximadamente, reduciéndose la permeabilidad del gas y, en consecuencia, su productividad. No obstante, al caer la
presión en todo el yacimiento por debajo del
punto de rocío, algo de líquido se condensaba en
todas partes. El gas que se desplazaba en dirección al pozo era más pobre y tenía menos condensado para acumular en la región vecina al pozo, lo
que se tradujo en una reducción de la saturación
del condensado a un 55% aproximadamente y condujo a un aumento de la productividad del gas.10 El
bloque de condensado se redujo al aumentar la
movilidad del gas en la región vecina al pozo.
Bloque de condensado
No todos los yacimientos de gas condensado
están limitados por presión debido a la formación de un bloque de condensado en la región
vecina al pozo, aunque todos estos campos expe-
rimentarán este fenómeno. El grado en que la
segregación de condensado constituye un problema para la producción, depende de la relación
entre la caída de presión experimentada dentro
del yacimiento y la caída de presión total que se
produce desde las áreas lejanas del yacimiento
hasta un punto de control en la superficie.
Si la caída de la presión del yacimiento es significativa, la caída de presión adicional debida a la
segregación de condensado puede ser muy importante para la productividad del pozo. Esta condición es típica en formaciones con un valor bajo de
la capacidad de flujo, que es el producto de la permeabilidad por el espesor neto de la formación
(kh). Contrariamente, si en el yacimiento se produce una pequeña fracción de la caída de presión
total, lo que es habitual en formaciones con valores de kh altos, la caída de presión adicional producida en el yacimiento como consecuencia del
bloque de condensado tendrá probablemente
poco impacto sobre la productividad de los pozos.
Como pauta general, se puede asumir que el bloque de condensado duplica la caída de presión en
el yacimiento para la misma tasa de flujo.
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 (próxima página).11
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 encima del 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 lugar donde 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 de 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 del 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
Oilfield Review

6. Pozo
Presión
Presión del yacimiento
PD
PBH
Presión del punto de rocío
2
1
r1
3
Distancia
> Tres regiones de yacimiento. El comportamiento de los campos de gas
condensado puede dividirse en tres regiones cuando la presión de fondo
de pozo, PBH, cae por debajo de la presión del punto de rocío, PD. Lejos de
un pozo productor (3), donde la presión del yacimiento es mayor que PD,
sólo hay una fase de hidrocarburo presente: gas. Más cerca del pozo (2),
existe una región entre la presión del punto de rocío y el punto, r1, en la
que el condensado alcanza la saturación crítica para iniciar el flujo. En
esta región de segregación de condensado, se encuentran presentes
ambas fases, pero sólo fluye gas. Cuando la saturación del condensado
excede la saturación crítica, ambas fases fluyen hacia el pozo (1).
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 contienen 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.12 Esta condición simplifica la relación existente entre la permeabilidad
relativa al gas y la permeabilidad relativa al petróleo, lo que hace que la relación entre ambas sea
una función de las propiedades PVT.
No obstante, en la región vecina al pozo se
producen efectos de permeabilidad relativa adicionales porque la velocidad del gas, y en consecuencia la fuerza viscosa, es extrema. La relación
entre la fuerza viscosa y la fuerza capilar se denomina número capilar.13 Las condiciones del gradiente de presión producidas por la alta velocidad o la baja tensión interfacial poseen números
capilares altos, lo que indica que predominan las
fuerzas viscosas y que la permeabilidad relativa
7. Afidick et al, referencia 1.
8. Barnum RS, Brinkman FP, Richardson TW y Spillette AG:
“Gas Condensate Reservoir Behaviour: Productivity and
Recovery Reduction Due to Condensation,” artículo de la
SPE 30767, presentado en la Conferencia y Exhibición
Técnica Anual de la SPE, Dallas, 22 al 25 de octubre de
1995.
9. Smits RMM, van der Post N y al Shaidi SM: “Accurate
Prediction of Well Requirements in Gas Condensate
Fields,” artículo de la SPE 68173, presentado en la
Exhibición del Petróleo de Medio Oriente de la SPE,
Bahrain, 17 al 20 de marzo de 2001.
10. El-Banbi AH, McCain WD Jr y Semmelbeck ME:
“Investigation of Well Productivity in Gas-Condensate
Reservoirs,” artículo de la SPE 59773, presentado en el
Simposio de Tecnología del Gas de las SPE/CERI,
Calgary, 3 al 5 de abril de 2000.
11. Fevang Ø and Whitson CH: “Modeling Gas-Condensate
Well Deliverability,” SPE Reservoir Engineering 11, no. 4
(Noviembre de 1996): 221–230.
12. En una condición de expansión a composición constante,
el fluido se expande con la declinación de la presión
pudiéndose formar dos fases, pero no se remueve ningún
componente. Esto contrasta con la segunda región, que
se considera una región de agotamiento del volumen
constante, porque la fase líquida que se forma se separa
de la fase gaseosa y queda atrapada.
13. Henderson GD, Danesh A, Tehrani DH y Al-Kharusi B:
“The Relative Significance of Positive Coupling and
Inertial Effects on Gas Condensate Relative
Permeabilities at High Velocity,” artículo de la SPE 62933,
presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual
de la SPE, Dallas, 1° al 4 de octubre de 2000.
Whitson CH, Fevang Ø y Sævareid A: “Gas Condensate
Relative Permeability for Well Calculations,” artículo de
la SPE 56476, presentado la Conferencia y Exhibición
Técnica Anual de la SPE, Houston, 3 al 6 de octubre de
1999.
14. Forchheimer PH: “Wasserbewegung durch Boden,”
Zeitschrift ver Deutsch Ingenieur 45 (1901): 1782–1788.
15. Barree RD y Conway MW: “Beyond Beta Factors: A
Complete Model for Darcy, Forchheimer, and TransForchheimer Flow in Porous Media,” artículo de la SPE
89325, presentado en la Conferencia y Exhibición
Técnica Anual de la SPE, Houston, 26 al 29 de
septiembre de 2004.
Primavera de 2006
al gas es mayor que el valor que se registra con
tasas de flujo más bajas.
A velocidades de flujo aún más altas, en la zona
más cercana al pozo, el efecto inercial o efecto de
Forchheimer reduce de alguna manera la permeabilidad relativa al gas.14 La base de este efecto es
el arrastre inicial que se produce cuando el fluido
se acelera para atravesar las gargantas de poros y
luego disminuye la velocidad una vez que ingresa
en un cuerpo poroso.15 El resultado es una permeabilidad aparente más baja que la que podría
esperarse a partir de la ley de Darcy. Este efecto se
conoce normalmente como flujo no darciano.
El impacto global de los dos efectos producidos por la alta velocidad es usualmente positivo,
lo que reduce el impacto del bloque de condensado. Se necesitan experimentos de impregnación de núcleos de laboratorio para medir el
efecto inercial y el efecto del número capilar
sobre la permeabilidad relativa.
Si bien la primera indicación de la presencia
de un bloque de condensado es habitualmente
una declinación de la productividad, su presencia
a menudo se determina mediante pruebas de presión transitoria. Se puede interpretar una prueba
de incremento de presión para mostrar la distribución del líquido antes de cerrar el pozo. El comportamiento a corto plazo en la prueba de presión
transitoria refleja las condiciones existentes en la
región vecina al pozo. El bloque de condensado se
indica por la existencia de un gradiente de presión más pronunciado cerca del pozo. Con tiempos de prueba más prolongados, la permeabilidad
efectiva del gas lejos del pozo domina la respuesta; la permeabilidad puede determinarse a partir
de la curva de la derivada del cambio de presión
en un gráfico doble logarítmico de los cambios de
pseudo-presión y tiempo de cierre. Si la prueba se
prolonga suficiente tiempo—y ese tiempo de
prueba de cierre depende de la permeabilidad de
la formación—las propiedades del flujo lejos del
pozo serán evidentes.
Manejo de yacimientos de gas condensado
Históricamente, los líquidos condensados han
sido significativamente más valiosos que el gas,
situación que se mantiene en algunos lugares
alejados de los mercados de gas o de los sistemas
de transporte. El diferencial de precios motivó
que el reciclaje del gas se convirtiera en una
práctica común. La inyección de gas seco en una
formación para mantener la presión del yacimiento por encima del punto de rocío desplaza
lentamente las valiosas fracciones pesadas que
aún se encuentran en solución en el gas del yacimiento. Con el tiempo, el yacimiento es purgado;
es decir, el gas seco o pobre es producido a una
presión de fondo de pozo baja.
21

7. Komi
U
R
S
I
A
Componente
Litotipo
Porosidad fina, microvacuolas,
microfracturado
Poroso, microvacuolas, microfracturado
Fracturado, microvacuolas, poroso
Permeabilidad, mD Porosidad, %
<0.1
0.1 a 3
0.01 a 0.1
0.1 a 4513
3a6
>6
C1
C2
C3
C4
C5+
N2
Composición
molar, %
74.6
8.9
3.8
1.8
6.4
4.5
N
0
0
km
4
mi
4
> Campo Vuktyl, Rusia. El Campo Vuktyl, situado en la República de Komi en el oeste de Rusia (extremo
superior), corresponde a un anticlinal de 80 km [50 mi] de largo y hasta 6 km [3.7 mi] de ancho (extremo
inferior). Los números romanos denotan las áreas de recolección de las instalaciones de procesamiento
de gas. El fluido predominante es el metano [C1], pero con una cantidad significativa de componentes
de hidrocarburos intermedios y nitrógeno (tabla, a la derecha). El campo posee tres litotipos (tabla, a la
izquierda).
El precio del gas ha subido hasta alcanzar un
valor que hace que el proceso de re-inyección se
convierta en una estrategia menos atractiva,
salvo que el fluido sea muy rico en fracciones
pesadas. El proceso de inyección de gas ahora se
utiliza más comúnmente como actividad temporaria, hasta que se construye una línea de conducción u otro mecanismo de transporte, o como
actividad estacional durante períodos de escasa
demanda de gas.
Los operadores trabajan además, para superar los problemas que traen aparejados los bloques de condensado. Algunas técnicas son las
mismas en un campo de gas condensado que en
un campo de gas seco. El fracturamiento hidráulico es la tecnología de mitigación más comúnmente utilizada en los yacimientos siliciclásticos
y la acidificación en los yacimientos carbonatados. Ambas técnicas aumentan el área de contacto efectivo con una formación. La producción
puede mejorarse con menos caída de presión en
la formación. Para ciertos campos de gas con-
22
densado, una menor caída de presión significa
que la producción en estado monofásico por encima de la presión del punto de rocío, puede extenderse por más tiempo.
No obstante, el fracturamiento hidráulico no
genera un conducto que se extienda más allá del
área de incremento de la saturación de condensado, al menos no por mucho tiempo. Cuando la
presión en la formación descienda por debajo del
punto de rocío, la saturación aumentará alrededor de la fractura como lo hizo alrededor del pozo.
Los pozos horizontales o inclinados también
se están utilizando para aumentar el área de contacto dentro de las formaciones. El condensado
se sigue acumulando en torno a estos pozos más
largos pero su acumulación demanda más tiempo. La productividad de los pozos permanece alta
durante más tiempo; sin embargo, el beneficio
debe considerarse en función del incremento del
costo del pozo.
Algunos operadores han probado cerrar los
pozos para dar tiempo a que el gas y el conden-
sado se recombinen, pero el comportamiento de
fase de fluidos generalmente no favorece este
procedimiento. La separación de un fluido en
una fase gaseosa y una fase líquida en la región
bifásica del diagrama de fases sucede rápidamente y luego las fases tienden a segregarse, ya
sea dentro de los poros o en una escala más grande. Esta separación de fases retarda notablemente el proceso inverso de recombinación de
gas y líquido. Esta inversión requiere el contacto
inmediato entre la fase gaseosa y la fase líquida.
Otra alternativa, el método de inyección cíclica y producción de un pozo, a veces conocido
como inyección intermitente, utiliza gas seco
para vaporizar el condensado acumulado alrededor de un pozo y luego producirlo. Esto puede
aportar beneficios en términos de incremento de
la productividad a corto plazo, pero el bloque
retorna cuando la producción comienza nuevamente y la presión de formación cae por debajo
de la presión del punto de rocío de la mezcla de
gas que se tenga en ese momento.
En una prueba efectuada en el Campo
Hatter’s Pond, situado en Alabama, EUA se inyectó metanol como solvente. En este campo, la producción de gas condensado proviene principalmente de la arenisca Norphlet inferior, pero el
campo también produce de la dolomía
Smackover. Los pozos del Campo Hatter’s Pond
tienen una profundidad de aproximadamente
5,490 m [18,000 pies], con unos 60 a 90 m [200 a
300 pies] de espesor productivo neto. La productividad del gas ha declinado en un factor de tres
16. Al-Anazi HA, Walker JG, Pope GA, Sharma MM y
Hackney DF: “A Successful Methanol Treatment in a
Gas-Condensate Reservoir: Field Application,” artículo
de la SPE 80901, presentado en el Simposio de
Producción y Operaciones de la SPE, Oklahoma City,
Oklahoma, EUA, 22 al 25 de marzo de 2003.
17. En un desplazamiento miscible, un solvente permite que
los fluidos se mezclen libremente en una mezcla homogénea. La miscibilidad con contactos múltiples requiere
suficiente transferencia de masa entre el solvente y los
hidrocarburos para lograr la miscibilidad.
18. Al-Anazi et al, referencia 16.
19. Zhabrev IP (ed): Gas and Gas-Condensate Fields—Libro
de referencia. Moscú: Nedra, 1983 (en Ruso).
Ter-Sarkisov RM: The Development of Natural Gas Fields.
Moscú: Nedra, 1999 (en Ruso).
La conversión de masa a volumen se basa en una
densidad de condensado de 8.55 bbl/ton.
20. Vyakhirev RI, Gritsenko AI y Ter-Sarkisov RM: The
Development and Operation of Gas Fields. Moscú:
Nedra, 2002 (en Ruso).
21. Ter-Sarkisov RM, Gritsenko AI y Shandrygin AN:
Development of Gas Condensate Fields Using
Stimulation of Formation. Moscú: Nedra, 1996 (en Ruso).
Vyakhirev et al, referencia 20.
22. Para obtener más información sobre el rol del propano
en la reducción del punto de rocío de un campo de gas
condensado, consulte: Jamaluddin AKM, Ye S, Thomas J,
D’Cruz D y Nighswander J: “Experimental and
Theoretical Assessment of Using Propane to Remediate
Liquid Buildup in Condensate Reservoirs,” artículo de la
SPE 71526, presentado en la Conferencia y Exhibición
Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, 30 de
septiembre al 3 de octubre de 2001.
Oilfield Review

8. a cinco, debido a la presencia de bloques de condensado y agua. El operador, Texaco (ahora
Chevron), bombeó 160 m3 [1,000 bbl] de metanol
por la tubería de producción a un régimen de 0.8
a 1.3 m3/min [5 a 8 bbl/min] en las formaciones de
baja permeabilidad.16 El tratamiento con metanol
remueve tanto el petróleo como el agua, a través
de un desplazamiento miscible con contactos
múltiples.17 Como resultado del tratamiento, la
producción de gas aumentó en un factor de tres
inicialmente y luego se estabilizó en 14,160 m3/d
[500,000 pies3/d]; un factor de dos con respecto
al régimen previo al tratamiento. La producción
de condensado se duplicó, alcanzando 25 m3/d
[157 bbl/d]. Tanto el régimen de producción de
gas como el de producción de condensado persistieron durante más de 10 meses después del tratamiento.18
Se han sugerido métodos de tratamiento para
remover los bloques de condensado a través de la
inyección de surfactantes mezclados con solventes para alterar la preferencia de la mojabilidad
en el yacimiento. Este tema será analizado más
adelante en este artículo.
Removilización del condensado inmovilizado
El campo de gas condensado Vuktyl, situado en la
República de Komi, en Rusia, ha estado en producción desde el año 1968. Si bien la productividad no fue severamente impactada por la presencia de bloques de condensado en el campo, un
volumen significativo de condensado se ha acumulado en el yacimiento carbonatado. En este
campo se implementaron varios proyectos piloto
de recuperación de condensado.
El campo corresponde a un largo anticlinal y
su producción proviene de las secuencias
Moscow y Bashkir del Carbonífero Medio (página
anterior). La estructura, de 1,440 m [4,724 pies]
de espesor, está compuesta por una alternancia
de capas de caliza y dolomía cuyo espesor promedio entre capas es de 1.5 m [5 pies]. Si bien
las propiedades del yacimiento varían considerablemente a lo largo del campo, éste ha sido dividido en siete secuencias productivas de tres tipos
básicos. Los tres tipos poseen microfracturas y
porosidad microvacuolar. Los poros finos, la baja
permeabilidad y la baja porosidad caracterizan el
primer tipo. El tercer tipo posee fracturas suficientemente grandes como para contribuir a la
permeabilidad. El otro tipo es intermedio.
En el momento del descubrimiento, las condiciones del yacimiento correspondían a una presión de 5,200 lpc [36 MPa] y una temperatura de
61°C [142°F], con una saturación de gas inicial
del 77.5% y un pequeño borde con petróleo liviano. El volumen de gas inicial en sitio era de aproximadamente 430 x 109 m3 [15 x 1012 pies3] y el
Primavera de 2006
Pozo inyector
Pozo de observación
Pozo productor
Área piloto
64
2,800
2,700
91
90
66
159
257
102
101
15
86
93
95
103
GPF -1
104
92
38
256
3,000 m
2,900
2,600
2,500
2,400
105
106
12
2,300
264
19
> Vista en planta a la profundidad del tope de la formación, en un proyecto
piloto de inyección de solvente cerca de la instalación de procesamiento
de gas número 1 (GPF-1). Se inyectó propano y butano en el Pozo 103,
seguidos de gas del separador. El área de estudio piloto está compuesta
por seis pozos productores—designados con los números 91, 92, 93, 104,
105 y 106—y tres pozos de observación—designados con los números 38,
256 y 257. Sólo se observó y se produjo solvente de los dos pozos de
observación más cercanos: 38 y 256.
volumen de condensado inicial, de unos 142
millones de toneladas métricas [1,214 millones
de barriles].19 La relación inicial estable de producción de gas/condensado era de 360 g/m3 [87.1
bbl por millón de pies3].20 El campo posee un
acuífero subyacente, pero el empuje de agua era
insignificante y lateralmente cambiante.
La compleja geología del campo, incluyendo
las zonas de alta permeabilidad que podrían
haber actuado como zonas de pérdida de circulación, condujo al operador, Gazprom, a desarrollarlo sin reciclaje del gas, utilizando la expansión como mecanismo de producción primaria.
Aproximadamente 170 pozos verticales, con un
espaciamiento típico de 1,000 a 1,500 m [3,280 a
4,920 pies], se colocaron en una reticulado triangular irregular. La mayoría de los pozos de producción poseían tubería de revestimiento intermedia
de 10 pulgadas y tubería de revestimiento de producción de 65⁄8 pulgadas. En varios pozos prolíficos
se utilizó tubería de revestimiento de producción
más grande, de 75⁄8 pulgadas, admitiendo tubería
de producción de 45⁄8 pulgadas. Las terminaciones
de pozos típicas en la zona productiva de 500 a
800 m [1,640 a 2,625 pies] involucraron tubería de
revestimiento disparada, pero en algunos pozos se
utilizaron terminaciones con filtro o terminaciones a agujero descubierto. Los pozos productores
más profundos se perforaron entre aproximadamente 100 y 150 m [328 y 492 pies] por encima del
contacto agua-gas. Un tratamiento con ácido clorhídrico en dos etapas fue el principal método de
estimulación de pozos utilizado.
Al cabo de nueve años, la meseta de producción fue de 19 x 109 m3/año [671 x 109 pies3/año].
Durante el sexto año de desarrollo se registró
una producción estable máxima de condensado
de 4.2 millones de toneladas/año [36 millones de
barriles/año].
Actualmente, el Campo Vuktyl se encuentra
en su fase de desarrollo final. La presión del yacimiento oscila entre 508 y 725 lpc [3.5 y 5 MPa].
Las recuperaciones aproximadas del campo
corresponden a 83% del gas y 32% del condensado, de manera que aproximadamente 100 millones de toneladas [855 millones de barriles] de
condensado permanecen en el campo.
Especialistas de Severgazprom, una parte de
la corporación de gas rusa Gazprom, y los institutos VNIIGAZ y SeverNIPIgaz llevaron a cabo una
serie de proyectos piloto en el Campo Vuktyl para
recuperar condensado adicional. En 1988, la
compañía puso en marcha el primer experimento piloto, utilizando un solvente para recuperar
el condensado inmovilizado.21 El proyecto piloto
incluyó seis pozos productores, un pozo de inyección y tres pozos de observación (arriba). El solvente, 25,800 toneladas [293,000 bbl en condiciones de formación] de una mezcla de propano
[C3] y butano [C4], se inyectó en la formación
seguido de 35 millones de m3 [1.24 x 109 pies3] de
gas separador.22 El objetivo era recuperar el condensado a través del desplazamiento miscible del
banco de solvente.
Las observaciones geofísicas realizadas
durante el experimento indicaron que el solvente y el gas inyectado ingresaron en los intervalos
productivos del pozo de inyección en forma irregular. Los análisis de componentes de las muestras tomadas en los pozos de producción y de
observación indicaron que el solvente y el gas
inyectado irrumpieron sólo en los dos pozos de
observación más cercanos y en ninguno de los
pozos de producción. En estos pozos de observa-
23

9. ción se notaron dos episodios, un cambio en la
relación gas/condensado de 43 a 65 g/m3 [10.4 a
15.7 bbl por millón de pies3] con una declinación
hasta alcanzar la relación inicial, seguida de un
segundo incremento de 43 a 54 g/m3 [a 13 bbl por
millón de pies3].
Los registros de producción de los pozos de
observación revelaron la presencia de flujo bifásico—gas y solvente—sólo en la porción inferior de
la sección productiva. En general, 95% del solvente fue producido desde los dos pozos de observación, pero la recuperación de condensado fue de
sólo 0.4% aproximadamente. La conclusión del
estudio piloto fue que el banco de propano y buta-
no como solvente no demostró ser suficientemente efectivo en la recuperación del condensado.
En el año 1993, se implementó un método de
recuperación diferente en el Campo Vuktyl: la
inyección de gas seco. El gas, proveniente de una
línea de conducción troncal que parte del distrito de Tyumen, se inyecta bajo una presión de
gasoducto que oscila entre 780 y 1,070 lpc [5.4 y
7.4 MPa], sin compresión local.23 El gas de formación, que se encuentra en equilibrio con el
condensado retrógrado, es reemplazado por el gas
seco inyectado. Los componentes C2 a C4 livianos
y las fracciones C5+ intermedias se evaporan en
el gas seco.24 De este modo, se mejora la recupe-
2,700 m
2,600
2,500
2,400
2,300
2,200
2,100
100
Pozo inyector
Pozo productor
Área piloto
128
131/150
158
127
2,100
2,200
2,300
132
151
254
195
273
269
7
270
129
133
130
3
30
2
20
10
0
Fracción de gas, %
40
1
Composición molar, %
4
0
Oct
93
Ene Abril
94
94
Julio
94
Oct
94
Ene
95
Abril
95
Julio
95
Oct
95
Ene
96
Abril Julio
96
96
Oct
96
Ene
97
Abril Julio
97
97
Oct
97
Ene
98
Fecha
Componente a partir del:
Gas seco,
millón de m3
Gas inyectado
Gas producido
C2 a C4 producidos
C5+ producido
Gas de
formación,
millón de m3
10,035
7,366
5,973
Gas de
formación, miles
de toneladas
Condensado
inmovilizado,
miles de toneladas
1,996
380
238
208
> Proyecto piloto de inyección de gas seco. El gas del separador inyectado en tres pozos—designados con los números 269, 270 y 273—vaporizó el condensado inmovilizado para lograr la producción
de los pozos adyacentes (extremo superior). El gas seco (azul) irrumpió a los pocos meses de la
puesta en marcha del proyecto piloto (centro). El nitrógeno presente en el gas producido (verde) se
redujo gradualmente, lo que indicó que se estaba produciendo menos gas de formación. La fracción
de C5+ líquida (rojo) indica una declinación lenta después de la irrupción de gas. Los resultados
muestran una producción significativa de gas de formación y de componentes livianos (C2 a C4) e
intermedios (C5+), tanto a partir del gas de formación producido como del condensado inmovilizado
que ha sido removilizado (tabla, extremo inferior).
24
ración tanto a través de la producción de más gas
de formación, que sigue conteniendo componentes distintos del metano, como mediante la vaporización de los líquidos inmovilizados y su producción junto con el gas inyectado. Además, el
gas inyectado no causa ningún problema a las instalaciones de producción en el momento de su
irrupción. No obstante, se debe inyectar un volumen significativo de gas seco para producir cantidades tangibles de condensado.
Los ingenieros monitorearon el proceso tanto
en los pozos de inyección como en los pozos de
producción, utilizando cromatografía gas-líquido
y cromatografía de adsorción de gas (izquierda).25
Dado que el gas de inyección no contenía nitrógeno, se utilizó el contenido de nitrógeno como
indicador de la presencia de gas de formación.26
El programa de prueba piloto de 1993 se
expandió a otras localizaciones piloto en 1997,
2003 y 2004. Para mediados del año 2005, el operador había inyectado 10 x 109 m3 [354 x 109 pies3]
de gas seco en los pozos piloto, recuperando un
volumen significativo de líquido. La comparación
de la recuperación con estimaciones de la producción obtenida a través del mecanismo de expansión solamente, indicó que el área piloto produjo
785 mil toneladas [9.45 millones de bbl] de C2 a C4
y 138 mil toneladas [1.22 millón de bbl] de C5+
adicionales.27
Los operadores también implementaron proyectos piloto compuestos de un solo pozo en el
Campo Vuktyl. Si bien el bloque de condensado
no era suficientemente severo para causar una
caída alarmante de la productividad de este
campo, el operador intentó hallar alternativas
para contrarrestar el incremento de la saturación producido en torno a los pozos. El tratamiento incluyó la inyección de solvente—una
mezcla de etano y propano—en un pozo, seguido
de gas seco. Luego de un suficiente volumen de
inyección, el pozo fue puesto en producción nuevamente.
Cuando el solvente entra en contacto con el
condensado atrapado, el solvente, el gas de formación y el condensado se mezclan libremente
para formar una sola fase. El gas seco que sigue
puede mezclarse libremente con la mezcla de
solvente. De este modo, cuando el pozo vuelve a
producir, el gas inyectado, el solvente y el condensado son producidos como un fluido simple.
Como resultado, la saturación del condensado en
la zona tratada es nula o casi nula. Cuando el gas
de formación siga nuevamente a la mezcla a través de la zona tratada, se volverá a formar una
zona de incremento de la saturación del condensado, pero la productividad del pozo se podrá
mejorar mediante tratamientos periódicos.
Oilfield Review

10. (P 2Yacimiento - P 2Fondo de pozo ), MPa 2
16
12
8
4
0
0
50
100
150
200
250
Producción mixta de gas condensado, miles de m3/d
> Cambios producidos en la productividad del pozo como resultado de la
inyección de etano y propano, seguidos de gas seco. La diferencia de los
cuadrados de la presión del yacimiento, PYacimiento, y la presión de fondo de
pozo, PFondo de pozo, a medida que aumenta la tasa de flujo (gasto) proporciona una medida de la productividad. Antes del tratamiento (azul), el pozo
requería para producir una diferencia de presión mayor que la necesaria
después del tratamiento (rojo). A los cuatro meses del tratamiento, la
productividad se había reducido levemente (verde), pero seguía siendo
significativamente mejor que antes del mismo.
Los volúmenes de tratamiento oscilaron entre
900 y 2,900 toneladas [10,240 y 33,000 bbl] de solvente y entre 1.2 y 4.2 millones de m3 [42 y 148
millones de pies3] de gas seco.28 Si bien la eficiencia varió entre un pozo y otro, los tratamientos en
general arrojaron buenos resultados. La productividad de cuatro de los pozos aumentó en un 20% a
un 40% a lo largo de un período de 6 meses a 1.5
años, seguido por un período de declinación hasta
alcanzar los niveles de producción originales
(arriba).
Modelado del bloque de condensado
Normalmente se utilizan modelos numéricos de
simulación de yacimientos para pronosticar el
desempeño de los campos de gas condensado.
Estos modelos incorporan las propiedades de las
rocas y de los fluidos para estimar la influencia
dinámica del bloque de condensado sobre la producción de gas y condensado. No obstante, el bloque de reticulado típico de un modelo de campo
completo (FFM, por sus siglas en inglés) puede
ser mucho más grande que la zona del bloque de
condensado, de manera que un modelo con reticulado convencional puede sobrestimar significativamente la productividad de los pozos.
La forma más exacta de determinar el comportamiento de un campo de gas condensado en
la región vecina al pozo es recurrir a un simulador con retículas de menor tamaño. Esto se
puede hacer de dos formas: utilizando un 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 pequeñas)
cerca del pozo.
Primavera de 2006
Los simuladores modernos, tales como el programa de simulación de yacimientos ECLIPSE
300, poseen capacidad para incorporar LGRs. Se
pueden utilizar bloques de reticulado pequeños
cerca de los pozos o de otros rasgos—tales como
fallas—que pueden incidir significativamente en
el flujo local. A mayor distancia de esos rasgos, el
tamaño de los bloques del reticulado aumenta
hasta alcanzar las dimensiones habituales de un
modelo FFM. El costo de utilizar LGRs puede
implicar un incremento significativo del tiempo
computacional en ciertos casos.
Otra forma de examinar los efectos del bloque
de gas condensado consiste en utilizar un modelo
compuesto de un solo pozo. En muchos casos, la
simetría radial permite tratar un pozo en un
modelo bidimensional, utilizando las dimensiones de altura y distancia radial. Los bloques del
reticulado más cercanos al pozo son pequeños ya
que miden nominalmente medio pie [unos 15 cm]
en la dirección radial. La dimensión radial
aumenta con cada bloque del reticulado a medida
que se incrementa la distancia al pozo, hasta que
alcanza un tamaño máximo que se utiliza para el
resto del modelo. El reticulado de alta resolución
provee buena definición donde el flujo es máximo
y el comportamiento de la saturación de la formación es más complejo. Las fuerzas capilares,
viscosas e inerciales pueden modelarse correctamente. Lejos del pozo, las condiciones de presión
y flujo pueden tomarse de un modelo FFM y aplicarse como condiciones de borde.
A veces, las operaciones de simulación de
yacimientos de gas condensado pueden realizarse utilizando un modelo de petróleo negro. Este
tipo de modelo asume que sólo hay dos componentes de hidrocarburos en el fluido; es decir
petróleo y gas, y permite cierto grado de mezcla
del gas en el petróleo que depende de la presión.
Este modelo resulta inadecuado cuando las composiciones cambian significativamente con el
tiempo, por ejemplo, a través de la inyección de
gas o cuando el gradiente composicional es significativo. En esos casos, es necesario un modelo
composicional con varios componentes de hidrocarburos. Además, algunos modelos de petróleo
negro no incluyen los efectos del número capilar,
que son importantes para determinar la productividad de los pozos.
Otra forma de dar cuenta de la presencia de
un bloque de condensado en un modelo de
campo completo es a través de la utilización de
pseudo-presiones. La ecuación para el flujo de
gas desde un yacimiento hacia un pozo puede
expresarse en términos de una pseudo-presión.
Mediante el tratamiento independiente de las
tres regiones descriptas anteriormente—flujo
bifásico cerca del pozo, flujo de gas seguido de
segregación de condensado y flujo de gas monofásico lejos del pozo—es posible calcular la pseudo-presión a partir de la relación gas/petróleo de
producción, las propiedades PVT del fluido y las
permeabilidades relativas al gas y el petróleo.29
Como se analizó previamente, la condición de
expansión de la composición constante en la primera región simplifica las relaciones entre las
permeabilidades relativas. Este método que utiliza pseudo-presiones agrega poco tiempo a la
carrera de un modelo FFM.
23. Ter-Sarkisov RM, Zakharov FF, Gurlenov YM, Levitskii KO
y Shirokov AN: Monitoring the Development of
Gas-Condensate Fields Subjected to Dry Gas Injection.
Geophysical and Flow-Test Methods. Moscú: Nedra,
2001 (en Ruso).
Dolgushin NV (ed): Scientific Problems and Prospects of
the Petroleum Industry in Northwest Russia, Part 2: The
Development and Operation of Fields, Comprehensive
Formation and Well Tests and Logs, A Scientific and
Technical Collection. Ukhta: SeverNIPIgaz, 2005 (en
Ruso).
Vyakhirev et al, referencia 20.
Ter-Sarkisov et al, referencia 21.
Ter-Sarkisov, referencia 19.
24. Para ver un estudio de laboratorio de inyección de
metano en núcleos con saturación de condensado,
consulte: Al-Anazi HA, Sharma MM y Pope G:
“Revaporization of Condensate with Methane Flood,”
artículo de la SPE 90860, presentado en la Conferencia
Internacional del Petróleo de la SPE, Puebla, México,
8 al 9 de noviembre de 2004.
25. Dolgushin, referencia 23.
26. Vyakhirev et al, referencia 20.
27. Dolgushin, referencia 23.
28. Gritsenko AI, Ter-Sarkisov RM, Shandrygin AN y Poduyk
VG: Methods of Increase of Gas Condensate Well
Productivity. Moscú: Nedra, 1997 (en Ruso).
Vyakhirev et al, referencia 20.
La densidad de la mezcla de solvente es 553 kg/m3.
29. Fevang y Whitson, referencia 11.
25

11. Fractura
Pozo
Régimen de producción de gas,
millón de pies3/d
5
4
3
2
1
0
Datos de campo
Simulación
5
Régimen de producción de
condensado, bbl/d
Presión de yacimiento promedio, lpc
13,000
11,000
9,000
7,000
5,000
4
3
2
1
0
3,000
Mar
2002
Abr
2002
Mayo
2002
Junio
2002
Julio
2002
Ago
2002
Sep
2002
Oct
2002
Nov
2002
Dic
2002
Ene
2003
Mar
2002
April
2002
May
2002
June
2002
July
2002
Aug
2002
Sept
2002
Oct
2002
Nov
2002
Dec
2002
Jan
2003
> Ajuste histórico del modelo del Campo SW Rugeley con una fractura hidráulica. El modelo ECLIPSE 300 de un pozo en la arenisca Frío posee pequeñas
retículas alrededor del pozo y a lo largo de la fractura (extremo superior izquierdo). También se colocaron retículas más pequeñas en los extremos de la
fractura. La historia de producción de gas del campo se ajustó con la simulación (extremo superior derecho), proveyendo buenos resultados para la producción de condensado (extremo inferior derecho). Los cambios producidos en la producción después de la operación de fracturamiento hidráulico se
debieron a la limpieza de la fractura y a los cambios de presión en las líneas de flujo. El modelo indicó que la presión de yacimiento promedio cayó por
debajo de la presión del punto de rocío de 6,269 lpc durante este período de producción (extremo inferior izquierdo).
Régimen de producción de gas,
millón de pies3/d
5
Historia de producción
Modelo sin fractura
4
3
2
1
0
Mar
2002
Abr Mayo Junio Julio
2002 2002 2002 2002
Ago
2002
Sep
2002
Oct
2002
Nov
2002
Dic
2002
Ene
2003
> Efecto de la fractura hidráulica. La nueva carrera del modelo del pozo de
la arenisca Frío sin fractura generó una curva simple de declinación de la
producción, lo que indicó que un incremento significativo de la productividad podía atribuirse a una fractura inducida.
Los métodos que emplean pseudo-presiones
también han sido implementados en formato de
hoja de cálculo.30 Estas hojas de cálculo asumen
un yacimiento homogéneo y un modelo de petróleo negro simple y proveen predicciones rápidas
que pueden utilizarse cuando se necesitan muchas carreras de sensibilidad. Un método semianalítico similar se combinó con los efectos del
flujo no darciano y la estratificación de la permeabilidad. Las comparaciones realizadas utilizando un simulador composicional con un reticulado
de alta resolución demostraron que el método
semianalítico capturaba con precisión todos los
efectos de la región vecina al pozo y resultaba
26
fácil de encastrar en un modelo FFM sin incrementar básicamente el tiempo computacional.31
Modelado del comportamiento en
las adyacencias de una fractura
Para determinar la efectividad de un tratamiento
de fracturamiento en el Campo SW Rugeley, situado en el sur de Texas, EUA, se recurrió a una simulación de yacimientos. Este campo produce gas
condensado de la arenisca Frío de baja permeabilidad—aproximadamente 1 mD. Uno de sus pozos,
perforado y terminado por Wagner & Brown, fue
fracturado inicialmente en forma hidráulica pero
una rápida declinación de la productividad condu-
jo a la compañía a refracturar la formación unos
tres meses más tarde, en junio de 2002. La productividad luego continuó declinando en los
meses siguientes. La presión de flujo en las mejoró, pero inmediaciones del pozo era inferior a la
presión del punto de rocío, de manera que la compañía investigó la acumulación de la saturación de
condensado en las adyacencias de una fractura.
Los ingenieros de Schlumberger desarrollaron un modelo compuesto de un solo pozo, radialmente simétrico y homogéneo. Este modelo simple demostró que el bloque de condensado podía
conducir a una rápida caída de la productividad.
Además constituyó una forma de controlar rápidamente el impacto de la reducción de la permeabilidad, debida a la compactación causada por
la declinación de la presión.
Con estos resultados a mano, Wagner &
Brown solicitó que Schlumberger desarrollara un
modelo de yacimiento más detallado, utilizando
el programa de simulación de yacimientos
ECLIPSE 300 (arriba). El modelo se refinó
mediante un ajuste histórico con el régimen de
30. Mott R: “Engineering Calculations of Gas-CondensateWell Productivity,” SPE Reservoir Evaluation &
Engineering 6, no. 5 (Octubre de 2003): 298–306.
31. Chowdhury N, Sharma R, Pope GA y Sepehrnoori K: “A
Semi-Analytical Method to Predict Well Deliverability in
Gas-Condensate Reservoirs,” artículo de la SPE 90320,
presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica
Anual de la SPE, Houston, 26 al 29 de septiembre de 2004.
Oilfield Review

12. producción de gas, que además proporcionó una
buena correlación con la producción de condensado. La caída de presión en la fractura indujo el
incremento de la saturación del condensado a lo
largo de la fractura (izquierda). La presión de
yacimiento promedio cayó por debajo de la presión del punto de rocío de 6,269 lpc [43.22 MPa]
durante el período modelado.
Con un buen ajuste histórico, Wagner &
Brown pudo determinar si la fractura proporcionaba beneficios significativos en términos de
productividad. El modelo volvió a correrse sin la
fractura, lo que se tradujo en una curva de producción que continuó la tasa de declinación previa (página anterior, abajo). La diferencia entre
6,250
5,000
3,750
Presión de yacimiento, lpc
7,500
2,500
0.2
0.1
Saturación del
condensado, fracción
0.3
0
0.8
0.6
0.4
Permeabilidad relativa
al gas, fracción
1.0
0.2
15 de julio de 2002
25 de julio de 2002
< Formación del bloque de condensado alrededor
de una fractura en la arenisca Frío. Para cada
incremento de tiempo, los resultados del modelo
indican la declinación de la presión (extremo
superior), la saturación del condensado (centro)
y la permeabilidad relativa al gas (extremo inferior). Los primeros dos incrementos de tiempo, en
julio de 2002 (izquierda), se centran en la proximidad inmediata de la fractura y los últimos tres
incrementos de tiempo (abajo) muestran una vista
más amplia de todo el área del modelo. La
presión declina rápidamente a lo largo de la
fractura (extremo superior izquierdo). El perfil de
punto de rocío aproximado (curvas ovales) se
expande hacia afuera de la fractura. La baja
permeabilidad del gas alrededor de la fractura
en los incrementos de tiempo posteriores indica
la formación del bloque de condensado.
6,250
5,000
3,750
Presión de yacimiento, lpc
7,500
2,500
0.2
0.1
Saturación del
condensado, fracción
0.3
0
0.8
0.6
0.4
Permeabilidad relativa
al gas, fracción
1.0
0.2
Primavera de 2006
27

13. Se realizó una operación detallada de simulación del flujo composicional, compuesta de un
80
solo pozo, utilizando el simulador de yacimientos
CHEARS de Chevron con geología realista. Las
Presión de fondo
70
de pozo, lpc
condiciones de borde de campo lejano se obtuvieron de un modelo de campo completo. La
2,000
60
1,250
simulación respetó las prácticas de producción
1,000
de pozos y el agotamiento diferencial del campo.
50
500
Las predicciones proporcionaron un buen ajuste
con los resultados de tres pozos verticales y un
40
pozo inclinado (próxima página).
Este estudio condujo a la implementación de
30
varias iniciativas en el campo. El tratamiento de
fracturamiento hidráulico para mejorar la pro20
ductividad constituye un esfuerzo activo en este
campo, de manera que se están utilizando estos
10
modelos para comprender mejor la efectividad
0
de las fracturas. Además, las lecciones aprendi4,000
3,000
2,000
7,000
6,000
5,000
das en este campo en lo referente al impacto del
Presión del yacimiento, lpc
bloque de condensado, han sido utilizadas exten> Resultados de un modelo de hoja de cálculo para un pozo del Mar del Norte. Un modelo homogéneo
sivamente en la planeación de pozos de nuevos
de un solo pozo, construido con la ayuda de una simple hoja de cálculo, proporcionó una forma de
proyectos en otros campos de gas condensado.
IP de gas, mil pies3/d/lpc
90
examinar rápidamente diferentes efectos. Por ejemplo, la presión de fondo de pozo produjo poco
efecto sobre el índice de productividad (IP) del gas.
el caso no fracturado y la producción medida
indica el éxito de la operación de fracturamiento.
A lo largo de un período de siete meses, la producción acumulada atribuida a la operación de
fracturamiento fue de 7.25 millones de m3 [256
millones de pies3] de gas y 2,430 m3 [15,300 bbl]
de condensado. Este estudio de modelado verificó el éxito de una aplicación de campo.
Aplicación de las mejores prácticas
Chevron finalizó recientemente un estudio de
cinco yacimientos de gas condensado que se
encuentran en distintas fases de desarrollo. El
objetivo era transferir las mejores prácticas
entre los distintos equipos de desarrollo.
Uno de los campos del estudio, un yacimiento
del Mar del Norte, corresponde a una turbidita
marina con un intervalo productivo total de más
de 120 m [400 pies] de espesor. La permeabilidad
promedio del yacimiento oscila entre 10 y 15 mD,
con una porosidad promedio del 15%. La presión
de yacimiento original de 6,000 lpc [41.4 MPa]
está unos cientos de lpc [algunos Mpa] por encima de la presión del punto de rocío, si bien el
punto de rocío varía de este a oeste.32
La presión de fondo de pozo se encontraba
por debajo del punto de rocío desde el comienzo
de la producción. La relación gas/condensado
oscilaba entre 393 m3 por millón de m3 [70 bbl
28
por millón de pies3] en el este y 618 m3 por millón
de m3 [110 bbl por millón de pies3] en el oeste.
Algunos pozos experimentaron una reducción de
la productividad de aproximadamente 80%, producida en su mayor parte al comienzo de la producción.
Chevron adoptó un procedimiento gradual
para comprender el comportamiento del gas condensado del campo y realizar un ajuste histórico
del mismo. El operador seleccionó los núcleos
que abarcaban el rango de permeabilidad y porosidad del campo y los fluidos que simulaban el
comportamiento de los fluidos de yacimiento—el
líquido se condensa como una función de la presión, la viscosidad y la tensión interfacial—a
temperatura más baja. La compañía midió la permeabilidad relativa a lo largo de un rango de condiciones de flujo y ajustó esos datos a varios
modelos de permeabilidad relativa para utilizarlos en los simuladores.
Se utilizó una hoja de cálculo en la que se
aplicó un método analítico de pseudo-presiones
para calcular la productividad. El cálculo demostró que el índice de productividad (IP) se redujo
de aproximadamente 33 a aproximadamente 6
mil m3/d/kPa [80 a 15 mil pies3/d/lpc], con la
poca diferencia basada en la presión de fondo de
pozo hasta las últimas etapas de la vida productiva del campo (arriba).
Una alteración fundamental
El alto precio registrado por el gas natural en los
mercados de todo el mundo en los últimos años
ha despertado interés en el desarrollo de los yacimientos de gas. Las compañías procuran hallar
nuevas formas de optimizar sus recursos de gas
condensado.
Los tratamientos de fracturamiento hidráulico pueden mitigar el efecto del bloque de condensado, pero no eliminan la acumulación de
condensado en áreas en las que la presión en la
formación está por debajo del punto de rocío. La
inyección de gas seco y solvente permite movilizar cierto condensado, pero el perfil de saturación de líquido cerca de un pozo productor se
vuelve a formar y el efecto del bloque aparece
nuevamente.
32. Ayyalasomayajula P, Silpngarmlers N y Kamath J: “Well
Deliverability Predictions for a Low Permeability Gas
Condensate Reservoir,” artículo de la SPE 95529,
presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica
Anual de la SPE, Dallas, 9 al 12 de octubre de 2005.
33. Fahes M y Firoozabadi A: “Wettability Alteration to
Intermediate Gas-Wetting in Gas/Condensate
Reservoirs at High Temperatures,” artículo de la SPE
96184, presentado en la Conferencia y Exhibición
Técnica Anual de la SPE, Dallas, 9 al 12 de octubre
de 2005.
34. Kumar V, Pope G y Sharma M: “Improving Gas and
Condensate Relative Permeability Using Chemical
Treatments,” artículo de la SPE 100529, a ser presentado
en el Simposio de Tecnología del Gas de la SPE, Calgary,
15 al 18 de mayo de 2006.
Oilfield Review

14. 100
90
80
IP de gas, mil pies3/d/lpc
70
Simulación
60
50
40
Datos de
campo
30
20
10
0
3.5
4.0
4.5
5.0
5.5
5.0
5.5
Tiempo, años
3,500
Presión de fondo de pozo, lpc
3,000
Simulación
2,500
2,000
Datos de
campo
1,500
1,000
500
0
3.5
4.0
4.5
Pozo
Tiempo, años
0
0.2
0.4
Saturación de petróleo, fracción
Se están examinando nuevas alternativas en
los laboratorios. Por ejemplo, algunos estudios se
han concentrado en descubrir formas de prevenir la acumulación de fluidos mediante la alteración de la mojabilidad de la roca yacimiento.
Si bien las superficies de minerales tales
como el cuarzo, la calcita y la dolomía exhiben
mayor mojabilidad a los líquidos que al gas; hay
sólidos que muestran mojabilidad al gas. En particular, los compuestos fluorinados tales como las
superficies de teflón son humedecidas por el gas.
Por ese motivo, se han utilizado solventes fluorinados para alterar la mojabilidad de los núcleos.
Los resultados reportados recientemente en condiciones de alta temperatura—140°C [284°F]—
típicas de los yacimientos de gas condensado,
indicaron una marcada inversión de la mojabilidad en un sistema de gas-agua-roca yacimiento,
pero el éxito fue menor en un sistema de gaspetróleo-roca yacimiento.33
Los investigadores de la Universidad de Texas
en Austin realizaron pruebas de laboratorio utilizando surfactantes a base de fluorocarburo 3M.34
Los resultados en núcleos de yacimientos bloqueados con condensado indican que los valores
de permeabilidad relativa al gas y el condensado
prácticamente se duplicaron después del tratamiento. En base a estos prometedores datos de
laboratorio, es probable que Chevron pruebe este
tratamiento en un pozo bloqueado con gas condensado en algún momento del año 2006. Los tratamientos de este tipo deben comprobarse en el
campo bajo una diversidad de condiciones para
desarrollar y comprobar la tecnología completamente. Si la tecnología resulta finalmente exitosa, los costos de los surfactantes utilizados en el
tratamiento serán muy pequeños comparados
con los beneficios de incrementar los regímenes
de producción de gas y condensado.
La alteración que estos solventes producen
en la roca encara una de las causas fundamentales de la formación de bloques de condensado: la
acumulación capilar de líquido debido a la preferencia de la roca en términos de mojabilidad. La
prevención de la acumulación de líquido reduce
el problema de restricción de la producción, de
manera de lograr un régimen de producción elevado.
—MAA
> Resultados de una operación de simulación de un solo pozo. El simulador
arrojó un buen ajuste tanto con el IP del gas (extremo superior) como con la
presión de fondo de pozo (centro) para determinar el comportamiento en un
pozo del Mar del Norte. Las diferentes propiedades de las capas se tradujeron en diferentes grados de incremento de la saturación de condensado
(extremo inferior).
Primavera de 2006
29