Yacimiento de Gas condensado
Cuándo 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 acumulación de hidrocarburos en fase gaseosa. El yacimiento da gas condensado presentan condensación retrógrada en el yacimiento a presiones por debajo de la presión de rocío y temperaturas entre la crítica y la cricondentérmica de la mezcla. En este caso las relaciones gas-líquido son superiores a 3200 PCN/BN.
Los diferentes tipos de yacimientos pueden clasificarse de acuerdo con la localización de la temperatura y presión iniciales del yacimiento con respecto a la región de dos fases (gas y petróleo) en los diagramas de fases que relacionan temperatura y presión.
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 monofásico denominado fase gaseosa. A medida que la presión disminuye debido a la producción, la composición del fluido producido será la misma que la del fluido del yacimiento de gas seco, y permanecerá constante hasta alcanzar la presión del punto de rocío, punto A1. Por debajo de esta presión, se condensa líquido del fluido del yacimiento en forma de rocío; de allí que este tipo de yacimiento comúnmente se le denomine yacimiento de punto de rocío. Debido a esta condensación, la fase gaseosa disminuirá su contenido líquido. Como el líquido condensado se adhiere al material sólido o paredes de los poros de la roca, permanecerá inmóvil. Por consiguiente, el gas producido en la superficie tendrá un contenido líquido menor, aumentando la relación gas-petróleo de producción. Este proceso, denominado condensación retrógrada, continúa hasta alcanzar un punto de máximo volumen líquido, punto A2. Se emplea el término retrógrado porque generalmente durante una dilatación isotérmica ocurre vaporización en lugar de condensación, una vez que se alcanza el punto de rocío, debido a que la composición del fluido producido varía, la composición del fluido remanente en el yacimiento también cambia, y la curva envolvente comienza a desviarse.
El diagrama de fases representa una mezcla de hidrocarburos. Lamentablemente, para recuperación máxima de líquido, esta desviación es hacia la derecha, lo que acentúa aun más la pérdida de líquido retrógrado en los poros de la roca del yacimiento.
Si ignoramos por el momento esta desviación en el diagrama de fases, la vaporización del líquido formado por condensación retrógrada (líquido retrógrado) se presenta a partir de A2 hasta la presión de abandono. Esta revaporización ayuda a la recuperación líquida y se hace evidente por la disminución en las razones gas-petróleo en la superficie. La pérdida neta de líquido retrógrado es evidentemente mayor para:
· Menores temperaturas en el yacimiento.
· Mayores presiones de abandono.
· Mayor desviación del diagrama de fases hacia la derecha.
lo cual es, naturalmente, una propiedad del sistema de hidrocarburos. En cualquier tiempo, el líquido producido por condensación retrógrada en el yacimiento está compuesto, en gran parte, de un alto porcentaje (por volumen) de metano y etano, y es mucho mayor que el volumen de líquido estable que pudiera obtenerse por condensación del fluido del yacimiento a presión y temperatura atmosférica. La composición del líquido producido por condensación retrógrada cambia generalmente a medida que la presión disminuye.
Análisis PVT yacimientos de gas condensado
El estudio PVT subsiguiente permite identificar los reservorios de Gas y Condensado por la observación del fenómeno de condensación retrógrada.
es razonablemente representativo de los procesos que ocurren durante la depletación. Tanto en la celda PVT, como en el reservorio, el líquido retrógrado 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 depletación.
En la práctica, durante la determinación de la presión de rocío a temperatura de reservorio pueden presentarse tres situaciones:
1) La presión de rocío resulta inferior a la presión estática del reservorio. En esta condición y habiéndose 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 caracterización del comportamiento termodinámico del fluido de reservorio a través de la realización de un ensayo de Depletación a Volumen Constante (CVD) a temperatura de reservorio.
2) A la inversa de la situación anterior, la presión de rocío es mayor que la presión estática del reservorio. Esto suele interpretarse como el resultado de la existencia de dos fases móviles en la vecindad del pozo que conducen al muestreo de un flujo bifásico. Estas muestras son consideradas como no representativas ya que la proporción en que ambas fases fluyen al pozo no es directamente proporcional a la saturación de cada fase sino que obedece a la movilidad relativa de las mismas.
3) La última alternativa es que la presión de rocío resulte igual a la presión estática del reservorio (dentro de las incertezas experimentales). Esta condición resulta ser la más común y la interpretación habitual es que la muestra es representativa, y en el yacimiento existe una única fase en condición de saturación (reservorio de Gas y Condensado Saturado).
Referencias:
http://www.inlab.com.ar/Pet_Volatiles_2.htm
http://html.rincondelvago.com/yacimiento-de-gas.html
