En Pemex, los yacimientos de gas y condensado representan un activo valioso. No solo debido a la calidad de los fluidos, sino también al importante volumen de reservas remanentes (11,150 Bcf de gas y 1,333 MMb de condensado a nivel 3P).
La complejidad de este tipo de yacimiento radica en que, al alcanzar la presión de saturación, se presenta el fenómeno de condensación retrógrada. Lo que provoca que se tengan pérdidas de producción de condensados. El fenómeno de condensación retrógrada puede presentarse en la vecindad del pozo, producto de altas caídas de presión. Aun cuando la presión estática del yacimiento se encuentre por encima de la presión de rocío.
Con el objetivo de maximizar el aprovechamiento de nuestros recursos, se han llevado a cabo diversos proyectos de reingeniería de yacimientos. Los cuales han permitido mejorar nuestra comprensión del comportamiento de este tipo de yacimientos. Llegando a identificar fenómenos considerados como improbables y que en ocasiones son descartados en la literatura técnica.
Gran parte del conocimiento adquirido ha sido posible mediante el monitoreo de los °API de los pozos. Información que, desde nuestro punto de vista, no ha sido aprovechada al máximo en los análisis de ingeniería de yacimientos. En este trabajo se busca mostrar el valor y alcance de su implementación como una herramienta para la caracterización de yacimientos.
En este trabajo, se muestran casos de estudio representativos de diferentes fenómenos con el monitoreo de los °API. Los cuales fueron modelados utilizando técnicas analíticas y/o numéricas
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En los yacimientos de gas y condensado la composición original del fluido se encuentra en fase gaseosa permaneciendo constante hasta alcanzar la presión de rocío. Tal cual se puede apreciar en el diagrama de fases.
La complejidad de este tipo de yacimiento radica en que, al alcanzar la presión de saturación, producto de la extracción de hidrocarburos del yacimiento, se presenta el fenómeno de condensación retrograda. Lo que provoca que se tengan pérdidas de producción de condensados. El fenómeno de condensación retrógrada puede presentarse en la vecindad del pozo, producto de altas caídas de producción. Aun cuando la presión estática del yacimiento se encuentre por encima de la presión de rocío.
Cuando en un yacimiento de gas y condensado se produce un abatimiento de presión a temperatura constante. Y se alcanza la presión de rocío, se entra en la región de dos fases ocurriendo la llamada condensación retrógrada de las fracciones pesadas e intermedias.
Estas fracciones se depositan como líquido en los canales porosos más pequeños de la roca. De acuerdo con la literatura técnica, los hidrocarburos depositados no logran fluir hacia los pozos ya que raramente se alcanza la saturación crítica del líquido.
Uno de los grandes problemas del fenómeno de condensación retrograda es el depósito de las fracciones más pesadas de la mezcla. Por lo tanto, no solo se pierde la parte de mayor valor en el yacimiento, si no que el fluido que se continúa extrayendo se empobrece en tales fracciones.
Conclusiones
Mediante él monitoreo de los °API y la medición de los fluidos producidos, se identificaron fenómenos que se consideraban improbables. Los cuales, en ocasiones, son descartados en la literatura técnica.
La formación de anillos de condensado puede presentarse a presiones estáticas muy por encima de la presión de saturación. Dependen de las condiciones de operación de los pozos y de las propiedades petrofísicas del yacimiento.
En este trabajo se propone una metodología para la identificación de anillos de condensado, basada principalmente en el análisis del comportamiento de los °API.
A través del análisis de los °API y el comportamiento de producción de hidrocarburos fue posible identificar y cuantificar la producción de condensado retrógrado desplazado por el acuífero.
La producción de condensado retrógrado no puede ser descartada en todos los yacimientos. Especialmente en aquellos con altas permeabilidades asociadas a fracturas y presencia de un acuífero activo.
La presencia de una pierna de aceite es un fenómeno que no se ha estudiado a profundidad en yacimientos de PEP. Su entendimiento es primordial para el diseño de estrategias adecuadas para maximizar el factor de recuperación de condensado.
Los °API en conjunto con un modelo de fluido representativo pueden ser utilizados para evaluar el grado de compartimentalización vertical de un yacimiento.
Se recomienda maximizar el aprovechamiento del dato de los °API. Este tipo de datos son muy abundantes en la mayoría de los proyectos y se puede obtener mucha información de ellos.
Los Ingenieros Jorge Enrique Paredes Enciso, Humberto Iván Santiago Reyes, Yuliana Ivette Torres García y Cesar Israel Méndez Torres presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
