Comportamiento de Fluidos en Yacimientos de Gas y Petróleo: Fases y Condensación Retrógrada

Comportamiento de Fluidos en Yacimientos de Gas y Petróleo

El estudio del comportamiento de los fluidos en yacimientos de gas y petróleo es crucial para optimizar la producción y recuperación de hidrocarburos. A continuación, se describen las diferentes zonas y fenómenos que ocurren en estos yacimientos.

Zonas de Comportamiento de Fluidos

El comportamiento de los fluidos en un yacimiento depende de las condiciones de presión y temperatura, así como de la composición de la mezcla de hidrocarburos.

Zona I: Yacimientos de Gas Seco

En esta zona, se produce el uso de plantas de gasolina natural, dejando un gas seco.

Zona II: Yacimientos de Condensado (Condensación Retrógrada)

Si las condiciones iniciales del yacimiento son tales que la temperatura esté entre el cricondentérmico y la temperatura crítica, y la presión sea tal que exista una sola fase en el yacimiento, se habla entonces de yacimientos de condensado, de destilado, yacimientos de punto de rocío o más comúnmente yacimientos de condensación retrógrada. Ejemplo: Punto B en el diagrama de la Figura 5. A medida que la presión disminuye debido a la producción, la composición del fluido producido será la misma que la del fluido del yacimiento B y permanecerá constante hasta alcanzar la presión del punto de rocío B1. Por debajo de esta presión, se condensa fluido en el yacimiento, y este líquido condensado se adhiere al material sólido o paredes de los poros de la roca, permaneciendo inmóvil pues generalmente no se llega a alcanzar la saturación crítica. Por consiguiente, el gas producido en la superficie tendrá un contenido líquido menor, aumentando la razón gas-petróleo de producción. Esta condensación retrograda continúa hasta alcanzar, para el sistema de la Figura 5, un porcentaje máximo de liquido de 10 % a 2.250,0 Ipca punto B2. Una vez que se alcance 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 desplazarse. Desafortunadamente la región de dos fases se desplaza hacia abajo y a la derecha y esto aumenta la condensación del liquido retrógrado. Por disminución posterior de la presión, de B2 a B3 (condiciones de producción), se presenta una vaporización del líquido formado por condensación retrógrada. Esta revaporización ayuda a la recuperación líquida y se hace evidente por la disminución en las razones gas-petróleo en la superficie.

Zona III: Yacimientos No-Saturados o Subsaturados

Si el yacimiento presenta una temperatura menor que la critica y presión por encima de la curva de burbujeo, punto D por ejemplo, el fluido se encuentra en estado líquido. Los yacimientos en esta región se denominan yacimientos no-saturados o subsaturados, ya que a esas condiciones de presión y temperatura, existe deficiencia de gas en el sistema. También se habla de yacimientos de empuje por gas en solución. Debido a la baja compresibilidad de líquidos, alrededor de 15 x 10-6 lpca, la presión disminuye rápidamente con la producción, alcanzando el punto D1 o punto de burbujeo. Para presiones por debajo del punto de burbujeo, la liberación de gas aumenta formando una fase de gas libre. Eventualmente el gas libre comienza a fluir hacia el pozo, aumentando continuamente. Inversamente, el petróleo fluye cada vez en menores cantidades, aumentando la razón gas-petróleo de producción (instantánea).

Efecto de la Composición sobre la Envolvente de Fases

Al cambiar la composición de la mezcla, también se modifica la posición del diagrama de fases respectivo entre las curvas de presión de vapor de los componentes puros. A medida que un componente predomina en la mezcla, la presión y temperatura críticas de la misma tienden a acercarse a los valores de la presión y temperatura críticas del componente predominante en la mezcla. Además, el área de dos fases del diagrama, disminuye a medida que decrece el contenido de uno de los componentes. Si los puntos críticos de las vanas mezclas de un sistema dado se unen entre sí, resulta una línea continua comúnmente denominada lugar geométrico de los puntos críticos o simplemente "lugar crítico".

La Figura 8 muestra el efecto de la composición sobre la forma y localización de la envolvente de fases para un sistema binario metano/propano. Tres envolventes de fases se muestran para tres composiciones diferentes de metano y el propano y se observa el efecto que tiene la composición sobre la forma y localización de la envolvente de fases. La Figura 9 muestra la localización del lugar geométrico de los puntos críticos o “lugar crítico” para mezclas comunes de sistemas binarios.