Fenómenos que afectan la IPR en pozos de gas condensado

Este post tiene como objetivo presentar los efectos y/o fenómenos que ocurren en la vecindad de pozos de gas condensado. Estos efectos generalmente reducen sustancialmente la productividad y viene asociado al problema de la condensación retrógrada en la cara de la arena. A continuación se hace un pequeño resumen, de una metodología sencilla de aplicar en este tipo de sistema yacimiento-pozo.

Las restricciones en el flujo de fluidos de pozos en yacimientos de gas condensado son debidos principalmente por dos fenómenos y que en muchos casos pueden actuar de forma combinada: el despojamiento capilar y la resistencia inercial.

El despojamiento capilar es un fenómeno que ha sido observado experimentalmente, y que esta asociado a incrementos de la permeabilidad relativa de gas y de la tasa de producción, inducidas por las altas velocidades del gas en la zona cercana al pozo y a la baja tensión interfacial en el condensado (0,05 dina/cm) que incrementan el número capilar desde valores en el orden de  10^-6 a 10^-3 y disminuyen la saturación de condensado.

Por otra parte, la resistencia inercial es un fenómeno que ocurre cuando el flujo es turbulento en la cercanía del pozo, debido a las altas velocidades del gas, que genera una alta resistencia al movimiento del fluido debido a la aceleración de la moléculas de gas a través del medio, lo que ocasiona una caída de presión adicional y una reducción en la productividad del pozo. En este caso no se cumple la Ley de Darcy de flujo laminar y es necesario usar la ecuación de Forchheimer, la cual describe el flujo turbulento en medios porosos^[1].

Estos fenómenos que afectan la IPR en los pozos de gas, puede ser estudiada a través de la ecuación propuesta por Jones, Blount y Glaze. La ecuación viene dada por dos parámetros: A (asociado al flujo laminar en la zona profunda en el yacimiento) y que esta descrito por la Ley de Darcy de flujo de fluidos a través de medios porosos y B (al flujo turbulento en la vecindad del pozo), la cual ha sido descrita a través de la ecuación propuesta por Forchheimer. A continuación se presentan ambas ecuaciones para pozos de gas:

 

Donde:
ug = viscosidad del gas, cps.
Z = factor de compresibilidad de gases reales, adm.
T = temperatura, °F.
re = radio de drenaje del pozo, pies.
rw = radio de pozo, pies.
S = factor skin, adm.
K = permeabilidad del yacimiento, mD.
h = espesor de arena, pies.
β = resistencia inercial, 1/cm.
Luego de determinado los valores de A y B de forma manual o a través de un software de análisis de pozo, se procede a calcular B’, mediante la siguiente ecuación:


Donde:
Qmax = máxima tasa de producción a Pwf=0, tomada de la curva de afluencia, MPCN/D.
A = factor de flujo darciano, lpc²/(MPCN/D)².
B = factor de flujo turbulento, lpc²/(MPCN/D).

Con el cociente de B’/B se puede determinar el fenómeno que esta afectando la vecindad del pozo. Si el valor de B’/B es menor a 3, el flujo de fluidos en la vecindad del pozo esta afectado por el despojamiento capilar, y cuando es mayor a esta condición, se considera que el flujo esta siendo afectado por la resistencia inercial. Además de la determinación de los fenómenos que alteran el flujo de fluidos en la vecindad del pozo, también se puede detectar varios problemas asociados a la producción, simplemente haciendo una asociación de los parámetros calculados: en un primer caso, cuando el valor de B y el cociente de B’/B son bajos, el pozo no esta siendo afectado por ningún problema que altere el flujo de fluidos. Cuando el valor de B es alto y el cociente de B’/B es bajo, el pozo requiere realizarle una estimulación. En caso contrario, si el valor de B es bajo y el cociente de B’/B es alto, no es recomendable una estimulación, la baja productividad del pozo es causada por la insuficiente área abierta al flujo, por lo que se recomienda realizar perforaciones adicionales. Estos resultados son una referencia, y deben ser corroborados a través de una prueba de restauración de presión actualizada.

Es recomendable que los datos de entrada sean tomados de pruebas de flujo tras flujo o equivalente, ya que con los puntos de (Qg (MMPCN/D), Pwf (lpca)), se pueden obtener datos más precisos de A y B, mediante las regresiones no lineales que arroja el software de análisis de productividad. Un valor agregado a esta metodología, es que permite el calculo de la presión estática de yacimiento, sobre todo cuando por causas de cumplimientos de cuotas de producción, no es posible el cierre de pozos.

[1] Rojas Gonzalo (2005). Ingeniería de Yacimientos de Gas Condensado. 2da. Edición. Puerto La Cruz, Venezuela.