Productividad de un nuevo Pozo – Yacimientos de Gas Condensado

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Siempre que se va a perforar una nueva localización, es necesario realizar una serie de estudios en las ramas de la geofísica, geología, perforación, ingeniería de yacimientos y un completo análisis económico para estudiar su viabilidad. Claro esta, que la faceta de un ingeniero de yacimientos -dependiendo del área que este preparado- es más que todo la evaluación de la producción y de las reservas a drenar de un determinado pozo (es también válido un ingeniero de yacimientos con formación petrofísica) (Tiempo de Lectura: 7 minutos).  Pero a lo que quiero llegar con este post, es simplemente evaluar los barriles de petróleo que me puede dar un nuevo pozo. Primeramente, es necesario conocer bien el yacimiento, y por supuesto sus pozos productores. Esto nos dará una idea bastante preliminar del caudal de producción inicial. En yacimientos de gas condensados, esto viene a ser un parámetro crítico. De acuerdo al desarrollo que tenga cierto campo en específico, los pozos se van a encontrar distribuidos en distintas cotas de profundidad -un grupo de pozos en el ático, otros más abajo en la estructura, siguiendo la teoría anticlinal- por lo que los resultados van a ser bastantes determinantes. Recordando que, casi siempre los yacimientos de gas condensado presentan una columna de degradación composicional con profundidad de los fluidos, por lo que es natural encontrar varias zonas: gas en la parte alta de la estructura (> RGP), que va ganando riqueza en líquidos a medida que se va profundizando (< RGP), hasta llegar a una pequeña zona de petróleo, generalmente llamada pierna o fracción de petróleo.

Particularmente en Venezuela, adicionalmente se pueden encontrar zonas de crudos pesados y extrapesados por debajo de la zona de petróleo anteriormente mencionada, denominada tarmat, y que se caracteriza por ser inmóvil. Es importante recordar que, buena parte de los yacimientos de este tipo se encuentran a una mayor profundidad, y por ende, “más apretadas son”, por lo que el petróleo pesado tiene muy poca oportunidad de fluir hacia el pozo. En yacimientos costafuera, por ejemplo los de Cuenca Columbus-Plataforma Deltana, se caracterizan por tener acuíferos de activos de fuerte actividad, por lo que la manera de explotarlos son una historia muy distinta, el cual sería tema para otro post.

Ahora la pregunta sería: que zona quiero realmente explotar? La respuesta parece sencilla, pero no lo es tanto. Tocando el aspecto de la conservación de la energía del yacimiento, es recomendable perforar un pozo en la pierna de petróleo, para así aprovechar el gas como el mecanismo preponderante de producción en yacimientos volumétricos. Pero existe un mayor riesgo: y como he comentado, a medida que trato de alejarme de la zona de gas, tengo una mayor probabilidad de completar un pozo que quizás resulte seco, dependiendo de su posición estructural. Entonces que queda? buscar o monitorear los contactos? La respuesta podría resultar como buscar "la piedra filosofal o el elixir de la larga vida de un yacimiento". Generalmente antes de la explotación de un yacimiento, los fluidos se encuentran en equilibrio dinámico, por lo que es posible la definición de contactos mediante registros multiprobadores de formación. Pero cuando este alcanza un 20 al 50% de sus reservas drenadas, estos contactos desaparecen y se empieza a crear regiones o zonas de fluidos críticos, que de cierta forma complican aún más el análisis. 

Por ejemplo, se empieza a explotar la zona de gas, y a medida que extraemos de la misma, ocurre un fenómeno de vaciamiento -restamos moles de gas- y la zona de petróleo empieza un expansión siempre y cuando este se encuentre por encima de la presión de saturación. Pero cuando empezamos a desarrollar la “pierna de petróleo”, y luego de un tiempo la presión del yacimiento cae por debajo de la presión de saturación, el petróleo dentro del yacimiento comienza a mermar, por lo que el gas, cada vez más empobrecido a nivel molar, comienza a expandirse. Ahora bien esta zona de fluidos críticos se forma generalmente con el condensado retrogrado proveniente del gas y del gas liberado de la zona petróleo. Al final, realizar un balance es bastante complicado y que probablemente, solo se pueda observar haciendo un análisis riguroso a un modelo de simulación numérica.

En conclusión, el parámetro clave que permite saber si un pozo de este tipo es exitoso o seco es la Relación Gas-Petróleo. Cuando se realiza un análisis nodal, siempre se deben hacer sensibilidades de la RGP, y que un modelo de simulación numérica de yacimiento que permitirá estimar la profundidad más probable de ubicación del punto de fondo para un nuevo pozo. Por otra parte, las condiciones del pozo y facilidades de superficie tendrán un peso determinante en el cálculo. Si de acuerdo a los resultados, se coloca un reductor de poco diámetro, se podría estar condenando de forma drástica la productividad del pozo. En cambio si abrimos reductor, el fluido llegará con mucha facilidad hasta superficie, lo que resultaría una desventaja a nivel de yacimiento, debido a que la declinación de presión será mayor. Es por ello que, al momento de realizar los análisis de productividad se deben tomar en consideración otros factores secundarios como son: la permeabilidad de la formación (aún más en un sistema de doble K, escogiendo un modelo que pueda simular la K de fractura), la correlación de levantamiento de fluidos (VLP) de acuerdo con sus características, el grado de inclinación con que el pozo va a penetrar la formación.

Con respecto a este punto, el drawdown es menor a medida que aumenta la inclinación del pozo, por lo que el problema de la condensación retrograda puede disminuir notablemente con la perforación de pozos de arquitectura inclinada u horizontal. La saturación de condensado retrógrado alrededor de un pozo vertical puede llegar a más de un 15%, mientras que en un pozo horizontal no excede un 6% con la misma tasa y período de producción. Adicional a estos parámetros secundarios, se debe tomar en consideración una sensibilidad del efecto daño de pozo, con el propósito de evaluar el caudal inicial de producción de petróleo si se procede a realizar un fracturamiento hidráulico después de la completación al pozo. En pocas palabras, se requiere hacer un balance de todos estos parámetros para obtener el escenario de mayor rentabilidad. Siempre para este tipo de estudios se debe tener amarrado estos datos a un modelo de simulación yacimiento-superficie, o por lo menos un modelo de simulación de yacimientos, ya que nos ayudará a aumentar el grado de certidumbre de una propuesta.

COMENTARIOS

BLOGGER: 4
  1. Que sucede con el Shale Gas / Gas no convencional? aplicaría en este caso Fracturacion? cuales serian las consecuencias de explotacion?

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  2. @Pablo: Gracias por el comentario. Bueno no tengo experiencia en ese tipo de yacimientos para serte sincero, pero lo que si te comento es que realizar un frac en ese tipo de formaciones se requeriría una gran logística de equipos (más de 10.000 hp de potencia en bombas). Las lutitas son sumamente duras y por ende, altos gradientes de fractura, modulos de young excesivamente altos y operacionalmente complicada, con el poco conocimiento que tengo del tema. Disculpa por no darte una respuesta totalmente convincente, sin embargo en http://www.onepetro.org podrás conseguir muchísima experiencia de expertos en la materia!

    Saludos,
    Marcelo

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  3. este articulo es interesante es de forma investigativa donde soluciona algunas inquitudes de alas personas interesadas en este tema.

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  4. @andrea: Gracias por el comentario! Saludos

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Portal del Petróleo : Productividad de un nuevo Pozo – Yacimientos de Gas Condensado
Productividad de un nuevo Pozo – Yacimientos de Gas Condensado
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