Flujo de fluidos en yacimientos de Gas Condensado

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Gas Condensado
El proceso de condensación retrógrada que tiene lugar en las adyacencias a los pozos productores en un yacimiento de gas condensado, cuando la presión de fondo fluyente cae por debajo de la presión de punto de rocío, crea una región de flujo bifásico para el gas y el condensado. 

El comportamiento de flujo en esta región es controlado por las fuerzas capilares y viscosas, la gravedad y la fuerza inercial. Esto junto con la presencia de condensado en todos los poros dicta un mecanismo de flujo que es diferente al de gas/petróleo en el yacimiento.

1. Fuerzas Capilares en yacimientos de Gas Condensado

En presencia de dos o más fases, es decir, gas condensado y el condensado líquido, la magnitud de las fuerzas capilares es fijada por el efecto combinado de la tensión interfacial, las condiciones de humectabilidad y la presión capilar.

1.1. Tensión Superficial e Interfacial

Las tensiones superficiales o interfaciales resultan de la diferencia de atracción de las moléculas que se dan en superficie o en su interfase. La tensión superficial es la tendencia de contraerse que posee la superficie líquida expuesta a gases. 

La tensión interfacial es una tendencia similar existente cuando dos líquidos inmiscibles se hallan en contacto. Cuando dos fases inmiscibles coexisten en un medio poroso, la energía de superficie relacionada con las interfaces de los fluidos influye en su saturación, distribución y desplazamiento. 

Aún en el caso de que el agua presente en un yacimiento sea inmóvil, estas fuerzas influyen en la coexistencia entre el petróleo y el agua. Por otra parte, para que dos fluidos sean miscibles es necesario que las fuerzas interfaciales y superficiales se minimicen, permitiendo la formación de una fase homogénea a una presión y temperatura específica.

La tensión superficial de un líquido viene expresada por su correspondiente coeficiente de tensión interfacial 𝜎, que representa el trabajo necesario para incrementar en una unidad la superficie libre del líquido o, en términos equivalentes, la fuerza tangencial por unidad de longitud.

Cuando un tubo de vidrio o capilar se introduce en agua situando su extremo inferior por debajo de la superficie límite (Figura 1), el líquido asciende por su interior hasta alcanzar una cierta altura de equilibrio. 

En este fenómeno conocido como capilaridad, el principio de los vasos comunicantes deja de tener validez porque junto con las fuerzas del peso y de la presión atmosférica interviene la tensión superficial.

Gas Condensado - Fenómenos de Capilaridad
Fig. 1. Fenómeno de Capilaridad.

Razonando en términos de equilibrio es posible encontrar una expresión para la altura de la columna de líquido. Dado que el coeficiente de tensión superficial representa la fuerza de tensión superficial por unidad de longitud, la resultante de estas fuerzas responsables de la elevación de la columna será:

Gas Condensado - Tensión Superficial
(Ec. 1)

Por otro lado, el peso de la columna viene dado por:

Gas Condensado - Tensión Superficial
(Ec. 2)

Gas Condensado - Tensión Superficial
(Ec. 3)

en donde 𝜌 representa la densidad y h la altura.

Dado que las fuerzas de tensión superficial forman, en general un ángulo 𝜃 de contacto con las paredes del capilar, la condición de equilibrio se expresará en la forma:

Gas Condensado - Tensión Superficial
(Ec. 4)

sustituyendo la Ecuación 1 y Ecuación 3 en la Ecuación 4, se tiene:

Gas Condensado - Tensión Superficial
(Ec. 5)

Despejando el valor de h en la Ecuación 5, se deduce la llamada Ley de Jurin, que indica que la altura de la columna de líquido es directamente proporcional a la tensión superficial o del líquido e inversamente proporcional al radio r del tubo. De esta ecuación es posible estimar el valor de la tensión superficial, a partir de la Ecuación 7.

Gas Condensado - Tensión Superficial
(Ec. 6)

Gas Condensado - Tensión Superficial
(Ec. 7)

1.2. Humectabilidad

La humectabilidad o mojabilidad es la habilidad de un fluido para adherirse preferencialmente a una superficie sólida como la roca de un yacimiento, en presencia de una segunda fase inmiscible. El ángulo de contacto nos proporciona una medida de la humectabilidad, la cuál se puede relacionar con las energías de superficie como sigue:

Gas Condensado - Humectabilidad
(Ec. 8)

Donde:
AT: Tensión de Adhesión.
𝜎so: Energía interfacial entre el sólido y la fase fluida más ligera [dina/cm].
𝜎sw: Energía interfacial entre el sólido y la fase pesada [dina/cm].
𝜎wo: Energía interfacial entre los fluidos [dina/cm].
𝜃wo: Ángulo de contacto petróleo-sólido-agua, medidos a través del agua en grados.

En la Figura 2 se muestra como actúa el balance de fuerzas en el punto de contacto de los fluidos con la superficie sólida, generando una tensión interfacial, AT. El ángulo de contacto se utiliza como una medida cualitativa de la humectabilidad.

Gas Condensado - Humectabilidad
Fig. 2. Equilibrio de Fuerzas de una Interfase Agua-Petróleo-Sólido.

Cuando 𝜃 < 90º, el fluido moja al sólido y se llama fluido mojante. Cuando 𝜃 > 90º, el fluido se denomina fluido no mojante. Una tensión de adhesión de cero indica que los fluidos tienen igual afinidad por la superficie. Sin embargo, un ángulo de cero es obtenido sólo en pocos casos (agua sobre vidrio), mientras que un ángulo de 180º es casi nunca alcanzado (mercurio sobre acero 𝜃 = 154º).

1.3. Presión Capilar

La presión capilar es la diferencia de presión existente en la interfase de dos fluidos insmicibles en los intersticios de un medio poroso, y la misma se relaciona con la tensión interfacial fluido-fluido, con la humectabilidad de los fluidos (a través de 𝜃wo) y con el tamaño del poro (r). 

Puede ser positiva o negativa la presión, el signo solo presenta en cual fase la presión es más baja, la cuál será siempre la fase que humecta al capilar.

Gas Condensado - Presión Capilar
(Ec. 9)

Donde:
Pnm: Presión de la fase no mojante.
Pm: Presión de la fase mojante.
𝜎wo: Tensión interfacial entre el petróleo y el agua [dina/cm].
r: Radio del capilar.
𝜃wo: Ángulo de contacto sólido-petróleo-agua, medidos a través del agua (grados).

La presión capilar para dos fluidos miscibles tiende a cero, debido a que las presiones en los fluidos son iguales, es decir no hay una interfase.

2. Fuerzas Viscosas en yacimientos de Gas Condensado

Las fuerzas viscosas son comúnmente entendidas como la interacción intermolecular dentro del propio fluido y relativas a las condiciones de borde tales como la pared del poro u otros fluidos. Estas fuerzas causan un perfil de velocidad a desarrollarse a través del canal de flujo y es responsable de la perdida de presión viscosa que ocurre en el yacimiento.

En el caso del gas condensado, la viscosidad es 10 a 20 veces menor que la fase de condensado, debido a que las distancias intermoleculares de un gas condensado son mayores que la de un líquido. Esto determina una mayor movilidad del gas condensado en el medios porosos, por tanto, toma el camino de menor resistencia representado por los canales porosos más grandes, desviando el resto a los poros más pequeños. 

Si el sistema esta dominado por la movilidad pudiese reducirse efectivamente la saturación del líquido a través de la vaporización de sus componentes en el flujo de la fase gas condensado. Todos los gases o condensados tienen comportamiento reológico Newtoniano y se rigen por la Ley de la viscosidad de Newton.

3. Fuerza Gravitacional

La fuerza gravitacional siempre esta activa en todas las partes del yacimiento. En el flujo de fluidos en el yacimiento, la fuerza de gravedad puede ser de importancia en situaciones en donde los fluidos tienen diferentes densidades, como en el caso del gas y el condensado líquido, donde la densidad de este último es superior a la fase de gas condensado (𝜌c > 𝜌g).

Por consiguiente se modifica la flotabilidad del condensado depositándolo en la parte más baja del poro. Además, la gravedad determina un lento y constante movimiento del condensado a baja energía potencial en el poro de la roca.

4. Fuerza Inercial

La fuerza inercial esta asociada con el redireccionamiento del flujo de fluidos en el medio poroso. Por ejemplo, en el flujo lineal a través de un tubo delgado, no hay fuerzas inerciales activas. En el medio poroso, por otro lado un redireccionamiento continuo de flujo se lleva a cabo debido al movimiento de las moléculas de hidrocarburo entre los granos del mineral.

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Flujo de fluidos en yacimientos de Gas Condensado
La condensación retrógrada tiene lugar cuando en las adyacencias a los pozos productores en un yacimiento de gas condensado la Pwf es menor a la Proc.
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