OPERACIONES DE RECICLO Y EMPUJE HIDROSTATICO EN YACIMIENTOS DE CONDENSADOS

7. OPERACIONES DE RECICLO Y EMPUJE HIDROSTATICO EN YACIMIENTOS DE CONDENSADOS

El contenido de líquidos de muchos yacimientos de condensado constituye una parte importante y apreciable de la acumulación, y como consecuencia de condensación retrógrada, un alto porcentaje de este liquido puede quedarse en el yacimiento al tiempo del abandono. Debido a lo anterior, las operaciones de reciclo de gas han sido adoptadas en muchos yacimientos de condensado. En tales operaciones, el líquido condensado se remueve del gas húmedo.

Producto, generalmente en una planta de gasolina, y el gas saliente o gas seco se devuelve al yacimiento a través de posos de pozos de inyección. El gas inyectado ayuda a mantener la presión del yacimiento y retarda la condensación retrógrada Al mismo tiempo desplaza el gas húmedo hacia los pozos de producción. Ya que los líquidos removidos representan parte del volumen del gas húmedo si no se inyecta gas seco adicional, la presión del yacimiento disminuirá lentamente. Al final de las operaciones de recibo, es decir, cuando los pozos de producción han sido invadidos por el gas seco, la presión del yacimiento se agota por la depleción para recuperar el gas y parte de los líquidos remanentes en proporciones no barridas.

Aunque las operaciones de recibo parecen una solución ideal al problema de condensado retrogrado, existe un numero de consideraciones practicas que la hacen poco atractiva. En primer lugar, los ingresos a largo plazo de la venta de gas no pueden durante diez o veinte años, Por ejemplo, el valor actual de gas producido dentro de quince años, desconectado al 5 por ciento. En segundo lugar las operaciones de recibo requieren gastos adicionales, generalmente mayor un número de pozos, un sistema de comprensión y de distribución para los pozos de inyección y una planta de recuperación del liquido. Como tercer factor, debe comprenderse que aún donde la presión del yacimiento se mantiene por encima del punto de rocío, la recuperación de liquido en operaciones de recibo puede ser mucho menor del 100 por ciento.

Las recuperaciones de recibo pueden dividirse en tres eficiencias o factores de recuperación diferentes. Cuando en los poros de la roca yacimiento el gas seco desplaza al húmedo, la eficiencia del desplazamiento microscópico varía del 70 al 90 por ciento. Debido a la localización y rata de flujo de los pozos de producción e inyección, cuando el gas seco llega a los de producción quedan zonas del yacimiento que no son barridas por este gas, resultando eficiencias de barrido del 50 al 90 por ciento aproximadamente, es decir 50 a 90 por ciento del volumen poroso inicial es invadido por el gas seco. Las eficiencias de barrido comúnmente se miden por estudios que emplean modelos potenciométricos (cap. 7,sec. 8). Por último, se tiene el caso de yacimientos estratificados en tal manera que lagunas capas delgadas son mucho más permeables que otras, de manera que el gas seco las barre o fluye a través de ellas a una rata bastante grande . A medida que gran cantidad de gas húmedo queda en las capas de menor permeabilidad (las más densas), el gas seco alcanza los pozos de producción a través de capas más permeables, reduciendo eventualmente el contenido de líquido del gas que se procesa en la planta a un nivel antieconómico.

Supóngase ahora que un yacimiento particular de condensado de gas tiene una eficiencia de desplazamiento de 80 por ciento, una eficiencia de barrido de 80 por ciento y un factor de estratificación de permeabilidad de 80 por ciento. El producto de estos factores individuales da una recuperación total de condensado por operaciones de reciclo del 51,2 por ciento. En estas condiciones, las operaciones de reciclo no son muy atractivas, ya que las pérdidas de condensado retrógrado por comportamiento de depleción pueden llegar hasta el 50 por ciento.

Sin embargo, durante el agotamiento final de presión del yacimiento, una vez que las operaciones de reciclo se consideran terminadas, puede recuperarse líquido adicional de las partes barridas y no barridas del yacimiento. Además, las recuperaciones de butano y de propano líquidos en plantas de gasolina son mucho mayores que las recuperaciones de separación por etapas o separación a bajas temperaturas, métodos empleados cuando no se llevan a cabo operaciones de reciclo. De lo dicho anteriormente, es evidente que antes de decir sobre las operaciones de reciclo, se debe estudiar detenidamente los diferentes aspectos que este problema presenta.

Las operaciones de reciclo también se lleva a cabo en capas de gas de comportamiento no retrógrado superpuestas a zonas de petróleo, particularmente si el petróleo se encuentra encima de una extensa zona de agua. Si gas de la capa de gas se produce al mismo tiempo que el petróleo, a medida que el agua desplaza la zona de petróleo dentro de la zona de la capa de gas en disminución, no solo va quedando petróleo irrecuperable en la zona original de petróleo, sino también en la parte de la zona de la capa de gas invadida por el petróleo. Por otra parte, si las operaciones de reciclo en la capa de gas se llevan a cabo a la presión inicial o muy cerca de ella, el empuje hidrostático activo desplazará es petróleo a los pozos productores de petróleo obteniendo una recuperación máxima. Entre tanto, parte del líquido existente en la capa de gas se recupera durante las operaciones de reciclo. Es lógico que si la capa de gas presenta fenómeno retrógrado, se obtendrá un recobro adicional. Aun donde no exista empuje hidrostático, el agotamiento simultáneo de la capa de gas y de la zona de petróleo produce recuperaciones de petróleo más bajas. Para aumentar esta recuperación de petróleo permitiendo que la capa de gas se dilate y barra la zona de petróleo.

Cuando se producen yacimiento de condensado de gas por empuje hidrostático activo en tal forma que la presión inicial de yacimiento decrece muy poco, la condensación retrógrada es muy reducida o casi no existe y la razón gas-petróleo de producción permanece prácticamente constante. La recuperación será la misma que en yacimientos de gas no retrógrados balo las mismas condiciones, y dependerá de: a)la saturación inicial de agua innata, SW ; b) la saturación residual de gas, Sgr , en la parte del yacimiento invadida por agua. Como el factor volumétrico del gas, Bgt en PCS/bl permanece prácticamente constante, ya que la presión del yacimiento no disminuye, la recuperación fraccional será:

Recuperación (2.4)

Donde Vt es el volumen inicial del yacimiento; Sgr , saturación residual de gas en el área inundada; Swt, saturación inicial de agua innata, y F , fracción del volumen total invadido. Después del desplazamiento

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