Flujo en Yacimientos de Gas Condensado (Parte II)

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No obstante, en la región vecina al pozo se producen efectos de permeabilidad relativa adicionales porque la velocidad del gas, y en consecuencia la fuerza viscosa, es extrema. La relación entre la fuerza viscosa y la fuerza capilar se denomina número capilar. Las condiciones del gradiente de presión producidas por alta velocidad o la baja tensión interfacial poseen números capilares altos, lo que indica que predominan las fuerzas viscosas y que la permeabilidad relativa al gas es mayor que el valor que se registra con tasas de flujo más bajas.
A velocidades de flujo aún más altas, en la zona más cercana al pozo, el efecto inercial o efecto Forchheimer reduce de alguna manera la permeabilidad relativa al gas. La base de este efecto es el arrastre inicial que se produce cuando el fluido se acelera para atravesar las gargantas de poros y luego disminuye la velocidad una vez que ingresa en un cuerpo poroso. El resultado es una permeabilidad aparente más baja que la que podría esperarse a partir de la ley de Darcy. Este efecto se conoce normalmente como flujo no darciano.
El impacto global de los dos efectos producidos por la alta velocidad es usualmente positivo, lo que reduce el impacto del bloque de condensado. Se necesitan experimentos de impregnación de núcleos de laboratorio para medir el efecto inercial y el efecto del número capilar sobre la permeabilidad relativa.
Si bien la primera indicación de la presencia de un bloque de condensado e habitualmente una declinación de la productividad, su presencia a menudo se determina mediante pruebas de presión transitoria. Se puede interpretar una prueba de incremento de presión para mostrar la distribución del líquido antes de cerrar el pozo. El comportamiento a corto plazo en la prueba de presión transitoria refleja las condiciones existentes en la región vecina al pozo. El bloque de condensado se indica por la existencia de un gradiente de presión más pronunciado cerca del pozo. Con tiempos de prueba más prolongados, la permeabilidad efectiva del gas lejos del pozo domina la respuesta; la permeabilidad puede determinarse a partir de la curva de la derivada del cambio de presión en un gráfico doble logarítmico de los cambios de pseudo-presión y tiempo de cierre. Si la prueba se prolonga suficiente tiempo – y en ese tiempo de prueba de cierre depende de la permeabilidad de la formación – las propiedades del flujo lejos del pozo serán evidentes.

Referencias Bibliográficas
“Revisión de los yacimientos de gas condensado” [artículo en línea] http://www.slb.com/media/services/resources/oilfieldreview/spanish06/spr06/p16_29.pdf(Consulta, Mayo 2009)