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NFORMACION GENERAL:
En la etapa inicial de producción de un yacimiento de gas condensado se presentan tasas y presiones capaces de levantar los líquidos (condensado y/o agua) que se producen junto con el gas y llevarlos a superficie, sin embargo, con la declinación de presión de los yacimientos llega un momento en el cual el flujo de gas no tiene la fuerza suficiente para levantar loslíquidos, acumulándose en el fondo de la tubería de producción afectando la productividad del pozo, ocasionada por la contrapresión que ejerce esa columna de líquidos a la formación. En el Campo San Joaquín, existen algunos pozos completados con tubería MONOBORE (Tub 5 -1/2") que habían mostrado una disminución en la producción influenciada por la acumulación de líquidos y para evitarlo se ha implementadouna estrategia de producción para fluir los mismos la cual se basa en el incremento del reductor para aumentar las velocidades, y así obtener un mejor aprovechamiento de la energía del yacimiento, tomando en cuenta que se tratan de yacimientos maduros, sometidos a proyectos de desinfle y en cuyos casos la presión cayó muy por debajo de la presión de rocío (950 lpca) generando formación de líquidospor condensación retrograda no solo al nivel de la tubería de producción sino en el mismo yacimiento incrementando la saturación de líquidos en el medio poroso disminuyendo la permeabilidad relativa al gas y por ende perdida de la productividad.

Curvas de permeabilidad relativa para un sistema con heterogeneidad de fluidos (Petróleo-Agua), para una arena típica de humectada por agua
En lagráfica se evidencia que al incrementar la Saturación de agua en el medio poroso disminuye la permeabilidad al petróleo y este mismo caso ocurre con la permeabilidad relativa al gas que es aun más sensible debido a que en principio está presente a saturación irreducible y por lo tanto no tiene permeabilidad relativa en el sistema।
Curvas de permeabilidad relativa para un sistema donde fluye gas ypetróleo

En este sentido y con la finalidad de que estos pozos que presentan acumulación de líquidos específicamente los MONOBORE ( Tub 5 - 1/2" ) no solo mejoran su producción y la capacidad de arrastre de los líquidos sino en muchos casos lograr que fluyeran; fue necesario evaluar el incremento de reductores de dichos pozos soportados con la simulación numérica, para establecer a través delanálisis del comportamiento de producción de los mismos, una metodología que permita estudiar velocidad y tasa crítica del gas, volumen de líquido y su factor de entrampamiento (hold-up), que son parámetros que están directamente relacionados con la acumulación de líquidos y según estos y el comportamiento de producción, determinar las condiciones operacionales asociadas a la utilización de reductoresde alto diámetro para producir dichos pozos.
Metodología para la definición de los parámetros relacionados con los problemas de acumulación de líquidos.
La velocidad y tasa crítica del gas (Vgc y Qgc), el factor de entrampamiento de líquido (Holdup) y el volumen de líquido, son parámetros que están muy relacionados con la acumulación de líquidos y, por ende, influyen a que este fenómeno ocurra.Con la definición y estudio de estos parámetros a través de una metodología se puede conocer de una forma más precisa en cuales pozos se está presentando la acumulación de líquidos o cuales tienden a ello.
Cálculo de la velocidad y tasa crítica del gas: durante esta etapa se procedió al cálculo de la velocidad y tasa crítica para cada pozo, utilizando la correlación de Turner para tasa crítica yla correlación de Colleman y Cols para la velocidad crítica ya que ésta es utilizada para presiones de cabezal menores o igual a 500 lpc y era la
Velocidad Crítica.


Conversión de la temperatura de superficie de °F a °R



- Tasa Crítica



Qgc = tasa de gas crítica, MMPCGD

P y T = presión y temperatura promedia del pozo, lpca y °R

A = área interna de la tubería, pie2

Zg = factor...