La producción de un reservorio de condensado de gas plantea el principal desafío del almacenamiento o bloqueo de condensado. Esto ocurre cerca del pozo, alrededor del cual se observa inicialmente una disminución de la presión. Un buen signo de almacenamiento de condensado es un aumento en la relación gas-aceite (GOR) durante la producción y/o una disminución en el rendimiento de condensado del pozo, lo que lleva a reducciones considerables en la capacidad de entrega del pozo y la tasa del pozo para reservorios de condensado de gas. Por lo tanto, determinar la capacidad de entrega del pozo de un reservorio de condensado de gas y los métodos para optimizar la productividad es fundamental en la industria. Este estudio de investigación tiene como objetivo investigar el comportamiento del cambio de fase del fluido en un reservorio de condensado de gas durante el agotamiento, para comprender los problemas encontrados en la capacidad de entrega del pozo durante la producción y evaluar técnicas de optimización que podrían mejorar la capacidad de entrega. Esto requiere una revisión de diferentes técnicas y métodos utilizados en el análisis de reservorios de condensado de gas y de la acumulación de saturación de condensado en el sistema como función del tiempo para determinar la ocurrencia de condensado en las cercanías del pozo y un análisis de sensibilidad de los diferentes parámetros y cómo afectan la capacidad de entrega del pozo. Se utilizó un simulador composicional comercial (E300) para estudiar el flujo de fluido de condensado de gas utilizando datos sintéticos para simular un reservorio de condensado de gas al estudiar los cambios composicionales (es decir, C1, C2, C3, C4-C6...) en el contenido de hidrocarburos a lo largo del tiempo y/o la distancia desde el pozo al determinar el momento del almacenamiento de condensado, así como su distancia desde un pozo, y los resultados se utilizaron a su vez como guía para optimizar la producción de condensado. Se adoptaron escenarios típicos, como aquellos que involucran inyección de agua y reciclaje de gas, para estudiar el almacenamiento de condensado. El resultado muestra un cambio considerable en la composición de los componentes del fluido con respecto a los cambios de fase del fluido a medida que la presión disminuye durante el agotamiento. Cuanto antes ocurre la disminución de presión, más rápida es el cambio de fase y más cerca del pozo se produce la transición, lo que lleva a una pérdida significativa de condensado. Los resultados de la simulación muestran que la inyección de agua con la mínima disminución de presión produce un mayor factor de recuperación de condensado del 93%, mientras que el reciclaje de gas sufrió un cambio de fase temprano y se logró un factor de recuperación de condensado de solo el 66%. Alterar la tasa de producción de gas en el caso de reciclaje de gas redujo el cambio de fase cerca del pozo y produjo un mejor factor de recuperación de hasta el 82%. Los hallazgos de este estudio ayudan a proporcionar una mejor comprensión del cambio de fase de hidrocarburos cerca de los pozos en reservorios de condensado de gas de la fase gaseosa al condensado. El enfoque sugerido para rastrear el momento y la ubicación de la formación de condensado también puede ayudar a los ingenieros de producción a gestionar la producción de condensado y seleccionar técnicas de optimización apropiadas para mejorar la recuperación de condensado.