Raiza Isabel Caraballo Hernandez Ing. de Yacimientos/ Yacimientos/ Simulacion Numerica Especialista en Gerencia de Proyectos de I&D Firma Profesional: Servicios Petroleros Raiza Caraballo
CONTENIDO •
Introducción
día 1
•
Tópicos Básicos de Ingeniería Ingenie ría de Gas
día 1
•
Yacimientos acimien tos de Gas Condensado Condensad o
día 2
•
Bloque o Banco de Condensado
día 2
•
Reconocimiento Reconocimient o de un Yacimiento acimient o de GC
día 3
•
Gerencia Gerenci a de Yacimientos acimient os de GC
día 3
•
Avances en el Estudio de Gas Condensado
día 3
DINAMICA DEL CURSO Alcance: Alcance: El Curso Abarca los Aspectos Fundamentales de la Ingeniería de Yacimientos de Gas con enfoque especial en Yacimientos de Gas Condensado
•
Dirigido a: Ingenieros de Petróleo, Profesionales de Geociencias y otras Disciplinas a fines a la Ingeniería de Petróleo •
Metodología: Exposición Interactiva para Despertar el Interés del Grupo, Promover la Sinergia entre los Participación, Aclarar Dudas, Profundizar el Conocimiento y Estimular el Razonamiento mediante el Desarrollo de Ejercicios y casos reales •
MI INTRODUCCION AL TEMA •
Yacimientos acimientos de Gas Condensado
•
Condensación retrograda
•
Variaciones fisicoquímicas
•
Flujo bifásico
•
Optimización del desarrollo del campo
HIDROCARBURO
H
C
HC
HIDROCARBURO ALIFATICOS ALCANOS C C ALQUENOS C C ALQUINOS C C
BENCENO AROMATICOS
TOLUENO ETILBENCENO
ALCANOS
H
CnH2n+2
H
C H
H
ALCANOS LOS ALCANOS SON NO REACTIVOS, LOS ENLACES SIMPLES C-C / C-H SON MUY ESTABLES POR LO CUAL SOLO PUEDE SER DISOCIADO POR UN REACTANTE MUY FUERTE A TEMPERATURA NORMAL
ALCANOS – SERIES HOMOLOGAS
ESTADO NATURAL DE LOS ALCANOS
ALCANOS - ENLACES
N-BUTANO
ISO-BUTANO
ALCANOS - PROPIEDADES •
•
•
A MAYOR NUMERO DE CARBONOS MAYOR DIVERSIDAD DE FORMAS ESTRUCTURALES CON EL MISMO N, PUEDIENDO TENER MUCHOS ISOMEROS A MAYOR NUMERO DE CARBONOS MAYOR PESO MOLECULAR Y MENOR VOLATILIDAD A MAYOR PESO MOLECULAR MAYOR PUNTO DE EBULLICION Y MAYOR GRAVEDAD ESPECIFICA
COMPOSICIONES TIPICAS DE HC EN EL YACIMIENTO COMPONENTE GAS SECO
GAS HUMEDO
GAS PETROLEO CONDENSADO VOLATIL
PETROLEO NEGRO
C1
96
90
75
60
48.83
C2
2.0
3.0
7.0
8.0
2.75
C3
1.0
2.0
4.5
4.0
1.93
iC4
–
nC4
0.5
2.0
3.0
4.0
1.60
iC5
–
nC5
0.5
1.0
2.0
3.0
1.15
C6
0.5
2.5
4.0
1.59
C7+
1.5
6.0
17.0
42.15
PROPIEDADES DISTINTIVAS DE LOS YACIMIENTOS TIPO DE YACIMIENTO
COMPOSICION
RGP(SCF/STB)
COLOR
PETROLEO
50%C1, 40%C7
<1750
NEGRO
<45
GAS SECO
95%C1
>100000
INCOLORO
--
GAS HUMEDO
90%C1
>15000
INCOLORO
<70
GAS CONDENSADO
75%C1
>3200
AMARILLO
>40
API
Tres tipos de Yacimientos de Gas •
•
•
Yacimiento de Gas Seco: es aquel que contiene principalmente metano (C 1>90%) con pequeñas cantidades de C 5 y componentes mas pesados (C 5+<1%) Yacimiento de Gas Húmedo: tiene un mayor contenido de componentes intermedios y pesados que los gases secos. El termino “humedo” proviene de que a las condiciones de separación en superficie la mezcla cae en la región de dos fases generando RGL>15000 SCF/STB Yacimiento de Gas Condensado: contiene C 1>60% y C 7+<12%. En fase gaseosa con dos componentes, gas y liquido. El liquido se encuentra vaporizado en el gas y presenta condensación retrograda isotérmica en un rango de temperatura y presiones normales de yacimiento. La RGL>3200 SCF/STB y gc=40-60 API
TIPO DE YACIMIENTO DE ACUERDO AL TIPO DE HC
TOPICOS BASICOS •
•
GAS NATURAL GAS IDEAL LEY DE BOYLE, LEY DE CHARLES ECUACION DE ESTADO DE GASES IDEALES LEY DE AVOGADRO CONSTANTE UNIVERSAL DE LOS GASES “R” LEY DE DALTON DE LAS PRESIONES PARCIALES EJERCICIOS – – – – – –
•
GAS REAL FACTOR Z LEY DE VAN DER WALLS, LEY DE KAY ECUACION DE ESTADO DE GASES REALES CORRELACION DE STANDING - KATZ PROPIEDADES DE GASES REALES FRACCION PLUS – – – – – –
GAS NATURAL
GAS NATURAL •
Metano (CH4) fracción mas liviana
•
Gas natural Licuado (GNL) en ingles LNG
•
Gas licuado del petróleo (GLP)
•
Líquidos del gas natural (LGN)
COMPOSICION DE GAS NATURAL
*Tomado de: “Natural Gas Engineering Hand Book” Guo. B, Ghalambor. A.
GAS ASOCIADO •
•
Es el gas que se encuentra en el yacimiento junto con el petróleo Puede estar disuelto en el petróleo o formando una capa de gas libre
GASES IDEALES •
•
•
Volumen de las moléculas es despreciable en relación al volumen del gas Fuerzas de atracción o repulsión entre las moléculas también es despreciable Colisión molecular es elástica, es decir, no ocurre perdida de energía por choke intermolecular
Ley de Boyle (1660): Sus observaciones probaron que para una masa
PV = C
fija de gas a una temperatura fija, el producto de la presión por el volumen es una constante
V1xP1 = V2xP2
V2= V1xP1/P2
Ley de Charles (1787): Sus observaciones probaron que para una masa de gas a presión constante, el volumen varia linealmente con la temperatura.
V = cT
P x V1 = C x T1
P x V2=C x T2
Boyle & Charles M, T1, P1, V1
C
V1xP1 = VxP2
M, T1, P2, V
V/T1=V2/T2
M, T1, P2, V
V= (V1xP1)/P2
C
M, T2, P2, V2
V=(V2xT1)/T2
eos de Gases Ideales
Para una misma masa de gas P x V / T = constante
Ley de Avogadro El peso molecular de un gas ideal ocupa el mismo volumen del peso molecular de otro gas ideal a las mismas condiciones de P y T
R es la constante universal de los gases
CONSTANTE UNIVERSAL “R”
mol-gr
K
atm
lt
0,08205
mol-lb
R
lpc
p3
10,732
eos de Gases Ideales
LAS ECUACIONE S DE ESTADO SE DEBEN TRABAJAR EN CONDICIONES ABSOLUTAS DE PRESION Y TEMPERATURA
CONSTANTE UNIVERSAL “R” PARTIENDO DE DOS GASES IDEALES
PROPIEDADES DE LOS GASES IDEALES CONSTAN TE UNIVERSAL “R”
Densidad del Gas
Gravedad Especifica del Gas
Ley de Dalton DE LAS Presiones Parciales MEZCLA DE GASES CON PRESION TOTAL P
POR LA EOS DE GASES IDEALES, HACIENDO Pi/P
EJERCICIO # 1 •
Considerando comportamiento de gas ideal, estime la masa del C2H6 contenido en un cilindro de 2,45 litros a una presión de 4 atm y una temperatura de 22ºC
GASES REALES (Factor Z) •
•
•
La Ecuación de Estado de los gases ideales predice el comportamiento de los gases pero se desvía de las mediciones experimentales La Ecuación de Estado de los gases reales se corrige multiplicando por el factor de compresibilidad del gas o factor de desviación “Z “ El Facto Z es una medida de la desviacion del gas del comportamiento ideal
FACTOR DE COMPRESIBILIDAD 1.0
0.95
Z 0.85
0.75 0
1000
2000 3000 4000 presión (lpca)
5000
ECUACION DE ESTADO PARA GASES REALES
FACTOR Z – COMPORTAMIENTO DEL GAS A BAJAS PRESIONES
TEMPERATURA CONSTANTE
H 1.0
H
C
H
Z R O T C A F
0.0
H
BAJA P PRESION
ALTA P
FACTOR Z – COMPORTAMIENTO DEL GAS A ALTAS PRESIONES
TEMPERATURA CONSTANTE
H H
C
1.0
H
Z R O T C A F
0.0
H
BAJA P PRESION
ALTA P
Factor Z en Componentes Puros Factor de compresibilidad de Metano, Etano y Propano •
El factor de compresibilidad (Z) de diferentes componentes puros varia en un amplio rango a presiones elevadas Tomado de “Volumetric and Phase Behavoir of Hydrocarbon System,” M.B. Standing
VAN DER WALLS EOS (1873) Adapto la ecuación de estado de los gases para ser capaz de representar la transición de vapor a liquido
a: fuerzas de atracción molecular b: volumen finito de las moléculas
VAN DER WALLS EOS (mod) •
Redlich-Kwong (RK EoS, 1948) “a=f(T)”
•
Soave Peng-Robinson (SPR, 1972)
•
Peng Robinson (PR EoS, ?) “Z”
LEY DE LOS ESTADOS CORRESPONDIENTES PARA GASES PUROS, Van Der Walls, 1873
SOLO UNIDADES ABSOLUTAS, TEMPERATURA, R o K, PRESION, LPCA
Diagrama de Fases para una Sustancia Pura •
C : Punto Critico
•
T : Punto Triple
•
•
Pc : Presión Critica Tc : Temperatura Critica
C
pc solido
Cambios de Fases Sublimación: Solido – Gas Fusión: Solido – Liquido Congelación: Liquido – Solido Condensación: Liquido – Gas Vaporización: Gas- Liquido
n ó i s e r p
liquido gas
T
temperatura
tc
W.Gibbs (1876) Regla de Fases pc
C + 2 – P = F
C
solido
liquido
gas
Donde:
n ó i s e r p
T
C=numero de componentes temperatura
P=numero de fases
F=numero de variables (grados de libertad) F=P + T + Composicion
tc
W.Gibbs (1876) Ejemplo •
•
C + 2 – P = F Mezcla de dos componentes en la región G-L C= 2 P = 2
Sustancia pura en el punto T C = 1 P = 3
Aplique la regla de Gibbs •
Gas natural con 3 componentes en la región de G-L C = 3 P = 2
•
Gas natural con 7 componentes en la región G-L C = 7 P = 2
Factor Z como funcion de Tr y Pr
•
El grafico valida la Teoría de VanDer Walls: “Todos los gases exhiben el mismo comportamiento cuando se expresan en términos de su su presión reducida, temperatura reducida y volumen reducido.”
LEY DE LOS ESTADOS CORRESPONDIENTES PARA MEZCLAS, W.B.KAY, 1936
Método Grafico Standing-Katz para calculo de Z 1. Se calcula Psc y Tsc para la mezcla 2. Se calcula Psr y Tsr a partir de 1 3. Se localiza el valor de Z
PROPIEDADES DE LOS GASES REALES
Densidad Masa por unidad de volumen No depende de la masa Reportadas a las condiciones P y T Su inverso es el volumen especifico del gas
Factor Volumétrico del Gas
Se define como la relación entre el volumen del gas a condiciones de yacimiento al volumen del gas en condiciones normales
Compresibilidad
Cambio en volumen que experimenta una sustancia durante un cambio de presión mientras la temperatura se mantiene constante
Viscosidad del Gas •
Viscosidad Dinámica
•
Viscosidad Cinemática
La viscosidad del gas es una medida de la resistencia al flujo dentro del medio poroso Depende de P, T y la composición del fluido La viscosidad se estima comúnmente a través de monogramas y correlaciones
Correlaciones
Ejercicio # 2 •
Calcule la densidad de la mezcla de hidrocarburos a 1550 lpca y 65ºF HC
•
PM
Pc
Tc
yi
Psc
Tsc
gr/gr-mol
lpca
R
frac
lpca
ºR
CH4
16.043
666.4
343.33
0.9264
C2H6
30.07
706.5
549.92
0.0549
C3H8
44.097
616
666.05
0.0187
Considere la ecuación de los gases reales, la ley de los estados correspondientes y la correlación de Standing para factor Z
FRACCION PLUS, Cn + •
En esta fracción de la composición de la mezcla se agrupan los componentes pesados HC
YI (fraccion)
PM (lbm/lbm-mol)
TC (ºR)
PC (psia)
N2
0,0138
28,013
227,16
493,1
CH4
0,9302
16,043
343,00
666,4
C2H6
0,0329
30,070
549,59
706,5
C3H8
0,0136
44,097
665,73
616,0
C4H10
0,0023
58,123
734,13
527,9
C4H10
0,0037
58,123
765,29
550,6
C5H12
0,0012
72,150
828,77
490,4
C6H14
0,0008
86,177
913,27
436,9
C7+
0,0005
114,231
-
-
FRACCION PLUS, Cn + •
•
•
•
•
Infinitos tipos de combinaciones de componentes Sus propiedades dependen de la composición global de la mezcla Imposible determinar las propiedades criticas experimentalmente Las propiedades criticas se determinan mediante correlaciones Se determina el peso molecular y la gravedad especifica de la mezcla
FRACCION PLUS, Cn +
Tarea 1 •
Investigar acerca de la compresibilidad de un gas y de un liquido, establecer comparaciones a iguales condiciones de P y T
•
Investigar acerca de la Viscosidad Dinámica y Cinemática, establecer comparaciones.
CONTENIDO •
•
•
•
•
Diagrama de Fases / Envolvente de Fases Gas húmedo, gas seco y gas retrogrado Condensación Retrograda Banco o bloque de condensado Identificacion de un yacimiento de GC Analisis PVT Produccion Welltest Gerencia de Yacimientos de GC Avances en el estudio de GC –
–
–
•
•
DIAGRAMA DE FASES •
•
Una fase es una porción de un sistema con una composición y estructura química definida, que es homogénea, físicamente distinta y mecánicamente separable*. Un diagrama de fases es un grafico donde se representan las condiciones de P-V-T de una mezcla de componentes * Escobar, E. Ingeniería de Yacimientos de Gas, notas de cátedra
ENVOLVENTE DE FASES
5
ENVOLVENTE DE FASES PUNTOS DE LA ENVOLVENTE DE FASES o
PRESION CRITICA
o
TEMPERATURA CRITICA
o
PRESION CRICONDENTERMICA
o
TEMPERATURA CRICONDERBARICA
o
LINEA DE PUNTOS DE BURBUJA
o
LINEAS DE PUNTOS DE ROCIO
GAS HUMEDO 1.
A condiciones de yacimiento siempre el fluido existirá como gas
2.
Durante el proceso de agotamiento a temperatura constante no se entra en la región bifásica
3.
A condiciones de separador siempre se separara liquido del gas
CONFUSION CON GAS CONDENSADO CONDENSADO? HUMEDO?
GAS SECO “A SECAS” 1.
A condiciones de yacimiento permanece como gas
2.
Durante el proceso de agotamiento permanece como gas A condiciones de separador permanece como gas
3.
ESTA COMPUESTO PRINCIPALMENTE DE METANO (CH4)
GAS CONDENSADO •
•
•
•
Línea 1 - 2- 3 -4 Punto 1: 100% gas en el yacimiento Punto 2: El gas exhibe un punto de roció Punto 3: Aumenta el porcentaje de liquido a 10% Punto 4: Se produce revaporizacion del liquido (se ha observado en laboratorio)
1 2
3
4
CONDENSACION RETROGRADA La condensación retrograda es un termino que se utiliza para describir el comportamiento anómalo de una mezcla de gases que genera líquidos por la disminución isotérmica de la presión
CONDENSACION RETROGRADA •
•
•
A condiciones iníciales de P y T la mezcla se encuentra en fase gaseosa o en el punto de rocio La temperatura del yacimiento se encuentra entre la critica y la cricondentermica La condensación retrograda isotérmica ocurre en rangos de: 200-400ºF de Temperatura y 3000-8000 lpc de Presión
FORMACION DEL CONDENSADO En el Yacimiento •
•
•
•
El fluido originalmente monofásico cae por debajo de Pr separándose las fases (gas y condensado). Fluyen simultáneamente gas y condensado aguas arriba La caída de presión cerca del pozo provocan la condensación de mas liquido aumentando la permeabilidad relativa al petróleo y la consecuente reducción de la permeabilidad relativa al gas cerca del pozo Como consecuencia de este proceso se origina el banco de condensado que no es mas que la acumulación de líquidos en el fondo del pozo que no podrán ser revaporizados ni producidos y que restringen el flujo
Representación esquemática de la formación del Banco de Condensado*
*Tomado del Articulo: Revision de Yacimientos de
VOLUMEN DE CONDENSADO MAS DE 150 BBL POR MILLON DE PIES CUBICOS
*Tomado del Articulo: Revisión de Yacimientos de Gas Condensado. Schlumberger, 2006
MENOS DE 100 BBL POR MILLON DE PIE CUBICOS
POR DEBAJO DE LA PRESION DE ROCIO LEJOS DEL PRODUCTOR •
•
PRIMERAS GOTAS DE ROCIO DE CONDENSADO SON INMOVILES DEBIDO A LA MOVILIDAD LA CUAL ES POCO SIGNIFICATIVA LEJOS DEL POZO ESTE CONDENSADO NORMALMENTE NO SE PRODUCE PERO PODRIA REVAPORIZARSE
CERCA DEL PRODUCTOR •
•
•
CUANDO LA PRESION DE FONDO DE POZO CAE POR DEBAJO DE LA PRESION DE ROCIO SE FORMA UN SUMIDERO EN LA VECINDAD AL POZO EL GAS QUE ENTRA AL SUMIDERO SIGUE CONDENSANDO LIQUIDO A UN TIEMPO SE ACUMULA LIQUIDO CON SATURACION MAYOR A LA CRITICA (MOVIL)
BANCO DE CONDENSADO DONDE SE PRODUCE EL CONDENSADO? EN EL YACIMIENTO EN EL FONDO DEL POZO DONDE VA A PARAR EL CONDENSADO? A SUPERFICIE RETORNA AL FONDO DEL POZO DONDE OCURRE EL BLOQUEO? A NIVEL DE LAS PERFORACIONES •
•
•
•
FUERZAS EN LA ZONA DEL BANCO DE CONDENSADO •
•
•
•
EL GAS FLUYE A ALTA VELOCIDAD PRESENTANDOSE ALTAS FUERZAS VISCOSAS A VELOCIDADES MAS ALTAS LA PERMEABILIDAD RELATIVA AL GAS SE VE REDUCIDA DEBIDO AL EFECTO DE FORCHEHIMER EL NUMERO CAPILAR ES ALTO, FUERZAS VISCOSAS PREDOMINAN SOBRE LAS FUERZAS CAPILARES LAS FUERZAS CAPILARES AYUDAN A CREAR CANALES DE FLUJO PARA EL CONDENSADO RESTRINGIENDOSE LOS CANALES PARA EL GAS
*Ilustración Tomado del Articulo: Revisión de Yacimientos de Gas Condensado. Schlumberger, 2006
REGIONES DE FLUJO EN YACIMIENTOS DE GC Condensado inmóvil
Pyac Procio n ó i s e r P
BHP
1
Zona 1 Zona 2
Distancia al Pozo
Condensado móvil
Zona 3
IDENTIFICACION DE UN YACIMIENTO DE GC
RANGOS DE EXISTENCIA DE LOS YACIMIENTOS DE GC
ALTAS PRESIONES (3000 A 8000 LPCA) ALTAS TEMPERATURAS (200 A 400F)
ALTAS PROFUNDIDADES
LIBERACION INSTANTANEA EN GAS CONDENSADO •
•
•
Busca determinar el comportamiento volumétrico del sistema a condiciones de superficie, de tubería y de yacimiento El sistema se mantiene a composición constante durante la prueba Se emplean muestras de gas y liquido recombinadas en superficie bajo la relación gas-liquido de producción
GAS RETROGRADO EN LABORATORIO •
•
•
Exhiben punto de roció cuando la presión decrece a temperatura del yacimiento La fracción de heptanos plus es menor a 12,5% molar Comportamiento retrogrado ocurre a cond. de yacimiento para gases con menos de 1% de heptanos plus
CARACTERIZACION DEL GAS CONDENSADO •
•
Determinar las propiedades del fluido (gas condensado) es especialmente importante en estos yacimientos que exhiben variaciones físico químicas y flujo bifásico Conocer con bastante certeza la relación gas condensado es fundamental para estimar el potencial esperado de gas y liquido
MUESTREO PARA PVT RECOMBINADA
DE FONDO •
•
MUESTRA DE GAS
Pwf por encima de Pr THP por encima de Pr a lo largo de la tubería
MUESTRA DE LIQUIDO
MUESTRA RECOMBINADA
MUESTRA DE FONDO
FACTORES QUE INFLUYEN EN EL MUESTREO ACONDICIONAMIENTO DEL POZO
POSICIONAMIENTO DEL TOMAMUESTRA
ESCURRIMENTO DE LIQUIDO HACIA EL FONDO
CALIBRACION DE LOS EQUIPOS
PRESERVACION DE LA MUESTRA A PY T DE YAC
RELACION GAS - LIQUIDO ES EL NUMERO DE BARRILES DE CONDENSADO LIQUIDO QUE SE PRODUCE POR CADA MIL PIES CUBICOS DE GAS EN EL YACIMIENTO
LIQUIDO
GAS
PARAMETROS DE PRODUCCION EN YACIMIENTOS DE GC •
La relación gas petróleo inicial alrededor de 3300 pc/bn
•
La relación gas petróleo aumenta mientras la presión cae por debajo de roció
•
Gas retrogrado rico no recuperable
•
Gravedad API entre 40 y 60
PARAMETROS DE ROCA EN YACIMIENTOS DE GC YACIMIENTO CON ALTA CAIDA DE PRESION
YACIMIENTO CON BAJA CAIDA DE PRESION
•
FORMACIONES CON BAJO KH
•
FORMACIONES CON ALTO KH
•
ALTO IMPACTO
•
BAJO IMPACTO
IMPACTO EN LA PRODUCTIVIDAD PRESION < PRESION DE ROCIO BANCO DE CONDENSADO REDUCCION DE LA PRODUCTIVIDAD
PRUEBAS DE PRESION TRANSITORIA EVALUAR PRODUCTIVIDAD DECIDIR ESTIMULAR
rw del bloque de condensado PERMEABILIDAD (k)
DAÑO (SKIN)
Zona Dañada por el Banco de Condensado
PRUEBAS DE PRESION (WELLTEST)
ZONA 1
CONDICION ORIGINAL DEL YACIMIENTO DE GC
ROCIO
• SATURACION CRITICA DEL CONDENSADO • CURVAS KR
PRESION • PERMEABILIDAD • ESPESOR • VISCOSIDAD
PRESION CONTROL DE LA PRODUCTIVIDAD
ESTRATEGIA DE EXPLOTACION PRESION >P ROCIO
Diseño de una estrategia de Explotación adecuada al campo que permita el optimo >AREA ROCA DE rendimientoDRENAJE del gas
condensado mediante una
ESTIMULAR mejor y mayor recuperación de susELproductos FLUIDO POZO
líquidos en superficie
TECNICAS DE PRODUCCION •
•
•
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RECICLAJE DE GAS: INYECCION DE GAS SECO PARA MANTENER PRESION POR ENCIMA DE ROCIO FRACTURAMIENTO HIDRAULICO Y ACIDIFICACION PARA INCREMENTAR EL AREA DE CONTACTO POZOS HORIZONTALES E INCLINADOS INYECCION CICLICA HUFF & PUFF INYECCION DE SURFACTANTES MAS SOLVENTES PARA REMOVER EL BLOQUE
SIMULACION DEL SIMULACION DEL BL BLOQUE OQUE DE DE CONDENSADO EL MODELO NUMERICO INCORPORA LAS PROPIEDADES DE ROCA Y FLUIDOS DEL YACIMIENTO PARA ESTIMAR DINAMICAMENTE LA INFLUENCIA DEL BLOQUE DE CONDENSADO EN LA PRODUCTIVIDAD
SIMULACION DEL SIMULACION DEL BL BLOQUE OQUE DE DE CONDENSADO MALLA DE SIMULACION FINA • REFINAMIENTO LOCAL LOCAL DEL FFM • MODELO DE POZO
MODELO MODEL O DE FLUIDO COMPOSICIONAL • CON MAS DE DOS COMPONENTES COMPONENTES • CON NUMERO CAPILAR
PSEUDO PRESIONES • REPRESENTAR REPRESENTAR REGIONES DE FLUJO • P = F(Rp,PVT,Kro,Krg)
CASO ESTUDIO EN MAR DEL NORTE. NOR TE. CHEVRON •
•
•
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Características del Yacimiento Yacimiento Np=400 pies K, 10-15mD Φprom= 15% Pi=6000 lpc >> Procio (variable en el campo) campo) BHP < < Procio RGC, 70 – 110 bbl por millon de pie3 Caída de 80% de productividad en algunos pozos
Estudio del Yacimiento Yacimiento •
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Calculo analítico de pseudo presiones para calcular la productividad Simulación composicional composicional en un modelo de pozo
Estrategia de Desarrollo Fracturamiento Hidráulico para mejorar la productividad
•
CASO ESTUDIO EN MAR DEL NORTE. CHEVRON IP Simulado del Pozo
Perfil Simulado del Pozo
*Tomado del Articulo: Revision de Yacimientos de Gas Condensado. Schlumberger, 2006
ESTUDIO DE YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO •
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Economides et al (1987): Posible existencia de una cuarta región mas cercana al pozo donde las bajas tensiones interfaciales a alta tasa causan reducción de la saturación liquida con la consecuente mejora en la permeabilidad del gas Hassard & Handi (1988): Plantean que una saturación de liquido muy baja podría fluir a bajas tensiones interfaciales en un yacimiento de GC Li &Firoozabadi: Incremento en la productividad de los pozos por cambio en la mojabilidad preferencial del liquido al gas Fevang (1995): La caída de presión bajo burbujeo en las cercanías al pozo origina tres zonas con saturación liquida diferente
CONCLUSION
