Modelado de Yacimientos de Gas Condensado
Modelado de Yacimientos de Gas Condensado
Normalmente se utilizan métodos numéricos de simulación de yacimientos para pronosticar el desempeño de los campos de gas condensado. Estos modelos incorporan las propiedades de las rocas y de los fluidos para estimar la influencia dinámica del bloque de condensado sobre la producción de gas y condensado. No obstante, el bloque de reticulado típico de un modelo de campo completo (FFM, por sus siglas en inglés) puede ser mucho más grande que la zona del bloque de condensado, de manera que un modelo con reticulado convencional puede sobreestimar significativamente la productividad de los pozos.
La forma más exacta de determinar el comportamiento de un campo de gas condensado en la región vecina al pozo es recurrir a un simulador con retículas de menor tamaño. Esto se puede hacer de dos formas:
- Utilizando un modelo FFM con refinamientos locales del reticulado (LGR, por sus siglas en inglés) o empleando un modelo compuesto de un solo pozo, con un reticulado de alta resolución cerca del pozo.
Los simuladores modernos, tales como el programa de simulación ECLIPSE 300, poseen capacidad para incorporar LGRs. Se pueden utilizar bloques de reticulado pequeños cerca de los pozos o de otros rasgos - tales como fallas - que pueden incidir significativamente en el flujo local. A mayor distancia de esos rasgos, el tamaño de los bloques del reticulado aumenta hasta alcanzar las dimensiones habituales de un modelo FFM. El costo de utilizar LGRs puede implicar un incremento significativo del tiempo computacional en ciertos casos
- Otra forma de examinar los efectos del bloque de gas condensado consiste en utilizar un modelo compuesto de un solo pozo. En muchos casos, la simetría radial permite tratar un pozo en un modelo bidimensional, utilizando las dimensiones de altura y distancia radial. Los bloques del reticulado más cercanos al pozo son pequeños ya que miden nominalmente medio pie en la dirección radial. La dimensión radial aumenta con cada bloque del reticulado a medida que se incrementa la distancia al pozo, hasta que alcanza un tamaño máximo que se utiliza para el resto del modelo. El reticulado de alta resolución provee buena definición donde el flujo es máximo y el comportamiento de la saturación de la formación es más complejo. Las fuerzas capilares, viscosas e inerciales pueden modelarse correctamente. Lejos del pozo, las condiciones de presión y flujo pueden tomarse de un modelo FFM y aplicarse como condiciones de borde.
A veces, las operaciones de simulación de yacimientos de gas condensado pueden realizarse utilizando un modelo de petróleo negro. Este tipo de modelo asume que sólo hay dos componentes de hidrocarburos en el fluido; es decir petróleo y gas, y permite cierto grado de mezcla del gas en el petróleo que depende de la presión. Este modelo resulta inadecuado cuando las composiciones cambian significativamente con el tiempo, por ejemplo, a través de la inyección de gas o cuando el gradiente composicional es significativo. En estos casos, es necesario un modelo composicional con varios componentes de hidrocarburos. Además, algunos modelos de petróleo negro no incluyen los efectos del número capilar, que son importantes para determinar la productividad de los pozos.
Otra forma de dar cuenta de la presencia de un bloque de condensado es un modelo de campo completo es a través de la utilización de pseudo-presiones. La ecuación para el flujo de gas desde un yacimiento hacia un pozo puede expresarse en términos de una pseudo-presión. Mediante el tratamiento independiente de las tres regiones descritas anteriormente - flujo bifásico cerca del pozo, flujo de gas seguido de segregación de condensado y flujo de gas monofásico lejos del pozo - es posible calcular la pseudo-presión a partir de la relación gas/petróleo de producción, las propiedades PVT del fluido y las permeabilidades relativas del gas y el petróleo. Como se analizó previamente, la condición de expansión de la composición constante en la primera región simplifica las relaciones entre las permeabilidades relativas. Este método que utiliza pseuda-presiones agrega poco tiempo a la carrera de un modelo FFM.
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)
Normalmente se utilizan métodos numéricos de simulación de yacimientos para pronosticar el desempeño de los campos de gas condensado. Estos modelos incorporan las propiedades de las rocas y de los fluidos para estimar la influencia dinámica del bloque de condensado sobre la producción de gas y condensado. No obstante, el bloque de reticulado típico de un modelo de campo completo (FFM, por sus siglas en inglés) puede ser mucho más grande que la zona del bloque de condensado, de manera que un modelo con reticulado convencional puede sobreestimar significativamente la productividad de los pozos.
La forma más exacta de determinar el comportamiento de un campo de gas condensado en la región vecina al pozo es recurrir a un simulador con retículas de menor tamaño. Esto se puede hacer de dos formas:
- Utilizando un modelo FFM con refinamientos locales del reticulado (LGR, por sus siglas en inglés) o empleando un modelo compuesto de un solo pozo, con un reticulado de alta resolución cerca del pozo.
Los simuladores modernos, tales como el programa de simulación ECLIPSE 300, poseen capacidad para incorporar LGRs. Se pueden utilizar bloques de reticulado pequeños cerca de los pozos o de otros rasgos - tales como fallas - que pueden incidir significativamente en el flujo local. A mayor distancia de esos rasgos, el tamaño de los bloques del reticulado aumenta hasta alcanzar las dimensiones habituales de un modelo FFM. El costo de utilizar LGRs puede implicar un incremento significativo del tiempo computacional en ciertos casos
- Otra forma de examinar los efectos del bloque de gas condensado consiste en utilizar un modelo compuesto de un solo pozo. En muchos casos, la simetría radial permite tratar un pozo en un modelo bidimensional, utilizando las dimensiones de altura y distancia radial. Los bloques del reticulado más cercanos al pozo son pequeños ya que miden nominalmente medio pie en la dirección radial. La dimensión radial aumenta con cada bloque del reticulado a medida que se incrementa la distancia al pozo, hasta que alcanza un tamaño máximo que se utiliza para el resto del modelo. El reticulado de alta resolución provee buena definición donde el flujo es máximo y el comportamiento de la saturación de la formación es más complejo. Las fuerzas capilares, viscosas e inerciales pueden modelarse correctamente. Lejos del pozo, las condiciones de presión y flujo pueden tomarse de un modelo FFM y aplicarse como condiciones de borde.
A veces, las operaciones de simulación de yacimientos de gas condensado pueden realizarse utilizando un modelo de petróleo negro. Este tipo de modelo asume que sólo hay dos componentes de hidrocarburos en el fluido; es decir petróleo y gas, y permite cierto grado de mezcla del gas en el petróleo que depende de la presión. Este modelo resulta inadecuado cuando las composiciones cambian significativamente con el tiempo, por ejemplo, a través de la inyección de gas o cuando el gradiente composicional es significativo. En estos casos, es necesario un modelo composicional con varios componentes de hidrocarburos. Además, algunos modelos de petróleo negro no incluyen los efectos del número capilar, que son importantes para determinar la productividad de los pozos.
Otra forma de dar cuenta de la presencia de un bloque de condensado es un modelo de campo completo es a través de la utilización de pseudo-presiones. La ecuación para el flujo de gas desde un yacimiento hacia un pozo puede expresarse en términos de una pseudo-presión. Mediante el tratamiento independiente de las tres regiones descritas anteriormente - flujo bifásico cerca del pozo, flujo de gas seguido de segregación de condensado y flujo de gas monofásico lejos del pozo - es posible calcular la pseudo-presión a partir de la relación gas/petróleo de producción, las propiedades PVT del fluido y las permeabilidades relativas del gas y el petróleo. Como se analizó previamente, la condición de expansión de la composición constante en la primera región simplifica las relaciones entre las permeabilidades relativas. Este método que utiliza pseuda-presiones agrega poco tiempo a la carrera de un modelo FFM.
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)
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