Simulación de yacimientos de gas condensado usando un simulador composicional

• Autores: Miguel Andrés Charry Herrera, Melquisedec Rojas Muñoz, Jairo Antonio Sepúlveda Gaona
• Localización: Ingenieria y Región, ISSN 1657-6985, Nº. 4, 2006, págs. 71-78
• Idioma: español
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  • La presencia de un sistema de dos fluidos que se forma cuando la presión cae por debajo del punto de rocío requiere el uso de un simulador composicional que permita aplicar modelos de número capilar y de Forchheimer para obtener resultados más exactos de la producción del pozo.Esta cantidad se ve favorecida por efectos de bajos valores en la fuerza interfacial (IFT) y desfavorecida por efectos de turbulencia causados por altas velocidades de flujo que se dan en la cercanía al pozo. Simulaciones hechas sin incluir los modelos mencionados daban como resultado una subestimación del índice de productividad del pozo, puesto que la caída esperada del mismo no se daba al caer la presión por debajo del punto de rocío. Diseños realizados con base en estos resultados pueden conllevar a costos operacionales innecesarios. El objetivo de este estudio es desarrollar un entendimiento de los efectos del flujo multifase. Un modelo composicional en un yacimiento homogéneo se usó para simular un pozo que produce a rata constante. Se hicieron varias corridas del simulador para comparar entre tres métodos de solución disponibles en Eclipse 300, analizar sensibilidad al tamaño de celda y de los pasos de tiempo, se analizó el efecto de usar diferentes valores de saturación crítica de condensado (Sce) en la curvas de permeabilidad relativa y el de usar diferentes curvas de permeabilidad relativa mediante la variación del valor del exponente de Corey.Se halló que cuando se aplica el modelo de número capilar, la determinación exacta del valor de Sce pierde importancia. Ahora es necesario determinar experimentalmente los parámetros que requieren los modelos capilar y de Forchheimer. El uso de estos modelos permitirá predecir mejor los efectos de alta velocidad de flujo y de pérdida de permeabilidad relativa sobre la caídas de presión y de la rata de producción generadas por la acumulación de condensado cerca a la cara del pozo. Estos resultados pueden ser muy útiles para el diseño de pozos y en el desarrollo de programas de inyección de gas para mantener alta la presión del yacimiento.