Yacimientos de gas y condensado
Los yacimientos de gas condensado tienen procesos termodinámicos y de flujo de fluidos complicados.
A medida que disminuye la presión del yacimiento, el sistema de gas condensado exhibe un punto de rocío. A medida que se reduce la presión, el líquido se condensa del gas para formar líquido libre en el depósito. Esta fase líquida se desarrolla con la reducción de la presión y la composición de la fase gaseosa cambia debido a la reducción de la presión. El condensado se deposita a una saturación de líquido tan baja que generalmente queda atrapado por las fuerzas de tensión superficial, por lo tanto, está inmóvil y no se puede producir. El líquido condensado se acumula cerca del pozo, lo que provoca una reducción de la permeabilidad al gas y de la productividad del gas. Para evitar la formación de condensado en el yacimiento se han propuesto diferentes escenarios en los que el método más importante es la inyección de gas para mantener la presión o revaporizar el líquido condensado. En otras palabras, la inyección de gas seco en un reservorio de condensado de gas retrógrado ayuda a vaporizar el condensado y aumenta su punto de rocío. Este estudio preparó una comparación entre escenarios de inyección de gas en celdas (estudios PVT) y un modelo sintético del yacimiento. El objetivo principal de este trabajo es investigar el reciclaje de gas pobre en la celda PVT y el modelo sintético para mejorar la recuperación de condensado. En este trabajo, estos temas fueron estudiado: el efecto del CO2, el gas del separador y el N2 en la mejora de la recuperación de condensado y la comparación de estos escenarios con la inyección de CO2, el gas del separador y el N2 y la discusión sobre por qué los resultados son diferentes en estos dos enfoques. Este estudio muestra que cuando se inyecta CO2, gas separador y N2 en la celda PVT, la deducción de líquido condensado durante la reducción de presión de la prueba simulada de agotamiento de volumen constante a diferentes volúmenes de inyección relacionados con CO2 es mayor que el gas separador y el escenario de gas separador es mayor. que N2. En otras palabras, el CO2 es el escenario más efectivo y el N2 es el menos efectivo en la reducción de condensado en el agotamiento de volumen constante simulado. Pero en el modelo sintético, los resultados son completamente diferentes con la celda PVT simulada. En el modelo sintético, la deducción del líquido condensado durante los diferentes volúmenes de inyección relacionados con el N2 es mayor que el gas del separador y el escenario del gas del separador es mayor que el CO2. En otras palabras, N2 es el escenario más efectivo y CO2 es el menos efectivo en la reducción de condensado en el modelo sintético. Con base en el tipo de mecanismo de deducción de condensado, los tres gases mencionados presentaron resultados diferentes. El N2 actúa como el mejor gas cuando la disminución de la pérdida de líquido tiene como objetivo evaporar el existente, ya que a la misma tasa de inyección para todos los gases inyectados, el N2 ha aumentado la presión del yacimiento más que los otros gases y este aumento de la presión del yacimiento provoca una mayor revaporización en el modelo sintético. En De hecho, el gas de inyección afecta indirectamente a la disminución de la formación de gotas de líquido. Pero si el gas de inyección afecta directamente al fluido del yacimiento, el CO2 actúa como el mejor gas de inyección en cuanto al cambio de composición del yacimiento. En este mecanismo, el gas de inyección afecta directamente la formación de gotas de líquido.
Se ha utilizado el ciclo del gas para mantener la presión del yacimiento por encima de la presión del punto de rocío. Hay dos esquemas de ciclado de gas: mantenimiento de presión total o presión parcial (Abel et al., 1970) en el mantenimiento de presión total, el gas se cicla continuamente mientras se extrae condensado (o petróleo) del yacimiento. En el mantenimiento de presión parcial, se inyecta gas en el yacimiento pero se permite que ocurra el agotamiento. Ambos métodos de ciclo de gas requieren plantas de ciclo de gas que aumentan los costos de capital iniciales. La inyección de gas seco (N2, CO2 o CH4) en un depósito de condensado de gas retrógrado vaporiza el condensado y aumenta su presión de punto de rocío. El contacto del gas seco inyectado con el gas condensado conduce al enriquecimiento del gas seco debido a la transferencia de masa. Se encontró experimentalmente que la inyección de gas seco vaporiza tanto los hidrocarburos intermedios como algunos pesados (Luo et al., 2001). Se encontró que el mantenimiento de presión total produjo una mayor recuperación de condensado que el mantenimiento de presión parcial. (Li et al., 2001). Boersma y Hagoort (1994) compararon las características de desplazamiento de la inyección de nitrógeno y metano en yacimientos de petróleo volátil con base en análisis de comportamiento de fase, simulación de yacimientos composicionales y experimentos de tubo delgado. Utilizaron una mezcla de gas sintética de tres componentes (60% mol de metano, 20% mol de n-butano y 20% mol de n-tetradecano). Sus resultados mostraron que el metano reevaporizaba la fase líquida de manera más eficiente que el nitrógeno. Una saturación de líquido significativa quedó atrás en la zona invadida por nitrógeno durante la inundación de nitrógeno. La recuperación de líquido para la inyección de metano y nitrógeno aumenta con el aumento de la presión. También informaron que la recuperación de las inundaciones de metano aumentó a números de Peclet más altos (nivel de dispersión decreciente). El nitrógeno se ha aplicado en la inyección de gas debido a su viabilidad económica (Eckles et al., 1981; Huang et al., 1986). S ̈anger y Hagoort (1998) investigaron la eficiencia del nitrógeno para evaporar el gas condensado en comparación con el metano usando un tubo delgado. Encontraron que el metano reevaporó el condensado y dio como resultado una recuperación completa de todo el condensado. La recuperación de la inyección de nitrógeno alcanzó el 94 %, pero disminuyó cuando la presión se redujo por debajo de la presión del punto de rocío. Se encontró que la recuperación de condensado es más sensible a la dispersión durante la inyección de nitrógeno que durante la inyección de metano. Recomendaron usar nitrógeno para la inyección de gas según la disponibilidad y el costo.
inyección de N2
En un primer momento, se examinó la cantidad de caída de condensado durante las diferentes etapas de caída de presión relacionadas con el fluido actual del yacimiento (agotamiento natural). Luego, se calculó la cantidad de caída de condensado y se comparó con el estado original mediante la inyección de N2 en celdas PVT con volúmenes de 250, 500, 750, 1000, 1500 y 2000 SCF. Para volúmenes de inyección superiores a 750 SCF, el compuesto obtenido actuó como gas seco y no se formó condensado. La figura 1 muestra el grado de formación de gotas de líquido en diferentes etapas de disminución de la presión en relación con los diversos volúmenes de inyección de N2. Como se ve en esta figura, el grado de pérdida de líquido cambia de 0,6 % en el estado original a 0,16 % en un volumen de inyección de 500 SCF.
inyección de CO2
En esta etapa, se calculó la cantidad de caída de condensado y luego se comparó con el estado original mediante la inyección de CO2 con volúmenes de inyección de 250, 500, 750, 1000, 1500 y 2000 SCF por barril de fluido del yacimiento. Como se mencionó anteriormente, el compuesto obtenido actuó como gas seco en volúmenes de inyección de más de 250 SCF. La figura 1 muestra la cantidad de pérdida de líquido en las diferentes etapas de disminución de la presión en relación con los volúmenes de inyección de CO2. Como se ve en la Figura 1, la cantidad de pérdida de líquido ha cambiado de 0,6 % a 0,12 % con un volumen de inyección de 250 SCF.
Nasriani, H. R.; Borazjani, A. A.; Sinaei, M.; Hashemi, A. (2014). The Effect of Gas Injection on the Enhancement of Condensate Recovery in Gas Condensate Reservoirs: A Comparison Between a Synthetic Model and PVT Cell Results. Petroleum Science and Technology, 32(5), 593–601. doi:10.1080/10916466.2011.596890
Resultados de la simulación de yacimientos Escenario de agotamiento. Cifras. 8 y 9 presentan las coincidencias históricas de la presión promedio, P, y la relación de gas-petróleo en solución, R,, para la capa 3 Qfwell Cantarell31, a la profundidad promedio del intervalo de producción de 5458 pies. Se obtuvieron coincidencias similares para las restantes pozos ubicados en la zona de estudio. Inyección de nitrógeno. Se simularon dos pozos de inyección de nitrógeno completados en el casquete de gas secundario del yacimiento, fig. 3, para cada uno de estos pozos se consideraron tres programas de inyección diferentes, con tasas de 353, 706 y 1059 MSCFD. Durante el período de inyección modelado de 36 meses, de enero de 1987 a diciembre de 1989, los volúmenes de inyección acumulados para las tres tasas ya establecidas fueron 689, 11342 y 2048 MMSCF, respectivamente.
Efectos de la inyección de nitrógeno en el comportamiento del yacimiento 3. Efecto de mantenimiento de la presión. higos. 13 y 14 muestran el efecto de mantenimiento de la presión debido a la inyección de nitrógeno. La Fig. 13 presenta la variación de la presión promedio del casquete de gas en función del tiempo. Puede observarse que para el período señalado entre enero de 19887 a diciembre de 1989, para condiciones de agotamiento natural la caída de presión calculada fue de 176 psi, mientras que para condiciones de inyección de nitrógeno para las tres tasas de inyección consideradas, las caídas de presión fueron de 119, 62 y 33 psi, respectivamente. La Fig. 14 presenta la variación de la presión de las capas frente al tiempo, para las tres tasas de inyección consideradas. Se puede observar que para condiciones de explotación de agotamiento natural, la presión aumenta con la profundidad desde un valor de 1391 psi para el bloque superior 1, a 2561 psi para el bloque 7. Para condiciones de inyección de nitrógeno el comportamiento de la presión muestra un incremento significativo, observándose para el tiempo máximo de inyección de 36 meses, valores para la presión de la capa 1 de 1490, 1576 y 1604 psi, para las tres diferentes velocidades, respectivamente. Debido a las bajas tasas de inyección de nitrógeno y al corto período de inyección, los incrementos de presión a medida que aumenta la profundidad son menores que los enumerados para la capa 1, calculándose para la capa 7 para el período de tres meses, presiones de 2585, 2613 y 2642 psi, para el tres tarifas diferentes.
Arevalo-V., J.A.; Samaniego-V., F.; Lopez-C., F.F; Urquieta-S., E. (). [Society of Petroleum Engineers International Petroleum Conference and Exhibition of Mexico - Villahermosa, Mexico (1996-03-05)] International Petroleum Conference and Exhibition of Mexico - On the Exploitation Conditions of the Akal Reservoir Considering Gas Cap Nitrogen Injection. , (), –. doi:10.2118/35319-MS
ALAN RUIZ
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