20.3: Modelado composicional de depósitos de gas-condensado: el enfoque de dimensión cero

El comportamiento de las fases es relevante para todos los aspectos de la ingeniería de petróleo y gas natural. De acuerdo con la complejidad del comportamiento de la fase fluida del yacimiento, el modelado de yacimientos se clasifica en dos grupos distintos: simulación de petróleo negro y simulación composicional. Muchas veces, es seguro asumir que el comportamiento del fluido del yacimiento es solo una función de la presión e independiente de la composición. Este comportamiento simplificado es típico de los sistemas “negro-oil”. En este caso, se supone que los fluidos hidrocarbonados del yacimiento están compuestos por dos componentes, a saber, petróleo y gas. El modelo permite que cierta cantidad de gas esté en solución con el petróleo en condiciones de yacimiento. La cantidad de gas disuelto aumenta con, y es una función única de, la presión para condiciones por debajo del punto de burbuja. Por encima de la presión del punto de burbuja, el componente de petróleo transporta todo el gas disponible en el yacimiento, y generalmente se implementa un algoritmo de “punto de burbuja variable” para predecir las condiciones para la liberación del gas disuelto. Para que este modelo simplificado de “petróleo negro” sea válido, las fases actuales de petróleo y gas deben mantener una composición fija durante todo el proceso simulado en el yacimiento. En ciertos casos, el supuesto de composición fija de petróleo y gas ya no es válido: por ejemplo, el agotamiento de depósitos de gas condensado y depósitos de petróleo volátil, y procesos que apuntan a la vaporización o inundación miscible de los fluidos in situ por inyección de fluido. El comportamiento de fluidos más complejo requiere tratar todas las fases de hidrocarburos como mezclas de componentes n _c y así realizar una “simulación composicional”.

Si bien la necesidad de tomar en cuenta la dependencia composicional de los parámetros termodinámicos e hidrodinámicos en la descripción del yacimiento se ha reconocido desde hace mucho tiempo, la implementación real no se ha realizado hasta hace relativamente poco tiempo. Una de las principales razones se debe a la falta de métodos simples y confiables para predecir el comportamiento de fase bajo las condiciones de interés. Dos cosas han sucedido en las últimas tres décadas que han cambiado la situación: Son (1) la disponibilidad de poder computacional rápido y relativamente económico para llevar a cabo la gran cantidad de cálculos involucrados y (2) el desarrollo de muestras y bastante buenas ecuaciones de estado.

En pocas palabras, un simulador composicional de yacimientos es una integración dinámica del modelo de medios porosos dinámicos fluidos y el modelo de comportamiento de fase, ninguno de los cuales está subordinado al otro. De hecho, en los primeros días de la simulación compositiva de yacimientos, una integración no dinámica de estos dos era la norma. Los modelos más recientes intentan realmente una integración dinámica completa. La necesidad de integración se había reconocido anteriormente, especialmente para los yacimientos de condensado de gas, los procesos de ciclo de gas y los sistemas de petróleo volátil.

Los primeros desarrollos en el análisis de ingeniería de yacimientos se basaron en balances de material de tanque o de dimensión cero para la evaluación y pronóstico del rendimiento de yaci En 1936, Schilthuis ideó lo que ahora consideramos como la ecuación clásica del balance material. Las balanzas de material tipo Schilthuis solo son válidas para sistemas de petróleo negro y no son aplicables para fluidos de yacimiento con comportamiento complejo como condensados de gas y aceites volátiles. Las consideraciones composicionales se incorporaron al modelado de dimensión cero en la década de 1950 con las obras de Allen y Row (1950), Brinkman y Weinaug (1957), Reudelhuber y Hinds (1957), Jacoby y Berry (1957), y Jacoby et al. (1959). Estos pueden considerarse como la primera generación de simuladores composicionales. Aunque las simulaciones de dimensión cero han sido derrotadas en gran medida por técnicas de simulación numérica más sofisticadas, todavía se consideran la herramienta más simple y fundamental disponible para el análisis del rendimiento de los yacimientos.

Los modelos de dimensión cero hacen dos supuestos principales. La primera es básicamente ignorar el acoplamiento bidireccional entre las propiedades termofísicas del fluido y las características hidrodinámicas. El reservorio se trata como un reactor de tanque perfectamente mezclado con propiedades uniformes. Asumimos que no hay dimensiones, y que un solo valor de presión y temperatura describe el comportamiento promedio de todo el reservorio. El segundo supuesto es descuidar las interacciones hidrodinámicas entre las fases gaseosa y líquida que fluye. En otras palabras, el modelo composicional de dimensión cero se basa en el comportamiento de fase como el efecto más crucial que controla la descripción del rendimiento de recuperación.

No cabe duda de que estos estudios aportan percepciones significativas, aunque cualitativas. El modelado de dimensión cero proporciona una herramienta menos costosa para que el ingeniero obtenga una idea del rendimiento esperado de un depósito de condensado de gas bajo agotamiento. A veces pasamos mucho tiempo tratando con los números de los simuladores de composición dimensional, y podemos olvidar que el comportamiento de fase es el constituyente más importante del rendimiento de agotamiento de, por ejemplo, los sistemas de condensado de gas. Sin embargo, el ingeniero de yacimientos debe tener en cuenta que este tipo de análisis no proporciona la descripción más precisa del yacimiento. Por ejemplo, el efecto de las heterogeneidades sobre el rendimiento de los yacimientos no se puede estudiar con un modelo de dimensión cero. Nuevamente, el objetivo es echar un vistazo a los conocimientos cualitativos que el comportamiento de PVT fluido puede proporcionarnos.

La secuencia de agotamiento típica que sigue un simulador de composición de dimensión cero se describe a continuación. Este análisis clásico trata el rendimiento del condensado de gas como agotamiento de volumen constante (CVD) en una celda PVT. La salida final del modelo se compone básicamente de la predicción de GOR y las composiciones de los efluentes superficiales de gas y condensado. Se inicia con un líquido de depósito de gas monofásico, de composición conocida, a una presión y temperatura inicial del yacimiento. Destelamos este fluido varias veces a través de una serie de etapas de agotamiento de la presión hasta encontrar condiciones de abandono. El volumen del yacimiento se mantiene constante durante todo el proceso de agotamiento.

La secuencia de agotamiento típica que sigue un simulador de composición de dimensión cero se enumeran a continuación:

1. Calcular la densidad y el peso molecular del líquido del reservorio inicial. Con esta información, y conociendo el volumen inicial del reservorio (Vt _i), calcular la cantidad inicial de gas en su lugar (lbmols). Un enfoque alternativo es comenzar con una cantidad fija de lbmoles de fluido reservorio, y calcular el volumen inicial correspondiente del reservorio (Vt _i). Asumimos un reservorio volumétrico y así el volumen inicial del reservorio (Vt _i) se mantiene constante a lo largo de los cálculos.
2. Usando la composición del fluido del yacimiento, distribuya los moles iniciales de fluidos del yacimiento en los componentes y almacene dichas cantidades para la contabilidad del balance de materiales.
3. Etapa de agotamiento: Baje la presión del depósito en una cantidad dada (típicamente, 200 psi). Installar el fluido del yacimiento a la nueva presión, calcular la cantidad de moles en las fases gas y líquida (“GaST” y “LiQt”) y las densidades y pesos moleculares de cada una de las fases en la nueva condición.
4. Expansión: Con peso molecular, densidad y cantidad molar total de cada una de las fases, se calcula el nuevo volumen total que ocupan los fluidos en la nueva condición (V _exp).
5. Calcular el exceso de volumen de fluidos, tomando la diferencia entre el nuevo volumen al expandirse (V _exp) y el volumen del reservorio (Vt _i). Esto representa el volumen de fluido que debe haber sido retirado por el pozo para alcanzar la condición de presión recién impuesta, es decir, V _ws = V _exp — Vt _i (20.3)
6. Calcular el porcentaje de líquido en la corriente del pozo utilizando consideraciones de relación de movilidad. El procedimiento de prueba y error es necesario para la contabilidad líquida. La cantidad total de líquido disponible al agotarse (LiQT) debe distribuirse entre la corriente del pozo (LiQW) y el líquido restante en el reservorio (LiQR). Adicionalmente, los moles de líquido reservorio “LiQR” se pueden expresar en términos de saturación de aceite/condensado. Las saturaciones de petróleo definen la movilidad de las fases gaseosa y líquida. Estas interrelaciones se muestran a continuación:\[LiqT = LiqWS + LiqR \label{20.4a}\]\[S_{o}=\frac{M W_{o}}{P_{o} V t_{i}} L i q R \label{20.4b}\]\[\lambda_{o}=\frac{k_{r o}\left(S_{o}\right)}{\mu_{o}} ; \lambda_{g}=\frac{k_{r g}\left(S_{g}\right)}{\mu_{g}} ; \lambda_{t} \lambda_{o}+\lambda_{g} ; S_{g}=1-S_{o} \label{20.4c}\]\[\left(V_{w s}\right)_{l i q}=\frac{\lambda_{o}}{\lambda_{t}} V_{w s}=\frac{M W_{o}}{P_{o}} \operatorname{LiqW} S \label{20.4d}\]
7. \(LiqWS\)es una función de la relación de movilidad, que es una función de LiQR (a través de S _o). Como primera suposición, tome LiQR = LiQT y calcule los LIQW correspondientes. Hacer nuevas conjeturas (disminuyendo el valor en cada nuevo ensayo) hasta que se satisfaga el balance de líquidos en la Ecuación (20.4a).
8. Una vez conocidos\(LiqWS\) y (V _ws) _liq, se obtiene el volumen total de gas retirado del yacimiento restando el volumen de líquido (V _ws) _liq del volumen total de la corriente del pozo (V _ws). Expresar este volumen de gas en moles usando la densidad de gas del yacimiento y el peso molecular Calcular el número total de moles de la corriente del pozo.
9. Contabilidad de Balance de Materiales: Calcular el número de moles de cada componente que quedan en el embalse. Para ello: restar el número de moles que salen de la corriente del pozo del número en el reservorio antes de flashear para cada uno de los componentes. Calcular la nueva composición global del líquido reservorio.
10. Calcular la composición general de la corriente de pozo producida, mezclando la composición del gas y el líquido que viene.
11. Planta de Producción en Superficie: Flash de la composición de la corriente de pozo entrante a través del tren de separaciones. Calcular la cantidad total de gas y líquido que sale de la instalación de separación y GOR. Calcular el porcentaje de recuperación del embalse.
12. Se ha completado un ciclo de agotamiento. Vuelva al paso 3 hasta que se alcance la presión de abandono (típicamente, 600 psia).
13. Trazar la producción de líquido, producción de gas, GOR y recuperación del yacimiento en función del agotamiento de la presión, desde las condiciones iniciales del yacimiento hasta las condiciones de abandono.

Los cálculos básicos de VLE requeridos aquí se pueden realizar usando la EOS Peng-Robinson y consideraciones de equilibrio. Las viscosidades líquidas se pueden calcular a través de la correlación de Lohrenz, Bray y Clark, y las viscosidades de gas se pueden calcular usando la correlación Lee-González. Las densidades de fluidos se obtienen directamente a través de la EOS Peng-Robinson.

Colaboradores y Atribuciones

•  Michael Adewumi (The Pennsylvania State University) Vice Provost for Global Program, Professor of Petroleum and Natural Gas Engineering