[pt] Em reservatórios de gás retrógrado com pressões inferiores à pressão de orvalho, a produtividade dos poços pode ser comprometida devido ao aparecimento e acúmulo da fase líquida nas suas imediações. Este fenômeno é conhecido como bloqueio por condensação retrógrada e está associado à uma série de desafios para compreendê-lo. Um deles é a determinação da permeabilidade relativa das fases líquida e gasosa, que comumente advém de curvas de permeabilidade obtidas a partir da extrapolação de poucos dados experimentais. Dessa forma, elas tendem a não representar fielmente efeitos importantes para o escoamento, comprometendo a precisão da modelagem do fluxo no meio poroso. A fim de investigar o efeito das curvas de permeabilidade relativa sobre a formação de bancos de condensado, foi desenvolvido um modelo composicional em escala de reservatório para o estudo do escoamento de gás e condensado. Com o modelo, o uso de curvas de permeabilidade relativa obtidas através de simulação do escoamento de gás retrógrado na escala de poros e de correlações propostas na literatura foi avaliado. Considera-se: sistema isotérmico, escoamento bifásico e incorporação dos efeitos de forças capilares por meio do modelo de permeabilidade relativa. Equações de balanço molar e consistência de volume formam um sistema não linear resolvido pelo método de Newton que fornece pressão e número de mols de cada componente, em todos os volumes de controle do modelo, a cada passo de tempo. Para o equilíbrio de fases, a equação de Peng & Robinson foi implementada com uma rotina de flash a pressão e temperaturas constantes. O modelo foi validado contra a solução analítica para sistema monofásico e por fim, o simulador obteve a evolução temporal das curvas de pressão e saturação em função da distância do poço, a fim de comparar o efeito dos diferentes modelos de curvas de permeabilidade relativa na predição do bloqueio por condensado. Os resultados foram obtidos variando-se a permeabilidade absoluta do meio e a vazão de gás imposta no poço, e o impacto desses parâmetros no acúmulo de condensado foi avaliado. / [en] In gas-condensate reservoirs with pressures below the dew pressure, the productivity of wells can be compromised due to the accumulation of liquid in their surroundings. This phenomenon is known as condensate blockage and there are many challenges to understanding the formation of condensate banks. One of them is the determination of the relative permeability of the liquid and gas phases, which commonly comes from permeability curves obtained from the extrapolation of few experimental data. Thus, they tend not to reliably represent important effects for the flow, compromising the precision of the flow modeling in the porous medium. In order to investigate the effect of relative permeability curves on the formation of condensate banks, a reservoir-scale compositional model was developed for the study of flow of gas and condensate. With the model, the use of relative permeability curves obtained by simulating the gas-condensate flow at the pore-scale and with correlations proposed in the literature was evaluated. It is considered: isothermal system, two-phase flow and incorporation of capillary force effects through the relative permeability model. Molar balance and volume consistency equations form a nonlinear system solved by Newton s method that provides pressure and number of moles of each component, in all control volumes of the model, at each time step. For the phase equilibrium, calculations of the Peng & Robinson equation was implemented in a constant pressure and temperature flash routine. The model was validated against the analytical solution for single-phase flow and, finally, the simulator obtained the temporal evolution of the pressure and saturation as a function of the distance from the well, in order to compare the effect of different models of relative permeability curves in the prediction of condensate blockage. The results were obtained by varying the absolute permeability of the medium and the gas flow imposed in the well, and the impact of these parameters on the accumulation of condensate was evaluated.

[pt] A formação e o acúmulo de condensado em reservatórios de gás retrógrado, especialmente na vizinhança de poços de produção, obstruem parcialmente o fluxo de gás e afetam negativamente a composição dos fluidos produzidos. Entretanto, a previsão de bloqueio por condensado é comumente imprecisa, visto que experimentos raramente reproduzem as condições extremas e composições complexas dos fluidos dos reservatórios, enquanto a maioria dos modelos em escala de poros simplificam demasiadamente os fenômenos físicos associados à transição de fases entre gás e condensado. Para corrigir essa lacuna, um modelo de rede de poros isotérmico composicional e totalmente implícito é apresentado. As redes de poros propostas consistem em estruturas tridimensionais de capilares constritos circulares. Modos de condensação e padrões de escoamento são atrubuídos aos capilares de acordo com a molhabilidade do meio, as saturações locais e a influência de forças viscosas e capilares. Nos nós da rede, pressão e conteúdo molar são determinados através da solução acoplada de equações de balanço molar e consistênc ia de volumes. Concomitantemente, um cálculo de flash à pressão e à temperatura constantes, baseado na equação de estado de Peng e Robinson, é realizado em cada nó, atualizando as saturações e composições das fases. Para a validação do modelo proposto, análises de escoamento foram executadas baseadas em experimentos de escoamento em testemunho reportados na literatura, usando composição dos fluidos e condições de escoamento correspondentes, e geometria do meio poroso aproximada. Curvas de permeabilidade relativa medidas nos experimentos e previstas pelo modelo mostraram boa concordância quantitativa, para dois valores de tensão interfacial e três valores de velocidade de escoamento de gás. Após a validação, o modelo foi usado para avaliar alteração de molhabilidade e injeção de gás como possíveis métodos de recuperação avançada para reservatórios de gás retrógrado. Os resultados exibiram tendências similares àquelas observadas em experimentos de escoamento em testemunhos, e condições ótimas para melhoramento do escoamento foram identificadas. / [en] Liquid dropout and accumulation in gas-condensate reservoirs, especially in the near wellbore region, hinder gas flow and affect negatively the produced fluid composition. Yet, condensate banking forecasting is commonly inaccurate, as experiments seldom reproduce reservoir extreme conditions and complex fluid composition, while most pore-scale models oversimplify the physical phenomena associated with phase transitions between gas and condensate. To address this gap, a fully implicit isothermal compositional pore-network model for gas and condensate flow is presented. The proposed pore-networks consist of 3D structures of constricted circular capillaries. Condensation modes and flow patterns are attributed to the capillaries according to the medium s wettability, local saturations and influence of viscous and capillary forces. At the network nodes, pressure and molar contents are determined via the coupled solution of molar balance and volume consistency equations. Concomitantly, a PT-flash based on the Peng-Robinson equation of state is performed for each node, updating the local phases saturations and compositions. For the proposed model validation, flow analyses were carried out based on coreflooding experiments reported in the literature, with matching fluid composition and flow conditions, and approximated pore-space geometry. Predicted and measured relative permeability curves showed good quantitative agreement, for two values of interfacial tension and three values of gas flow velocity. Following the validation, the model was used to evaluate wettability alteration and gas injection as prospect enhanced recovery methods for gas-condensate reservoirs. Results exhibited similar trends observed in coreflooding experiments and conditions for optimal flow enhancement were identified.