[pt] Campos de petróleo com gás não associado do tipo gás condensado possuem
destaque pelo maior valor econômico agregado associado a seu recurso energético:
a expressiva quantidade de condensado produzida, além do próprio gás. Porém, tais
reservatórios possuem um comportamento termodinâmico particular, induzindo
mudanças de composição e, consequentemente, fase ao longo do processo de
produção por depleção. Nas condições de reservatório, por exemplo, pode ocorrer
o fenômeno chamado de condensate blockage, em que bancos de condensado se
formam, geralmente em regiões próximas aos poços, dificultando assim o
escoamento e afetando a produção de gás.
A fim de definirmos a melhor estratégia de gerenciamento de um projeto a
ser implementado ao longo da explotação desse tipo de reservatório, uma
ferramenta importante utilizada pelos engenheiros é a simulação numérica.
Especialmente relacionadas à representação do fenômeno físico-químico citado,
nas simulações se utilizam as curvas de permeabilidade relativa. Na realidade,
porém, existe uma certa limitação de representatividade do fenômeno nos ensaios
laboratoriais praticados pela indústria e os melhores insumos poderiam ser
fornecidos por simulações em rede de poros, com modelos que representem a sua
alteração com função das mudanças na tensão interfacial e na velocidade de
escoamento ao longo do reservatório.
A reprodução de uma simulação de escoamento em rede de poros para a
escala mais próxima possível em uma simulação de simulador comercial de
diferenças finitas é validada. Da simulação em rede de poros até a escala de campo
praticada nas simulações de reservatórios, uma metodologia de scale-up é proposta,
utilizando um processo de otimização, procurando ser fiel à curva de
permeabilidade relativa original, em escala de microporo, obtida simulando
fenomenologicamente o processo de condensação no reservatório, através de um
modelo que reproduza sua dependência com a velocidade desenvolvida pelas fases
em meio poroso.
A comparação de produtividades na escala de campo e na evolução da
saturação de condensado em regiões próximas aos poços foi apresentada para as
três curvas de permeabilidade relativa utilizadas. Os resultados mostram que a
metodologia proposta consegue ser mais fiel à influência da condensação no
reservatório sobre a produtividade dos poços quando comparada ao insumo de
curva de permeabilidade relativa de ensaio laboratorial que apresenta o condensado
mais móvel. / [en] Oil fields with non-associated gas like gas condensate type stand out due to
the higher added economic value associated with their energy resource: the
significant amount of condensate produced, in addition to the gas itself. However,
such reservoirs have a particular thermodynamic behavior, inducing changes in
composition and, consequently, phase throughout the depletion production process.
Under reservoir conditions, for example, the phenomenon called condensate
blockage may occur, in which bridges of condensate are formed, usually in regions
close to the wells, thus hindering flow and affecting gas production.
In order to define the best management strategy for a project to be
implemented throughout the exploitation of this type of reservoir, an important tool
used by engineers is numerical simulation. The relative permeability curves are
used in the simulations, especially related to the representation of the mentioned
physical phenomenon. In reality, however, there is a specific limitation of
representativeness of the phenomenon in the laboratory tests carried out by the
industry, and the best inputs could be provided by simulations in a pore network,
with models that represent its alteration as a function of changes in interfacial
tension and flow velocity along the reservoir.
The reproduction of a pore network flow simulation to the closest possible
scale in a commercial finite difference simulation is validated. From the pore
network simulation to the field scale practiced in reservoir simulations, a scale-up
methodology is proposed, using an optimization process, seeking to be faithful to
the original relative permeability curve, on a microporous scale, obtained by
simulating phenomenologically the condensation process in the reservoir, using a
model that reproduces its dependence on the velocity flow developed by the phases
in a porous medium.
The three relative permeability curves used were presented by comparing
productivities at the field scale and the evolution of condensate saturation in regions
close to the wells. The results show that the proposed methodology proves to be
more faithful to the influence of condensation in the reservoir on the productivity
of the wells when compared to the relative permeability curve input from the
laboratory test, which presents the condensate with more mobility.
| Identifer | oai:union.ndltd.org:puc-rio.br/oai:MAXWELL.puc-rio.br:65918 |
| Date | 23 January 2024 |
| Creators | MANOELA DUTRA CANOVA |
| Contributors | MARCIO DA SILVEIRA CARVALHO |
| Publisher | MAXWELL |
| Source Sets | PUC Rio |
| Language | Portuguese |
| Detected Language | Portuguese |
| Type | TEXTO |
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