Fenómenos que afectan la IPR en pozos de gas condensado

Las restricciones en el flujo de fluidos de pozos en yacimientos de gas condensado son debidos principalmente por dos fenómenos y que en muchos casos pueden actuar de forma combinada: el despojamiento capilar y la resistencia inercial.
El despojamiento capilar es un fenómeno que ha sido observado experimentalmente, y que esta asociado a incrementos de la permeabilidad relativa de gas y de la tasa de producción, inducidas por las altas velocidades del gas en la zona cercana al pozo y a la baja tensión interfacial en el condensado (0,05 dina/cm) que incrementan el número capilar desde valores en el orden de 10-6 a 10-3 y disminuyen la saturación de condensado.
Por otra parte, la resistencia inercial es un fenómeno que ocurre cuando el flujo es turbulento en la cercanía del pozo, debido a las altas velocidades del gas, que genera una alta resistencia al movimiento del fluido debido a la aceleración de la moléculas de gas a través del medio, lo que ocasiona una caída de presión adicional y una reducción en la productividad del pozo. En este caso no se cumple la Ley de Darcy de flujo laminar y es necesario usar la ecuación de Forchheimer, la cual describe el flujo turbulento en medios porosos[1].
Estos fenómenos que afectan la IPR en los pozos de gas, puede ser estudiada a través de la ecuación propuesta por Jones, Blount y Glaze. La ecuación viene dada por dos parámetros: A (asociado al flujo laminar en la zona profunda en el yacimiento) y que esta descrito por la Ley de Darcy de flujo de fluidos a través de medios porosos y B (al flujo turbulento en la vecindad del pozo), la cual ha sido descrita a través de la ecuación propuesta por Forchheimer. A continuación se presentan ambas ecuaciones para pozos de gas:


Donde:
ug = viscosidad del gas, cps.
Z = factor de compresibilidad de gases reales, adm.
T = temperatura, °F.
re = radio de drenaje del pozo, pies.
rw = radio de pozo, pies.
S = factor skin, adm.
K = permeabilidad del yacimiento, mD.
h = espesor de arena, pies.
β = resistencia inercial, 1/cm.
Luego de determinado los valores de A y B de forma manual o a través de un software de análisis de pozo, se procede a calcular B’, mediante la siguiente ecuación:

Donde:
Qmax = máxima tasa de producción a Pwf=0, tomada de la curva de afluencia, MPCN/D.
A = factor de flujo darciano, lpc2/(MPCN/D)2.
B = factor de flujo turbulento, lpc2/(MPCN/D).

Es recomendable que los datos de entrada sean tomados de pruebas de flujo tras flujo o equivalente, ya que con los puntos de (Qg (MMPCN/D), Pwf (lpca)), se pueden obtener datos más precisos de A y B, mediante las regresiones no lineales que arroja el software de análisis de productividad. Un valor agregado a esta metodología, es que permite el calculo de la presión estática de yacimiento, sobre todo cuando por causas de cumplimientos de cuotas de producción, no es posible el cierre de pozos.
[1] Rojas Gonzalo (2005). Ingeniería de Yacimientos de Gas Condensado. 2da. Edición. Puerto La Cruz, Venezuela.
Fenómenos que afectan la IPR en pozos de gas condensado
Reviewed by M. Madrid
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14:17
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Gran post Marcelo te felicito
ResponderEliminarMi nombre es Ivan y estoy realizando una proyecto de grado acerca de bancos de condensado y tengo algunas dudas, me pregunto si me puede aclarar algunas dudas no se si te puedo enviarlas a algún correo, te lo agradecería mucho
@Ivan: Gracias por el comentario. Puedes escribir al siguiente correo: kerogeno@gmail.com
ResponderEliminarAtte,
Marcelo