Efecto del flujo no Darcy y el desequilibrio en transferencia de masa sobre el comportamiento de la productividad de pozos en yacimientos de gas condensado Efecto del flujo no Darcy y el desequilibrio en transferencia de masa sobre el comportamiento de la productividad de pozos en yacimientos de gas condensado

Resumen

Para el flujo de fluidos a través de un medio poroso a bajas o moderadas tasas, la caída de presión en la dirección del flujo es proporcional a la velocidad del fluido, y la expresión matemática utilizada para su modelamiento es la ley de Darcy (flujo laminar). A tasas de flujo más altas, además del efecto de la viscosidad representado en la ecuación de Darcy, hay una fuerza inercial actuando y se debe a que las partículas del fluido se mueven a distintas velocidades en su trayectoria a través del medio poroso. Bajo estas circunstancias la ecuación de flujo apropiada es la de Forchheimer (flujo turbulento).

Desde el punto de vista del fenómeno de transferencia de masa, en simulación de yacimientos, se asume un equilibrio termodinámico instantáneo entre los fluidos. En la región cercana al pozo, lugar en donde se presentan altas caídas de presión y altos caudales de flujo, éstos no pueden dar tiempo para que dicho equilibrio termodinámico ocurra. El líquido puede ser transportado en forma de nube (spray) en la fase gas. Si éste fuera el caso, la cantidad de líquido condensado en la región cercana al pozo podría ser baja, según la predicción de los simuladores; sin embargo los resultados de la simulación pueden llegar a sobreestimar la productividad del pozo. Hoy en día, este fenómeno puede ser modelado con la existencia de los simuladores de yacimientos, junto con la introducción de ecuaciones de estado (EOS).

En este estudio se realizó el modelamiento de los efectos del flujo no darcy y del desequilibrio en transferencia de masa sobre el comportamiento de la productividad de pozos en yacimientos de gas condensado, utilizando el simulador Eclipse 300. Se estructura un modelo composicional, bidimensional, bifásico, radial, bloques centrados, usando la ecuación de estado de Peng-Robinson, para evaluar el comportamiento de la presión de fondo de pozo (BHP), el perfil de saturación de condensado y el comportamiento de las permeabilidades relativas.