Well Testing Para Pozos Gasiferos

sWELL TESTING IN GAS-CONDENSATE RESERVOIRS
Los yacimientos de gas condensados ​​son cada vez más comunes como son la evolución encontrarse con mayor profundidad, mayores presiones y temperaturas más altas. Precisión en el cálculos de ingeniería para sistemas de gas y condensado (por ejemplo, pruebas de pozos, la estimación de reservas, de facilidades de superficie, y predecir las tendencias dela productividad) depende de una base comprensión de la fase y las relaciones de flujo de conducta. Cuando se comparan yacimientos de gas seco con reservorios de gas condensado, hay muchos factores especiales que afectan a la desempeño de gas y condensado depósito durante el proceso de explotación.
En el momento del descubrimiento, un típico de gas condensado presión del depósito podría estar porencima o cerca de la presión crítica. En este momento sólo existe una sola fase gaseosa. Sin embargo, como la producción se lleva a cabo, no hay descenso de presión isotérmica y como el orificio inferior presión en un pozo que fluye cae por debajo del punto de rocío del fluido un hidrocarburo líquido fase se forma. Esto da como resultado la formación de condensado retrógrado en la acumulación deun líquido fase alrededor del pozo, que conduce a una disminución en la permeabilidad efectiva al gas en el pozo. La pérdida de productividad asociada a la acumulación de condensado puede ser sustancial.
Afidick et al. (1994) y Barnum et al. (1995) han representado varios casos en los productividades que así se ha informado que disminuirá en un factor de dos a cuatro, como un resultado de laacumulación de condensación.
El abandono de líquido ocurre por primera vez cerca del pozo y se propaga radialmente hacia fuera de la así (suponiendo que el bien en el centro de un reservorio radial) junto con la caída de presión.
Fevang (1995) y Ali et al. (1997) demostró que, cuando la presión del yacimiento alrededor de un pozo gotas por debajo de la presión del punto de rocío, la condensaciónretrógrada se produce y son tres regiones creado con diferentes saturaciones líquidos. Lejos del bien, una región exterior tiene la saturación líquida inicial; siguiente, hay una región intermedia con un rápido aumento de la
saturación de líquido y una correspondiente disminución de la permeabilidad relativa del gas. El líquido en que región es menor que la saturación de condensado crítico y por lotanto es inmóvil. Más cerca del así, una región interior se forma donde la saturación de líquido alcanza un valor crítico, y el recorridos de efluentes como el flujo de dos fases con composición constante (el condensado depositado como decesos de presión es igual a la que fluye hacia el pozo. De acuerdo con Economides et al.
(1987) y Fussel (1973) también puede existir una cuarta región en lavecindad inmediata de el pozo donde bajas tensiones interfaciales (IFT) a altas tasas de producir una disminución del líquido saturación y un aumento de la permeabilidad relativa de gas.
La comprensión de los fenómenos de flujo multifásico en tales depósitos es fundamental en la caracterización de la deserción de condensado y el efecto consiguiente bloqueo.Se cree generalmente que el comportamientodel flujo de gas y condensado en medios porosos es diferente de la de gas-oil y agua-aceite sistemas. Sin embargo, el número de casos de los estudios pertinentes para gas y condensado fenómenos de flujo es limitado, y es bastante común para aplicar la información, tales como el permeabilidades relativas y la saturación de líquido crítico, generado a partir de los estudios relacionados con elgas-oil sistemas. La gasolina-nitrógeno (Eilerts et al., 1967) y agua-gas (Naville et al., 1965)
Los sistemas se han utilizado para simular el flujo de gas y condensado en los núcleos resultantes en las estimaciones de la saturación de flujo crítico que va desde 30% a 50% del volumen de poros. Saeidi y Handy (1974) estudiaron el flujo y el comportamiento de fase de gas y condensado (methanepropane)...