Modelado de la gradiente composicional en yacimientos de gas condensado

Abstract

El origen de la variación composicional en yacimientos de gas condensado se debe a efectos gravitacionales y térmicos, la biodegradación, etc; modificando la composición y propiedades del fluido al incrementar la profundidad, tales como: descenso de la fracción molar de metano (C1), de la relación gas – petróleo (gas – oil, GOR) del fluido, factor de volumen de formación del petróleo (Bo) y presión de burbuja (Pb); aumento de la fracción molar de los componentes más pesados (C7+), de la densidad y viscosidad del fluido y presión de rocío (Pr); es por ello que la caracterización de un yacimiento tiene un rol importante para determinar el volumen de reservas y el óptimo plan de explotación de yacimientos de gas condensado. En la presente investigación se presenta el tratamiento matemático del comportamiento termodinámico determinado por los fenómenos físicos y químicos mencionados, la cual fue implementada con un software para determinar la variación composicional isotérmica en dirección vertical empleando la ecuación de estado de Peng – Robinson en ambos campos de estudio. El siguiente paso fue la introducción de los componentes del fluido de muestreo, obteniendo una distribución molar porcentual de cada componente para el fluido analizado en función de la profundidad, con su respectiva presión de yacimiento y profundidad relativa respecto a la profundidad de referencia. Con los resultados obtenidos de la variación composicional isotérmica se graficaron familias de curvas de la composición tanto de metano como de C7+ respecto al tiempo, determinándose que la variación composicional a través de los años en los yacimientos de Camisea es ínfima (las curvas son similares), ello se debe a que la composición del C7+ es bajísima (≈ 6%), es decir el condensado es un fluido pobre; demostrándose con ello que en los campos de Camisea no requiere el análisis de la gradiente composicional en la caracterización de sus reservorios.

The origin of the compositional variation in condensed gas reservoirs is due to gravitational and thermal effects, biodegradation, etc; modifying the composition and properties of the fluid when increasing the depth, such as: decrease of the molar fraction of methane (C1), of the gas - oil ratio (gas - oil, GOR) of the fluid, volume factor of oil formation (Bo) and bubble pressure (Pb); increase in the molar fraction of the heavier components (C7+), in the density and viscosity of the fluid and in the dew pressure (Pr); that is why the characterization of a reservoir plays an important role in determining the volume of reserves and the optimal exploitation plan for gas condensate reservoirs. In the present investigation the mathematical treatment of the thermodynamic behavior determined by the physical and chemical phenomena is presented, which was implemented with a software to determine the vertical isothermal compositional variation in vertical direction using the Peng - Robinson equation of state in both fields of study. The next step was the introduction of the components of the sampling fluid, obtaining a percentage molar distribution of each component for the analyzed fluid as a function of depth, with its respective reservoir pressure, and relative depth with respect to the reference depth. With the results obtained from the isothermal compositional variation, families of curves of the composition of both methane and C7+ were plotted with respect to time, determining that the compositional variation over the years in the Camisea deposits is negligible (the curves are similar) This is due to the fact that the composition of C7+ is very low (≈ 6%), that is, the condensate is a poor fluid; demonstrating with it that in the fields of Camisea does not require the analysis of the compositional gradient in the characterization of its reservoirs