Evaluación del plan de compresión de un campo de gas y condensados mediante un modelo integrado de simulación numérica para prolongar la vida productiva del yacimiento

Abstract

El avance tecnológico y la creciente disponibilidad de mayor poder computacional ha impulsado el uso de modelos integrados para predecir el comportamiento del reservorio y su interacción con la red de superficie. Estos modelos permiten evaluar el desempeño del sistema a lo largo de su vida productiva, proporcionando estimaciones más realistas y facilitando una gestión eficiente de las inversiones en el plan de desarrollo. En campos de gas en fase de agotamiento, la implementación de sistemas de compresión es fundamental para poder mantener los niveles de producción establecidos en los contratos. En este contexto, el presente estudio tiene como objetivo evaluar el plan de compresión de un campo de gas y condensado mediante un modelo integrado de simulación numérica. Para ello, se determinó la potencia de compresión requerida en el desarrollo del campo Alfa; integrando el balance de materia y red de superficie a través de las herramientas de simulación MBAL, GAP, PROSPER y RESOLVE. Se diseñó con la herramienta RESOLVE un algoritmo que permite calcular el diferencial de presión (∆P) necesario para sostener la platea de producción, además de estimar la potencia máxima requerida del compresor. Finalmente; se hizo un análisis económico probabilístico tomando en cuenta la sensibilidad de precios, costos operativos (OPEX), de capital (CAPEX) y abandono (ABEX). Los resultados indican que la potencia máxima requerida para la instalación es de aproximadamente 10,500 BHP y que el proyecto es económicamente viable.

Technological advancement and the availability of greater computational power have driven the use of integrated models to predict the behavior of the reservoir and its interaction with the surface network. These models make it possible to evaluate the performance of the system throughout its productive life, providing more realistic estimations and facilitating efficient management of investments in the development plan. In gas fields, in the depletion phase; the implementation of compression systems is essential to maintain the production levels established in their commercial contracts. In this context, the present study aims to evaluate the compression plan of a gas and condensate field using an integrated numerical simulation model. To this end, the compression power required in the development of the Alpha field was determined, integrating the material balance and the surface network through the simulation tools MBAL, GAP, PROSPER and RESOLVE. An algorithm was designed in RESOLVE that calculates the pressure differential (∆P) needed to sustain the production plateau, as well as the maximum power required for the compressor. Finally, a probabilistic economic analysis was carried out considering the sensitivity to prices, operating cost (OPEX), capital cost (CAPEX) and abandonment cost (ABEX). The results indicate that the maximum power required for the installation is approximately 10,500 BHP and that the project is economically viable.