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Título: PORE NETWORK MODEL FOR RETROGRADE GAS FLOW IN POROUS MEDIA
Instituição: PONTIFÍCIA UNIVERSIDADE CATÓLICA DO RIO DE JANEIRO - PUC-RIO
Autor(es): MARCOS PAULO PEREIRA C DOS SANTOS

Colaborador(es):  MARCIO DA SILVEIRA CARVALHO - Orientador
Número do Conteúdo: 32319
Catalogação:  13/12/2017 Idioma(s):  PORTUGUESE - BRAZIL

Tipo:  TEXT Subtipo:  THESIS
Natureza:  SCHOLARLY PUBLICATION
Nota:  Todos os dados constantes dos documentos são de inteira responsabilidade de seus autores. Os dados utilizados nas descrições dos documentos estão em conformidade com os sistemas da administração da PUC-Rio.
Referência [pt]:  https://www.maxwell.vrac.puc-rio.br/colecao.php?strSecao=resultado&nrSeq=32319@1
Referência [en]:  https://www.maxwell.vrac.puc-rio.br/colecao.php?strSecao=resultado&nrSeq=32319@2
Referência DOI:  https://doi.org/10.17771/PUCRio.acad.32319

Resumo:
Gas well deliverability in retrograde gas reservoirs is affected by the appearance of liquid saturation around the wellbore when the bottom-hole pressure is below the dew point. Pore-scale simulators are used to model this phenomenon, known as condensate blockage, and to investigate parameters that ifluence the amount and the distribution of condensate saturation, as well as how it chokes the gas flow. Here, a fully-implicit isothermal compositional pore-scale network model is presented for retrograde gas flow in porous media. Capillary and gravitational forces are neglected. The model shifts from single-phase flow to annular flow regime when the pressure and the fluid composition reach a stability criteria. Newton s method is applied on flow and volume consistency equations to calculate the transport of each component through the network. Fluid properties and flow behavior were tested against a commercial thermodynamic simulator and analytical solutions respectively. After validation, the simulator was used to predict gas-liquid relative permeability from a depletion process in a 2D network and some results are discussed.

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