[pt] MODELO DE REDE DE CAPILARES PARA O ESTUDO DO ESCOAMENTO DE GÁS RETRÓGRADO EM MEIOS POROSOS

[en] PORE NETWORK MODEL FOR RETROGRADE GAS FLOW IN POROUS MEDIA

[pt] MARCOS PAULO PEREIRA C DOS SANTOS

[pt] MODELAGEM EM ESCALA DE POROS

[pt] SIMULACAO COMPOSICIONAL DE RESERVATORIOS

[pt] CONDENSACAO EM CAPILARES

[pt] GAS CONDENSADO

[pt] MODELOS DE REDE DE CAPILARES

[en] PORE-NETWORK MODELS

[en] COMPOSITIONAL RESERVOIR SIMULATION

[en] CAPILLARY CONDENSATION

[en] GAS-CONDENSATE

[en] NETWORK MODE

[pt] A produtividade de poços produtores de gás, que operam com pressões de fundo inferiores à pressão de orvalho, é afetada pelo aparecimento da saturação de líquido em seus entornos. Para entender esse fenômeno, conhecido como bloqueio por condensado, os simuladores em escala de poros são ferramentas úteis na investigação dos parâmetros que influenciam na quantidade e na distribuição da saturação de condensado, assim como seus efeitos na redução do fluxo de gás. Esse trabalho apresenta um modelo de rede de capilares composicional e isotérmico para o estudo do escoamento de gás retrógrado em meios porosos. Forças capilares e gravitacionais não foram consideradas. O escoamento monofásico é comutado para bifásico de padrão anular quando a pressão e a composição do fluido atingem um critério de estabilidade. O método de Newton é aplicado para resolver as equações de fluxo e consistência dos volumes e calcular o transporte de cada um dos componentes ao longo da rede. As propriedades do fluido e o comportamento do escoamento foram testadas contra os resultados de um simulador termodinâmico comercial e soluções analíticas, respectivamente. Após validação, o simulador foi utilizado para obter curvas de permeabilidade relativa gás-líquido através da despressurização de uma rede 2D e alguns resultados são discutidos.

[en] 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.

MARCIO DA SILVEIRA CARVALHO

MARCIO DA SILVEIRA CARVALHO

LUIS FERNANDO FIGUEIRA DA SILVA

DANIEL NUNES DE MIRANDA FILHO

JOSE SERGIO DE ARAUJO CAVALCANTE FILHO

2017-12-13

2017-09-13

[pt] TEXTO

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PORTUGUÊS

https://www.maxwell.vrac.puc-rio.br/colecao.php?strSecao=resultado&nrSeq=32319@1

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https://doi.org/10.17771/PUCRio.acad.32319