FACTORES DE COMPRESIBILIDAD BIFÁSICOS PARA GASES RETRÓGRADOS

Resumen

El factor de compresibilidad bifásico se debe utilizar en los cálculos de balance de material para los sistemas de gas-rico-condensado. Este artículo presenta una correlación para la estimación de este factor a partir de datos de campo. La correlación, que se basa en el estudio de agotamiento de 67 líquidos con concentración de C7 + mayores o iguales al 4% en moles, se aplica a los gases ricos con grandes cantidades de CO2, H2S y N2. La correlación da un error promedio de 3,66%, pero puede dar lugar a grandes errores en algunos gases ricos.

Introducción

La correlación de Katz y Standing para el factor de compresibilidad del gas sólo es válida para los sistemas de gas seco. El gas de condensación Retrógrada en depósitos líquidos experimenta consecuencias de agotamiento por debajo del punto de rocío. Las dos fases del factor de compresibilidad cuentan para la formación de una fase líquida.

Los factores de compresibilidad se utilizan en las ecuaciones de balance de materia para estimar la cantidad inicial de gas en el lugar y las reservas. Los factores de compresibilidad de gas normalmente se utilizan cuando el estudio de un depósito de líquido de agotamiento no está disponible. Esta práctica es aceptable para los gases retrógrados si el gas condensado es pobre, sin embargo, si el gas es rico, las reservas se podrían ver seriamente subestimadas si el factor de compresibilidad bifásico no se utiliza.

La figura 1 muestra la relación de los factores de compresibilidad de un gas rico condensado como una función de la presión. En este sistema, el factor de compresibilidad bifásico es uniformemente menor que el factor de compresibilidad del gas, y los dos factores de compresibilidad divergen según se agota la presión. Los sistemas que se encuentran a altas presiones y temperaturas pueden mostrar un comportamiento diferente cerca del punto de rocío. Regiones de alta presión se han observado en donde el factor de compresibilidad bifásico es mayor que el factor de compresibilidad del gas. A bajas presiones, sin embargo, el factor de compresibilidad bifásico es menor que el factor de compresibilidad del gas y ambos divergen según la presión disminuye. Para el caso en la figura 1, el no usar el factor de compresibilidad bifásico causará p / z demasiado baja, subestimando el gas inicial en el lugar y las reservas.

Este artículo presenta las correlaciones que ayudan a determinar cuando un factor de compresibilidad bifásico se debe utilizar y cómo calcular este factor con los datos presentados. La correlación para el factor de compresibilidad bifásico se basa en las propiedades pseudorreducidas del gas producido que pueden ser calculadas a partir de la composición del gas o la gravedad especifica de la separación primaria correcta del gas. La presión y la temperatura pseudorreducidas se calcularon con los métodos presentados por Sutton. Estos métodos incluyen correlaciones para el cálculo de las propiedades pseudocríticas de una fracción de heptano-plus , ajustando las propiedades pseudocriticas de las impurezas, y el uso de las reglas modificadas de mezclado de Stewart-Burkhardt-Voo. Sutton también da una correlación para el cálculo de la presión y la temperatura pseudoreducida de la gravedad de gas de la corriente específica. La correlación para determinar cuándo se debe utilizar el factor de compresibilidad bifásico se basa en la gravedad especifica la corriente de gas inicial, que se puede calcular a partir de datos de separación de la superficie si la composición del gas no está disponible. Las correlaciones fueron verificadas con los datos de producción simulados.

Teoría

La ecuación de balance de materia para obtener un rendimiento volumétrico de un depósito de gas retrógrado se deriva fácilmente de la ley de los gases reales. Inicialmente, el depósito contiene n moles de gas:

1

Suponiendo que sólo gas se produce, este se condensa en fase líquida en los reservorios con la presión por debajo del punto de rocío , dejando n moles de gas y el líquido residual en el depósito:

2

Debido a que el factor de compresibilidad en la ecuación 2 se aplica ahora a gas y líquido, es un factor de compresibilidad en dos fases. La división de Eq2, por la ecuación 1 se presenta, después de la sustitución de Gp / G para np / nt y reordenando,

3

Una forma de la ecuación de equilibrio de materia similar a la propuesta por Dake.Reordenando y expandiendo la ecuación 2 para dar cuenta de los volúmenes ocupados por el gas y el líquido residual en el depósito, dan una relación entre el gas y el líquido residual en el depósito y el factor de compresibilidad bifásico y los factores de compresibilidad del equilibrio gas y líquido,

4

La ecuación 4, recientemente propuesta por Vo y Col, indica que el factor de compresibilidad bifásico es un promedio ponderado del factor de compresibilidad de líquido y de gas en función de la presión, temperatura, composición y la cantidad de líquido que queda en el depósito.

Desarrollo de las correlaciones

Las correlaciones fueron desarrolladas con datos de 131 estudios de depleción constante de volumen realizados sobre muestras de gas retrógrados recolectados en todo el mundo. La Tabla 1 muestra el rango de los datos en las condiciones de punto de rocío. Los datos se repartieron en base a concentraciones de C7 + y las impurezas (Tabla 2). El estudio de sensibilidad se realizó con las correlaciones definitivas que han apoyado estas particiones.

El factor de compresibilidad bifásico se correlacionó con la presión y la temperatura pseudorreducidas. Las composiciones de los gases producidos a partir de cada paso de los estudios de agotamiento de volumen constante se utilizaron para calcular tanto la presión como la temperatura pseudorreducidas con los métodos presentados por Sutton. La figura 2 muestra los datos de laboratorio que determinaron el factor de compresibilidad bifásico, de los datos de todo el conjunto como una función de la presión pseudoreducida. Aunque los datos se extienden a bajas presiones pseudorreducidas, una tendencia lineal general es evidente.

Las Figs. 3 a las 6 muestran similitudes para los conjuntos de datos de 1 a 4. Estas cifras indican que los datos tienen dos diferentes tendencias a tener la concentración de c7 +. El factor de compresibilidad bifásico para los gases ricos (fig. 3 y 5) muestra una curvatura similar a la de un gas de una sola fase. Aunque no se indica en las Figs. 2 a 6, el factor de compresibilidad bifásico se encontró que era una función lineal de la inversa de la temperatura pseudorreducida. De hecho, la variación en la temperatura pseudorreducida parcialmente representa la difusión de los datos indicados en bajos valores de presión pseudorreducida.

Estas observaciones fueron utilizadas para ajustar un conjunto de datos con un modelo lineal. Las variables independientes seleccionadas fueron presión pseudoreducida y la inversa de la temperatura pseudorreducida del gas producido. Estas variables se calculan fácilmente a partir de datos normalmente disponibles en el campo. Tanto los modelos cuadráticos y cúbicos y otras variables, como la presión inicial, el factor de compresibilidad inicial, la gravedad específica de gas, y el peso molecular y la gravedad específica de la fracción C7 +, se trató. Sin embargo, un modelo completo cuadrático con compresibilidad bifásica proporcional a la presión e inversamente proporcional a la temperatura, como se sugiere por eq.4, esta produjo los mejores resultados. El paquete de software SAS15 se utilizó para el análisis. La forma final de la correlación para estimar el factor de compresibilidad bifásico es:

Fig. 9 muestra la precisión de esta correlación con la fracción + C7 real. Así, si la gravedad pozo de gas de la corriente específica es <0,911, la correlación no debe ser utilizado. La correlación de gas de una sola fase de la compresibilidad se debe utilizar para estos gases pobres. Resumimos el procedimiento recomendado para determinar el factor de compresibilidad bifásico a continuación.

1. Calcular las propiedades pseudorreducidas del gas producido a partir de la composición del gas y la corriente, o bien flujo de la gravedad específica de gas.

2. Si la concentración de C7 + es mayor o igual a 4% en moles (o si la gravedad pozo de gas de la corriente específica es mayor a 0,911), utiliza la ecuación. 5 para calcular el factor de compresibilidad en dos fases.

3. Si bien la composición del gas de la corriente y la gravedad pozo de gas de la corriente específica son desconocidas, como será el caso cuando las predicciones están hechas de reservas en una presión abandono, utilice la última composición de gas conocida o gravedad específica.

Verificación de la correlación

La correlación se ensayó mediante la simulación de los procesos naturales de agotamiento del yacimiento con el módulo de VIP-COMP TM del simulador VIP EJECUTIVO TM. El simulador de yacimientos se creó como un modelo r-z con un pozo productor en el centro del reservorio. El reservorio simulado fue de 150 pies de espesor, con un diámetro de 440 pies. La porosidad era de 0,13, y la permeabilidad fue de 400 md en la dirección radial y 40 md en la dirección vertical. La red para el modelo de simulación tenía nueve anillos concéntricos alrededor de la productora, con un radio exterior de 10, 20, 30 40, 70, 100, 130, 170 y 220 pies y tenía nueve capas, cada una de igual grosor, porosidad, permeabilidad y la velocidad de flujo constante era 4.000Mscf / D. Todos los demás parámetros, incluidos los datos de saturación, la roca y propiedades de los fluidos, y las temperaturas y presiones de separación, se tomaron de la referencia. 3. Volumen constante de datos de agotamiento de un gas rico y uno condensado se emparejaron con la ecuación de Peng-Robinson, de estado (EOS) y el simulador de la EOS-PAK.

Los datos simulados se analizaron de dos maneras diferentes. Ambos métodos de análisis utilizaron propiedades pseudorreducidas del gas producido a varias presiones para calcular el factor de compresibilidad en dos fases. La principal diferencia en los dos métodos es que, en el primer método, para calcular las composiciones de gas de la corriente se utilizaron las propiedades pseudorreducidas, y en el otro fue utilizada la correlación para los cálculos de este último.

La fig. 10 muestra los resultados de estos cálculos, en forma de una parte del balance de materia de gas rico condensado. Para la comparación, la fig. 10 también se muestran los

datos reales del estudio de eliminación de volumen constante. Como era de esperar, el real (p/z2p) extrapola a 1,0, y el real de z p / extrapola a = -0,9, lo que indica que el gas inicial en el lugar y las reservas están subestimadas en un 10%. El calculado (p/z2p) estima inicial de gas en el lugar y las reservas con un error de + o-un 3,0%.

La figura 11 muestra los cálculos similares de un sistema ágil, de gas y condensado, para este sistema el real Z p / extrapola a 0,98, lo que indica que una estimación aceptable de gas inicial en su lugar y reservas se puede obtener con el factor de compresibilidad del gas.

Conclusiones

Una estimación del factor de compresibilidad bifásico se puede hacer con la correlación si la concentración de C7 + del gas inicial es mayor a 4% en moles o la gravedad en pozo del gas de una corriente específica es mayor a 0,911.

Cuando la concentración inicial de C7 + es menor a 4% en moles o la gravedad en pozo del gas de una corriente específica es menor a 0,911, el factor de compresibilidad del gas de una sola fase debe ser utilizado en el balance de materia de la grafica de p / z.

La correlación para el factor de compresibilidad bifásico puede ser utilizado para los gases ricos con grandes cantidades de CO2, H2S y N2.