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Raiza Isabel Caraballo Hernandez Ing. de Yacimientos/ Simulacion Numerica
Especialista en Gerencia de Proyectos de I&D Firma Profesional: Servicios Petroleros Raiza Caraballo
Consultora Independiente
• Introducción día 1
• Tópicos Básicos de Ingeniería de Gas día 1
• Yacimientos de Gas Condensado día 2
• Bloque o Banco de Condensado día 2
• Reconocimiento de un Yacimiento de GC día 3
• Gerencia de Yacimientos de GC día 3
• Avances en el Estudio de Gas Condensado día 3
CONTENIDO
• Alcance: El Curso Abarca los Aspectos Fundamentales de la Ingeniería de Yacimientos de Gas con enfoque especial en Yacimientos de Gas Condensado • Dirigido a: Ingenieros de Petróleo, Profesionales de Geociencias y otras Disciplinas a fines a la Ingeniería de Petróleo • Metodología: Exposición Interactiva para Despertar el Interés del Grupo, Promover la Sinergia entre los Participación, Aclarar Dudas, Profundizar el Conocimiento y Estimular el Razonamiento mediante el Desarrollo de Ejercicios y casos reales
DINAMICA DEL CURSO
MI INTRODUCCION AL TEMA
• Yacimientos de Gas Condensado
• Condensación retrograda
• Variaciones fisicoquímicas
• Flujo bifásico
• Optimización del desarrollo del campo
ALCANOS C C
ALQUENOS C C
ALQUINOS C C
BENCENO
TOLUENO
ETILBENCENO
ALIFATICOS
AROMATICOS
HIDROCARBURO
ALCANOS
LOS ALCANOS SON NO REACTIVOS, LOS ENLACES SIMPLES
C-C / C-H SON MUY ESTABLES POR LO CUAL SOLO PUEDE SER
DISOCIADO POR UN REACTANTE MUY FUERTE A TEMPERATURA
NORMAL
ALCANOS - PROPIEDADES
• A MAYOR NUMERO DE CARBONOS MAYOR DIVERSIDAD DE FORMAS ESTRUCTURALES CON EL MISMO N, PUEDIENDO TENER MUCHOS ISOMEROS
• A MAYOR NUMERO DE CARBONOS MAYOR PESO MOLECULAR Y MENOR VOLATILIDAD
• A MAYOR PESO MOLECULAR MAYOR PUNTO DE EBULLICION Y MAYOR GRAVEDAD ESPECIFICA
COMPOSICIONES TIPICAS DE
HC EN EL YACIMIENTO
COMPONENTE GAS SECO
GAS HUMEDO
GAS CONDENSADO
PETROLEO VOLATIL
PETROLEO NEGRO
C1 96 90 75 60 48.83
C2 2.0 3.0 7.0 8.0 2.75
C3 1.0 2.0 4.5 4.0 1.93
iC4 – nC4 0.5 2.0 3.0 4.0 1.60
iC5 – nC5 0.5 1.0 2.0 3.0 1.15
C6 0.5 2.5 4.0 1.59
C7+ 1.5 6.0 17.0 42.15
PROPIEDADES DISTINTIVAS DE
LOS YACIMIENTOS
TIPO DE
YACIMIENTO COMPOSICION RGP(SCF/STB) COLOR API
PETROLEO 50%C1, 40%C7 <1750 NEGRO <45
GAS SECO 95%C1 >100000 INCOLORO --
GAS HUMEDO 90%C1 >15000 INCOLORO <70
GAS CONDENSADO
75%C1 >3200 AMARILLO >40
Tres tipos de Yacimientos de
Gas
• Yacimiento de Gas Seco: es aquel que contiene principalmente metano (C1>90%) con pequeñas cantidades de C5 y componentes mas pesados (C5+<1%)
• Yacimiento de Gas Húmedo: tiene un mayor contenido de componentes intermedios y pesados que los gases secos. El termino “humedo” proviene de que a las condiciones de separación en superficie la mezcla cae en la región de dos fases generando RGL>15000 SCF/STB
• Yacimiento de Gas Condensado: contiene C1>60% y C7+<12%. En fase gaseosa con dos componentes, gas y liquido. El liquido se encuentra vaporizado en el gas y presenta condensación retrograda isotérmica en un rango de temperatura y presiones normales de yacimiento. La RGL>3200 SCF/STB y gc=40-60 API
TOPICOS BASICOS
• GAS NATURAL • GAS IDEAL
– LEY DE BOYLE, LEY DE CHARLES – ECUACION DE ESTADO DE GASES IDEALES – LEY DE AVOGADRO – CONSTANTE UNIVERSAL DE LOS GASES “R” – LEY DE DALTON DE LAS PRESIONES PARCIALES – EJERCICIOS
• GAS REAL
– FACTOR Z – LEY DE VAN DER WALLS, LEY DE KAY – ECUACION DE ESTADO DE GASES REALES – CORRELACION DE STANDING - KATZ – PROPIEDADES DE GASES REALES – FRACCION PLUS
• Metano (CH4) fracción mas liviana
• Gas natural Licuado (GNL) en ingles LNG
• Gas licuado del petróleo (GLP)
• Líquidos del gas natural (LGN)
GAS NATURAL
GAS ASOCIADO
• Es el gas que se encuentra en el yacimiento junto con el petróleo
• Puede estar disuelto en el petróleo o formando una capa de gas libre
GASES IDEALES
• Volumen de las moléculas es despreciable en relación al volumen del gas
• Fuerzas de atracción o repulsión entre las moléculas también es despreciable
• Colisión molecular es elástica, es decir, no ocurre perdida de energía por choke intermolecular
Ley de Boyle (1660):
Sus observaciones probaron que para una masa
fija de gas a una temperatura fija, el producto
de la presión por el volumen es una constante
V1xP1 = V2xP2 V2= V1xP1/P2
PV = C
Sus observaciones probaron que para una masa
de gas a presión constante, el volumen varia
linealmente con la temperatura.
V = cT
Ley de Charles (1787):
P x V1 = C x T1 P x V2=C x T2
Boyle & Charles
C
C
V= (V1xP1)/P2
V=(V2xT1)/T2
M, T1, P1, V1 M, T1, P2, V
M, T1, P2, V M, T2, P2, V2
V1xP1 = VxP2
V/T1=V2/T2
Ley de Avogadro
El peso molecular de un gas ideal ocupa el
mismo volumen del peso molecular de otro gas ideal a
las mismas condiciones de P y T
R es la constante universal de los gases
eos de Gases Ideales
LAS ECUACIONE S DE ESTADO SE DEBEN TRABAJAR EN CONDICIONES ABSOLUTAS DE PRESION Y TEMPERATURA
Ley de Dalton DE LAS Presiones Parciales
MEZCLA DE GASES CON PRESION TOTAL P
POR LA EOS DE GASES IDEALES, HACIENDO Pi/P
EJERCICIO # 1
• Considerando comportamiento de gas ideal, estime la masa del C2H6 contenido en un cilindro de 2,45 litros a una presión de 4 atm y una temperatura de 22ºC
GASES REALES (Factor Z)
• La Ecuación de Estado de los gases ideales predice el comportamiento de los gases pero se desvía de las mediciones experimentales
• La Ecuación de Estado de los gases reales se corrige multiplicando por el factor de compresibilidad del gas o factor de desviación “Z “
• El Facto Z es una medida de la desviacion del gas del comportamiento ideal
FACTOR Z – COMPORTAMIENTO
DEL GAS
A BAJAS PRESIONES
C
H
H
H
H
TEMPERATURA CONSTANTE
PRESION
FAC
TO
R Z
1.0
0.0 BAJA P ALTA P
FACTOR Z – COMPORTAMIENTO
DEL GAS
A ALTAS PRESIONES TEMPERATURA CONSTANTE
C
H
H
H
H
PRESION
FAC
TO
R Z
1.0
0.0 BAJA P ALTA P
Factor Z en Componentes Puros
• El factor de compresibilidad
(Z) de diferentes
componentes puros varia en
un amplio rango a presiones
elevadas
Factor de compresibilidad de Metano, Etano y Propano
Tomado de “Volumetric and Phase Behavoir of Hydrocarbon System,” M.B. Standing
VAN DER WALLS EOS (1873)
Adapto la ecuación de estado de los gases para
ser capaz de representar la transición de vapor a
liquido
a: fuerzas de atracción molecular
b: volumen finito de las moléculas
VAN DER WALLS EOS (mod)
• Redlich-Kwong (RK EoS, 1948) “a=f(T)”
• Soave Peng-Robinson (SPR, 1972)
• Peng Robinson (PR EoS, ?) “Z”
LEY DE LOS ESTADOS CORRESPONDIENTES PARA GASES PUROS, Van Der Walls, 1873
SOLO UNIDADES ABSOLUTAS, TEMPERATURA, R o K, PRESION, LPCA
Diagrama de Fases para una
Sustancia Pura • C : Punto Critico
• T : Punto Triple
• Pc : Presión Critica
• Tc : Temperatura Critica
Cambios de Fases
Sublimación: Solido – Gas
Fusión: Solido – Liquido
Congelación: Liquido – Solido
Condensación: Liquido – Gas
Vaporización: Gas- Liquido
solido liquido
gas
pre
sió
n
temperatura
T
C
tc
pc
W.Gibbs (1876) Regla de Fases
C + 2 – P = F
Donde:
C=numero de componentes
P=numero de fases
F=numero de variables (grados de libertad)
F=P + T + Composicion
solido liquido
gas
pre
sió
n
temperatura
T
C
tc
pc
W.Gibbs (1876) Ejemplo
C + 2 – P = F • Mezcla de dos componentes en la región G-L C= 2 P = 2
• Sustancia pura en el punto T C = 1 P = 3
Aplique la regla de Gibbs
• Gas natural con 3 componentes en la región de G-L
C = 3
P = 2
• Gas natural con 7 componentes en la región G-L
C = 7
P = 2
Factor Z como funcion de Tr y Pr
• El grafico valida la Teoría de
VanDer Walls: “Todos los gases
exhiben el mismo
comportamiento cuando se
expresan en términos de su su
presión reducida, temperatura
reducida y volumen reducido.”
Método Grafico Standing-Katz
para calculo de Z
1. Se calcula Psc y Tsc
para la mezcla
2. Se calcula Psr y Tsr a
partir de 1
3. Se localiza el valor
de Z
Densidad
Masa por unidad de volumen No depende de la masa
Reportadas a las condiciones P y T Su inverso es el volumen especifico
del gas
Factor Volumétrico del Gas
Se define como la relación entre
el volumen del gas a condiciones de yacimiento al
volumen del gas en condiciones normales
Compresibilidad
Ecuación de Compresibilidad De la Ecuación de Estado
Cambio en volumen que experimenta una sustancia durante
un cambio de presión mientras la temperatura
se mantiene constante
Viscosidad del Gas
• Viscosidad Dinámica
• Viscosidad Cinemática
La viscosidad del gas es una
medida de la resistencia al
flujo dentro del medio poroso
Depende de P, T y la composición del fluido
La viscosidad se estima comúnmente a través de
monogramas y correlaciones
Ejercicio # 2
• Calcule la densidad de la mezcla de hidrocarburos a 1550 lpca y 65ºF
• Considere la ecuación de los gases reales, la ley de los estados correspondientes y la correlación de Standing para factor Z
HC PM Pc Tc yi Psc Tsc
gr/gr-mol lpca R frac lpca ºR
CH4 16.043 666.4 343.33 0.9264
C2H6 30.07 706.5 549.92 0.0549
C3H8 44.097 616 666.05 0.0187
FRACCION PLUS, Cn +
• En esta fracción de la composición de la mezcla se agrupan los componentes pesados
HC YI
(fraccion) PM
(lbm/lbm-mol) TC
(ºR) PC
(psia)
N2 0,0138 28,013 227,16 493,1
CH4 0,9302 16,043 343,00 666,4
C2H6 0,0329 30,070 549,59 706,5
C3H8 0,0136 44,097 665,73 616,0
C4H10 0,0023 58,123 734,13 527,9
C4H10 0,0037 58,123 765,29 550,6
C5H12 0,0012 72,150 828,77 490,4
C6H14 0,0008 86,177 913,27 436,9
C7+ 0,0005 114,231 - -
FRACCION PLUS, Cn +
• Infinitos tipos de combinaciones de componentes
• Sus propiedades dependen de la composición global de la mezcla
• Imposible determinar las propiedades criticas experimentalmente
• Las propiedades criticas se determinan mediante correlaciones
• Se determina el peso molecular y la gravedad especifica de la mezcla
Tarea 1
• Investigar acerca de la compresibilidad de un
gas y de un liquido, establecer comparaciones
a iguales condiciones de P y T
• Investigar acerca de la Viscosidad Dinámica y
Cinemática, establecer comparaciones.
CONTENIDO
• Diagrama de Fases / Envolvente de Fases
• Gas húmedo, gas seco y gas retrogrado
• Condensación Retrograda
• Banco o bloque de condensado
• Identificacion de un yacimiento de GC
– Analisis PVT
– Produccion
– Welltest
• Gerencia de Yacimientos de GC
• Avances en el estudio de GC
• Una fase es una porción de un sistema con una composición y estructura química definida, que es homogénea, físicamente distinta y mecánicamente separable*.
• Un diagrama de fases es un grafico donde se representan las condiciones de P-V-T de una mezcla de componentes
* Escobar, E. Ingeniería de Yacimientos de Gas, notas de cátedra
DIAGRAMA DE FASES
ENVOLVENTE DE FASES
PUNTOS DE LA ENVOLVENTE DE FASES
o PRESION CRITICA
o TEMPERATURA CRITICA
o PRESION CRICONDENTERMICA
o TEMPERATURA CRICONDERBARICA
o LINEA DE PUNTOS DE BURBUJA
o LINEAS DE PUNTOS DE ROCIO
1. A condiciones de yacimiento siempre el fluido existirá como gas
2. Durante el proceso de agotamiento a temperatura constante no se entra en la región bifásica
3. A condiciones de separador siempre se separara liquido del gas
CONFUSION CON GAS CONDENSADO
CONDENSADO? HUMEDO?
GAS HUMEDO
1. A condiciones de yacimiento permanece como gas
2. Durante el proceso de agotamiento permanece como gas
3. A condiciones de separador permanece como gas
ESTA COMPUESTO PRINCIPALMENTE DE METANO (CH4)
GAS SECO “A SECAS”
Línea 1 - 2- 3 -4
• Punto 1: 100% gas en el yacimiento
• Punto 2: El gas exhibe un punto de roció
• Punto 3: Aumenta el porcentaje de liquido a 10%
• Punto 4: Se produce revaporizacion del liquido (se ha observado en laboratorio)
1
2
4
3
GAS CONDENSADO
CONDENSACION RETROGRADA
La condensación retrograda es un termino que se
utiliza para describir el comportamiento
anómalo de una mezcla de gases que genera
líquidos por la disminución isotérmica de la
presión
CONDENSACION RETROGRADA
• A condiciones iníciales de P y T la mezcla se encuentra en fase gaseosa o en el punto de rocio
• La temperatura del yacimiento se encuentra entre la critica y la cricondentermica
• La condensación retrograda isotérmica ocurre en rangos de: 200-400ºF de Temperatura y 3000-8000 lpc de Presión
FORMACION DEL CONDENSADO
En el Yacimiento
• El fluido originalmente monofásico cae por debajo de Pr separándose las fases (gas y condensado).
• Fluyen simultáneamente gas y condensado aguas arriba
• La caída de presión cerca del pozo provocan la condensación de mas liquido aumentando la permeabilidad relativa al petróleo y la consecuente reducción de la permeabilidad relativa al gas cerca del pozo
• Como consecuencia de este proceso se origina el banco de condensado que no es mas que la acumulación de líquidos en el fondo del pozo que no podrán ser revaporizados ni producidos y que restringen el flujo
Representación esquemática de la formación del Banco de Condensado*
*Tomado del Articulo: Revision de Yacimientos de Gas Condensado. Schlumberger, 2006
VOLUMEN DE CONDENSADO
*Tomado del Articulo: Revisión de Yacimientos de Gas Condensado. Schlumberger, 2006
MENOS DE 100 BBL
POR MILLON DE PIES
CUBICOS
MAS DE 150 BBL
POR MILLON DE PIES
CUBICOS
POR DEBAJO DE LA PRESION
DE ROCIO
LEJOS DEL PRODUCTOR
• PRIMERAS GOTAS DE ROCIO DE CONDENSADO SON INMOVILES DEBIDO A LA MOVILIDAD LA CUAL ES POCO SIGNIFICATIVA LEJOS DEL POZO
• ESTE CONDENSADO NORMALMENTE NO SE PRODUCE PERO PODRIA REVAPORIZARSE
CERCA DEL PRODUCTOR
• CUANDO LA PRESION DE FONDO DE POZO CAE POR DEBAJO DE LA PRESION DE ROCIO SE FORMA UN SUMIDERO EN LA VECINDAD AL POZO
• EL GAS QUE ENTRA AL SUMIDERO SIGUE CONDENSANDO LIQUIDO
• A UN TIEMPO SE ACUMULA LIQUIDO CON SATURACION MAYOR A LA CRITICA (MOVIL)
BANCO DE CONDENSADO
DONDE SE PRODUCE EL CONDENSADO?
• EN EL YACIMIENTO
• EN EL FONDO DEL POZO
DONDE VA A PARAR EL CONDENSADO?
• A SUPERFICIE
• RETORNA AL FONDO DEL POZO
DONDE OCURRE EL BLOQUEO?
A NIVEL DE LAS PERFORACIONES
FUERZAS EN LA ZONA DEL BANCO
DE CONDENSADO
• EL GAS FLUYE A ALTA VELOCIDAD PRESENTANDOSE ALTAS FUERZAS VISCOSAS
• A VELOCIDADES MAS ALTAS LA PERMEABILIDAD RELATIVA AL GAS SE VE REDUCIDA DEBIDO AL EFECTO DE FORCHEHIMER
• EL NUMERO CAPILAR ES ALTO, FUERZAS VISCOSAS PREDOMINAN SOBRE LAS FUERZAS CAPILARES
• LAS FUERZAS CAPILARES AYUDAN A CREAR CANALES DE FLUJO PARA EL CONDENSADO RESTRINGIENDOSE LOS CANALES PARA EL GAS
*Ilustración Tomado del Articulo: Revisión de Yacimientos de Gas Condensado. Schlumberger, 2006
REGIONES DE FLUJO EN
YACIMIENTOS DE GC
1
Zona 1 Zona 2
Zona 3 Procio
Pyac
Pre
sió
n
BHP
Distancia al Pozo
Condensado inmóvil
Condensado móvil
RANGOS DE EXISTENCIA DE
LOS YACIMIENTOS DE GC
ALTAS PROFUNDIDADES
ALTAS TEMPERATURAS
(200 A 400F)
ALTAS PRESIONES
(3000 A 8000 LPCA)
GAS CON UNA COMPOSICION
MUY RICA
LIBERACION INSTANTANEA EN
GAS CONDENSADO
• Busca determinar el comportamiento volumétrico del sistema a condiciones de superficie, de tubería y de yacimiento
• El sistema se mantiene a composición constante durante la prueba
• Se emplean muestras de gas y liquido recombinadas en superficie bajo la relación gas-liquido de producción
• Exhiben punto de roció cuando la presión decrece a temperatura del yacimiento
• La fracción de heptanos plus es menor a 12,5% molar
• Comportamiento retrogrado ocurre a cond. de yacimiento para gases con menos de 1% de heptanos plus
GAS RETROGRADO EN
LABORATORIO
CARACTERIZACION DEL GAS
CONDENSADO
• Determinar las propiedades del fluido (gas condensado) es especialmente importante en estos yacimientos que exhiben variaciones físico químicas y flujo bifásico
• Conocer con bastante certeza la relación gas condensado es fundamental para estimar el potencial esperado de gas y liquido
• Pwf por encima de Pr
• THP por encima de Pr a lo largo de la tubería
MUESTRA DE FONDO
MUESTREO PARA PVT
RECOMBINADA
MUESTRA RECOMBINADA
MUESTRA DE
LIQUIDO
MUESTRA DE GAS
DE FONDO
FACTORES QUE INFLUYEN EN
EL MUESTREO
ACONDICIONAMIENTO DEL POZO
CALIBRACION DE LOS EQUIPOS
PRESERVACION DE LA MUESTRA A PY T
DE YAC
ESCURRIMENTO DE LIQUIDO HACIA EL
FONDO
POSICIONAMIENTO DEL TOMAMUESTRA
RELACION GAS - LIQUIDO
ES EL NUMERO DE BARRILES DE CONDENSADO LIQUIDO QUE SE PRODUCE POR CADA MIL PIES
CUBICOS DE GAS EN EL YACIMIENTO
LIQUIDO GAS
PARAMETROS DE PRODUCCION EN
YACIMIENTOS DE GC
• La relación gas petróleo inicial alrededor de
3300 pc/bn
• La relación gas petróleo aumenta mientras la
presión cae por debajo de roció
• Gas retrogrado rico no recuperable
• Gravedad API entre 40 y 60
PARAMETROS DE ROCA EN
YACIMIENTOS DE GC YACIMIENTO CON ALTA CAIDA
DE PRESION
• FORMACIONES CON BAJO KH
• ALTO IMPACTO
YACIMIENTO CON BAJA CAIDA DE PRESION
• FORMACIONES CON ALTO KH
• BAJO IMPACTO
IMPACTO EN LA PRODUCTIVIDAD
PRESION < PRESION DE ROCIO
BANCO DE CONDENSADO
REDUCCION DE LA PRODUCTIVIDAD
PRUEBAS DE PRESION
TRANSITORIA
DAÑO (SKIN)
PERMEABILIDAD (k)
rw del bloque de condensado
EVALUAR PRODUCTIVIDAD
DECIDIR ESTIMULAR
CONDICION ORIGINAL DEL
YACIMIENTO DE GC
• SATURACION CRITICA DEL CONDENSADO
• CURVAS KR
PRESION
• PERMEABILIDAD
• ESPESOR
• VISCOSIDAD
PRESION
ROCIO
CONTROL DE LA PRODUCTIVIDAD
ESTRATEGIA DE EXPLOTACION
Diseño de una estrategia de Explotación
adecuada al campo que permita el optimo
rendimiento del gas condensado mediante una
mejor y mayor recuperación de sus productos
líquidos en superficie
FLUIDO
ROCA
PRESION
ESTIMULAR EL POZO
>AREA
DE DRENAJE
>P ROCIO
TECNICAS DE PRODUCCION
• RECICLAJE DE GAS: INYECCION DE GAS SECO PARA MANTENER PRESION POR ENCIMA DE ROCIO
• FRACTURAMIENTO HIDRAULICO Y ACIDIFICACION PARA INCREMENTAR EL AREA DE CONTACTO
• POZOS HORIZONTALES E INCLINADOS
• INYECCION CICLICA HUFF & PUFF
• INYECCION DE SURFACTANTES MAS SOLVENTES PARA REMOVER EL BLOQUE
SIMULACION DEL BLOQUE DE
CONDENSADO
EL MODELO NUMERICO INCORPORA LAS
PROPIEDADES DE ROCA Y FLUIDOS DEL
YACIMIENTO PARA ESTIMAR
DINAMICAMENTE LA INFLUENCIA DEL
BLOQUE DE CONDENSADO EN LA
PRODUCTIVIDAD
SIMULACION DEL BLOQUE DE
CONDENSADO
MALLA DE SIMULACION FINA
• REFINAMIENTO LOCAL DEL FFM
• MODELO DE POZO
MODELO DE FLUIDO COMPOSICIONAL
• CON MAS DE DOS COMPONENTES
• CON NUMERO CAPILAR
PSEUDO PRESIONES
• REPRESENTAR REGIONES DE FLUJO
• P = F(Rp,PVT,Kro,Krg)
CASO ESTUDIO EN MAR DEL
NORTE. CHEVRON
• Np=400 pies
• K, 10-15mD
• Φprom= 15%
• Pi=6000 lpc >> Procio (variable en el campo)
• BHP < < Procio
• RGC, 70 – 110 bbl por millon de pie3
• Caída de 80% de productividad en algunos pozos
Estudio del Yacimiento
• Calculo analítico de pseudo presiones para calcular la productividad
• Simulación composicional en un modelo de pozo
• Fracturamiento Hidráulico para mejorar la productividad
Características del Yacimiento
Estrategia de Desarrollo
CASO ESTUDIO EN MAR DEL
NORTE. CHEVRON
IP Simulado del Pozo Perfil Simulado del Pozo
*Tomado del Articulo: Revision de Yacimientos de Gas Condensado. Schlumberger, 2006
ESTUDIO DE YACIMIENTOS DE GAS
CONDENSADO
• Economides et al (1987): Posible existencia de una cuarta región mas cercana al pozo donde las bajas tensiones interfaciales a alta tasa causan reducción de la saturación liquida con la consecuente mejora en la permeabilidad del gas
• Hassard & Handi (1988): Plantean que una saturación de liquido muy baja podría fluir a bajas tensiones interfaciales en un yacimiento de GC
• Li &Firoozabadi: Incremento en la productividad de los pozos por cambio en la mojabilidad preferencial del liquido al gas
• Fevang (1995): La caída de presión bajo burbujeo en las cercanías al pozo origina tres zonas con saturación liquida diferente
REFERENCIAS UTILIZADAS EN LA
PREPARACION DE ESTE TALLER
• Amanat U Chaudhry: Gas Well Testing Handbook. Advance TWPSOM Petroleum System Inc. Houston, Texas (2003)
• Barandiaran L:. Reservorios de Gas Condensado -Análisis del Comportamiento. Universidad Nacional de Ingeniería, Lima-Peru (2005)
• Escobar E: Material de Cátedra de Ingeniería de Gas
• Guo. B, Ghalambor. A: Natural Gas Engineering Hand Book. University of Louisiana at Lafayete ,Houston-Texas (2005)
• Li Fan, B Harrys, A.Jamaluddin, R Mott, G Pope, A Chandrygin, C.H Whitson: Understanding Gas-Condensate Reservoirs. Oilfield Review 17. Shclumberger, Oslo, Norway (Winter 2005),
• Reservoir Engineering Handbook. SPE Publications.